CAMPUS DE BOTUCATU
AVALIAÇÃO TÉCNICO-ECONÔMICA DO PROCESSO DE
COGERAÇÃO EM UMA INDÚSTRIA SUCROALCOOLEIRA
LUIZ ANTONIO PEREA
Dissertação apresentada à Faculdade de Ciências Agronômicas da UNESP - Campus de Botucatu, para obtenção do título de Mestre em Agronomia - Energia na Agricultura.
BOTUCATU-SP
UNIVERSIDADE ESTADUAL PAULISTA “JULIO DE MESQUITA FILHO”
FACULDADE DE CIÊNCIAS AGRONÔMICAS
CAMPUS DE BOTUCATU
AVALIAÇÃO TÉCNICO-ECONÔMICA DO PROCESSO DE
COGERAÇÃO EM UMA INDÚSTRIA SUCROALCOOLEIRA
LUIZ ANTONIO PEREA
Orientador: Prof. Dr. Nelson Miguel Teixeira
Dissertação apresentada à Faculdade de Ciências Agronômicas da UNESP - Campus de Botucatu, para obtenção do título de Mestre em Agronomia - Energia na Agricultura.
BOTUCATU-SP
FICHA CATALOGRÁFICA ELABORADA PELA SEÇÃO TÉCNICA DE AQUISIÇÃO E TRATAMENTO DA INFORMAÇÃO – SERVIÇO TÉCNICO DE BIBLIOTECA E DOCUMENTAÇÃO UNESP - FCA - LAGEADO - BOTUCATU (SP)
Perea, Luiz Antonio, 1952-
P434a Avaliação técnico-econômica do processo de cogeração em uma indústria sucroalcooleira. / Luiz Antonio Perea. –- Botucatu, [s.n.], 2005.
vi, 124 f. : il. color., gráfs., tabs. Dissertação (Mestrado) -- Universidade Estadual ta, Faculdade de Ciências Agronômicas.
Orientador: Nelson Miguel Teixeira.
Inclui bibliografia.
1. Energia elétrica e calor - Cogeração. 2. Energia da
biomassa. 3. Açúcar - Usinas I. Teixeira, Nelson Miguel. II. Universidade Estadual Paulista “Júlio de Mesquita Fi-lho” (Campus de Botucatu). Faculdade de Ciências
Agronômicas. III. Título.
AGRADECIMENTOS
À Faculdade de Ciências Agronômicas (FCA – UNESP), campus de Botucatu e à Coordenadoria do Programa de Pós Graduação em Agronomia – Energia na Agricultura, pela oportunidade:
ao orientador Prof. Dr. Nelson Miguel Teixeira, pelo apoio recebido na realização deste trabalho;
ao Prof. Dr. Kleber Pereira Lanças pelo estímulo recebido quando do meu interesse pelo curso;
aos Professores Doutores: Maura Seiko Tsutsui Esperancini, Ângelo Cataneo, Sergio Hugo Benez, Odivaldo José Seraphim, Alcides Padilha e Manoel Henrique Salgado pelo convívio de inestimável valor e conhecimentos recebidos;
aos funcionários do Departamento de Engenharia Rural, da Seção de Pós Graduação e da Biblioteca, pela prestatividade e atenção;
aos colegas de trabalho Walter Luiz Polonio, Afonso Garcia da Silveira Neto, José Casale Filho, João Antonio Pazian e Mario Palomo, pela grande ajuda prestada na elaboração do trabalho;
SUMÁRIO
página
LISTA DE TABELAS ... VI
1 RESUMO... 1
2 SUMMARY... 3
3 INTRODUÇÃO... 5
4 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ... 8
4.1 Setor energético – breve revisão... 8
4.2 O processo de cogeração com biomassa... 16
4.3 A cogeração com biomassa e o meio ambiente... 23
4.4 A atratividade do negócio... 26
4.5 Característica do negócio... 29
4.6 Principais equipamentos utilizados no processo de cogeração na indústria sucroalcooleira... 35
5 MATERIAL E MÉTODOS... 54
5.1 Material... 55
5.2 Métodos... 64
6 RESULTADOS E DISCUSSÃO... 72
6.1 Resultados... 72
6.2 Discussão... 87
7 CONCLUSÕES... 94
8 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS... 96
LISTA DE TABELAS
página
Tabela l - comparação das emissões de CO2 na geração de eletricidade... 26
Tabela 2 - estudo ELETROBRÁS sobre potencial de geração com resíduos de cana-de-açúcar (Plano Decenal 2000 - 2009)... 29
Tabela 3 - Síntese e cronologia da legislação importante para a cogeração no setor sucroalooleiro... 34
Tabela 4 – Produção de cana, açúcar e álcool nas últimas seis safras... 54
Tabela 5 - Dados da safra disponibilizados pela usina... 56
Tabela 6 - Características das caldeiras da planta existente ... 61
Tabela 7 – Relação das turbinas a vapor instaladas... 61
Tabela 8 – Programa BNDES – de Apoio Financeiro a Investimentos de Fontes Alternativas de Energia Elétrica no Âmbito do PROINFA ... 63
Tabela 9 – Resultados dos cálculos de PCI e disponibilidade de bagaço – situação atual... 73
Tabela 10 – Resultado da simulação da operação com os dados atuais na situação proposta “A”... 78
Tabela 11 – Resultado da simulação da operação com os dados atuais na situação proposta “B”... 83
Tabela 12 – Custo dos Investimentos ... 87
Tabela 13 – Balanço Energético do Projeto para a Safra ... 88
Tabela 14 – Resumo das Situações Criadas em Alternativa ao Balanço Energético do Projeto ... 90
O trabalho apresenta a avaliação do setor de geração de energia de uma industria sucroalcooleira e uma revisão da situação do sistema elétrico brasileiro, basicamente de origem hídrica, que demandou a procura de fontes alternativas para geração de energia elétrica, após o evento do racionamento em 2001.
Uma das fontes de energia é a da biomassa e especificamente o bagaço residual da moagem da cana-de-açúcar.
Atualmente, a indústria sucroalcooleira avaliada utiliza o bagaço da cana-de-açúcar como fonte de energia, através do processo de cogeração, consumindo a energia elétrica ou térmica gerada em seu processo produtivo, sem excedentes para comercialização.
Com investimentos em caldeiras de alta pressão e turbogerador de maior capacidade, esta agroindústria, utilizando a mesma quantidade de bagaço e o processo de cogeração, pode vir a gerar excedentes de energia elétrica que seriam comercializados como fonte alternativa de energia.
Este trabalho analisa o investimento e a viabilidade técnica de geração e comercialização de excedentes de energia elétrica em uma indústria sucroalcooleira.
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES, denominada: “Programa de apoio financeiro a investimentos em fontes alternativas de energia elétrica no âmbito do PROINFA”.
TECHNICAL AND ECONOMIC ANALISYS OF ELETRICAL ENERGY
COGENERATION PROCESS IN A ALCOHOL AND SUGAR CANE INDUSTRY. Botucatu, 2004. 124p. Dissertação (Mestrado em Agronomia/ Energia na Agricultura) – Faculdade de Ciências Agronômicas, Universidade Estadual Paulista.
Author: LUIZ ANTONIO PEREA Adviser: NELSON MIGUEL TEIXEIRA
2 SUMMARY
The study shows a revision of the situation of the Brazilian electric system, basically from the water that demanded the search of alternative sources of generation of electric energy, besides of the rationing event in 2001.
One of the sources of energy is the biomass and especially the residues from the ground of the sugar cane.
The Alcohol Sugar Cane Industry make use of bagasse from the sugar-cane as a source of energy, through the cogeneration process, consuming the electric energy or the heat energy, generated in its productive process, without excess to sale.
With investments in boilers of high-pressure and generating turbo with a bigger capacity, this industry, making use of the same amount of bagasse and also the process of cogeneration, can come to generate excess of electric energy that would be commercialized as an alternative source of energy.
This study analyzes the investments and technical feasible of a sugar mill, on the purpose of generate and sales the excess of electric energy. It was adopted the “Program for growing of alternatives energy sources – PROINFA”, as scene of price for selling energy in order to verify the results. It was considered the enterprise by finance from BNDES, denominate “Program of financial support to investments in alternatives electrical power sources concern to PROINFA”.
for the economical viability of the enterprise, considering the normal time of sugar cane season..
