Relatório Final. Análise das Emissões de Gases de Efeito Estufa do Setor Elétrico Brasileiro e Papel das Termelétricas a Carvão Mineral

Relatório Final Análise das Emissões de Gases de Efeito Estufa do Setor Elétrico Brasileiro e Papel das Termelétricas a Carvão Mineral Amaro Pereira Juliana Marreco

Índice 1. Introdução... 4 1.1 Perspectivas para expansão do uso do carvão... 6 1.2 O Setor Elétrico Brasileiro... 9 2. Análise da competitividade do carvão para geração de energia elétrica no Brasil 12 2.1 Descrição das Tecnologias... 15 2.2 Premissas téncnico-econômicas... 41 3. Cenários... 45 3.1 Cenário de Referência... 45 3.2 Cenários Alternativos... 48 3.3 Expansão da Capacidade de Geração... 55 3.4 Comparações Internacionais... 60 4. Considerações Finais... 62 5. Referências Bibliográficas... 63

Índice de Figuras Figura 1 Novos investimentos em capacidade e preços de carvão... 5 Figura 2 Desenvolvimento das tecnologias de carvão... 6 Figura 3 Redução das emissões com aumento da eficiência... 7 Figura 4 Eficiência das plantas a carvão... 8 Figura 5 - Comparativo da flexibilidade das plantas a gas natural e a carvão... 9 Figura 7 Potencial Hidrelétrico... 15 Figura 8 Mapa das Principais Ocorrências de Carvão Mineral do Brasil... 17 Figura 9 Reatores em construção no final de 2011.... 22 Figura 10 Reservas de Urânio no Brasil... 23 Figura 11 Produção de Cana-de-Açúcar... 27 Figura 12 - Potencial eólico brasileiro por região... 30 Figura 13 Insolação Total (Média Anual)... 32 Figura 14 Representação das Cadeias Energéticas no MESSAGE... 52 Figura 15 Cadeias Energéticas Consideradas no Estudo... 53 Figura 16 Sistema Interligado Nacional... 54

Índice de Gráficos Gráfico 1 Evolução da geração termelétrica... 20 Gráfico 2 Custos de Combustível... 43 Gráfico 3 Custo Médio de Geração... 44 Gráfico 4 Formação dos Custos de Geração... 45 Gráfico 5 Emissões de Gases de Efeito Estufa por atividade... 47 Gráfico 6 Detalhamento das emissões relacionadas à energia no Brasil entre 2015-2030... 48 Gráfico 7 Comparação com Outros Estudos no ano 2030... 57 Gráfico 8 Comparativo de emissões de gases de efeito estufa entre os cenários desenvolvidos e o cenário de referência adotado.... 59 Gráfico 9 Emissões de gases de efeito estufa em tco2/mwh por MWh... 60 Gráfico 10 Emissões de gases de efeito estufa em kgco2/mwh por unidade de PIB... 61 Gráfico 11 Emissões de gases de efeito estufa em tco2/mwh per capita... 61

Índice de Tabelas Tabela 1 Oferta de Biomassa (2005)... 26 Tabela 2 Dados de Irradiação Solar... 36 Tabela 3 Número de domicílios segundo classe de renda familiar... 39 Tabela 4 Dados Técnico-Econômicos das Usinas... 42 Tabela 5 Custos dos Combustiveis adotados... 43 Tabela 6 Expansão da capacidade instalada de Geração no cenário de referência (MW)... 46 Tabela 7 Evolução dos Custos de Investimento... 51 Tabela 8 Projeção da Demanda de Energia Elétrica MWmed... 53 Tabela 9 Expansão da Capacidade (MW) cenário com Carvão... 55 Tabela 10 Expansão da Capacidade (MW) cenário Restritivo Carvão... 56 Tabela 11 Comparação com Outros Estudos no ano 2030 (MW)... 56 Tabela 12 Geração Mwmed Cenário com Carvão... 57 Tabela 13 Geração Mwmed Cenário Restritivo Carvão... 57 Tabela 14 Emissões MtCO2 Cenário com Carvão... 58 Tabela 15 Emissões MtCO2 Cenário Restritivo Carvão... 58 Tabela 16 Indicadores de Emissões referentes ao setor elétrico... 59

SUMARIO EXECUTIVO O carvão se tornará a principal fonte de energia do mundo nos próximos cinco anos, sendo extremamente importante para aumentar o acesso à energia de milhões de pessoas e permitir o desenvolvimento de diversos países, conforme aponta relatório da Agência Internacional de Energia divulgado no final de 2012. O uso do carvão nas economias em desenvolvimento pode reduzir sua exposição aos riscos da volatilidade dos preços dos combustíveis fósseis e também se beneficiar do desenvolvimento de tecnologias de carvão limpo. A produção de syngas, o aumento da eficiência na geração termelétrica, tecnologias mais eficientes tais como as modernas supercríticas e ultrasupercríticas e usinas mais flexíveis, contribuindo com a qualidade da energia, e atuando como importante backup para as energias renováveis permitirão a expansão do uso do carvão sem comprometer metas de redução de gases de efeito estufa. No Brasil, os Planos Decenais de Energia PDE têm incorporado metas de reduções de emissões adotadas na Conferência do Clima em Copenhague, limitando as emissões do setor de energia em 634 MtCO2-eq. Ainda que exista espaço para expansão do carvão sem que esse limite seja ultrapassado, o governo não tem permitido a participação do carvão nos leilões de energia nova. Se por um lado esta medida mantém um baixo nível de emissões, por outro, pode comprometer a segurança no abastecimento. No longo prazo, o esgotamento do potencial hidrelétrico demandará uma maior participação de termelétricas e uma restrição agora pode comprometer a continuidade do investimento no futuro. O presente estudo apresenta uma análise da competitividade do carvão na matriz energética brasileira, a luz dos compromissos e metas de redução de gases de efeito estufa assumidos pelo governo federal. A análise foi feita a partir do custo médio de geração (levelized cost of electricity), considerando diversas fontes possíveis dadas as condições nacionais e considerando as premissas técnicas e econômicos apresentadas na tabela 1 a seguir:

Tabela 1 Dados Técnico-Econômicos das Usinas Fonte: EIA/DOE. 2010; IEA. 2010; EPE. 2007. Bloomberg New Energy Finance. 2012 Com base nessas premissas os resultados em termos de custo médio de geração para as tecnologias analisadas para diferentes taxas de desconto, 6%, 8% e 10%, são ilustrados no gráfico 1. Hidrelétricas grandes e médias são as tecnologias mais baratas no Brasil. Eólica

onshore, biomassa da cana e PCH já são competitivas, quando se compara com as termelétricas a gás natural e a carvão mineral. Gráfico 1 Custo Médio de Geração Fonte: Elaboração própria Para avaliação dos impactos da expansão do carvão na geração de energia elétrica no Brasil, foram elaborados dois casos: um que considera um cenário restritivo às novas usinas a carvão e outro que permite a expansão do carvão. O cenário A não considera expansão de fontes renováveis, sendo o crescimento da demanda atendido por gás natural. No setor transportes supõe que a proporção de mistura de etanol na gasolina deverá ser reduzida para 20% até 2020, permanecendo neste patamar após 2020. Não haveriam ganhos advindos de programas de eficiência energética e o mix de consumo de energia permaneceria praticamente inalterado. O segundo cenário de referência adotado neste estudo baseia-se no cenário B apresentado em La Rovere et al (2013), que assume que o país irá implantar medidas mitigadores conforme estabelecido no Plano Nacional de Mudança Climática para o período 2010-2020. Para a análise do impacto da inserção da geração a carvão no país no horizonte até 2030 foram considerados dois cenários alternativos: um cenário mais restritivo à entrada

desse combustível e um cenário que permitiria a entrada de novas usinas a carvão no parque gerador brasileiro visando a diversificação da matriz em que se entende a importância dessa fonte para aumentar a segurança do suprimento de energia nacional. Em ambos os cenários adotou-se a taxa de crescimento da demanda considerada no PDE 2021 e uma taxa de desconto de 8% a.a. Os cenários foram construídos com base em projeções de queda nos custos de investimento das diferentes tecnologias de geração. Tais projeções se basearam em curvas de aprendizagem, estimadas pela Agência Internacional de Energia. A projeção da expansão da geração por tipo de tecnologia foi feita através do MESSAGE (Model for Energy Supply System Alternatives and their General Environmental impacts). A demanda de energia elétrica (energia final) de cada subsistema (Sudeste/C.Oeste SE. Sul S. Nordeste NE. Norte N) foi assumida como exógena e é considerado como dados de entrada para as simulações com o MESSAGE. Os valores foram estimados nas projeções do Plano Decenal de Energia (PDE), para o período 2010-2020, e do Plano Nacional de Energia 2030 (PNE), para o restante do horizonte. O resultado é apresentado nas Tabelas 9 e 10 a seguir. Tabela 9 Expansão da Capacidade (MW) cenário com Carvão MW 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2035 Hidrelétricas 84.459 105.443 125.255 133.858 148.646 170.152 Nuclear 2.007 2.007 3.412 3.412 5.861 7.412 Gás Natural 9.142 12.697 12.697 12.697 12.697 14.602 Carvão 1.765 3.205 5.565 7.665 14.665 18.265 Óleo 3.244 7.853 7.853 7.853 7.853 7.853 Biomassa 8.000 10.704 11.969 11.969 20.937 24.500 Eólica 250 6.947 8.510 8.510 8.510 20.524 TOTAL 108.867 148.856 175.261 185.964 219.170 263.308 Fonte: Elaboração própria Tabela 10 Expansão da Capacidade (MW) cenário Restritivo Carvão MW 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Hidrelétricas 84.459 105.443 125.605 134.208 154.803 170.152 Nuclear 2.007 2.007 3.412 3.412 7.412 7.412 Gás Natural 9.142 12.697 12.697 12.697 12.697 25.585 Carvão 1.765 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205

Óleo 3.244 7.853 7.853 7.853 7.853 7.853 Biomassa 8.000 10.704 11.969 13.590 20.937 24.500 Eólica 250 6.947 8.510 8.510 16.181 27.724 TOTAL 108.867 148.856 173.251 183.476 223.088 266.431 Fonte: Elaboração própria A análise da geração e das emissões de gases de efeito estufa resultante de cada cenário mostra que as emissões geradas pelo carvão mostra que o aproveitamento do carvão para geração de energia elétrica no país não compromete as metas assumidas, e tão pouco gera impacto significativo em termos ambientais, enquanto pode efetivamente contribuir com a expansão da capacidade instalada e com a segurança de suprimento. Em termos gerais devido à pequena participação do setor elétrico nas emissões totais do país, a inserção mais acentuada do carvão trará pequeno aumento das emissões totais, mesmo quando considerando a participação relativa do setor elétrico nas emissões. O mesmo se verifica quando se avalia o impacto das emissões totais por unidade do PIB. Como os valores de emissões do setor elétrico são muito pequenos frente às emissões totais, a variação é mínima quando comparamos o cenário de restrição de carvão na matriz com o cenário que permite a participação do carvão na expansão do parque gerador. Em termos de participação de renováveis na matriz a perda é muito pequena quando comparada ao benefício de segurança advindo da diversificação com uma fonte que não é intermitente.

MtCO2eq 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2015 2020 2025 2030 Cenário Restritivo Carvão Cenário de Referência B Cenário com Carvão Cenario de Referência A Gráfico 9 Comparativo de emissões de gases de efeito estufa Fonte: Elaboração própria

% Renováveis na Capacidade Instalada % Renováveis na Geração 90% 90% 89% 89% 88% 88% 87% 87% 86% 86% 85% 85% 84% 84% 83% 83% 82% 82% 81% 81% 80% 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 80% Geração Com Carvão Cap Instalada Com Carvão Geração Restritivo Carvão Cap Instalada Restritivo Carvão Gráfico 10 Participação de renováveis na matriz por cenário Fonte: elaboração própria

Introdução O carvão é o mais abundante e disponível combustível fóssil no mundo. Constitui a base da geração de energia elétrica mundial, suprindo 42% da demanda global em 2008 de acordo com o World Coal Association WCA. É ainda um componente chave na produção de aço e concreto, materiais vitais para a construção civil e projetos de infraestrutura. Adicionalmente, existem atualmente 1,3 bilhões de pessoas sem acesso à eletricidade no mundo, o que demonstra a importância deste energético para o desenvolvimento das nações e, dessa maneira, levou a Agência Internacional de Energia a afirmar que o carvão será responsável para atender mais da metade dessa população sem acesso a energia nos próximos anos. O uso das chamadas tecnologias limpas de carvão ( clean coal technologies ) tais como tecnologias de geração que utilizam caldeiras de pressão supercríticas e ultrasupercríticas, bem como, o uso da captura e armazenamento de carbono tornarão possível conciliar o uso do carvão com os objetivos climáticos e ambientais. O carvão se tornará a principal fonte de energia do mundo nos próximos cinco anos, conforme aponta relatório da Agência Internacional de Energia divulgado no final de 2012. Ainda de acordo com este relatório, o consumo do combustível crescerá em quase todas as regiões do planeta e chegará a 4,32 bilhões de toneladas de óleo equivalente (btoe) em 2017, ultrapassando o petróleo, cuja demanda prevista pelo estudo é de 4,4 bilhões de btoe. China e Índia vão liderar a expansão desse mercado nos próximos anos. Até 2017, os chineses consumirão, sozinhos, mais do que todo o resto do mundo, enquanto os indianos ficarão em segundo lugar e se tornarão os maiores importadores do combustível. A expectativa é que a demanda global aumente 1,2 bilhão de btoe no período, o equivalente ao consumo atual da Rússia e dos Estados Unidos. O Banco Mundial, por sua vez, reconhece a importância fundamental do carvão para assegurar o suprimento de energia elétrica, especialmente para as nações em desenvolvimento. Isso pode ser comprovado com a decisão de financiamento da Termelétrica de Medupi na África do Sul, quando o presidente do Banco Mundial afirmou: o carvão ainda é a opção de menor custo mais viável técnica e economicamente disponível capaz de atender aos requistos de energia da maior economia da África.