3 INTRODUÇÃO
Em seguida aos dois choques do petróleo, em 1973 e 1979, houve uma
manifestação criativa na busca de soluções alternativas para atender as necessidades energéticas. Dezenas de bilhões de dólares foram investidos em todo o mundo, estimulado pelo preço elevado do petróleo e pela vulnerabilidade em que se viram muitos países não produtores e dependentes desta fonte energética.
Entre as iniciativas importantes, a única que viveu um ciclo completo foi o Programa Nacional do Álcool - PROALCOOL, a partir da década de 70, que conseguiu realizar uma transformação de mercado, tarefa considerada impossível na época, pela necessidade de reestruturar a oferta e de criar uma tecnologia nova para alavancar a demanda. Embora incentivado por um programa de governo, foi realizado pela iniciativa privada.
Como o Brasil tinha potenciais hidrelétricos de baixo custo, o programa ficou circunscrito à substituição da gasolina. Para obtenção do álcool a partir da cana-de-açúcar, a moagem de 1 t de cana-de-açúcar gera cerca de 70 a 80 litros de álcool e 260 kg de resíduo biomassa (bagaço), ou seja, cada t de cana-de-açúcar moída, produz em média 26% de biomassa. A possibilidade de se aproveitar as enormes quantidades de biomassa para produzir eletricidade, portanto, ficou circunscrita ao atendimento das necessidades das usinas que continuaram assim a operar com baixa eficiência energética.
* Decorrido um quarto de século, em 2001, devido à escassez, a questão
da energia elétrica volta a se colocar: i) pela mudança do modelo e ii) pelos riscos de
desabastecimentos potenciais para os próximos anos.
Existe um potencial expressivo para a geração de energia elétrica com resíduos da indústria sucroalcooleira que pode ser explorado em beneficio de vários setores da economia: produtores de açúcar e álcool, fornecedores de equipamentos para a industria sucroalcooleira, empresas do setor elétrico e consumidores de um modo geral.
A exploração deste potencial, além disto, traz benefícios para o meio ambiente e contribui para consolidar o modelo competitivo do setor elétrico, além de agregar ao sistema uma energia de custo baixo, imune as variações internacionais do preço do petróleo e da taxa de câmbio e que pode ser disponibilizada em prazos relativamente curtos, contribuindo desta forma para a redução de riscos de déficits energéticos e seus desdobramentos.
Conseqüentemente percebeu-se neste setor um potencial até então pouco explorado que é a cogeração de energia elétrica através da queima do bagaço de cana (biomassa) e posterior venda de excedentes às concessionárias, aproveitando-se melhor os recursos disponíveis.
Diante deste fato, as usinas instalaram ao longo dos anos, modelos que consomem todo esse resíduo sem deixar nada sobrar, dessa forma, evita-se o consumo de combustíveis externos e há um aproveitamento do bagaço produzido.
Normalmente o bagaço que queima nas caldeiras, não tem o seu conteúdo energético otimizado, fazendo-se necessário uma modificação do parque industrial nas usinas, para conseguir-se um maior rendimento e eficiência no processo. Neste panorama, o setor da cana tem uma situação peculiar, pois os sistemas de vapor de muitas usinas, construídas para o PROALCOOL, estão no fim da vida útil. Assim, num período de poucos
anos muitas irão se reequipar optando entre: i) manter a tecnologia atual e operar em longo
prazo com baixa eficiência energética, ou ii) instalar sistemas mais eficientes e expandir para
um novo ramo de negócio, o da venda de eletricidade pela utilização de parte da energia contida na cana-de-açúcar, que excede em muito sua demanda.
A importância da geração de energia elétrica com resíduos da cana-de-açúcar cresce muito a partir da crise do setor elétrico. Esta, de um lado, dá uma série de sinalizações positivas mostrando que o mercado consumidor existe. De outro lado, porém, exige algumas considerações sobre os novos caminhos para evitar que sinais e medidas de curto prazo tragam problemas a longo prazo, mesmo verificando que essa energia é competitiva a curto e longo prazo.
4 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
4.1 Setor energético – breve revisão
Segundo a Federação das Indústrias do Estado de São Paulo/ Centro das Indústrias do Estado de São Paulo, FIESP / CIESP (2001), o processo de reforma no setor elétrico foi iniciado pela Lei das Concessões dos Serviços Públicos (Lei 8987) e pela Lei 9074/95, que deram oportunidade ao produtor independente e à iniciativa privada de se engajarem no processo de geração e de distribuição de energia elétrica, através de processo licitatório, iniciado pela privatização das distribuidoras federais, posteriormente, seguido pela venda de cerca de 20 empresas estaduais de energia elétrica. O modelo estrutural do setor elétrico sofreu, então, algumas modificações:
A Lei 9427/96 criou a ANEEL (Agencia Nacional de Energia Elétrica), o novo órgão regulador, cabendo a ela promover e regular a competição.A ANEEL tem a incumbência de regular os serviços de eletricidade e não o uso de água, como anteriormente era atribuído ao DNAEE;
No novo modelo, a energia elétrica é considerada como mercadoria, sendo vendida num mercado aberto. Para isso foi criado através da Lei 9648/98, o Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) e a figura do Operador Nacional do Sistema (ONS). Com isso, assegurou-se uma nova funcionalidade ao setor, com redefinições importantes tanto na organização do mercado como nos mecanismos de comercialização de energia, em que foram estabelecidos limites que preservam a competição e garantem as condições necessárias à operação otimizada do sistema elétrico, predominantemente de base hidráulica. Criou-se, também, através da Lei 9433, de 8 de janeiro de 1997, o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos. Para o setor elétrico, a Lei traz implicação direta nos planejamentos da expansão (construção de novas plantas) e operação (otimização do uso dos reservatórios), ao determinar que a outorga e a utilização de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica sejam subordinadas à Política Nacional de Recursos Hídricos. O crescimento do consumo de energia elétrica no Brasil vem apresentando sustentada evolução nos últimos anos (Figura 1), particularmente como resultado de alteração do perfil industrial na direção dos processos mais intensivos nesta forma de energia e do incremento de demanda no setor residencial, implicando em taxas anuais de expansão significativamente superiores ao crescimento da economia e da própria demanda energética como um todo (Figura 2).
-8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12
80/90 90/99 95 96 97 98 99 2000 2001 2002
Cr
esciment
o (
%)
Consumo PIB
Figura 1 – Evolução do consumo de energia elétrica e do crescimento do PIB, durante o período de 1980 a 2002.
0 50 100 150 200 250 300 350
83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02
10^
6 M
W
h
Residencial Comercial Industrial Outros
Residencia Industrial
Comercial Outros
Figura 2 – Evolução do consumo de energia elétrica, por setores, no período de 1983 a 2002
Fonte: Ministério das Minas e Energia (BEN 2003)
Entretanto, por diversos fatores, principalmente a falta de investimentos, a capacidade de atendimento desta expansão, mediante tecnologias convencionais, por parte do setor elétrico tradicional (empresas de geração e concessionárias de distribuição) vem se mostrando cada vez mais limitada, inclusive apontando-se crescentes riscos de déficit em médio prazo (Figura 3).
0 2 4 6 8 10 12 14 16
81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99
US
$ bi
lhõ
es
Figura 3. Investimentos históricos públicos e privados no setor elétrico, no período de 1981 a 1999
Conforme Aguiar (2001), o tamanho do investimento para que não falte energia elétrica nos próximos 10 anos, tendo em vista as taxas do crescimento do PIB e do consumo, é de R$ 84 bilhões, pois nos 4 últimos anos desse período qualquer investimento só maturaria para a década seguinte. Já o consultor Conti (2004) publicou relatório de estudo desenvolvido para a Câmara Brasileira de Investidores em Energia Elétrica – CBIEE, em que o setor elétrico brasileiro necessitará de investimentos anuais médios de ordem de R$ 20 bilhões entre 2003 e 2012 para evitar o surgimento de gargalos ao desenvolvimento econômico do País. Como possíveis fontes de financiamento para atender a este ambicioso
esforço de expansão territorial dividem-se em: i) recursos públicos na ordem de R$ 9 bilhões
anuais e ii) investidores privados, quer seja isoladamente, quer seja por meio de parcerias com
o governo (no modelo de Parceria Público-Privado) com inversões na ordem de R$ 11 bilhões anuais. Diferentemente do caso das telecomunicações, por exemplo, em que o processo de privatização foi precedido da definição de uma lei setorial que estabeleceu o marco regulatório de todo o setor, no setor elétrico o processo de reformas vem sendo caracterizado por envolver um período de transição bastante longo, dessincronizado e problemático no que se refere à possibilidade de manutenção do nível de investimentos necessários e previstos no Plano Decenal 2000-2009 realizado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S/A. - ELETROBRÁS. Destacam-se a falta de um horizonte legal e regulatório claramente definido para isso e que os investimentos não vieram e já não há o que fazer para os próximos anos. Os investidores que entraram no setor sabem que existe uma competição com o próprio governo, que detém grande parte da oferta de energia do país, e, conseqüentemente, um elevado poder de monopólio. Os novos investidores, prudentemente estão investindo pouco, tão somente em distribuição, esperando a redução das incertezas num cenário futuro. Além disso, a situação vivenciada recentemente, o baixo nível dos reservatórios das hidrelétricas das regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, por sua característica plurianual poderão levar até 3 anos para atingir um nível de enchimento adequado, com o risco de déficit menor.
há 160.851 Megawatts armazenados nas hidrelétricas, o que significa dois terços de sua capacidade total, “situação bem mais confortável que a vivenciada em 2001-2002 quando a crise energética nos pegou em cheio. Porém de nada adianta esta situação se o País não constrói mais usinas elétricas”. Ainda, segundo Moraes (2004), dados da Confederação Nacional da Indústria estimam crescimento industrial da ordem de 7% para 2004. Para continuar nesse ritmo e garantir crescimento do PIB da ordem de 4,5% a 5 %, o Brasil precisa investir, no mínimo, US$ 6,5 bilhões por ano no setor elétrico.
Também como elemento importante nesse cenário, causa e efeito de mudanças, tem-se a progressiva evolução institucional no setor energético e especialmente, na área de energia elétrica, com expectativas de maior participação de unidades de autoprodução sob administração privada, em um contexto de estímulo à competição na oferta energética. Assim a expansão da cogeração parece encontrar seu momento propício e se destaca como um dos principais e provavelmente, mais racional caminho para inserir novas unidades de produção de energia elétrica à capacidade instalada no Brasil.
O Brasil tem hoje uma predominância energética de origem hídrica, representando, aproximadamente, 95% da capacidade nominal instalada (Figura 4) tornando-se um país praticamente monoenergético.
0 15000 30000 45000 60000 75000 90000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 jhkj
MW
hidraulica térmica
Boa parte do potencial hídrico já se encontra em operação ou em construção, contudo a implantação de novas hidrelétricas nas bacias existente, carece de altos investimentos, excessivo tempo de construção e implicam em promover impactos ambientais significativos que não devem ser negligenciados,conforme FIESP/ CIESP (2001).
Segundo Pires et al (2001), as bacias hídricas apresentam uma característica de grande diversidade pluviométrica, ocasiona-se uma situação na qual a coordenação da operação é a forma mais adequada para otimizar o funcionamento do sistema elétrico. Isso significa que a utilização planejada da água de diversas usinas, com base em seu custo de oportunidade (definido em função da probabilidade de vertimentos no futuro), faz com que o país tenha um ganho energético significativo no médio e nos longos prazos.
Ainda, de acordo com Pires et al. (2001), essa foi, a filosofia que norteou o funcionamento do sistema elétrico brasileiro. Caso os investimentos em usinas hidrelétricas acompanhassem o crescimento projetado da demanda e as reservas de cada usina individual fossem utilizadas com base em um modelo probabilístico para garantir níveis ótimos de utilização, o risco teórico de déficit de energia tenderia a se manter em níveis irrisórios.
O Ministério de Minas e Energia –MME publicou, em 11 de dezembro de 2003, o novo modelo do setor elétrico, comenta Conti (2004) que, apesar de apresentar uma série de avanços em relação à proposta anterior divulgada em junho do mesmo ano, os contornos estatizantes e as incertezas que ainda cercam este novo marco regulatório para o mercado de eletricidade não garantem a atração dos investimentos necessários à expansão do setor nos próximos anos.
Segundo Conti (2004), os principais objetivos almejados pelo novo modelo são a modicidade tarifária, a segurança no abastecimento de energia (através de um planejamento mais eficiente) e a criação de um marco regulatório estável . Para tal, o novo
modelo propõe a criação de dois ambientes de contratação de energia: i) um de contratação
regulada (ACR), composto, à grosso modo, por consumidores cativos e ii) outro de
contratação livre (ACL), formado por consumidores livres e comercializadores. Enquanto a
será regida por regras estritamente de mercado. Segundo a proposta do governo, estes dois ambientes serão interligados, de modo que eventuais desvios de demanda ocorridos no ACR poderão ser atendidos no ACL. Os preços no ambiente de contratação regulado serão definidos por leilão. O novo modelo propõe que a modicidade tarifária seja obtida por meio da competição na geração. Os novos projetos neste segmento serão licitados pelo critério de tarifa mínima, através de um cronograma de leilões em dois períodos (cinco anos e três anos antes do inicio da geração). Os novos projetos desta área a serem licitados pela ANEEL serão determinados por meio de estudos realizados pela recém criada Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE) e oferecidos após a obtenção de suas respectivas licenças prévias ambientais. A quantidade de energia a ser licitada será definida pela EPE e pelo MME a partir da soma das demandas previstas pelas distribuidoras, cinco anos à frente. A capacidade de geração já existente será licitada, à medida que os contratos vigentes venham a vencer, com antecedência de um ano. O modelo cria uma serie de mecanismos que visam facilitar eventuais ajustes a desvios nas previsões das distribuidoras, mas também cria uma estrutura de incentivos para que elas acertem suas previsões e contratem mais energia com cinco anos de antecedência.
Para minimizar o risco de desabastecimento, o novo modelo amplia a capacidade de planejamento do Estado, porém para o planejamento da expansão da oferta depende de projeções de demanda efetuadas pelas distribuidoras. O governo argumenta que o novo modelo representa um marco regulatório estável, na medida em que garante a atração de investimentos e sinaliza um cenário de longo prazo para os agentes do setor, com novos contratos de longo prazo e respeito aos atualmente vigentes.
Conforme Conti (2004), entre os pontos positivos destacam-se a introdução do mecanismo de leilão (um instrumento de mercado) na definição do preço da energia, em uma ótica de longo prazo; a instituição de contratos de longo prazo de aquisição
de eletricidade para as novas geradoras, na forma de “purchase power agreements” (PPA) e o
concessão que foi retirado da ANEEL, isso poderá gerar uma série de conflitos de interesse dentro dos órgãos do governo, uma vez que este acumula funções de financiamento, poder concedente e planejamento, além de indicar diretores nos diversos órgãos intra-setoriais (ONS, EPE,etc).
Comenta Conti (2004), que um problema adicional, que poderá inibir, a realização de novos investimentos pelas geradoras privadas já instaladas no País, é o tratamento diferenciado que será dado à geração existente e aos novos projetos de geração. Enquanto os novos projetos deverão obter contratos longos, com preços definidos em um leilão realizado com antecedência de cinco anos, a geração existente será contratada apenas um ano antes da liquidação. Em um cenário sem adversidades, o preço da energia leiloada no ano anterior à liquidação deverá ser inferior ao obtido para a geração nova. Desta forma, os investimentos realizados na geração de energia existente dificilmente seriam adequadamente remunerados, de modo que as companhias privadas que realizaram tais inversões teriam poucos incentivos a aplicar novos recursos no segmento. A definição do novo formato de leilão para a energia existente e o papel das termelétricas ainda não foram definidas e deverão ser especificadas apenas no regulamento infraconstitucional, que serve para aumentar a incerteza dos investidores.