O aumento do uso do carvão especialmente nas economias em desenvolvimento em processo de industrialização acelerado pode reduzir sua exposição aos riscos da volatilidade dos preços dos combustíveis fósseis e também se beneficiar do desenvolvimento de tecnologias de carvão limpo. Com isso entre 2007 e 2010 países como Brasil, China, Índia, Indonésia, México, Polônia e África do Sul desenvolveram estudos visando identificar oportunidades técnicas, financeiras e políticas para tecnologias de baixo carbono, conforme apontado no relatório Planning for a Low Carbon Future. O relatório da Agência Internacional de Energia, Tracking Clean Energy Progress aponta que na Europa e nos EUA a expansão termoelétrica preferencial tem sido através da geração a gás natural. O mesmo relatório aponta que a Índia deverá implantar de 50% a 60% das novas plantas de carvão supercríticas. A manutenção do preço do carvão em patamares elevados favorece investimentos em tecnologias de maior eficiência, como ilustram as figuras 1 e 2 a seguir. Figura 1 Novos investimentos em capacidade e preços de carvão Fonte: IEA. Tracking Clean Energy Progress Report. 2012

Figura 2 Desenvolvimento das tecnologias de carvão Fonte: IEA. Tracking Clean Energy Progress Report. 2012 No Brasil, os Planos Decenais de Energia PDE agora têm incorporado as metas de reduções de emissões adotadas na Conferência do Clima em Copenhague, que limita as emissões de todo o setor de energia em 634 MtCO2-eq. De acordo com o PDE, as emissões em 2020 provenientes do setor elétrico devem atingir 56 MtCO2-eq. Em 2010, as emissões do setor elétrico representavam 8,4% do setor energético e 1,5% das emissões totais, considerando florestas, agricultura etc. Atingindo as metas assumidas para 2020, as proporções passam para 7,9% e 2,5%, respectivamente. A reversão do crescimento da emissão de gases de efeito estufa e com isso da redução dos riscos da mudança climática é provavelmente um dos maiores desafios da humanidade no século 21. Considerações ambientais no âmbito internacional reforçam a necessidade de desenvolvimento de tecnologias de baixo carbono. Políticas de redução de emissões e controles de poluição têm sido utilizadas forçando o descomissionamento de plantas ineficientes, desacelerando a demanda por carvão e limitando as emissões da geração térmica a carvão. O Plano Quinquenal Chinês (2011-2015) prevê o descomissionamento de plantas pequenas, antigas e ineficientes a carvão e sinaliza com a introdução de um mercado de carbono na China depois de 2020. Na Índia, o Plano (2012-2017) apresenta uma meta de que 50% a 50% das plantas a carvão utilizem tecnologia Supercrítica. Na Europa o esquema de comercialização de emissões combinado a fortes estímulos governamentais para energias renováveis tem praticamente eliminado a construção de novas plantas a carvão. Nos EUA se for adotada a regulação de emissões de carvão pela Agência de

Proteção Ambiental combinado à substituição por plantas a gás natural, o crescimento da geração a carvão estará limitado. 1.1. Perspectivas para expansão do uso do carvão De acordo com o Roadmap do carvão mineral elaborado pelo CGEE, a produção de syngas ampliará as aplicações do carvão mineral, além de torná-lo mais eficiente e rentável tanto para geração de energia como para outros segmentos. A eficiência na geração termelétrica a carvão terá um papel fundamental na produção de eletricidade no futuro. Um ponto percentual de acréscimo na eficiência de uma tecnologia de carvão pulverizado pode representar uma redução de 2-3% na emissão de gases de efeito estufa. Tecnologias mais eficientes tais como as modernas supercríticas e ultrasupercríticas emitem quase 40% menos CO2 do que as plantas subcríticas, tal como ilustrado na figura 3 abaixo. Figura 3 Redução das emissões com aumento da eficiência Fonte: IEA Focus on Clean Coal (2006) Nota: 1% de aumento na eficiência 2-3% de redução nas emissões Melhorias de eficiência consistem nas medidas de redução de gases de efeito estufa mais econômicas e de menor tempo de implementação nas térmicas a carvão. Particularmente nos países em desenvolvimento e nas economias de transição em que as

eficiências das plantas existentes é geralmente baixa e o uso do carvão é crescente. A média da eficiência global nas plantas a carvão atualmente é de 28% comparado com 45% das plantas mais eficientes. Ainda de acordo com o Roadmap do carvão mineral, as termelétricas a carvão no Brasil, com exceção de Candiota Fase C e Jorge Lacerda IV, são antigas e, segundo o PNE 2030 (EPE/MME. 2007), atingem um rendimento máximo de 35%. A adoção de novas tecnologias, como caldeiras supercríticas ou IGCC, poderia proporcionar um rendimento acima de 40% com menores índices de emissões. A adoção de tecnologias de limpeza de gases, permite equiparar ou mesmo superar os níveis de emissões de combustíveis mais limpos e também mais caros, como o gás natural. Uma das metas propostas pelo Roadmap prevê que horizonte até 2022 as novas usinas termelétricas nacionais estejam operando com 40% de eficiência; e até 2035 a eficiências dessas usinas atinja 45%. De fato é possível observar eficiência crescente nas plantas a carvão como ilustra a figura 4 a seguir. Figura 4 Eficiência das plantas a carvão Fonte: IEA Tracking Clean Energy Progress Report. 2012 As usinas a carvão não apenas deverão se tornar mais eficientes como também serão mais flexíveis, contribuindo com a qualidade da energia, e também atuando como importante backup para as energias renováveis (intermitentes tais como solar e eólica).

Desta forma, o papel da geração fóssil deverá desempenhar um papel complementar às renováveis, considerando que tais tecnologias terão prioridade no despacho. Esta mudança de papel exige que as plantas de geração a carvão passem a operar de forma flexível. Atualmente já existem usinas a carvão que funcionam a uma carga parcial funcionando como reserva de capacidade competindo com plantas a gás natural. Plantas modernas podem alternar da capacidade plena para 50% em menos de 15 minutos com pequenas perdas de eficiência como pode ser visto na figura 5 abaixo. Figura 5 - Comparativo da flexibilidade das plantas a gas natural e a carvão Fonte: EURACOAL 1.2. O Setor Elétrico Brasileiro O setor elétrico brasileiro é sistema hidrotérmico, caracterizado pela forte presença de usinas hidrelétricas, com grandes reservatórios de regularização plurianual, localizadas em diferentes bacias hidrográficas, que ficam afastadas dos centros consumidores. O sistema, por isso, é interligado por extensas linhas de transmissão. A capacidade hidráulica é complementada por usinas térmicas convencionais e nucleares, além disso, há uma crescente expansão de usinas eólicas. O Sistema Interligado Nacional (SIN) é operado pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), que gerencia o SIN de forma otimizar a utilização de todas as fontes, em especial a hidráulica, dada a sua característica estocástica.

De acordo com o último Balanço Energético Nacional (BEN) publicado (ver https://ben.epe.gov.br/downloads/relatorio_final_ben_2012.pdf), no ano de 2011 o Brasil possuía um parque instalado de geração de energia elétrica com capacidade de aproximadamente 117 GW, sendo 82,5 GW de hidrelétricas, 31,2 GW de termelétricas convencionais, 2 GW de nucleares e 1,4 MW de usinas eólicas. Pode-se notar, dessa maneira, que as emissões de gases de efeito estufa (GEE) provenientes do setor elétrico são relativamente baixas e são provocadas por usinas a gás natural, a carvão mineral e a óleo diesel e combustível. Em 2010, as emissões de GEE foram inferiores a 32 MtCO2-eq. Esse perfil, entretanto, pode mudar bastante, em função do crescimento da demanda de energia elétrica e da disponibilidade de recursos para a geração, bem como dos custos do aproveitamento desses recursos. Se por um lado, o país possui uma grande variedade de recursos naturais, por outro, a sua exploração pode implicar em grandes investimentos e em significativos impactos ambientais. É necessário, portanto, que haja um planejamento energético que, ao mesmo tempo em que assegure a expansão da oferta com o menor custo econômico e ambiental, formule medidas pelo lado da demanda que garantam que o consumo de energia seja feito da maneira mais eficiente possível. No Brasil, o Estado, através do Ministério de Minas e Energia (MME), é executor do Planejamento Energético Nacional. O MME, por sua vez, promove, através da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), diversos estudos e análises que respaldam a formulação de políticas energéticas. Dentre eles, podem-se destacar planos de expansão da geração e transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazos. A complexidade do sistema hidrotérmico brasileira, os prazos de maturação dos projetos e os estudos que antecedem sua concepção exigem que o planejamento da expansão seja desenvolvido em três horizontes de tempo, a saber: - Estudos de Longo Prazo - com horizonte de até 30 anos, onde se procura analisar as estratégias de desenvolvimento do sistema elétrico, a composição futura do parque gerador e os principais troncos e sistemas de transmissão, Sua periodicidade deve ser de 5 a 6 anos e se constitui na base para a elaboração dos Planos Nacionais de Energia Elétrica.

- Estudos de Médio Prazo com horizonte de 15 anos. Neste, se estabelecem os programas de geração e de transmissão de referência e se estimam as necessidades de recursos financeiros para investimentos e a demanda de serviços de construção de usinas, de sistemas elétricos (linhas de transmissão e subestações) e de equipamentos. Sua periodicidade deve ser de 2 a 3 anos. - Estudos de Curto Prazo - tem horizonte de 10 anos. Devem ser apresentadas as decisões relativas à expansão da geração e da transmissão, definindo os empreendimentos e sua alocação temporal, sendo realizadas as análises das condições de suprimento ao mercado e calculados os custos marginais de expansão. Sua periodicidade deve ser anual e resulta no Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico. Atualmente, esses estudos vêm sendo desenvolvidos em duas etapas principais: os Estudos de Longo Prazo, foco deste trabalho, consolidados no Plano Nacional de Energia PNE; e os Estudos de Curto Prazo, consolidados no Plano Decenal de Energia PDE e no Plano Determinativo da Expansão da Transmissão PDET. Os Planos Decenais de Energia PDE agora têm incorporado as metas de reduções de emissões adotadas na Conferência do Clima em Copenhague, que limita as emissões de todo o setor de energia em 634 MtCO2-eq. No Brasil, a intensidade das emissões em 2008 foram de 1,48 tco2 por unidade de oferta interna de energia (OIE), enquanto a média mundial é de 2,39 tco2/oie e dos países da OCDE 2,37 tco2/oie. Em 2021, o PDE projeta que este valor será de 1,71 tco2/oie, ou seja, ainda bem abaixo da média mundial atual. De acordo com o PDE 2021, a expansão da oferta e do consumo de energia visualizadas no PDE 2021 atende a meta expressa em termos do valor absoluto das emissões no ano 2020, com a projeção das emissões situandose abaixo do limite inferior do intervalo. Mesmo assim, a entrada de novas usinas termelétricas tem sido bem restrita. O governo não tem permitido nem mesmo a participação destas tecnologias nos leilões de energia nova. Se por um lado esta medida mantém um baixo nível de emissões, por outro, pode comprometer a segurança no abastecimento, visto que as termelétricas aumentam a energia assegurada do sistema. Adicionalmente, em uma perspectiva de longo prazo, o esgotamento do potencial hidrelétrico demandará uma maior participação de termelétricas e uma restrição agora pode

comprometer a continuidade do investimento no futuro.