Deste modo, conclui Conti (2004) apesar dos avanços presentes em sua versão final, o novo modelo, do modo como atualmente se encontra, não deverá garantir os investimentos necessários ao setor elétrico nos próximos anos. Justifica este pessimismo o elevado risco regulatório comum a modelos dependentes do Poder Executivo e, por isso mesmo, passíveis dede alterações arbitrárias no tempo.
4.2 O processo de cogeração com biomassa
como um bom negócio, aumentando a confiabilidade e a segurança em seu suprimento de energia. Mesmo por parte das empresas de energia elétrica, que algumas vezes relutam em reconhecer vantagens na cogeração e considerar a expansão destes sistemas de autoprodução apenas como uma redução de seu mercado, esta tecnologia pode associar-se favoravelmente aos programas de gestão de demanda, bem como apresentar a possibilidade de que capitais privados se comprometam com a geração de energia, postergando investimentos às vezes de difícil realização.
Segundo Nogueira et al. (1997), a racionalidade e as vantagens da cogeração podem ser observadas de dois modos. No primeiro, considere-se uma central termoelétrica que, mesmo adotando os melhores equipamentos, consegue converter em eletricidade no máximo a metade do calor produzido na queima do combustível, cuja maior parte é perdido. Em geral estas perdas de calor são conduzidas para a água de resfriamento dos condensadores ou para a atmosfera, através das torres de resfriamento, e não produzem qualquer efeito. A cogeração busca empregar este fluxo de calor para aquecimento, através de redes de calefação, de residências e edifícios, ou para a geração de frio, mediante os ciclos de absorção. Neste caso as vantagens são evidentes, porém é preciso ter usuários de calor ou frio próximos da planta de cogeração, o que nem sempre é verdade. Seu maior potencial apresenta-se nas centrais termelétricas localizadas em países frios onde o calor é distribuído para os usuários mediante dutos de água quente ou vapor de baixa pressão.
Tal concepção é conhecida como “district heating” e caracteriza a cogeração em grandes blocos de potência, onde o calor é um subproduto da geração de eletricidade.
mesmo as melhores caldeiras e fornos, ainda que alcancem rendimentos energéticos próximos a 100%, destroem irreversivelmente mais da metade da qualidade do fluxo de calor. A cogeração, ao produzir trabalho e calor úteis, reduz as perdas de energia e permite abastecer ambas demandas com quase o mesmo consumo de combustível.
Sobre esta racionalidade termodinâmica se baseiam todas as vantagens da cogeração, já que níveis mais altos de eficiência implicam em reduzir o consumo de combustíveis e todos os demais custos associados, inclusive o custo ambiental.
Tradicionalmente, os setores promissores para implantação de sistemas de cogeração se caracterizam por apresentar razoáveis potências instaladas por unidade de consumo, da ordem de no mínimo alguns megawatts, fatores de carga elevados e uma demanda térmica importante, sob temperaturas inferiores a 200 ºC. cita Nogueira et al.
(1997). Como um condicionante adicional tem-se a disponibilidade de
combustíveis de baixo preço, que podem ser resultantes do próprio processo produtivo, que vem a ser o caso das usinas de açúcar, que tem sua base energética na biomassa da cana-de-açúcar. A produção de energia a partir dos resíduos da cana-de-açúcar, não somente o bagaço, mas também a palha da cana, se apresenta como uma alternativa promissora em termos de competitividade com as fontes não renováveis. Como tais resíduos podem ser armazenados, a geração de energia também pode vir a ser considerada em base anual, um diferencial competitivo em relação a tradicional geração, apenas no período da safra.
Peres (1982) afirma que a preocupação de todo industrial é a de aumentar, por todos os meios, as sobras de bagaço da agroindústria canavieira, em vista dos altos custos dos combustíveis e de energia elétrica. Além disso, existe um crescente mercado consumidor do bagaço da cana, como nova e lucrativa fonte de comercialização.
O sistema cogeração ideal deve ser concebido para conferir às usinas a auto-suficiência energética; isto é, gerar toda energia consumida a partir única e exclusivamente da queima própria do bagaço, através de uma operação balanceada, sem sobras ou déficit de vapor em nenhuma das etapas.
Segundo Olivério et al (1987), para se obter maiores excedentes de bagaço, é necessário empregar equipamentos mais eficientes, a fim de reduzir as perdas. No setor de processos, por exemplo, sugerem algumas soluções, como o emprego de sistemas de ventilação mais eficiente, com menor consumo de vapor por litro de álcool produzido; sistema de concentração do caldo em múltiplos efeitos, de baixo consumo térmico; utilização de vapores secundários provenientes da evaporação, para utilização na destilação/pasteurização; sistema de pasteurização do caldo com recuperação de energia. No setor de geração de vapor sugerem caldeiras de alta pressão e alta eficiência, dotada de sistemas de recuperação da energia dos gases provenientes da queima do bagaço.
Devido a escassez de energia elétrica em alguma regiões, observa-se uma tendência a ajustar os sistemas de cogeração das indústrias sucroalcooleiras de modo a atingir a auto-suficiência e a geração de excedentes do bagaço de energia elétrica. Para conseguir excedente de energia elétrica, há necessidade da existência de excedente de bagaço. Para tal, algumas modificações teriam que ocorrer, como a elevação de eficiência de turbinas, elevação de pressão de geração de vapor, redução de consumo de vapor de processo, elevação de recuperação de condensado, aquecimento de vapor em caldeiras e redução de baixa pressão de vapor.
Segundo Balbo (1990), algumas formas de energia elétrica, consideradas como renováveis, tendem a se esgotar após um determinado período, com o petróleo, gás natural, xisto e carvão mineral. Por outro lado, a biomassa, fonte de energia renovável merece destaque na análise de formas de geração de energia. Sendo assim, resta ao mundo desenvolver fontes alternativas de energia, preferencialmente renováveis, para que o petróleo e os demais combustíveis fósseis possam ser destinados a uso mais nobres. Nesse particular, o Brasil tem posição potencialmente privilegiada, por dispor de recursos naturais abundantes e sub utilizados, principalmente no tocante ao aproveitamento da biomassa.
Poole (1993) aponta a cogeração como sendo a melhor opção energética para o Brasil, caracterizando-a como atividade muito promissora. Avalia que a cogeração é uma atividade tradicional nas indústrias de processamento de cana, mas sua implantação tem sido vagarosa na última década.
O setor sucroalcooleiro brasileiro tem potencial para aumentar a geração de energia elétrica em cogeração. Tecnicamente, os principais fatores que determinam a geração de energia elétrica são a pressão nas caldeiras, a qualidade e a capacidade dos turbogeradores.
Segundo Coelho et al. (1994), a maior eficiência na cogeração de eletricidade no setor sucroalcooleiro pode ser obtida, a curto prazo, através de técnicas de conservação de energia no processo de produção de açúcar e álcool, reduzindo o consumo de bagaço, bem como através de modificações no ciclo de vapor, com elevação da pressão nas
caldeiras e introdução de turbinas de extração-condensação (CEST – condensing-extration
steam turbine).
Conforme Nogueira et al. (1997), existem duas categorias de
cogeração: Topping cycle ( ciclo de topo, Figura 5) e Bottoming cycle (ciclo de fundo, Figura
6). A configuração mais comum dos processos de cogeração adotada no setor sucroalcooleiro com bagaço de cana (combustível sólido) e na indústria química utilizando-se o gás natural é a
Topping cycle (ciclo de topo), aquela no qual o calor primário do final do ciclo Rankine (ciclo
de processo à baixa pressão e temperatura pode ser extraído da turbina num estágio intermediário, como para o aquecimento da água de alimentação, ou, retirada da exaustão da turbina. Neste caso a turbina é chamada de turbina de contra-pressão.
Figura 5. Cogeração tipo Topping
Ainda conforme Nogueira et al (1997), a maioria dos sistemas de
cogeração são do tipo topping. O menor interesse nos sistemas bottoming se justifica porque,
em geral, o calor rejeitado em processos industriais já está em níveis de temperatura relativamente baixos para a produção de potência e também porque, face a esta tecnologia, existe a alternativa de melhorar os sistemas térmicos por meio da recuperação ou regeneração térmica convencional, geralmente mais viável economicamente. Em geral, os sistemas
bottoming apenas fazem sentido quando se dispuser de volume significativo de calor residual,
rejeitado de um processo industrial sob temperaturas elevadas, como nos casos de um forno cerâmico , de uma cimenteira ou planta metalúrgica , já tendo sido consideradas as alternativas convencionais de racionalização energética
O ciclo de cogeração em uma industria sucroalcooleira é do tipo topping e possui como combustível os resíduos da cana-de-açúcar, ou seja, bagaço e palhiço. O palhiço ainda é pouco utilizado, mas já faz parte de estudos de novos projetos de cogeração, permitindo maior oferta de energia elétrica , inclusive durante o período de entressafra.
A Figura 7 representa, esquematicamente, o ciclo do vapor em uma indústria sucroalcooleira. A cana-de-açúcar, depois de esmagada na moenda onde é extraído o caldo para a fabricação de açúcar e álcool tem como resíduo o bagaço que é enviado para as caldeiras e queimado para a geração de vapor de água. O excedente de bagaço é armazenado, retornando para as caldeiras quando necessário.
4.3 A cogeração com biomassa e o meio ambiente
O sistema integrado de geração de energia do bagaço, ou seja, cultivo da cana + produção de açúcar e álcool + queima de biomassa, mostra-se ambientalmente otimizado quanto aos mecanismos econômicos que estão sendo implantados para a redução do aquecimento global devido ao efeito estufa. Sintetiza-se a seguir, os principais conceitos envolvidos no assunto, conforme a publicação Ampliação da Oferta de Energia Através da Biomassa – Federação das Indústrias do Estado de São Paulo / Centro das Indústrias do Estado de São Paulo, FIESP / CIESP (2001).
Na atmosfera, além da predominância de nitrogênio (N2) e de oxigênio
(O2), existem gases em pequenas quantidades conhecidos como “gases do efeito estufa”, como
o dióxido de carbono (CO2), ozônio (O3), metano (CH4), óxido nitroso (N2O). Estes gases são
assim denominados por apresentarem a capacidade de reter o calor. Eles permitem a passagem da radiação solar, mas impedem a liberação da radiação infravermelha emitida pelo planeta (Figura 8).
Figura 8. Efeito Estufa
1 5 ºC
E s q u e m a d a In tera ç ã o d o s G a s e s n a E strato s fe ra C a u s a n d o o E feito E s tu fa
T e m p e ra tu ra A u m e n ta n d o
S O L
T e rra
R a d ia ç ão S o la r
C a m a d a d e O z ô n io
C a m a d a d o E fe ito E s tu fa N 2O
O3
C O2
O3
H2O
As atividades do homem estão resultando em contribuições adicionais de gases do efeito estufa, principalmente através da queima de combustíveis fósseis, em usinas termelétricas e industrias, veículos em circulação e sistemas domésticos de aquecimento.
Foi observado um aumento de cerca de meio grau Celsius na temperatura média da superfície do planeta nos últimos cento e cinqüenta anos. Há evidência científica de que, pelo menos parcialmente, seja devido às emissões de gases de efeito estufa pelas atividades humanas.
Este aquecimento global pode acarretar potenciais efeitos perigosos como a elevação do nível do mar devido ao degelo das calotas polares, além de diversas alterações no sistema climático global, como no regime dos ventos, na pluviosidade e na circulação dos oceanos. Para o século XXI, prevê-se, que o aumento de temperatura poderá chegar a até três graus Celsius, acompanhado de um aumento do nível médio do mar de cerca de meio metro.
No fenômeno global, denomina-se sumidouro qualquer processo, atividade ou mecanismo que tem a propriedade de remover da atmosfera e reter um gás do efeito estufa. Pode constituir-se da biomassa e, em especial, florestas e oceanos.
O CO2 tem sido objeto maior de atenção, pois sua emissão para
atmosfera corresponde a mais da metade do volume de gases do efeito estufa.
Especificamente, seqüestro de carbono consiste na captura de CO2 da atmosfera pela
Figura 9. Fixação de carbono na cana-de-açúcar, pela fotossíntese.
Fonte: Koblitz (2002)
O sistema de cogeração de energia do setor pode ser considerado ambientalmente otimizado e apto a participar dos mecanismos econômicos associados aos gases do efeito estufa. A plantação de cana é tida como sumidouro, há investimento em tecnologia mais limpa, busca-se a eficiência energética e a biomassa utilizada na geração de energia renovável.
A queima de resíduos da cana-de-açúcar produzem substancial
liberação de carbono da forma de CO2. Entretanto, no balanço do caso de biomassa, o
resultado é praticamente nulo, pois através da fotossíntese, a biomassa queimada é resposta no ciclo seguinte da cultura.
Quando se considera o ciclo de vida completo da biomassa, incluindo
o consumo direto e indireto de combustíveis fósseis, verifica-se a emissão de CO2, porém
Fot o ssín t e se
Fot ossín t e se
En e r g ia Lu m in o sa ¨ En e r g ia Q u ím ica
CO2 O2
LU Z
H2O + Sa is m in e r a is Ca u le
Fo lh a
Se iv a e la b or a d a
Clor o p la st o s LUZ ( 1 0 0 % d a e n e r g ia )
Co m p o st o s f o sf or a d o s
CO2
H2O Sa is m in e r a is
Glicíd e os
O2
Go r d u ra s + Ó le o s + Am id os + Açú ca r e s
+ e t c. ( 1 a 3 % d a
e n e r g ia )
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Glicíd e os
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Go r d u ra s + Ó le o s + Am id os + Açú ca r e s
+ e t c. ( 1 a 3 % d a
mesmo neste caso, conforme demonstrado na Tabela 1, a comparação com outras fontes de combustíveis fósseis é muito menor.
Tabela 1 – Comparação das emissões de CO2 na geração de eletricidade
Tipo de
combustível
Emissões
(kgCO2/kWh)
Condições
Cana-de-açúcar 0,057 – 0,11 Ciclo completo incluindo energia indireta dos equipamentos e insumos
Óleo combustível 0,87 Somente queima de combustível
Gás Natural 0,38 Somente queima de combustível
Fonte: A partir de Coelho e Zilberstajn (1998)
4.4. A atratividade do negócio
INEE (2001), a crise energética de 2001 levou ao desenvolvimento de geradores termoelétricos de baixa eficiência (ciclo aberto) e custo elevado, as hidrelétricas demandam pelo menos 5 anos de construção e exigem extensas linhas de transmissão, sendo que a geração com resíduos apresenta vantagens competitivas quanto ao custo e prazo de implantação.
Para o sistema elétrico, a cogeração apresenta as vantagens de contribuir para mitigar a crise a curto e médio prazo, pois os potenciais estão mais próximos das cargas e o custo da energia independem de fatores externos (frio e calor nos EUA e Europa definem o preço do gás). O fator de capacidade dos sistemas de transmissão fica aumentado e com melhor estabilização para o perfil de uso.
A cogeração também proporciona para os agentes financeiros a diversificação dos riscos de créditos, pois muitas instalações de pequeno ou médio porte, tem menor risco agregado que poucas de grande porte, com melhores chances de recomposição de dívidas passadas e acessos a créditos especiais pela questão ambiental.
Para os consumidores de energia elétrica haverá aumento de qualidade da energia local ou regional, além dos custos mais baixos, especialmente acessíveis para os consumidores livres.
Conforme o INEE (2001), a produtividade geral da atividade sucroalcooleira tem crescido, em termos reais, entre 3 a 4% aa. Esta tendência está longe de estar saturada, o que aumenta a perspectiva de maior disponibilidade de resíduos, com custos decrescentes. A tecnologia de gaseificação de biomassa poderá ao médio prazo, multiplicar a capacidade de geração. As espécies de cana disponíveis foram selecionadas visando à produção de sacarose. Eventuais mudanças também podem aumentar a produtividade da biomassa e/ou estender o período de produção. Também o aproveitamento da biomassa resultante da mecanização da colheita, cuja disponibilidade aumentará por imposições ambientais. Em termos energéticos este material equivale aproximadamente ao bagaço produzido.
inerentes a qualquer grande transformação de mercado onde, mesmo que os sinais sejam claros, é preciso vencer a inércia e as resistências naturais para assumir riscos de um novo negócio. No caso, há os problemas adicionais de que alguns sinais de mercado ainda não estão suficientemente claros para os não especialistas e a nova estrutura/regulação do setor de energia elétrica ainda é objeto de interpretações, sob a influência de conceitos do modelo monopolista e centralizado do passado ainda recente.