2. Análise da competitividade do carvão para geração de energia elétrica no Brasil A análise será feita a partir de base de dados oficiais de instituições como a Empresa de Pesquisa Energética EPE, Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ANP, Agência Internacional de Energia IEA, Bloomberg New Energy Finance e o Departamento de Energia Americano EIA/DOE. Em especial, serão verificados dados técnicos e econômicos como os custos de operação e manutenção, de investimento, o tempo de construção, a vida útil, o plano de desembolso, o heat rate, a potência, o fator de capacidade, entre outros. Com esses dados será calculado o custo médio de geração de cada tecnologia e permitirá a correta comparação entre elas. A metodologia utilizada para o cálculo do custo médio de geração (levelized cost) é a mesma adotada no estudo Projected Costs of Generating Electricity: 2005 Update (IEA. 2005). Através dessa metodologia com base nos valores do investimento, nos custos operacionais, na eficiência, e na vida útil dos ativos calcula-se qual seria o custo da energia (US$/MWh ou R$/MWh) para a remuneração do acionista para um dado custo de capital ou taxa mínima de atratividade do capital. Os custos serão expressos, sempre que possível, em Reais. Caso seja necessária a conversão para a moeda corrente, será utilizada a taxa de câmbio de 2,00 R$/US$. Outra informação importante para o estudo é a taxa de desconto considerada, pois mostra o retorno obtido nos investimentos feitos em usinas de geração de energia elétrica. A estimativa da taxa de retorno baseia-se no custo médio ponderado de capital das empresas de geração de energia no Brasil. Analisando as taxas de empresas tais como a Tractebel, da AES, da CEMIG Geradora, e de Furnas pode-se notar que os valores variam entre 6% e 9%. Não é objetivo deste trabalho entrar nesta discussão. Portanto, neste capítulo, serão adotadas três taxas diferentes: 6%, 8% e 10%. Nos capítulos que apresentam os cenários, será adotada a taxa 8%. O custo médio de geração (CMG) é expresso em R$/MWh e é calculado da seguinte maneira: onde:

CI é o custo de investimento por MWh gerado de energia; e CO é o custo de operação por MWh gerado de energia. O CO é composto pelo custo variável de operação e manutenção O&M (CVO&M) mais o custo do combustível (Ccomb). Este, por sua vez é dado pelo preço combustível, em unidade comercial, multiplicado pelo correspondente heat rate (HR). Assim: sendo, Para obter o CI na unidade requerida, é necessário anualizar o investimento total. Normalmente, o custo de investimento de uma usina é informado pelo valor do kw instalado, sem considerar os juros incorridos durante a construção (overnight cost). Assim, antes de anualizar o custo de investimento é necessário considerar os juros durante a construção (jdc) e trazer todos os desembolsos a valor presente. onde, CIc/jdc é o custo de investimento com jdc CIs/jdc é o custo de investimento sem jdc Dn é o percentual de desembolso no ano n i é a taxa de desconto n é o número de anos que ocorrem desembolsos O valor obtido deve ser adicionado ao custo fixo de O&M (CFO&M), pois este é informado com a mesma unidade do custo de investimento com jdc. Assim, o custo anualizado (CA) será dado por: onde,

POT é a potência da usina T é a vida útil do empreendimento Com esses valores pode-se obter facilmente o CI, dividindo CA pela geração média anual da usina (em MWh), que pode ser estimada pelo fator de capacidade (FC) médio da usina. Assim, foram levantados os dados técnicos e econômicos necessários para o cálculo dos custos médios de geração das seguintes tecnologias: Termelétrica a carvão mineral nacional - Leito Fluidizado; Temelétrica a carvão mineral Nacional Ultrasupercritica; IGCC Geração Integrada em Ciclo Combinado carvão mineral Nacional; Termelétrica a carvão mineral importado (carvão pulverizado - PCC); Termelétrica a carvão mineral importado Ultrasupercritica; IGCC Geração Integrada em Ciclo Combinado carvão mineral importado; Termelétrica a gás natural ciclo aberto; Termelétrica a gás natural ciclo combinado; Termonuclear geração III; Termelétrica a biomassa plantas reformadas (retrofit); Termelétrica a biomassa plantas novas (greenfield); Termelétrica a biogás motores ciclo Diesel; Usinas eólicas em terra (onshore); Usinas eólicas no mar (offshore); Usina solar fotovoltaica; Usina termo solar concentradora (CSP);

Hidrelétricas grandes (potência superior a 1.000 MW); Hidrelétricas médias (potência entre 30 e 1.000 MW); Pequenas centrais hidrelétricas PCH (potência inferior a 30 MW); e Linhas de transmissão. 2.1. Descrição das Tecnologias Hidrelétricas A principal fonte de energia elétrica no Brasil é a geração hidráulica. Contudo, de todo potencial, apenas 30% é explorado. O grande problema é que, do potencial remanescente, uma parte importante se localiza na Região Amazônica e no Cerrado, onde a questão ambiental é bastante sensível. Por isso, as novas usinas hidrelétricas estão sendo projetadas para minimizar os impactos ambientais. Muitas delas sem reservatório de regularização (ou seja, a fio d água), de forma a reduzir a área alagada.

Figura 6 Potencial Hidrelétrico Fonte: EPE Adicionalmente, no desenvolvimento de novas hidrelétricas é considerada a possibilidade de aproveitamento múltiplo dos recursos hídricos. Assim, além da geração elétrica os rios podem ser aproveitados para abastecimento d água (urbano, industrial, Rural, animal), irrigação, transporte, lazer, turismo, pesca e outros usos. Os recursos hídricos são, portanto, considerados como vetor de desenvolvimento regional e devem ser planejados considerando os interesses de uso dos diversos agentes. Dessa maneira, no horizonte de tempo considerado no estudo, é razoável assumir que a base da expansão ainda será hidrelétrica. A evolução da capacidade instalada, contudo, depende capacidade industrial para produção de equipamentos. Entendeu-se como razoável um limite médio de 5.000 MW por ano de expansão da capacidade de geração hidrelétrica.

- Termelétricas a carvão O Brasil possui reservas significativas de carvão mineral. De acordo com o BEN 2012, elas somavam mais de 32,3 bilhões de toneladas em 2011, o que possibilitou a produção de aproximadamente 6 milhões de toneladas do minério. Este volume, entretanto, representa em torno de 1,4% da energia primária produzida no país. Praticamente toda a produção nacional é de carvão vapor que alimenta as usinas termelétricas nacionais. Na década de 70, 20% da produção de carvão eram destinados à fabricação de coque para a CSN (Companhia Siderúrgica Nacional), de acordo com um Decreto do Presidente Getúlio Vargas de 1946. Com a construção das usinas termelétricas de Candiota, no Rio Grande do Sul, e de Jorge Lacerda, em Santa Catarina, o perfil da produção começou a mudar. A partir da década de 90, com a desregulamentação do setor, o carvão metalúrgico nacional, que é de qualidade inferior, foi sendo substituído pelo importado. As reservas brasileiras de carvão mineral estão localizadas na região Sul, nos estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná, como mostra a figura 5 a seguir. O grande teor de cinzas in natura com camadas de pequenas espessuras; as condições geológicas adversas; a capacidade de produção subutilizada e; os contratos de suprimento com o setor elétrico por curtos períodos (em torno de três anos) e a falta de política para o setor são fatores que aumentam os custos de produção e não estimulam esforços financeiros para implantação de novas tecnologias de lavra e beneficiamento.

Figura 7 Mapa das Principais Ocorrências de Carvão Mineral do Brasil Fonte: CPRM Ainda que o carvão nacional tenha elevado teor de cinzas e de enxofre, a disponibilidade de reservas dessa fonte fóssil conjugada com o desenvolvimento de tecnologias menos poluentes (clean coal tecnologies) e a crescente demanda por energia elétrica no país poderá fazer com que não se descarte a expansão das termelétricas a carvão no Brasil. De qualquer forma, com o atual conhecimento geológico o aproveitamento do carvão nacional para geração elétrica está restrito à Região Sul do país. Para as outras regiões existe a possibilidade de importação do mineral, aproveitando-se da sinergia dos portos. Na verdade, esta já é uma realidade no Porto de

Pecém, em Fortaleza; e no Porto de Açu, no Rio de Janeiro. Assim, não havendo restrições à penetração de fontes com grande potencial de emissão de gases de efeito estufa no Brasil, a geração a carvão tem significativas possibilidades de expansão no país, até porque o preço deste combustível no mercado internacional é estável em comparação ao do gás natural e ao do petróleo, o que proporciona segurança energética ao país. Neste estudo, não se considerou este tipo de restrição. Plantas Ultrasupercríticas de carvão pulverizado São plantas termelétricas de ciclo Rankine, em que o vapor na saída da caldeira está acima da pressão de 35MPa e temperatura de 720 C. Para a viabilização desta tecnologia deverá ser considerada a mistura com carvões importados (blendagem) visando o ajuste das melhores características para maximizar a eficiência das plantas. Embora a tecnologia ainda seja considerada embrionária no Brasil, no mundo já está em estágio de desenvolvimento mais avançada podendo ser considerada madura. Plantas de Geração de Energia Integrada em Plantas de Ciclo Combinado IGCC De acordo com o Roadmap do Carvão Mineral, entre as tecnologias disponíveis e adequadas para o carvão nacional destaca-se a gaseificação em leito fluidizado, tanto para a geração de energia integrada em plantas de ciclo combinado IGCC, como pela sinergia possível com os demais aproveitamentos do carvão: siderurgia e carboquímica. Existem atualmente 160 usinas tipo IGCC no mundo. O principal parâmetro que impacta a eficiência do IGCC é a temperatura do gás da turbina. Algumas usinas existentes atualmente utilizam turbinas antigas com temperaturas que variam entre 1100-1260 C. As turbinas mais recentes já atingem temperaturas até 1600 C. A expectativa é que a partir de 2015 uma nova classe de turbinas (classe H) possa aumentar ainda mais a eficiência. Plantas termelétricas IGCC a carvão possuem níveis de emissões muito inferiores

aos apresentados por plantas a carvão pulverizado e similares às do gás natural (GN). O uso integrado da gaseificação com o ciclo combinado pode reduzir o consumo de água pela metade, fazendo com que essas plantas apresentem consumo de água semelhante ao das termelétricas a gás natural. No entanto, atualmente a tecnologia IGCC ainda não é muito usada na indústria de geração e a planta de gaseificação ainda não é uma tecnologia familiar para maioria das empresas geradoras de energia. O risco tecnológico ainda é considerado moderado. Os custos de capital ainda são muito elevados e ainda precisam ser reduzidos com o desenvolvimento comercial e lições aprendidas com a escala e melhorias de design e eficiência que advém da escalabilidade também. De acordo com o relatório da Agência Internacional de Energia, Tracking Clean Energy Progress, a tecnologia do IGCC é a que oferece maior potencial em termos de eficiência, mas ainda requer uma redução de custos considerável para decolar. No Brasil, há atualmente tecnologia desenvolvida apenas para gaseificadores de pequeno porte, com plantas de demonstração em operação, além de gaseificadores de biomassa para ciclo combinado (BIGCC) e cogeração. Mondal et al., 2011, salienta que a gaseificação, tanto de carvão como de biomassa, está se desenvolvendo rapidamente no mundo todo, despontando como uma tecnologia limpa para o carvão. De acordo com o National Energy Technology Laboratoty em dezembro de 2012 haviam anunciadas 11 plantas de IGCC nos EUA. E atualmente existe apenas uma em operação. - Termelétricas a gás natural As usinas termelétricas, de um modo geral têm aumentado a sua participação no parque de geração nacional. Como principais fatores, podem ser apontados: o prazo menor de maturação dos investimentos que estas usinas demandam, o custo de capital mais baixo e o menor risco para o setor privado. O Gráfico 1 mostra a evolução da produção termelétrica por fonte, onde a biomassa representa a soma da produção de eletricidade a partir da lenha, do bagaço de cana e da lixívia e outras secundárias representam a produção a partir das outras recuperações, das outras secundárias e do gás de coqueria.

Gráfico 1 Evolução da geração termelétrica Fonte: BEN 2010 Nota-se que, ao lado da geração à biomassa, as termelétricas a gás natural foram as que tiveram maior ganho de participação no setor, desconsiderando-se as hidrelétricas. Pode-se verificar também que o crescimento foi significativo a partir de 1998. As razões que explicam este aumento passam pelo Programa Prioritário das Termelétricas (PPT), que previa inicialmente a implantação de quarenta e nove usinas térmicas, sendo quarenta e três a gás natural. O PPT também tinha como objetivo aumentar a confiabilidade do sistema, já que o nível dos reservatórios as hidrelétricas, no referido ano, estava abaixo do adequado. A análise da participação de tais usinas no sistema hidrotérmico brasileiro deve levar em consideração aspectos de natureza econômico-financeira, técnica, sócio-ambiental e operacional para o sistema interligado. No caso específico das termelétricas a gás natural, outros aspectos necessitam ser considerados, como a participação do referido combustível na matriz energética nacional em seus diferentes usos e o abastecimento do produto no horizonte de 2030. A recente descoberta de jazidas de gás natural offshore na camada do pré-sal dá a indicação de que haverá grande disponibilidade deste recurso. Tanto que nos leilões de