O potencial de geração com resíduos da cana-de-açúcar varia muito dependendo da tecnologia considerada e do estímulo que as usinas tenham para desenvolvê-lo. O importante a fixar no momento é que se trata de um potencial bem expressivo e que pode alcançar entre 10 a 15% da potência instalada no país. O conteúdo energético da safra de cana de 1999, conforme o Balanço Energético Nacional - BEN, que considera 70% das pontas e
palhas que por força de Lei, serão colhidas para evitar as queimadas, foi 34x106 tep (toneladas
equivalentes de petróleo) correspondendo à metade que todo o petróleo e gás produzidos no
Brasil, segundo o INEE (2001), mas apenas uma pequena parte 6,5 x106 tep foi usada como
combustível para gerar as energias mecânica, elétrica e o vapor necessário para o processo. Da energia contida nos resíduos, parte foi queimada no campo e o restante destinado a produção de energia elétrica para venda.
Ainda de acordo com o INEE (2001), há diversos estudos sobre o potencial de geração com resíduos de cana-de-açúcar. O mais recente (Tabela 2), publicado pela ELETROBRAS, identifica um potencial de 10.000 MW. Deste total, 60% seriam utilizados para operar na safra que por coincidir com o período seco, é um complemento ideal às hidrelétricas. A energia totalizaria 60 TWh/ano, ou seja, 20% da energia consumida no Brasil em 2000. Estes estudos globais devem ser vistos com cautela, pois devido à quantidade de variáveis envolvidas, tanto podem exagerar, quanto subestimar o potencial já mencionado. Por exemplo: se disponível a tecnologia de gaseificação duplicaria o potencial. Por outro lado, os sinais de mercado imperfeitos, estrutura empresarial do setor, acordos operacionais e tantos outros aspectos podem reduzir o potencial utilizável.
em vista que há ainda um sem-número de aspectos positivos que engloba, não necessariamente de natureza energética, conforme publicação do INEE, no fórum de cogeração 2000.
Tabela 2 – Estudo Eletrobrás sobre potencial de geração com resíduos de cana de açúcar (Plano Decenal 2000 - 2009)
Tipo de Tecnologia
Período Potência (MW)
Potência Total (MW)
1 Safra 650
2 Safra 1.600
3 Safra 1.900
4 Safra 2.100 6.250 (safra)
5 Anual 2.850
6 Anual 950 3.800 (anual)
TOTAL - 10.050 (safra+anual)
As tecnologias citadas referem-se a: 1= turbinas tipo contra-pressão, operando à pressão de 2,06 MPa e combustível bagaço; 2= o mesmo arranjo da tecnologia 1 mas operando com pressão de 7,85 MPa; 3= turbinas tipo condensação com extração, operando a 7,85 MPa e combustível bagaço; 4= o mesmo arranjo da tecnologia 3 mas com combustível bagaço + 25% de palha; 5= o mesmo arranjo da tecnologia 5 com combustível bagaço + 50% de palha e 6= processo BIG – GT Fonte-INEE (2001)
4.5. Características do negócio
As experiências desenvolvidas permitiram a consolidação de técnicas de interligação, operação e modelagem comercial para aquisição de excedentes de plantas de cogeração, operando sincronizadas com o sistema elétrico interligado, através da distribuição em 15 kV e subtransmissão em 138/69 kV das concessionárias, considerando-se que estas plantas de produção de energia elétrica, por estarem vinculadas a processos industriais com dinâmica própria, apresentavam características próprias e, portanto, exigiam soluções próprias. Esse conhecimento adquirido e em uso, representou sólida base para o desenvolvimento de programas mais amplos que agora estamos vivenciando.
Uma usina pode comercializar sua energia através de diversos esquemas dependendo de fatores locacionais, técnicos, fiscais, operacionais e/ou empresariais e dos riscos que a usina queira assumir. Fisicamente, a interligação da usina geradora se faz com a concessionária de distribuição mais próxima, mas a venda pode ser feita a ela ou a terceiros. Assim, uma das decisões iniciais é sobre a forma de comercializar a energia de modo a dar à usina as garantias operacionais e econômicas necessárias para concluir o negócio. A legislação prevê algumas possibilidades, que podem ser combinadas:
Venda à concessionária - O preço de venda é ajustado a partir de uma
(CPFL), a pioneira nesta modalidade de comercialização de energia elétrica, propusesse a 25 usinas sucroalcooleiras com quem mantém contrato, o pagamento de R$ 71,00 por MWh, quando deveria pagar em torno de R$ 100,00, o valor contratado corrigido, alegando de que por força legal deveria repassar ao consumidor final por este tipo de energia R$ 70,11, atitude que causou bastante desconforto e desconfiança para o setor sucroalcooleiro.. As recentes alterações no modelo do setor elétrico introduzidas pela Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004 e pelo Decreto 5.163, de 30 de junho de 2004, modificaram a linha de regulamentação setorial delineada pela legislação anteriormente citada;
Venda a consumidor livre - atuando como Produtor Independente de
Energia – PIE, a usina pode vender a um “consumidor livre”. O conceito do que seja este consumidor vem se aplicando desde 1996 e a tendência é a maioria das cargas importantes possam assumir esta característica em longo prazo. O preço de compra/venda da energia é ajustado livremente entre as partes, devendo, no entanto, ser pago o uso dos sistemas de transmissão e distribuição ao Operador Nacional do Sistema e à concessionária de distribuição respectivamente. Na prática, o preço será balizado pela tarifa de distribuição da concessionária e pelos custos de transmissão e distribuição evitados. Note-se que ao contrário da venda à concessionária, nesta modalidade de venda de energia incide o ICMS;
Venda a comercializador - a usina pode vender a energia a terceiros
através de um comercializador. Embora deva ter um custo adicional, esta modalidade pode ser atraente, pois pode reduzir custos e encargos comerciais, evitar algumas burocracias e resolver problemas relativos, por exemplo, a questão do back-up;
Venda casada de vapor e energia elétrica - a legislação prevê uma
modalidade especial de venda pelo PIE que também é cogerador (Resolução ANEEL 021/2000), pela qual pode vender vapor e energia elétrica casados. Este arranjo permite algumas flexibilidades para a usina de cana, se ele for uma unidade juridicamente independente da usina. Permite também montar um pólo vapor-intensivo, ou frio-intensivo, na sua proximidade, podendo vender vapor ou água gelada e energia elétrica;
Venda no Mercado Atacadista de Energia (MAE) - as empresas
procura. No sistema de competição é inadequado falar-se em déficit; na verdade o que pode ocorrer são preços muito elevados para mercadorias que tem uma oferta menor que a demanda, aos preços correntes. Foi o que aconteceu em meados de 2001, quando os preços atingiram R$ 684,00/MWh (conforme mostra a Figura 10)). Esses preços são fixados pelo MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica (2002), uma empresa de direito privado, submetida à regulamentação por parte da ANEEL(2002) e que substituiu a Administradora de Serviços do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – ASMAE (2002) e são calculados com base em um modelo matemático que considera um grande número de fatores relacionados com a hidrologia, oferta e procura de energia e simula o preço, na pressuposição de o mercado funcione de forma perfeita. O modelo do MAE está sendo revisto para um sistema de leilões como operam as bolsas de negócios, visto que o inicial gerou mais problemas que soluções para o novo arranjo do setor elétrico. No Brasil, a oferta é bastante sensível ao regime de águas, o que pode representar uma vantagem competitiva para as usinas que operam em regiões onde a safra coincide com o período seco. Uma fórmula recomendada pelo Fórum de Cogeração 2001 INEE, é que as empresas reservem 15% da energia que venha a produzir para vender neste mercado.
0 100 200 300 400 500 600 700 800 se t/0 0 de z/ 00 ma r/0 1 ju n/ 01 se t/0 1 de z/ 01 ma r/0 2 ju n/ 02 se t/0 2 de z/ 02 ma r/0 3 ju n/ 03 R$ /M w h
Figura 10 – Evolução dos preços MAE, no período de setembro de 2000 a setembro de 2003.
Acordos Operacionais - uma usina pode fazer acordos operacionais de
“socorro mútuo” com outros geradores para evitar que tenha que recorrer ao mercado de curto prazo “spot” no caso de interrupções de fornecimento programadas ou aleatórias. Esta pode ser uma forma não monetizada de atender os compromissos de venda, de melhorar a qualidade da energia e de aumentar o valor de venda, sem risco de ser obrigada a recorrer ao ”spot” para honrar compromissos;
Venda em leilões da Eletrobrás - com a preliminar regulamentação do
Programa de Incentivo as Fontes Alternativas de Energia Elétrica -PROINFA, criado pela Lei 10438 de 26 de abril de 2002, os geradores de energia elétricos a partir da biomassa, tinham garantia de compra da Eletrobrás, até 1100 MW, na primeira fase do programa, em leilões públicos, com piso de preço estabelecido em 80% da media das tarifas praticadas no Brasil, por classe de consumo, sendo este valor R$ 110,54 por MWh, base julho/2002, conforme
fonte ÚNICA. Era a melhor remuneração oferecida em contrato de PPA – Power Purchasing
Agreement por 12 ou 15 anos e ainda aceitos como garantia pelo Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, no caso de financiamento pela Operação-Programa para Projetos de Cogeração do Setor Sucro-Alcooleiro, mantida por esse Banco. Contudo apesar de instituído e regulamentado em 2002, sofreu inúmeras alterações, como por exemplo, o Projeto de Conversão da Medida Provisória nº 24, que além de outras; alterou o prazo garantido para compra dos 3.300 MW na primeira fase, por parte da Eletrobrás, de 15 para 20 anos e alterou o piso dos valores econômicos em relação à tarifa média nacional do consumidor final, sendo que no caso específico da fonte biomassa foi reduzido de 80% para 50%, medida esta, mais ressentida pelos investidores.
Tabela 3– Síntese e cronologia da legislação importante para a cogeração no setor sucroalooleiro.
Documento Ementa
Decreto 1872 do MME de 21/05/1981 Dispõe sobre a aquisição, pelas concessionárias de energia elétrica, de excedente de energia elétrica gerada por auto produtor.
Portaria do DNAEE nº 246 de 26/12/1988.
Alterada pela Portaria do DNAEE 094 de 13.06.1989
Autoriza os concessionários de Serviço Público de Energia Elétrica, integrantes dos sistemas elétricos interligados, a adquirir energia elétrica excedente de autoprodutores.
Decreto Estadual nº 37.234 (SP) Cria o Comitê Executivo, junto ao Gabinete do Secretário de Energia, do Programa de Produção de Energia Elétrica do Setor Sucroalcooleiro de São Paulo.
Lei nº 9.427 de 26/12/1.996. Institui a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, disciplina o regime das concessões de serviços públicos de energia elétrica.
Decreto do MME nº 2.003 de 10/09/1.996.
Regulamenta a produção de energia elétrica por Produtor Independente e por Autoprodutor
Resolução da ANEEL nº 264 de
13/08/1.998. Estabelece as condições relativas à contratação de energia elétrica pelos consumidores livres. Portaria do MME nº 227 de
02/07/1.999.
Determina que a Centrais Elétricas Brasileiras S/A - ELETROBRÁS promova chamada pública para identificação dos excedentes de energia elétrica provenientes de co-geração, com o objetivo de sua comercialização a curto prazo.
Lei nº 10.438 de 26/04/2002. Dispõe sobre a expansão da oferta de energia elétrica emergencial, recomposição tarifária extraordinária, cria o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), dispõe sobre a universalização do serviço público de energia eletrica.
Características do mercado: os investimentos no setor de energia
no país na geração com termelétricas, a mudança da política cambial e o aumento acentuado dos preços do gás natural, principal insumo para a nova oferta. Estes fatores combinados indicam a existência de um mercado importante, maior do que os potenciais do setor canavieiro. O mercado de energia elétrica tem uma tendência de evolução estável, normalmente crescente, em bases anuais, em função do crescimento global da economia. No Brasil, este crescimento tem, superado em muito o da economia.
Ao longo do ano, a demanda por energia elétrica tem um ciclo bem definido, com concentração nos meses de verão. A crise no final do primeiro semestre de 2001 introduziu modificações fortes no setor. O crescimento da demanda de energia elétrica para a próxima década era projetado para crescer em média 4000 MW/ano, mas, segundo Souza (2004), o mercado de energia elétrica não cresceu entre 2000 e 2003, a energia faturada nestes anos foi praticamente a mesma. Portanto, mesmo que seja desenvolvido todo o potencial das usinas de cana, elas atenderão apenas uma parcela do crescimento da demanda, mas significativa, pois pela proximidade das cargas, podem ter grande importância regional, principalmente em São Paulo e estados do Nordeste.
4.6. Principais equipamentos utilizados no processo de cogeração na indústria sucroalcooleira.
Caldeiras – As caldeiras a combustíveis podem ser classificadas em
dois tipos conforme o modo de transferência de calor para vaporizar a água, ou seja, flamotubulares ou aquatubulares:
Utiliza qualquer tipo de combustível, líquido, sólido ou gasoso. É muito comum o seu uso com óleo e gás.
Segundo Peres (1982), nas usinas de açúcar brasileiras, na década de 30 a 40, as caldeiras fogotubulares foram substituídas por caldeiras aquatubulares.
Figura 11. Caldeira flamotubular ou fogotubular
Nas caldeiras aquatubulares (Figura 12), a água a ser vaporizada passa no interior de tubos que por sua vez são envolvidos pelos gases de combustão. Os tubos podem estar organizados em feixes como nos trocadores de calor e as caldeiras que os contém apresentam a forma de um corpo cilíndrico ou em paredes de água como nas caldeiras maiores.
Segundo Pera (1990), somente foi possível a obtenção de maiores produções de vapor, a pressões elevadas e altas temperaturas com o advento das caldeiras aquatubulares. Encontram-se caldeiras de grande porte com capacidade de 750 toneladas de vapor/hora, pressão de 19,63 MPa e temperatura do vapor de 773 K.
comercialização de energia elétrica, as usinas de açúcar vêm substituindo suas caldeiras por de maior eficiência e capacidade de produção. Com tecnologia nacional, atualmente são fabricadas caldeiras com rendimentos de 87,5% e capacidade de produção de 100 a 300 t/h, pressão de 2,06 a 7,85 MPa e temperatura de 573 a 783 K.
Figura 12. Caldeira aquatubular
Quanto à combustão do bagaço as caldeiras são classificadas também em dois tipos: por deposição ou em suspensão.
apresenta baixo rendimento e segundo Campanari, citado por Pazian (2004), está desaparecendo das usinas de açúcar e álcool.
Figura 13. Caldeira com queima do combustível por deposição.
(85% a 87%) e vem sendo aplicado em caldeiras de grande porte (vazões de vapor acima de 100 t/h). A Figura 14 apresenta, esquematicamente, este tipo de caldeira.
Figura 14. Caldeira com queima do combustível em suspensão
A Figura 15 apresenta uma caldeira tipo AT 150, fabricação DEDINI, que ilustra a instalação de superaquecedores, economizadores e aquecedores de ar.
Figura 15. Caldeira tipo AT 150 - Fabricante Dedini
Os superaquecedores são trocadores de calor instalados no circuito dos gases quentes da caldeira. No interior do tambor das caldeiras o vapor formado permanece em equilíbrio com a fase líquida à temperatura de vaporização, constituindo o chamado vapor saturado. O vapor saturado, ao passar pelo superaquecedor, eleva sua temperatura acima da temperatura de vaporização, tornando-se superaquecido. Segundo Pêra, citado por Pazian (2004), pode-se considerar um aumento de 3% no rendimento da caldeira para cada 37% de superaquecimento.