energia nova organizado pelo governo, gás natural é a única fonte de geração fóssil que está sendo considerada. Portanto, há grande perspectivas de expansão da geração a partir desta fonte. - Termelétricas a Óleo A participação das térmicas a óleo combustível e a diesel no parque de geração brasileiro é relativamente pequena. Seu uso é caracterizado pelo atendimento da demanda de ponta (principalmente no caso das térmicas a óleo combustível) e pelo atendimento da demanda dos sistemas isolados (térmicas a óleo diesel, principalmente). As usinas que geram energia elétrica a partir de derivados de petróleo no Brasil são localizadas principalmente na região Sudeste e na região Norte. Na região Sudeste tais usinas são importantes para garantir a complementaridade térmica do sistema interligado nacional e, no Norte, elas atendem à demanda de sistemas isolados. Nos primeiros leilões de energia nova, várias térmicas a óleo (diesel e combustível) foram bem sucedidas. O principal motivo do sucesso era a metodologia de cálculo da garantia física que privilegiava usinas com baixo fator de capacidade, favorecendo a que elas tivessem baixas tarifas. O governo, entretanto, corrigiu esse problema e novamente se verifica que pouca expansão prevista de tais tecnologias no Brasil. Adicionalmente, algumas usinas que conseguiram contratos nos leilões não saíram do papel por conta de preço do combustível, reforçando a dificuldade de expansão da geração a partir de derivados de petróleo. - Usinas Nucleares A geração termonuclear apresenta fases sucessivas de boom e de retração. A consolidação da tecnologia se deu com os choques do petróleo em que vários países apostaram nesta solução para reduzir a dependência do óleo. Os eventos de Three Miles Island TMI (1979) e Chernobyl (1986), entretanto, deram um freio na expansão, pois fizeram com que investimentos em segurança fossem elevados de forma a reduzir o risco de novos acidentes. Assim, a geração nuclear vinha perdendo competitividade frente a outras fontes. O quadro de baixa competitividade se reverteu com o desenvolvimento de novas

tecnologias de geração nuclear e pelo fato de que esta energia não emite gases de efeito estufa. Assim, na primeira década deste século, conheceu-se o renascimento da energia nuclear. Tal expansão, entretanto, parece não se manter no longo prazo devido ao aumento nos custos de investimento, resultante da alta demanda de matéria-prima da China e do acidente ocorrido este ano em Fukushima. no Japão. Apesar disso, conforme aponta o relatório da Agência Internacional de Energia Tracking Clean Energy Progress, a maioria dos países que adotam geração nuclear permanecem comprometidos com esta tecnologia, conforme ilustra a figura 8 a seguir: Figura 8 Reatores em construção no final de 2011. Fonte: IEA. Tracking Clean Energy Progress. 2012 O Brasil possui duas usinas nucleares (Angra I e II) e uma terceira está em fase de construção, devendo entrar em operação em 2015. No PNE 2030, publicado em 2007, considerou-se a entrada de mais quatro usinas, pois se levou em consideração as condições internacionais e o fator de que o país possui a sexta maior reserva de urânio do mundo (ver Figura 9 a seguir), além de dominar a tecnologia de todo o ciclo do combustível.

70,000 t 70,000 t 150,000 Pitinga 160,000 50,000 t Itataia 30,000 t Lagoa Rea - 70,000 80,000 t 120,000 t Figura 9 Reservas de Urânio no Brasil Fonte: PNE 2030 O quadro atual, entretanto, mostra que o custo de capital que já estava alto, conforme citado anteriormente, deve aumentar ainda mais por conta do aumento do investimento em segurança das usinas, devido ao evento ocorrido em Fukushima. Sem contar que ficará mais difícil encontrar uma seguradora disposta a fazer contratos com tais usinas. Assim, a geração nuclear deve perder a competitividade no curto e médio prazo. - Termelétricas a Biomassa O Brasil tem vasta e diversificada disponibilidade de biomassa, o que permite que haja grande aproveitamento como recurso energético. Dessa maneira várias rotas

tecnológicas podem ser aplicadas nas diversas fontes, que vão desde os resíduos agrícolas, industriais e urbanos até as culturas dedicadas, como mostra o Quadro 1 abaixo. Quadro 1 Rotas tecnológicas para conversão da biomassa em produtos e serviços energéticos Fonte: PNE 2030 Segundo Lora e Nascimento (2004), a biomassa como recurso energético pode ser apresentada em três grupos principais, diretamente relacionados com a origem da matéria que constitui os biocombustíveis. Estes grupos seriam: a) Biomassa energética florestal: são os biocombustíveis provenientes dos recursos florestais seus produtos e subprodutos, que incluem basicamente biomassa lenhosa. produzida de forma sustentável a partir de florestas cultivadas ou de florestas nativas. obtida por desflorestamento de floresta nativa para abertura de áreas para agropecuária, ou ainda originada em atividades que processam ou utilizam a madeira para fins não energéticos, destacando-se a indústria de papel e celulose, indústria moveleira, serrarias etc. O conteúdo energético desta classe de biomassa está associado à celulose e lignina contidas na matéria e seu baixo teor de umidade. Seu aproveitamento no uso final energético se realiza, principalmente através das rotas tecnológicas de transformação

termoquímica mais simples, como combustão direta e carbonização, mas rotas mais complexas também são empregadas para a produção de combustíveis líquidos e gasosos como metanol, etanol, gases de síntese, licor negro (um subproduto da indústria de celulose), entre outros; b) Biomassa energética agrícola: são os biocombustíveis provenientes das plantações não florestais, tipicamente originados de colheitas anuais, cujas culturas são selecionadas segundo as propriedades de teores de amido, celulose, carboidratos e lipídios, contidos na matéria. em função da rota tecnológica a que se destina. Podem ser divididos em duas subcategorias: i. Culturas agroenergéticas: utilizando principalmente rotas tecnológicas de transformações biológicas e físico-químicas, como fermentação, hidrólise e esterificação, empregadas para a produção de combustíveis líquidos, como o etanol, o biodiesel e óleos vegetais diversos. Integram estas culturas a cana de açúcar, o milho, o trigo, a beterraba, a soja, o amendoim o girassol, a mamona e o dendê, existindo uma grande variedade de oleaginosas a serem exploradas; ii. Subprodutos das atividades agrícolas, agroindustriais e da produção animal: uma expressiva quantidade de subprodutos resultantes das atividades agrícolas, agroindustriais e da produção animal é tratada como resíduo, porém possui potencial energético importante, que varia segundo a rota tecnológica empregada, que pode variar desde a transformação termoquímica, com combustão direta, pirólise ou gaseificação, passando pelas transformações biológicas e físico-químicas, incluindo a digestão anaeróbica. Como exemplos destas culturas, temos a casca de arroz, a castanha de caju e esterco animal; c) Rejeitos urbanos: a biomassa contida em resíduos sólidos e líquidos urbanos tem origem diversa, e se encontra no lixo e no esgoto. O lixo urbano é uma mistura heterogênea de metais, plásticos, vidro resíduos celulósicos e vegetais, e matéria orgânica. As rotas tecnológicas de seu aproveitamento energético são: a combustão direta, a gaseificação, pela via termoquímica, após a separação dos materiais recicláveis, e a digestão anaeróbica, na produção de biogás pela via biológica. O esgoto urbano possui matéria orgânica residual diluída, cujo tratamento é uma imposição sanitária, que através

da rota tecnológica de digestão anaeróbica encontra aplicação energética. Para a geração de energia elétrica, as tecnologias de aproveitamento são muito similares, variando principalmente em escala, e em alguns parâmetros de integração da unidade termelétrica com o sistema produtivo. O aspecto de maior significância é a disponibilidade da fonte, seja como resíduo ou produção dedicada, tanto para a escolha do sistema quanto para a sua viabilidade. A Tabela 1 a seguir mostra a oferta de biomassa no Brasil por fonte. Tabela 1 Oferta de Biomassa (2005) Milhões de Toneladas Total 570 Resíduos Agrícolas 478 Soja 185 Milho 176 Arroz (palha) 57 Cana-de-Açúcar (palha) 60 Resíduos Industriais 79 Cana-de-Açúcar (bagaço) 58 Arroz (palha) 2 Líxivia 13 Madeira 6 Florestas Energéticas 13 Madeira Excedente 13 Fonte: PNE 2030 Pode-se notar a grande disponibilidade de bagaço de cana-de-açúcar. Trata-se de um resíduo da produção de açúcar e de álcool combustível, utilizado nas caldeiras para cogeração, ou seja, para geração de vapor, utilizado no processo de fermentação do caldo de cana; e para geração de energia elétrica, tradicionalmente para auto-consumo dos produtores de cana. Como o volume de produção tanto de açúcar quanto de álcool, vem aumentando significativamente nos últimos anos, a disponibilidade de bagaço de cana proporciona um excedente que permite que parte da geração de energia elétrica seja comercializada no SIN, fator que pode ser comprovado nos leilões de energia em que a geração a bagaço sempre apresenta bons resultados em termos de contrato de geração de energia.

A geração a partir do bagaço ainda apresenta grandes perspectivas, pois é esperada significativa expansão da produção de cana-de-açúcar, não somente em São Paulo (maior produtor), mas principalmente nas regiões Centro-Oeste e Nordeste. A figura 10 a seguir mostra a expansão da cultura no país. Figura 10 Produção de Cana-de-Açúcar Fonte: PNE 2030 Adicionalmente, a melhoria da eficiência da queima do bagaço nas caldeiras, com o retrofit das usinas existente e com a construção de novas usinas com tecnologias mais eficientes (usinas greenfield), possibilitará uma expansão ainda mais significativa da geração a bagaço no SIN. Embora seja expressiva a disponibilidade dos demais resíduos agropecuários e agroindustriais apresentados na Tabela 1, a recuperação e aproveitamento para fins energéticos ainda é incipiente. Para viabilizar o aproveitamento dos resíduos agrícolas das

culturas diversas, como soja, milho e arroz, deve-se adotar abordagem semelhante à do aproveitamento dos resíduos agrícolas da cultura da cana-de-açúcar, qual seja, a determinação de rotas econômicas e adequadas de recuperação, transporte e disponibilização da biomassa na unidade de industrial, de geração de energia elétrica ou outra. No que diz respeito à silvicultura, o Brasil possui atualmente a melhor tecnologia de implantação, condução e exploração de florestas de eucalipto, com ampla utilização para produção de produtos florestais diversos, inclusive para exportação. Entre os principais consumidores industriais de madeira em tora oriunda de florestas plantadas no Brasil estão os painéis reconstituídos, compensados, serrados, papel e celulose, carvão vegetal e outros. Além disso, o país possui extensas áreas cultiváveis, clima favorável, escolas de formação de profissionais de nível internacional, mão-de-obra barata e abundante, conferindo-lhe um imenso potencial para se tornar líder mundial na geração de energia a partir da biomassa originária da silvicultura. A utilização para fins energéticos, no entanto, também é pouco difundida no Brasil. Entretanto, considerando as perspectivas de crescimento da demanda mundial de produtos florestais, principalmente aqueles originários em sistemas florestais certificados, e a competitividade desta indústria no Brasil, acredita-se que esta situação pode modificar bastante no médio e longo prazos. - Termelétrica a Biogás A avaliação do potencial de geração a partir do biogás no Brasil, resultante principalmente de resíduos sólidos urbanos, requer primeiramente a identificação da quantidade e composição do lixo, que é função do tamanho da população de seu poder aquisitivo e de aspectos culturais bem como das tecnologias que permitem o aproveitamento destes resíduos com seus parâmetros técnicos e requisitos operacionais. O aproveitamento energético do lixo gera algumas externalidades positivas como a redução da emissão de gases de efeito estufa, a criação de emprego e renda para população de baixa qualificação profissional, a menor poluição por chorume (pois haverá menos lixo sendo decomposto de maneira tradicional), a redução da necessidade por áreas para disposição final dos resíduos e o aumento da reserva de recursos naturais. que serão

utilizados de maneira mais racional. A avaliação do potencial energético do lixo requer também que se assumam algumas hipóteses com respeito a sua produção e sua composição. Atualmente, conforme a II Pesquisa Nacional de Saneamento Básico do IBGE (2000) e o Manual de Gerenciamento Integrado do Lixo do IPT-SP (1998), estima-se que a produção per capita de resíduos urbanos no Brasil seja da ordem de 0,54 kg por dia, pouco mais de um terço da produção norte-americana, sendo que 47,5% é material orgânico e 30% é material reciclável. Nos Estados Unidos, a proporção de recicláveis atinge 65%. Como efeito do crescimento da renda e da melhoria em sua distribuição, haveria tanto aumento na produção de resíduos como alteração em sua composição. Assim, pode-se considerar que, até 2030, devem-se atingir índices de produção e proporção de recicláveis correspondentes à metade da diferença atual entre os índices norte-americanos e brasileiros. O principal gargalo ainda está no custo de produção de energia elétrica, que ainda supera o das outras fontes. Na verdade, isso acontece, pois não se incorpora os benefícios adicionais (externalidades positivas) proporcionados pelo gerenciamento do lixo. Assim, dada a devida importância a esses benefícios, a geração a biogás desempenhará um papel significativo no Brasil. Nesse caso há necessidade ainda de estímulos governamentais para incentivar a geração a partir de biogás. Um exemplo disso é o que acontece no Reino Unido onde há uma sobretaxação para os resíduos que são simplesmente dispostos em aterros e um pagamento para o uso dos mesmos como combustível. - Energia Eólica A extensão territorial do Brasil favorece ao aproveitamento da energia eólica. Por isso, várias iniciativas têm sido levadas a cabo para o levantamento do potencial de geração eólica. Na primeira delas nos anos 1970, dados anemométricos mostravam velocidades médias anuais da ordem de 4m/s a 10m de altura e já indicavam a viabilidade técnica do aproveitamento eólico com equipamentos de pequeno porte para sistemas isolados e apontavam o litoral do Nordeste e o arquipélago de Fernando de Noronha como sítios mais promissores para a geração eólio-elétrica. Outras iniciativas foram implementadas ao longo da década de 1980, mas o primeiro atlas eólico nacional só foi publicado em 1988 e, através de um mapeamento por isolinhas das velocidades em altura de 10m. possibilitou identificar

locais com velocidades médias anuais entre 5 e 6 m/s. Este trabalho indicou a tendência de velocidades maiores de vento no litoral brasileiro e também em áreas no interior favorecidas pelo relevo e pela baixa rugosidade. Esses estudos, entretanto, foram prejudicados porque consideravam somente a velocidade do vento abaixo de alturas de 10m. Dessa maneira, a maioria dos dados anemométricos eram mascarados pela rugosidade e obstáculos próximos, além não serem necessariamente representativos das áreas geográficas onde os equipamentos anemométricos estavam instalados. Somente a partir da década de 1990 as medições começaram a ser feitas em alturas superiores a 20m. Mais recentemente, com o avanço mundial do aproveitamento da energia eólica e com a instalação das primeiras usinas no Brasil, iniciaram a primeiras medições para anemométricas para estudos de viabilidade, com uso de torres de 30 a 50m e equipamentos de maior precisão, adequados para esse fim. Essas medições foram utilizadas para a publicação do Atlas do Potencial Eólico do Ceará, em 2001, onde se destacaram áreas de dunas com baixíssima rugosidade com velocidade médias anuais de 9 m/s. O referido Atlas mostra que os melhores potenciais para aplicações em energia eólica no Brasil são encontrados no Nordeste, embora haja potenciais significativos no Sudeste e Sul e um pouco no Norte. O potencial técnico de geração total soma 143 GW, como mostra a figura 11 a seguir.

Figura 11 - Potencial eólico brasileiro por região Fonte: Atlas do Potencial Eólico Brasileiro O primeiro instrumento adotado no país para viabilizar o aproveitamento da energia eólica no país, além de outras fontes renováveis, foi o PROINFA, instituído pelo governo através da lei nº 10.438 de 2002. Como foi visto anteriormente, tal mecanismo não atingiu completamente seus objetivos. A geração elétrica a biomassa, por exemplo, não apresentou projetos suficientes para completar a cota de 1.100 MW, pois os empreendedores entendiam que poderiam conseguir preços melhores para a energia gerada em outras modalidades de contratação. Assim, a capacidade instalada necessária para completar os 3.300 MW do PROINFA foi atingida a partir da contratação de outros empreendimentos eólicos e baseados em PCH s. Dos 3.299,40 MW contratados na primeira etapa do programa, 1.191,24 MW são de 63 PCHs; 1.422,92 MW são de 54 usinas eólicas; e 685.24 MW são de 27 usinas a base de biomassa. No caso da energia eólica, vem se notando atrasos na entrada em operação da maior parte das usinas devido a uma série de fatores. Em termos de legislação, a demora na regulamentação do programa pelo governo gerou incertezas sobre a divisão de competências, condições de aquisição de energia e prazos de contratação. Houve também

problemas relacionados à obtenção de licenças ambientais por conta de fatores jurídicos, técnicos e financeiros. Já em termos de mercado, os principais problemas foram o financiamento e o acesso de empreendedores ao crédito, o valor econômico dos projetos, a falta de segurança para investidores e o índice mínimo de nacionalização. Dentre as fontes renováveis contempladas pelo PROINFA, a eólica era a única que não havia sido bem sucedida em nenhum dos LEN. Dando a indicação que seriam necessárias condições especiais no Brasil. A maneira encontrada pelo governo para incentivar a geração eólica no Brasil foi através de Leilões de Energia de Reserva (LER), conforme mencionado no início deste relatório, um mecanismo bem sucedido que irá possibilitar uma significativa expansão no SIN no curto e médio prazos. - Energia Solar O Brasil recebe elevada incidência de radiação solar ao longo de quase todo o ano, principalmente na região Nordeste, seguida da região Centro-Oeste e grande parte das regiões Sudeste e Sul. Segundo o Atlas Solarimétrico Brasileiro apresentado na figura 12 a seguir, a radiação solar no país varia de 8 a 22 MJ/m² durante o dia, sendo que as menores variações ocorrem nos meses de maio a julho, quando a radiação é varia de 8 a 18 MJ/m². Em média, o Brasil tem 280 dias de sol por ano, ou seja, a incidência de radiação é de mais de 2.200 horas por ano, o que equivale a um potencial teórico de geração anual de 15 milhões de TWh se toda a superfície do país fosse utilizada para captação de energia solar. Figura 12 Insolação Total (Média Anual). Fonte: Pereira et al. (2006) A radiação solar que incide sobre toda a região do espectro visível é composta por diversos comprimentos de onda uma parte do ultravioleta próximo de 0,3 a 0,4 m, e o infravermelho no intervalo de 0,7 a 5m. As medições padrão são a radiação total, a componente difusa no plano horizontal e a radiação direta normal (EPE, 2007).

As principais aplicações da solar são a geração heliotérmica (Concentrated Solar Power CSP), fotovoltaica e solar térmica. Para o aproveitamento da energia heliotérmica é necessário dispor de um local com alta incidência de radiação solar direta, ou seja onde não haja muita intensidade de nuvens, com baixos índices pluviométricos, como no nordeste brasileiro, por exemplo. A tecnologia fotovoltaica, por sua vez, não precisa do brilho do sol para gerar energia. Ela também opera em dias nublados, todavia, a quantidade de energia gerada depende da densidade das nuvens. A energia solar térmica é obtida através de coletores planos ou de concentradores solares, com o objetivo de gerar calor e não eletricidade. Por essas características, cada uma destas tecnologias tem aplicações específicas em diferentes setores da economia e em diferentes regiões do país, como poderá ser observado nos detalhamentos a seguir. - Solar Fotovoltaica Embora o Brasil disponha de grande potencial para o uso da energia solar fotovoltaica (PV) e tenha elevados níveis de radiação solar, o papel dessa fonte de energia na matriz energética brasileira ainda é irrelevante, devido ao alto custo de geração dessa fonte. Historicamente a energia solar fotovoltaica sempre esteve associada a programas de desenvolvimento rural e acesso a energia elétrica em localidades isoladas. O PRODEEM Programa de Desenvolvimento Energético dos Estados e Municípios é um dos principais exemplos disso. Lançado em 1994 pelo Governo Federal, tinha como objetivo atender as comunidades isoladas não supridas de energia elétrica pela rede convencional de modo a promover o desenvolvimento social e econômico dessas localidades. O programa foi divido em fases e totalizou um investimento de US$ 37,2 milhões para instalação de 8.956 sistemas fotovoltaicos totalizando 5.112 kwp. O PRODEEM se deparou com vários problemas durante a sua execução, principalmente relacionados com a manutenção dos sistemas e mostrou a necessidade de uma revisão do programa por parte do Governo. Desde 2002 o PRODEEM encontra-se em fase de revitalização e reestruturação, e foi incorporado ao Programa Luz para Todos, lançado em 2003 pelo Governo Federal.

Uma vez incorporado ao referido programa, os sistemas fotovoltaicos do PRODEEM, após revitalizados, passaram para a responsabilidade das concessionárias de energia elétrica, que ficarão encarregadas pelo atendimento das comunidades em suas áreas de concessão e, portanto, responsável pela manutenção e operação dos módulos fotovoltaicos. Vale, no entanto comentar, que fica a cargo da concessionária escolher qual fonte de energia será melhor em determinada comunidade. Somente comunidades onde o custo de conexão a rede elétrica é mais alto, estão sendo eletrificadas com energia fotovoltaica, incorporando os sistemas fotovoltaicos do PRODEEM. O PRC-PRODEEM até o momento firmou convênio com as concessionárias do sistema Eletrobrás (Eletrosul. Eletronorte, CHESF, Furnas e CPRM), e está investindo cerca de 35 milhões para a revitalização dos sistemas fotovoltaicos e capacitação dos agentes O uso da energia solar fotovoltaica em comunidades isoladas foi um importante marco para a ampliação do conhecimento na área de instalação e montagem de sistemas fotovoltaicos. Paralelamente, a importação de módulos fotovoltaicos para atender o PRODEEM fomentou projetos de pesquisa e desenvolvimento em universidades e centros de pesquisas sobre tecnologias fotovoltaicas - e pavimentou o caminho para que alguns stakeholders desejassem um programa de incentivo para esta fonte a exemplo do que ocorre na Europa (como por exemplo. Espanha e Alemanha). No entanto, esse fato sempre encontrou muita resistência dos reguladores e agentes governamentais. Se por um lado energia solar fotovoltaica sempre foi reconhecida como uma fonte limpa e cujo conhecimento tecnológico e ganhos de escala futuros tornariam sua geração viável, por outro lado o Brasil sempre teve uma matriz de geração elétrica renovável e, portanto, incentivar e subsidiar fonte renovável mais cara ficou em segundo plano. O mesmo ocorria com a indústria que sem ter um mercado estável nacional não teve maiores interesses para investir nesta fonte de energia. Fora do sistema isolado, a maioria dos projetos de energia fotovoltaica foram implementados como projetos demonstrativos ou piloto, e segundo dados do IEE, USP (Zilles. 2008) totalizam cerca de 145 kwp. No entanto, não existem maiores dados para informar o que ainda está em funcionamento ou não.

Apenas recentemente algumas iniciativas de energia fotovoltaica conectada a rede foram observadas no Brasil. conforme segue: - Usina Solar de Tauá está usina é um projeto da MPX empresa de geração do setor elétrico brasileiro. O projeto prevê a instalação de 5 MW, dividido em duas fases. O primeiro MW (1MW) foi instalado em julho de 2010, com módulos importados (silicio policristalino) da China (Yingli). A segunda fase, de mais 4 MW dependerá das condições de mercado para a venda dessa energia. Mas a MPX possui um terreno de 204 ha no município de Tauá e a empresa cogita chegar até 50 MW se houver mercado (selo verde por exemplo), incentivos/subsídios do governo, ou se o preço dos módulos fotovoltaicos atingir patamares próximos ao da energia convencional, o que não parece ser o caso no curto e médio prazos. - Usina de 1 MW da Eletrosul em parceria com a Universidade Federal de Santa Catarina. e apoio da GTZ e financiamento do KFW (Banco Alemão de Fomento). O projeto consiste de 1 MW a ser instalado sobre o telhado do prédio da Eletrosul, utilizando a tecnologia de filmes finos. A energia solar gerada será interligada a rede elétrica e pretende-se comercializar a energia gerada para os consumidores livres e especiais interessados em vincular a sua imagem à produção de energia limpa. Não foi possível identificar o prazo para a instalação desse primeiro MW. Em abril de 2012 a ANEEL publicou a resolução normativa 482, voltada para o estabelecimento de condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída. regulamentando o net metering, sistema que permite a compensação de energia elétrica quando a unidade consumidora gera energia através de microgeração e minigeração distribuída. Tudo isso tende a acelerar o desenvolvimento da energia solar no país, abrindo boas perspectivas de investimento no setor. - Solar Concentrada (CSP) O desenvolvimento da tecnologia de energia solar concentrada no Brasil se resume algumas iniciativas no sentido de avaliar o potencial solar de irradiação direta sendo conduzidas por algumas concessionárias e a uma planta piloto de 10 kw desenvolvido pelas Centrais Elétricas de Minas Gerais (CEMIG) e pelo Centro Federal de Educação

Tecnológica de Minas Gerais (CEFET/MG), com recursos de P&D da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). A grande barreira para penetração desta tecnologia ainda é o custo de implantação. Os projetos envolvem, desde a concepção até os testes efetivos de protótipos, grandes somas de recursos. A planta piloto do CEMIG-CEFET/MG teve um custo total de R$ 500 mil, mesmo usando alumínio de alta refletância, ao invés de espelhos. Das tecnologias conhecidas, o custo de investimento varia de 2.000 a 3.000 US$/kW, no caso dos cilindros parabólicos; 3.000 a 6.000 US$/kW, no caso de torre central; e 10.000 a 12.000 US$/kW, no caso de disco parabólico. A energia pode custar no mínimo 150 US$/MWh, na melhor das hipóteses, mais do que o dobro do valor da energia mais cara negociada atualmente nos leilões de energia nova. Assim, não se considera que ela possa se tornar competitiva em um horizonte de tempo menor do que 10 anos. De qualquer forma, estudos de longo prazo, como o Plano Nacional de Energia (PNE) 2030 publicado recentemente pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), mostram que nas próximas décadas será necessário lançar mão de todos os recursos energéticos no país para fazer face ao crescimento da demanda de energia. Assim, é importante dar incentivos a tal tecnologia para torná-la comercialmente viável no Brasil. A aplicação da tecnologia exige alta incidência de irradiação solar direta, ou seja, pouca intensidade de nuvens, baixos índices pluviométricos. Tal característica somente encontra potencial na região do semi-árido, no Nordeste brasileiro, que representa 10% do território nacional. A região possui índices de irradiação solar comparável às médias anuais das melhores regiões do mundo, como a cidade de Dongola, no deserto do Sudão, e a região de Dagget no Deserto de Mojave, Califórnia, como mostra a tabela 2abaixo. Tabela 2 Dados de Irradiação Solar