Conforme Macintyre (1997), as vantagens da utilização do vapor superaquecido são duas: a primeira uma maior disponibilidade de energia e a segunda, um
Superaquecedor
Pré-aquecedor de ar
Economizador
Chaminé
Fornalha Sistema para
maior rendimento nas turbinas a vapor. O vapor superaquecido por ser isento de umidade evita golpes de água no rotor das turbinas, o que provocaria erosão ou quebra das palhetas, além de perdas de rendimento.
Economizadores são trocadores de calor destinados a elevar a temperatura da água de alimentação, antes de introduzi-la no interior da caldeira, aproveitando o calor sensível ainda disponível nos gases de combustão que saem da caldeira. Para cada aumento de 10 ºC na temperatura da água de alimentação das caldeiras, há uma economia de 1,4% de combustível, conforme Peres (1982)
Além do economizador ainda, existe um outro equipamento, o pré-aquecedor de ar, que permite recuperar uma parte do calor sensível dos gases de combustão que se encaminham para a chaminé. São trocadores de calor que elevam a temperatura do ar de combustão antes de serem projetados na fornalha.
Segundo Peres (1982), a cada aumento de 38 °C na temperatura do ar de combustão, há um correspondente aumento de aproximadamente 2% na eficiência da caldeira. Dependendo do dimensionamento do pré-aquecedor de ar a economia de combustível pode variar de 5% a 10%.
Turbinas a vapor – As turbinas são classificadas segundo o modo de
ação do vapor sobre as palhetas em: turbinas de ação, turbinas de reação e turbinas mistas. Com referência ao vapor de escape em: contra-pressão e condensação. Com relação ao número de estágios em: simples estágio e multi-estágios.
Nas turbinas de ação, o vapor é completamente expandido em uma ou mais boquilhas fixas, antes de atingir as pás do rotor. A velocidade de escoamento de vapor que sai das boquilhas é muito elevada. O modelo clássico é a turbina De Laval (Figura 16).
Segundo Martinelli (2004), os estágios de ação podem ser de dois tipos (Figura 17): estágios de pressão, também conhecidos como estágios Rateau, e estágio de velocidade, conhecidos como estágios Curtis.
Figura 17. Tipos de estágios de ação de turbinas a vapor
Figura 18. Diagrama funcional - turbina a vapor de reação
As turbinas mistas apresentam vários rotores em um mesmo eixo (multi-estágios), e podem fazer uma combinação de estágio de ação e reação. Este tipo de turbina normalmente apresenta o primeiro estágio de ação e os demais de reação (Figura 19).
Figura 20. Aplicação de turbinas de contra-pressão
Com relação ao vapor de escape, a turbina de contra-pressão tem a pressão de escape superior à pressão atmosférica. A vapor que sai da turbina é utilizado como fonte de energia (calor) em um processo produtivo, caso típico da cogeração em indústria sucroalcooleira (Figura 20).
Figura 21. Aplicação de turbina a vapor de condensação
Quanto ao número de estágios, a turbina a vapor de simples estágio é uma máquina que já tem o seu uso difundido nos mais diversos setores de atividade para a transformação da energia térmica armazenada no vapor em trabalho. Este trabalho pode ser utilizado diretamente no acionamento de equipamentos relacionados ao processo produtivo ou para a geração de energia elétrica.
Esta máquina consiste, essencialmente, de um rotor apoiado em mancais e de uma carcaça cilíndrica externa. O rotor é impelido a girar por jatos de vapor que saem dos bocais localizados na periferia do cilindro externo e são dirigidos às palhetas fixadas no rotor.
Figura 22. Turbina a vapor de simples estágio
Já as turbinas multi-estágios são turbinas de tecnologia mais elaborada, com maior rendimento, que podem chegar a 85 % e trabalham com altas pressões de vapor que podem ultrapassar 9,81 MPa. Sua grande aplicação esta destinada à geração de energia elétrica acoplada a geradores com potências de até 100 MW (Figuras 23 e 24).
Figura 23. Turbina a vapor multi-estágio - vista do rotor
Figura 24. Turbina a vapor multi-estágio montada
contrapressão ou condensação. As extrações podem ser automáticas (controladas) ou não automáticas (não controladas, também chamada de sangria).
Turbinas a vapor com extração automática: Há em um, dois ou três estágios intermediários, uma retirada parcial de vapor, para fins de aquecimento ou uso no processo industrial. A pressão do vapor extraído é mantida constante por meio das válvulas de controle de extração. O sistema de controle de uma turbina com extração automática atua simultaneamente sobre as válvulas de controle de admissão e sobre as válvulas de controle de extração, para manter constantes a velocidade da turbina e a pressão do vapor extraído, quaisquer que sejam as flutuações da carga e da demanda de vapor extraído, desde é claro que não seja excedida a capacidade máxima da máquina.
Turbinas a vapor com extração não-automática: Pode haver até nove pontos de retirada de vapor, em diferentes estágios e pressões. A pressão do vapor extraído, em cada ponto de extração, de uma turbina com extrações não-automáticas, varia com as flutuações da carga da turbina. Estas variações de pressão, embora inadmissíveis se o vapor estiver sendo extraído para uso em um processo industrial, podem perfeitamente ser aceitas se o vapor extraído for usado apenas para aquecimento regenerativo como, por exemplo, da água de alimentação de caldeira.
Para Martinelli (2004), as turbinas multi-estágios são indicadas para aplicações especiais podendo ter vários tipos de configuração de acordo com sua aplicação e necessidades do processo produtivo. Além das de contrapressão e condensação podemos ter as seguintes combinações: turbina a vapor de contra-pressão com extração controlada e não controlada e turbina a vapor de condensação com extração controlada.
Figura 25. Aplicação de turbina a vapor de contrapressão com extração controlada
Já as turbinas de contra-pressão com extração não controlada são adequadas nos casos em que duas redes de vapor devem ser alimentadas com pressões diferentes, e a vazão da extração é menor que a de escape. Neste tipo de turbina a pressão da extração varia em função da carga da turbina.
As turbinas de condensação com extração controlada se aplicam em casos onde há excesso de combustível. Este tipo de turbina permite gerar energia elétrica independente das variações de vazão do processo produtivo. Este tipo de turbina possui uma flexibilidade que permite produzir exclusivamente energia elétrica caso não haja consumo de vapor na extração, ou maior consumo de vapor (extração) e menor geração de energia elétrica.
período de entressafra, ou quando o consumo específico de vapor no processo estiver otimizado. A Figura 26 ilustra uma aplicação de turbina de condensação com extração.
Figura 26. Aplicação de turbina a vapor de condensação com extração controlada
Alternadores – Os alternadores síncronos são os equipamentos que
produzem a energia elétrica do sistema de cogeração das indústrias sucroalcooleiras e são acionados através das turbinas a vapor. Em uma descrição sumária pode-se dizer que são constituídos por rotor e estator. No rotor está montado o enrolamento indutor que é percorrido por corrente contínua e tem como função a criação de um campo magnético intenso. No estator estão montados os enrolamentos induzidos nos quais se efetua a conversão eletromecânica de energia. As correntes e tensões, em regime permanente, são alternadas no estator e contínuas no rotor. A ligação elétrica entre a parte móvel, o rotor e o exterior pode ser feita através de vários processos, sendo um dos mais conhecidos a utilização de anéis contínuos e escovas de carvão fixas, sendo que os alternadores mais modernos utilizam-se das
O estator é constituído, basicamente, por uma carcaça com funções essencialmente mecânicas. Esta carcaça suporta um núcleo de material ferromagnético sob o qual, em cavas , se encontram distribuídos os enrolamentos do induzido.
O rotor pode ser de dois tipos consoante a existência ou não de saliência. O rotor de pólos salientes é constituído por um número determinado de pólos sob os quais se encontra instalado o enrolamento indutor, normalmente do tipo concentrado. Já o rotor de pólos lisos contém um enrolamento indutor distribuído em cavas e realiza-se com um número reduzido de pólos. Este enrolamento indutor é designado, também, por enrolamento de campo ou por enrolamento de excitação. A Figura 27 mostra os dois tipos de pólos em corte. A Figura 28 mostra a foto de um rotor de pólos saliente a Figura 29 um alternador de pólos lisos.
Figura 28. Rotor de Alternador com 4 pólos salientes
Figura 29. Turboalternador com o estator do alternador retirado deixando o rotor liso a vista.