Fonte: Atlas Solarimétrico Como se vê, o Nordeste brasileiro reúne boas condições técnicas para o desenvolvimento da energia solar concentrada, porém, não encontra situações de competitividade frente ao preço da energia elétrica negociada atualmente no Brasil. Seria preciso que seus custos reduzissem pela metade para que se tornasse comercialmente viável no país. Entretanto, com os intensos esforços de P&D em todo o mundo, é razoável imaginar que nas próximas décadas será uma realidade no mundo. Antes de 2030, nenhum estudo vê tal tecnologia como comercialmente viável no Brasil. O Atlas Solalimétrico Brasileiro indica 2,1 MWh/m 2 -ano de irradiação direta ao nível do solo. Considerando que 10% da extensão territorial da região do semi-árido nordestino possa ser utilizada para geração de energia solar concentrada e que a eficiência das plantas seja de 15%, então o potencial técnico pode ser estimado em 27 TWh. - Solar Térmica O aquecimento de água por energia solar apresenta algumas particularidades que precisam ser destacadas ao ser comparado com outras fontes. Primeiramente, o aquecimento solar exerce um importante papel na redução da demanda de pico que ocorre entre os horários de 17 e 21 horas. Durante esse período, a indústria e o comércio reduzem as suas atividades e, portanto, o consumo de energia. Os trabalhadores retornam aos seus domicílios e há um aumento expressivo no consumo de eletricidade devido ao hábito

comum dos brasileiros de tomar banho nesse horário. A demanda de pico equivale a cerca de 5 vezes a demanda média diária. Em 67% dos domicílios brasileiros, o aquecimento de água é feio por chuveiros elétricos de alta potência (de 4.400 W a 8.800 W), sendo que nas regiões sul e sudeste, praticamente todas as residências possuem aquecimento de água. Isso significa dizer que o sistema elétrico como um todo deve estar preparado para suportar uma carga elevada, porém momentânea, em suas instalações, desde a geração, passando pela transmissão e distribuição de eletricidade e chegando ao usuário final. Segundo a Abrava (2008), 18% da capacidade instalada de geração de eletricidade no Brasil são acionados por chuveiros elétricos nos momentos de pico. Em termos de geração de eletricidade, o aquecimento de água responde por 8% do consumo total de eletricidade no Brasil. Por essas informações, conclui-se que o aquecimento solar de água é uma opção que visa não apenas a redução do consumo de eletricidade da rede, mas, sobretudo modula a curva de carga do sistema, reduzindo, assim, a necessidade de investimentos na ampliação da capacidade instalada de geração, transmissão e distribuição de energia. Além disso, se usinas térmicas não são acionadas no período de pico, evitam-se emissões de gases que poluem o ambiente local, bem como gases de efeito estufa. Um segundo ponto importante para se destacar refere-se ao custo das tecnologias. Enquanto um chuveiro elétrico custa a partir de US$ 15 (4.400 W) e é de fácil instalação e manutenção, o aquecedor solar apresenta custo elevado e sua instalação e manutenção não são triviais, apesar do rápido tempo de retorno, de 2 a 3 anos, a depender do consumo. À primeira vista, poder-se-ia supor que as classes mais abastardas teriam maiores condições de substituir o aquecimento elétrico por solar, pois consomem mais energia e pagam uma tarifa mais elevada. Porém, observa-se que em regiões habitadas por população de baixa renda, as instalações de muitas distribuidoras estão sobrecarregadas e, em muitos casos, há uma grande incidência de furtos de energia. Nestes contextos, as distribuidoras têm interesse de instalar aquecedores solares em domicílios de baixa renda, de forma que as necessidades de investimento na rede se reduzam. A Tabela 3 apresenta o número de domicílios em 2008 segundo o rendimento

mensal das famílias. Note-se que as classes menos favorecidas, com rendimento mensal de até 2 salários mínimos ou sem declaração, residem em mais de 20 milhões de domicílios. Este público pode ser alvo não apenas de campanhas de distribuidoras. mas também de programas de governo. Por exemplo, o governo federal acaba de lançar a segunda etapa do programa de aceleração do crescimento (PAC 2) e há a previsão de se construir 2 milhões de domicílios até 2014. Todas as unidades serão equipadas com aquecedores solares. Embora as estimativas populacionais indicarem que até 2030 o crescimento da população deva ser de apenas 10%, é importante notar que uma parte significativa da população habita em instalações precárias. Segundo o estudo Déficit Habitacional 2007, há uma carência de 6.273 milhões de domicílios no Brasil (Brasil. 2009). Uma simples estimativa com base no déficit habitacional atual e no crescimento populacional leva a crer que será necessário construir ou reformar 12 milhões de domicílios. Tabela 3 Número de domicílios segundo classe de renda familiar Classes de rendimento mensal domiciliar Domicílios particulares (1 000 domicílios) Total Urbana Rural Total 57 656 48 983 8 674 Até 1 salário mínimo 7 033 4 880 2 153 Mais de 1 a 2 salários mínimos 12 385 9 639 2 746 Mais de 2 a 3 salários mínimos 9 816 8 264 1 551 Mais de 3 a 5 salários mínimos 11 580 10 353 1 227 Mais de 5 a 10 salários mínimos 9 084 8 539 545 Mais de 10 a 20 salários mínimos 3 761 3 627 133 Mais de 20 salários mínimos 1 558 1 524 34 Sem rendimento (2) 739 618 121 Sem declaração 1 702 1 539 162 Fonte: IBGE. Diretoria de Pesquisas, Coordenação de Trabalho e Rendimento, Pesquisa Nacional por Amostra de Domicílios 2008. (1) Exclusive as informações dos domicílios sem declaração do valor do rendimento domiciliar. (2) Inclusive os domicílios cujos moradores recebiam somente em benefícios. Portanto, há um grande nicho de mercado para aquecedores solares tanto nos domicílios de baixa renda como nos de alta renda. Os principais usos finais são

aquecimento de água para banho e aquecimento de piscinas. Além das residências aquecedores solares têm sido instalados em hotéis, hospitais, clubes etc. O terceiro ponto que merece ser ressaltado refere-se à estrutura do mercado no qual o setor está inserido. No passado, quando o modelo do setor era centralizado, baseado no monopólio estatal, o planejamento dos recursos poderia ser realizado de forma integrada. É de se supor que o modelo centralizado permite mais facilmente que se realizem ações do lado da demanda (Demand side management - DSM), de modo a reduzir desperdícios e a evitar investimentos em geração, transmissão e distribuição. Nos anos 1990, iniciou-se a desregulamentação do setor elétrico, tomando-se como pressuposto a necessidade de desmembramento das empresas, segundo as áreas de atuação (geração, transmissão e distribuição), de forma a viabilizar a venda de ativos para a iniciativa privada. A privatização iniciou-se em 1995 pelas empresas de distribuição, mas a transição não chegou a ser concluída. As tarifas de energia elétrica se elevaram a partir de então, principalmente no setor residencial, o que deve ter contribuído para a penetração do aquecimento solar. O país atravessou um período de racionamento em 2001, colocando em xeque o modelo baseado apenas nas forças de mercado. O setor residencial teve que reduzir em 20% o seu consumo de energia elétrica em relação ao ano anterior, provocando uma corrida para alternativas à energia da rede como a energia solar. Em 2004, um novo modelo foi adotado, retomando o planejamento coordenado do setor. O novo modelo colocou em evidência a necessidade de desvinculação entre vendedores e compradores de energia. No mercado cativo, as distribuidoras compram energia de todos os geradores vencedores dos leilões. não sendo permitida a verticalização do setor. A desverticalização tem dificultado a adoção de medidas de DSM porque nem sempre as distribuidoras (agentes intermediários) têm interesse em ações desta natureza, principalmente quando há uma restrição imediata de perda de receita. Apesar de haver esta restrição, em alguns casos as distribuidoras podem se interessar em realizar investimentos em aquecimento solar em usuários finais, pois estas são obrigadas, pelo contrato de concessão, a investirem 1% de sua receita em projetos de eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento. As distribuidoras com concessões nos

estados do Rio de Janeiro (Light), em São Paulo (CPFL) e Minas Gerais (Cemig e Cohab- MG) decidiram aplicar esses recursos em instalação de aquecedores solares em áreas habitadas por população de baixa renda. A despeito do aprimoramento já realizado no marco regulatório do setor elétrico e das iniciativas empreendidas por algumas distribuidoras no sentido de promover a difusão do aquecimento solar, há ainda o que se fazer para melhorar a regulação do setor no que se refere à promoção de medidas de DSM. Deveria haver algum incentivo adicional para as distribuidoras, de forma que estas em vez de comprar energia dos geradores nos leilões, pudessem realizar ações de DSM como se elas tivessem participado dos leilões ofertando uma geração virtual de energia. Em quarto lugar, deve-se destacar que se houvesse alguma exigência para instalação ou preparação para instalação de coletores solares em novas construções, isso provavelmente facilitaria a penetração de aquecedores solares. Como o construtor geralmente não é o proprietário do domicílio, o primeiro tenderá a reduzir custos e o segundo encontrará dificuldades para instalar coletores solares se a residência não possuir, por exemplo, instalações separadas de água fria e água quente. Por isso, torna-se importante haver alteração nos códigos de obras municipais. Há uma série de iniciativas nos legislativos de estados e municípios no sentido de incentivar ou obrigar a instalação ou preparação de instalações de aquecimento solar. O número de projetos de leis em tramitação e leis aprovadas vem crescendo nos últimos anos. Soares e Rodrigues (2010) contabilizaram que, entre 2001 e 2009, foram elaborados 84 projetos de lei regulando o aquecimento solar de água em diferentes estados e municípios. sendo que 28 leis foram aprovadas até o fim de 2009. Alguns dos projetos de lei foram vetados e arquivados, principalmente sob os seguintes argumentos: (i) não se pode impor ao usuário final uma única opção, devendo este ter o direito de livre escolha entre os energéticos; e (ii) o aumento do custo da construção com a introdução de instalação ou pré-instalação para aquecimento solar tem de ser uma opção do usuário final. A despeito do esforço que vem sendo empreendido por alguns políticos, a promulgação de uma lei obrigando ou incentivando a instalação ou pré-instalação para aquecimento solar não será efetiva se o poder executivo não der a importância que o tema

merece se não houver cobrança nem fiscalização. Também, deve-se observar que o poder executivo municipal, principal ator para implementar essas medidas de promoção do aquecimento solar, não recebe nenhuma contrapartida para incentivar a energia solar. Por isso, a importância de articulações de políticas públicas nas diversas esferas governamentais, bem como a necessidade de implementação de ações do governo federal via aperfeiçoamento do marco regulatório para incentivar as distribuidoras a investirem em ações de DSM ou via programas de construção de domicílios para baixa renda com recursos do governo federal. 2.2. Premissas técnico-econômicas Para fins de análise da inserção das tecnologias a carvão no Brasil foram consideradas as tecnologias descritas acima, assumindo os seguintes dados técnicos e econômicos, conforme detalhamento é apresentado na tabela 4 abaixo.

Tabela 4 Dados Técnico-Econômicos das Usinas Fonte: EIA/DOE. 2010; IEA. 2010; EPE. 2007. Bloomberg New Energy Finance. 2012 Cabe ressaltar que não foi calculado o custo médio de geração da transmissão, pois tal tecnologia não gera energia. No caso das termelétricas, considerou-se também os

seguintes custos de combustíveis em R$/MWh, como mostra o gráfico 2 abaixo. Gráfico 2 Custos de Combustível Fonte: EIA/DOE Os custos dos combustíveis utilizados na confecção do gráfico 2 foram os seguintes: Tabela 5 Custos dos Combustíveis adotados Combustível Unidade Preço Carvão Nacional R$/t 70,00 Carvão Importado R$/t 180,00 Gás Natural US$/MMBTU 12,00 Nuclear US$/MMBTU 2,90 Fonte: Elaboração própria O preço do carvão mineral nacional é, na verdade, inferior ao importado, quando considerado em $/t, unidade em que normalmente é comercializado, entretanto, como o importado possui poder calorífico bem maior do que o nacional, o custo de geração deste em $/MWh torna-se mais caro que o do importado.

Não foi feita nenhuma evolução nos preços dos combustíveis, pois se entendeu que a relação entre eles será razoavelmente constante ao longo do tempo. O gráfico a seguir apresenta os resultados em termos de custo médio de geração para as tecnologias analisadas para diferentes taxas de desconto, 6%, 8% e 10% (full equity). Considerou-se para todos os projetos uma estrutura de capital de 100% do capital próprio, de modo que os resultados obtidos não são contaminados por diferenças na alvancagem. Pode-se notar que as hidrelétricas grandes e médias são as tecnologias mais baratas no Brasil. Eólica onshore, biomassa da cana e PCH já são competitivas, quando se compara com as termelétricas a gás natural e a carvão mineral. O gráfico 3 a seguir mostra os resultados, obtidos com as premissas da tabela 4 para o custo médio de geração para cada tecnologia (Levelized cost). Gráfico 3 Custo Médio de Geração Fonte: Elaboração própria O resultado mostra claramente também que as usinas mais intensivas em investimento, como as hidrelétricas, as nucleares, as eólicas e as solares, são mais sensíveis à variação da taxa de desconto. Por outro lado, o custo médio de geração das usinas a gás natural é pouco afetado, pois mais intensiva nos custos variáveis (como o combustível).

Assim, as condições macroeconômicas do país podem afetar à expansão do seu parque de geração. O gráfico 4 abaixo mostra as usinas mais e menos intensivas em investimento para o caso analisado com taxa de desconto de 10% ao ano. Gráfico 4 Formação dos Custos de Geração Fonte: Elaboração própria A partir destas premissas foram elaborados dois casos para avaliação dos impactos da expansão do carvão na geração de energia elétrica no Brasil: um que considera um cenário restritivo à novas usinas a carvão e outro que permite a expansão do carvão. Estes cenários são comparáveis aos cenários elaborados por La Rovere et al (2013), que demonstram como seriam as emissões futuras conforme compromissos voluntários assumidos pelo país e como ficariam caso medidas mitigadoras fossem assumidas. Uma síntese destes dois cenários é apresentada no capítulo a seguir. 3. Cenários 3.1. Cenários de Referência Na 15 a Conferência das Partes em Copenhagen (COP15), o Brasil assumiu compromissos voluntários para redução da emissão de gases do efeito estufa, que mais

tarde foram incorporados na Política Nacional de Mudança Climática através do Decreto 7390 de 9 de Dezembro de 2010, que foi regulamentado pela Lei n o 12187. As metas estabelecidas neste compromisso foram da redução entre 36,1 e 38,9% das emissões projetadas para 2020. Os estudos de inventário de emissões no Brasil mostram que a principal fonte de emissões atualmente é o desflorestamento causado em grande parte pela expansão da fronteira agrícola do país, principalmente na região amazônica, respondendo por 56,5% das emissões nacionais em 2005. O setor agrícola fica em segundo lugar representando 22,1% das emissões. O setor energético responde por 16,4% das emissões do país. No entanto boa parte destas emissões do setor energético advém da queima de combustíveis fósseis no setor de transportes, graças à predominância hidrelétrica do parque gerador nacional. Para fins de comparações com os cenários elaborados neste trabalho foram utilizados dois cenários de referência, conforme apresentados em La Rovere et al (2013). O primeiro, denominado cenário A, assume que nenhuma medida mitigadora é adotada no sentido de desacelerar o processo de desmatamento no Brasil. Representa portanto, um cenário em que a linha de tendência de crescimento das taxas de desmatamento são mantidas. Desta forma, o cenário A assume desmatamento de 19,535 Km²/ano na região amazônica, de 15,700 Km²/ano no Cerrado e 17.081 Km²/ano nas demais regiões. No que diz respeito à expansão do parque gerador, o cenário A não considera expansão de fontes renováveis, sendo o crescimento da demanda atendido por gás natural. No setor transportes supõe que a proporção de mistura de etanol na gasolina deverá ser reduzida para 20% até 2020, permanecendo neste patamar após 2020. Não haveria ganhos advindos de programas de eficiência energética e o mix de consumo de energia permaneceria praticamente inalterado. Tais premissas resultariam em emissões de gases de efeito estufa conforme ilustrado no gráfico 5 abaixo.

Gráfico 5 Emissões totais por atividade no cenário A Fonte: La Rovere et al, 2013. O segundo cenário de referência adotado neste estudo baseia-se no cenário B apresentado em La Rovere et al (2013), que assume que o país irá implantar medidas mitigadores conforme estabelecido no Plano Nacional de Mudança Climática para o período 2010-2020. Tais medidas incluem redução do desmatamento na Amazônia e no Cerrado bem como expansão das florestas plantadas. Em síntese as ações para mitigação consideradas neste cenário envolvem: Redução do desmatamento da Amazônia em 80% até 2020 em relação aos 19.535 Km 2 /ano da linha de base; Redução do desmatamento do Cerrado em 40% em 2020 em relação aos 15.700 Km 2 /ano da linha de base; Expansão das florestas plantadas em 3 milhões de hectares em 2020 (saindo de 6.3 milhões em 2009 para 9.3 milhões em 2020) Após 2020 estes níveis deverão permanecer constantes com relação ao desmatamento, mantendo as taxas de desmatamento constantes nos dois biomas até 2030. A expansão das florestas plantadas, especialmente de eucalipto que deverão atingir 11,2 milhões de hectares em 2030. No que diz respeito ao setor elétrico o cenário considera:

Expansão da geração hidrelétrica em quase 34 GW; Expansão de fontes alternativas em torno de 20 GW, com instalação de 10.8 GW de eólicas, 6,1 GW de biomassa e 3,38GW de pequenas centrais hidrelétricas. Essas premissas são detalhadas na tabela 6 abaixo: Tabela 6 Expansão da capacidade instalada de Geração no cenário de referência (MW) Baseado no PDE 2019 Baseado no PNE 2030 MW 2010 2015 2020 2025 2030 Hidrelétrica 83.169 94.656 120.391 143.977 165.153 Nuclear 2.007 3.412 3.412 4.316 5.316 Gas Natural 8.860 11.533 11.533 16.033 22.783 Carvão 1.765 3.205 3.205 4.465 6.465 Oleo Combustível 3.380 8.864 8.864 8.864 8.864 Oleo Diesel 1.728 1.149 1.149 1.551 1.551 Outras não renováveis 687 687 687 687 687 PCH 4.043 5.566 8.966 12.966 16.966 Biomassa 5.380 7.421 11.459 14.159 20.209 Eólicas 1.436 4.441 10.868 12.068 15.368 Total 112.455 140.934 180.533 219. 085 263.361 Fonte: La Rovere, et al (2013) Quanto ao consumo de combustíveis o cenário considera que a taxa de crescimento do consumo de etanol entre 2010 e 2020 é de 13,9% ao ano. Para o período de 2020-2030, a demanda continua crescendo, mas a taxa de 5,6% ao ano. O consumo de gasolina C foi calculado pela diferença entre a demanda total de energia e o consumo de etanol, considerando que o percentual de etanol na gasolina permanece de 25%. Na indústria considerou-se que a intensidade energética e o mix final de energia serão os mesmos considerados no PDE 2019 e mantidos até 2030. Com base nestas premissas foram estimadas as emissões de gases de efeito estufa conforme apresentado nos gráficos 6 e 7 a seguir.

MtCO2-eq MtCO2-eq 5000 4000 3000 2000 1000 Waste IPPU Energy Agriculture LULUCF 0 2015 2020 2025 2030 Gráfico 6 Emissões de Gases de Efeito Estufa por atividade Fonte: La Rovere et al, 2013. 1400 1200 1000 800 600 400 200 Emissões Fugitivas Industrial Rodoviário Agropecuário Público Comercial Residencial Setor Elétrico Setor Energético 0 2010 2015 2020 2025 2030 Gráfico 7 Detalhamento das emissões relacionadas à energia no Brasil entre 2015-2030 Fonte: LA ROVERE et al, 2013. 3.2. Cenários Alternativos Para a análise do impacto da inserção da geração a carvão no país no horizonte até

2030 foram considerados dois cenários alternativos: um cenário mais restritivo à entrada desse combustível e um cenário que permitiria a entrada de novas usinas a carvão no parque gerador brasileiro visando a diversificação da matriz em que se entende a importância dessa fonte para aumentar a segurança do suprimento de energia nacional. No cenário com carvão, até 2030 entrariam em operação as usinas a leito fluidizado no Sul (carvão nacional) e duas usinas supercríticas, sendo uma no Sudeste e outra no Nordeste (carvão importado). Entre 2030 e 2035, foi considerada a entrada de uma usina ultra-supercrítica. Em ambos os cenários adotou-se a taxa de crescimento da demanda considerada no PDE 2021 e uma taxa de desconto de 8% a.a. Os cenários foram construídos com base em projeções de queda nos custos de investimento das diferentes tecnologias de geração. Tais projeções se basearam em curvas de aprendizagem, estimadas pela Agência Internacional de Energia. Curva de aprendizagem é um conceito que denota a relação entre custo unitário e produção cumulativa em processos estáveis, sugerindo que o custo dos insumos, ou tempo, por unidade produzida decresce a uma percentagem fixa sempre que o nível de produção dobra. As raízes desta concepção remontam há mais de um século a estudos que mostraram que a desempenho individual aumenta com a experiência adquirida. Wright (1936) introduziu a concepção ao ambiente industrial ao mostrar que o decréscimo direto do custo do trabalho caiu 20% toda vez que a produção cumulativa dobrava na estrutura fabril aeronaval. Desde a publicação deste estudo, efeitos similares têm sido mostrados no caso de grupos pequenos, organizações e indústrias (Argote et al. 1990 para referências). As curvas de aprendizagem possibilitam a descrição de padrões de melhoria no longo prazo e ajudam a responder perguntas relacionadas à melhoria da produtividade e suas limitações. A equação que descreve a curva é a seguinte: onde, C(X) é o custo unitário que varia em função da produção acumulada X. O parâmetro a é uma constante, que pode ser determinada pelo custo e pela produção inicial. O termo E,

conhecido como parâmetro de experiência, caracteriza a inclinação da curva e representa o progresso tecnológico, possibilitado pelo ganho de experiência no processo produtivo. A relação entre a taxa de progresso técnico (TP) e o parâmetro de experiência é dada por: A definição de uma taxa de progresso técnico não pode ser feita de forma arbitrária. mas decorrente de uma função do próprio processo de produção. Afinal, é razoável afirmar que a melhoria de um processo decorre de sua paulatina modificação, a qual visa eliminar as limitações existentes. Para o presente estudo os valores do progresso técnico foram estimados com base nos valores estimados para os custos das diversas tecnologias em 2050 conforme o relatório Energy Technology Perspectives elaborado pela Agência Internacional de Energia. Neste sentido, frequentemente essas iniciativas requerem investimentos, capazes de elevar a capacidade produtiva e habilidades dos trabalhadores por meio de treinamento; e a atualização de ferramentas e infraestrutura, com objetivo de elevar a produtividade da mãode-obra. Os referidos gastos devem ser genuinamente voltados para o melhoramento dos processos. Adicionalmente, podem ser criados mecanismos de incentivo para acelerar o processo de progresso técnico e, portanto, aumentar a TP. Em relação à curva de aprendizagem das tecnologias consideradas neste trabalho, considerou-se que a geração a carvão através de IGCC não chegaria a atingir o estágio de viabilidade comercial antes do final do horizonte estudado. De fato diversos estudos apontam que os custos desta tecnologia não vêm caindo conforme era esperado e que poucos projetos têm sido implantados. Já a tecnologia de carvão ultrasupercrítica poderia ser comercialmente viável antes de 2035, e neste caso, consideramos a entrada de uma usina entre 2030 e 2035. As tecnologias renováveis devem ser beneficiadas por mecanismos de incentivo tais como as eólicas onshore e offshore; e a energia solar fotovoltaica e CSP. A Agência Internacional de Energia estima os níveis de custo de investimento para que as referidas tecnologias atinjam estágios comerciais e ano em que este custo é atingido com base em

projeções utilizando curvas de aprendizagem. Dessa maneira, pode-se fazer uma estimativa da evolução destes custos com base na projeção da expansão de cada uma destas tecnologias do cenário de referência mundial (current policies) do World Energy Outlook (WEO) 2050, da Agência Internacional de Energia, que permite que se calcule a nova taxa de progresso técnico, como mostra a tabela 7 a seguir. Tabela 7 Evolução dos Custos de Investimento Tecnologia Custo de Investimento (US$/kW) Estágio Comercial (US$/kW) Taxa de Progress o Técnico 2012 2020 2025 2030 Carvão USC 2.800 2.165 1.986 1.827 1.700 11% Carvão IGCC 3.500 2.202 2.070 1.928 1.850 6% Eólica Onshore 1.700 1.020 919 850 1.700 19% Eólica Offshore 3.000 1.686 1.498 1.371 1.600 21% Solar Fotovoltaica 2.500 1.175 938 805 1.000 20% Solar CSP 4.800 2.603 2.376 2.171 1.500 10% Fonte: Elaboração própria com base em IEA (2010) Como se vê, a energia eólica onshore atualmente já é considerada comercial no Brasil. As eólicas offshore deverão se tornar comerciais antes de 2025. O mesmo é esperado da fotovoltaica. Das tecnologias a carvão a expectativa é que o IGCC seja comercial antes de 2030, enquanto as ultrasupercríticas não deverão ser viáveis no horizonte estudado. O mesmo acontece com a solar concentrada. A projeção da expansão da geração por tipo de tecnologia foi feita através do MESSAGE (Model for Energy Supply System Alternatives and their General Environmental impacts). O modelo foi desenvolvido originalmente no IIASA (International Institute for Applied System Analysis) para a otimização de um sistema energético (com suas demandas e suas ofertas). A IAEA adquiriu a última versão do modelo e diversas atualizações vêm sendo realizadas, especialmente a introdução de uma interface amigável de forma a facilitar a sua aplicação.

O princípio matemático do MESSAGE é a otimização de uma função-objetivo sujeita a um conjunto de restrições que definem a região viável que contém as soluções possíveis do problema. O valor da função objetivo ajuda a escolher a melhor solução, de acordo com um critério específico, usualmente, a minimização do custo. Em uma classificação mais geral, o MESSAGE é um modelo de programação inteira mista (permite que algumas variáveis sejam definidas como inteiras), utilizado para a otimização de um sistema de energia. O modelo foi projetado para formular e avaliar alternativas de estratégias para o suprimento de energia, em consonância com restrições tais como limites de investimentos disponibilidade e preço de combustíveis, regulação ambiental e taxas de penetração de mercado para novas tecnologias, dentre outras. Aspectos ambientais podem ser avaliados contabilizando-se e, se necessário, limitando-se, as emissões de poluentes por diversas tecnologias em vários níveis da cadeia energética. Isso ajuda a avaliar o impacto de regulações ambientais no desenvolvimento do sistema energético. As informações no modelo estão organizadas em: Variáveis: fluxos, capacidades de produção e estoques; e Restrições: balanços de fluxos (extração, conversão, transporte, distribuição, uso final), limites (absolutos ou relativos) para as atividades, dinâmicas (intertemporais) e contábeis. A representação do sistema energético no MESSAGE se dá pelo conceito de cadeia de produção da energia, que envolve a representação do processo de produção de energia desde a extração, passando pelos processos de conversão de energia (geração de energia. transmissão e distribuição), conforme ilustra a Figura 13 a seguir.

Figura 13 Representação das Cadeias Energéticas no MESSAGE Fonte: IAEA. 2006 Como se vê, o MESSAGE pode ser utilizado para todo o sistema energético. Essa abordagem, entretanto, foge do escopo do trabalho. Portanto, manteve-se o foco no setor elétrico, destacando, porém, a representação da extração e processamento de petróleo, gás natural e carvão mineral, além de outros usos desses combustíveis fora do setor elétrico. A Figura 14 a seguir mostra as cadeias energéticas consideradas neste estudo.

Figura 14 Cadeias Energéticas Consideradas no Estudo Fonte: Autores A demanda de energia elétrica (energia final) de cada subsistema (Sudeste/C.Oeste SE. Sul S. Nordeste NE. Norte N) foi assumida como exógena e é considerado como dados de entrada para as simulações com o MESSAGE. Os valores foram estimados nas projeções do Plano Decenal de Energia (PDE), para o período 2010-2020, e do Plano Nacional de Energia 2030 (PNE), para o restante do horizonte. A Tabela 8 a seguir apresenta os dados de demanda de energia elétrica considerados neste estudo. Tabela 8 Projeção da Demanda de Energia Elétrica TWh SE S NE N SIN 2010 298 81 73 38 491 2015 371 99 93 64 627 2020 450 121 117 84 771 2025 538 146 145 106 936 2030 638 175 176 134 1.123 2035 665 190 181 137 1.173 Fonte: Elaborado pelos autores com base no PDE 2020 e no PNE 2030 Os subsistemas são conectados atualmente por extensas linhas de transmissão e

formam o Sistema Interligado Nacional SIN que atende aproximadamente 98% da demanda de energia elétrica no país. As regiões ainda não cobertas pelo SIN são denominadas Sistemas Isolados. Para este estudo as usinas hidrelétricas do Rio Madeira foram consideradas como integrantes do subsistema Sudeste/C.Oeste, pelo fato de a energia destas usinas serem direcionadas quase totalmente para o referido subsistema. Por sua vez, as usinas do Rio Tapajós e a Usina de Belo Monte foram consideradas como integrantes do subsistema Norte. A figura 15 a seguir ilustra tal estrutura. Figura 15 Sistema Interligado Nacional Fonte: ONS Em relação à demanda (energia final) por outros usos fora do setor elétrico dos derivados de petróleo e gás natural foram utilizadas as projeções consideradas no estudo Development First: Linking Energy and Emission Policies with Sustainable Development preparado recentemente para o centro de pesquisa holandês RISOE Centre no âmbito do projeto Development First. Neste estudo estima-se que a demanda de gás natural (exceto para o setor elétrico) irá crescer a uma taxa de 6,8% ao ano até 2030, enquanto que o crescimento demanda de derivados neste mesmo período será de 3,8% ao ano. Para atender à demanda de energia elétrica projetada neste estudo, foram

consideradas como usinas candidatas: hidrelétricas, pequenas centrais hidrelétricas, termelétricas a carvão, termelétricas a gás natural, termelétricas a óleo, usinas nucleares, termelétricas a bagaço de cana-de-açúcar, termelétricas a biogás, usinas eólicas e usinas solares CSP. Considerou-se também a possibilidade de expansão das linhas de transmissão de energia para intercâmbio entre os subsistemas, além da redução da demanda de energia pela introdução de geração de energia solar fotovoltaica e solar térmica para aquecimento de água. 3.3. Expansão da Capacidade de Geração Com base nessas projeções de custos de investimentos, construíram-se dois cenários alternativos: um limitando a geração a carvão; outro, mais flexível que permitia a entrada de novas usinas a carvão no parque gerador brasileiro. Ou seja, cenário com e sem carvão. Para obter a expansão do parque de geração, correspondente aos cenários estudados, foram feitas simulações com o modelo MESSAGE, considerando as hipóteses de cada fonte descritas anteriormente. As gerações a partir da energia solar fotovoltaica, solar térmica, CSP e geração a partir do biogás não foram consideradas na expansão da oferta, apenas como abatimento de carga, ou seja, uma opção pelo lado da demanda. O resultado é apresentado nas Tabelas 9 e 10 a seguir. Tabela 9 Expansão da Capacidade (MW) cenário com Carvão MW 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2035 Hidrelétricas 84.459 105.443 125.255 133.858 148.646 170.152 Nuclear 2.007 2.007 3.412 3.412 5.861 7.412 Gás Natural 9.142 12.697 12.697 12.697 12.697 14.602 Carvão 1.765 3.205 5.565 7.665 14.665 18.265 Óleo 3.244 7.853 7.853 7.853 7.853 7.853 Biomassa 8.000 10.704 11.969 11.969 20.937 24.500 Eólica 250 6.947 8.510 8.510 8.510 20.524 TOTAL 108.867 148.856 175.261 185.964 219.170 263.308 Fonte: Elaboração própria Tabela 10 Expansão da Capacidade (MW) cenário Restritivo Carvão MW 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Hidrelétricas 84.459 105.443 125.605 134.208 154.803 170.152

Nuclear 2.007 2.007 3.412 3.412 7.412 7.412 Gás Natural 9.142 12.697 12.697 12.697 12.697 25.585 Carvão 1.765 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205 Óleo 3.244 7.853 7.853 7.853 7.853 7.853 Biomassa 8.000 10.704 11.969 13.590 20.937 24.500 Eólica 250 6.947 8.510 8.510 16.181 27.724 TOTAL 108.867 148.856 173.251 183.476 223.088 266.431 Fonte: Elaboração própria Para verificar a consistência do resultado, comparou-se o cenário de referência com o de outros estudos publicados recentemente (ver Tabela 11 a seguir, como PNE 2030 e o World Energy Outlook, feito pela Agência Internacional de Energia (IEA. 2010). Tabela 11 Comparação com Outros Estudos no ano 2030 (MW) Tecnologia Cenário com Carvão Cenário Restritivo PNE 2030 WEO Carvão Hidro 148.6 154.8 156.3 103.7 a Gás Natural 12.7 12.7 21.0 25.3 Carvão 14.7 3.2 6.0 5.1 Óleo 7.8 7.8 2.9 4.6 Nuclear 5.8 7.4 7.3 6.1 Biomassa 20.9 20.9 6.4 7.6 b Eólica 8.5 16.2 4.6 7.6 Total 219.00 223.00 204.50 161.5 a inclui PCH b inclui biogás Fonte: Elaboração própria Para os dois cenários também foram geradas tabelas com a geração anual e as emissões conforme apresentado nas tabelas 12 a 15 a seguir. Tabela 12 Geração Mwmed Cenário com Carvão MWmed 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Hidrelétricas 42.230 52.722 62.628 73.622 81.755 93.584 Nuclear 1.706 1.706 2.900 2.900 4.982 6.300 Gás Natural 2.743 3.809 3.809 5.079 5.079 5.841 Carvão 794 1.442 3.116 4.292 8.212 10.228 Óleo 649 1.571 1.571 1.571 1.571 1.571

Biomassa 4.800 6.422 7.181 7.181 12.562 14.700 Eólica 75 2.084 2.553 2.553 2.553 6.157 TOTAL 52.996 69.756 83.758 97.198 116.715 138.381 Fonte: Elaboração própria Tabela 13 Geração Mwmed Cenário Restritivo Carvão Mwmed 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Hidrelétricas 42.230 52.722 62.803 73.815 85.142 93.584 Nuclear 1.706 1.706 2.900 2.900 6.300 6.300 Gás Natural 2.743 3.809 3.809 5.079 5.079 10.234 Carvão 794 1.442 1.442 1.602 1.602 1.602 Óleo 649 1.571 1.571 1.571 1.571 1.571 Biomassa 4.800 6.422 7.181 8.154 12.562 14.700 Eólica 75 2.084 2.553 2.553 4.854 8.317 TOTAL 52.996 69.756 82.259 95.674 117.110 136.308 Fonte: Elaboração própria Tabela 14 Emissões MtCO2 Cenário com Carvão MtCO2 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Hidrelétricas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Nuclear 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Gás Natural 10,81 15,02 15,02 20,02 20,02 23,02 Carvão Nacional 7,79 14,14 14,14 14,14 14,14 14,14 Carvão 35% 0,00 0,00 14,31 24,37 57,88 57,88 Carvão 42% 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 14,36 Óleo 5,06 12,25 12,25 12,25 12,25 12,25 Biomassa 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 23,66 41,41 55,72 70,78 104,30 121,66 Fonte: Elaboração própria Nota-se que neste cenário as emissões geradas pelo carvão passam de 7,79 MtCO2-eq para 86,38 MtCO2-eq, o que representa um aumento de 11 vezes. Ainda assim, não há comprometimento das metas propostas. Tabela 15 Emissões MtCO2 Cenário Restritivo Carvão MtCO2 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Hidrelétricas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Nuclear 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Gás Natural 10,81 15,02 15,02 20,02 20,02 40,34

MtCO2eq Carvão 7,79 14,14 14,14 15,71 15,71 15,71 Óleo 5,06 12,25 12,25 12,25 12,25 12,25 Biomassa 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TOTAL 23,66 41,41 41,41 47,98 47,98 68,31 Fonte: Elaboração própria A comparação das emissões de gases de efeito estufa entre os cenários avaliados e os cenários de referência A e B é ilustrada no gráfico 9 a seguir e mostra que o aproveitamento do carvão para geração de energia elétrica no país não compromete as metas assumidas, e tão pouco gera impacto significativo em termos ambientais, enquanto pode efetivamente contribuir com a expansão da capacidade instalada e com a segurança de suprimento. 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2015 2020 2025 2030 Cenário Restritivo Carvão Cenário de Referência B Cenário com Carvão Cenario de Referência A Gráfico 9 Comparativo de emissões de gases de efeito estufa Fonte: Elaboração própria A figura 16 ilustra a participação de cada fonte nas emissões totais do setor elétrico para os cenários em análise.

2035 12,25 23,02 2015 Gás Natural Carvão Óleo 86,38 15,02 2035 12,25 14,14 15,71 40,34 Figura 16 Comparativo das emissões de gases de efeito estufa 2015-2035 para os dois cenários (MtCO2) Fonte: Elaboração própria O gráfico 10 apresenta a evolução da participação de fontes renováveis para os dois cenários estudados tanto em termos de capacidade instalada quanto em termos de geração de energia elétrica. A análise dos valores apresentados mostra que a variação percentual da participação das renováveis atinge no máximo 5,87% no caso da capacidade instalada e no máximo 4,72% no caso da geração. Ou seja, o que se perde em termos de participação de renováveis na matriz é muito pouco comparado ao benefício de segurança advindo da diversificação com uma fonte que não é intermitente.

% Renováveis na Capacidade Instalada % Renováveis na Geração 90% 90% 89% 89% 88% 88% 87% 87% 86% 86% 85% 85% 84% 84% 83% 83% 82% 82% 81% 81% 80% 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 80% Geração Com Carvão Cap Instalada Com Carvão Geração Restritivo Carvão Cap Instalada Restritivo Carvão Gráfico 10 Participação de renováveis na matriz por cenário Fonte: elaboração própria Em termos gerais devido à pequena participação do setor elétrico nas emissões totais do país, a inserção mais acentuada do carvão trará pequeno aumento das emissões totais, mesmo quando considerando a participação relativa do setor elétrico nas emissões. Isso pode ser visto através dos gráficos 11 a 14 que representam as emissões em 2030 por setor para os quatro cenários discutidos neste tabalho.

Emissões por Setor em 2030 - Cenário A Emissões Fugitivas 9,34% Setor Energético 11,16% Industrial 12,32% Setor Elétrico 26,47% Transportes 27,95% Residencial 5,24% Agropecuário 6,15% Público 0,68% Comercial 0,68% Gráfico 11 Emissões por setor em 2030 no Cenário de Referência A Fonte: Elaboração própria com dados de La Rovere et al (2013)