UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES
PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”
FACULDADE INTEGRADA AVM
MODELAGEM DE UMA USINA TÉRMICA
Por: Reginaldo Santos Andrade
Orientador
Prof. Nelsom Magalhães
Rio de Janeiro 2011
UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES
PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”
FACULDADE INTEGRADA AVM
MODELAGEM DE UMA USINA TÉRMICA
Apresentação de monografia à Universidade Candido Mendes como requisito parcial para obtenção do grau de especialista em Gestão de Projetos.
AGRADECIMENTOS
Gostaria de agradecer primeiramente a Deus, pela saúde, fé e perseverança que tem me dado. A Michelle, minha fiel companheira. A meus amigos pelo incentivo a busca de novos conhecimentos. A todos os professores da AVM, que contribuíram para nosso crescimento, obrigado pelo conhecimento transmitido, e por estarem sempre dispostos a nos atender.
DEDICATÓRIA
Eu dedico este trabalho a minha mãe, Ana Lúcia Andrade, e ao meu irmão Antônio Andrade, que de muitas formas me incentivaram e ajudaram para que fosse possível a concretização deste trabalho.
RESUMO
A cogeração de energia é o processo operado numa instalação específica para fins da produção combinada das utilidades calor e energia mecânica, esta geralmente convertida total ou parcialmente em energia elétrica, a partir da energia disponibilizada por uma fonte primária. Isto pode resultar no benefício econômico da redução de custos de combustíveis, quando comparada à produção das utilidades em separado, e também em benefícios ambientais como a redução de emissões de poluentes decorrentes da queima de combustíveis.
A modelagem de uma usina térmica, inserida no contexto da cogeração, envolve diversos fatores, tais como o preço da eletricidade, do combustível, obtenção de licenças ambientais e a liquidez da venda de excedentes elétricos. Por isso a decisão do investidor deverá ser amparada numa análise que envolva a tecnologia empregada, o benefício econômico e a estratégia de atuação no mercado de eletricidade.
Busca-se com esta monografia fazer uma abordagem sistêmica dos aspectos tecnológicos, econômicos e legais, de forma a consolidar a visão atual do empreendimento de cogeração como parte intrínseca do sistema elétrico nacional, em suas várias vertentes.
METODOLOGIA
A metodologia da pesquisa foi a de pesquisa bibliográfica de natureza qualitativa e descritiva. No desenvolvimento desta monografia foram pesquisados diversas obras bibliográficas, artigos e leis, que ajudaram na elaboração do trabalho.
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO 08
CAPÍTULO I – GERAÇÃO DISTRIBUÍDA 09
CAPÍTULO II – COGERAÇÃO 11
CAPÍTULO III – VIABILIDADE ECONÔMICA 13
CONCLUSÃO 32 BIBLIOGRAFIA CONSULTADA 33 ÍNDICE 34 ÍNDICE DE FIGURAS 36 ÍNDICE DE TABELAS 37 FOLHA DE AVALIAÇÃO 38
INTRODUÇÃO
O objetivo deste Trabalho é propor uma metodologia para avaliação técnico-econômica de uma usina térmica, levantando questões tanto na área financeira como nas legislações vigentes, expondo assim as necessidades e barreiras que envolvem o projeto, utilizando todo o conhecimento adquirido durante a Pós graduação em Gestão de Projetos..
A geração de energia elétrica, através de uma usina térmica, pode ser um importante gerador de renda extra para os sucroalcooleiros porque utiliza como combustível o bagaço de cana.
A figura do gerente de projeto e de uma equipe bem qualificada nesse processo é de fundamental importância, pois são necessários diversos estudos para definir se a geração de energia é vantajosa ou não, sendo que esta análise parte da verificação da quantidade de bagaço de cana disponível, e a partir desta verificação calcula-se a quantidade de energia a ser absorvida em relação à disponibilidade de bagaço.
Após esta verificação preliminar, é possível partir para a definição das características da máquina a ser instalada e obter o custo-benefício dessa possível geração de energia, que também integra outros fatores a serem discutidos, tais como a necessidade de implantação de uma linha de transmissão; ou promovendo a geração distribuída; medidores de energia e o custo de operação e manutenção da usina.
Neste trabalho são apresentadas todas as questões apresentadas anteriormente buscando sempre identificar as variáveis envolvidas e apresentando os pontos que devem ser trabalhados para que se tenha uma visão geral da viabilidade econômica.
CAPÍTULO I
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
A geração distribuída (GD) é o termo utilizado para a geração elétrica junto ou próxima dos consumidores, com a vantagem de economizar investimentos em transmissão e reduzir as perdas nestes sistemas, melhorando assim a qualidade e a estabilidade do serviço de energia elétrica. Hoje, no Brasil, a GD busca consolidar seu espaço dentro do setor elétrico e o tema é amplamente discutido. A GD inclui:
ü Cogeradores;
ü Geradores que usam como fonte de energia resíduos combustíveis de processo;
ü Geradores de emergência;
ü Geradores para operação no horário de ponta; ü Painéis foto-voltáicos;
ü Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCH's.
1.1. Definição de Geração Distribuída
A literatura apresenta diferentes conceitos para a Geração Distribuída, embora características inerentes a este tipo de geração possam ser consideradas como essenciais. De acordo com o Decreto Nº. 5.163, de 30 de Julho de 2004 (Art. 14)
Considera-se geração distribuída a produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários, permissionários ou autorizados, incluindo aproveitamento de potenciais hidráulicos, iguais ou inferiores a 1.000 kW, e usinas termelétricas de potência igual ou inferior a 5.000 kW, conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto aquela proveniente de empreendimentos hidrelétrico com capacidade instalada superior a 30 MW e termelétrico, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento.
Os empreendimentos termelétricos que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível não estarão limitados ao percentual de eficiência energética previsto acima.
Segundo o Instituto Nacional de Eficiência Energética – INEE, 2001 a Geração distribuída é
O termo que se usa para geração elétrica junto ou próxima dos consumidores, com potências normalmente iguais ou inferiores a 30 MW. Estão incluídos cogeradores, geradores de emergência, geradores para operação no horário de ponta, módulos fotovoltaicos e PCH’s.
Diferentes definições mostram uma falta de consenso quanto ao tamanho da tecnologia caracterizada como GERAÇÃO DISTRIBUÍDA, bem como o nível de tensão para conexão com a rede elétrica. Entretanto existem aspectos comuns na definição de GERAÇÃO DISTRIBUÍDA, como sendo, em geral, centrais de pequeno ou médio porte, com geração próxima às cargas, para o atendimento do consumidor local ou regional, não estando sujeita às complexidades das operações do sistema convencional, como por exemplo, despacho centralizado pelo ONS.
CAPÍTULO II
COGERAÇÃO
A Cogeração (Combined Heat and Power - CHP) é a tecnologia de produção combinada de calor e potência, qualquer que seja o ciclo termodinâmico e qualquer que seja a fonte de energia. As tecnologias envolvidas são conhecidas desde o fim do século XIX, mas foi valorizada somente após os anos 1980. Através da cogeração busca-se, em termos gerais, o uso eficiente de energia associado ao emprego da geração distribuída de energia elétrica.
2.1. Tecnologias de Cogeração
As plantas de cogeração mais comuns são concebidas com caldeira e turbina a vapor, utilizando o ciclo termodinâmico de Rankine. Na Figura 1, o combustível, fonte de toda a energia produzida pela planta, é introduzido para queima numa caldeira e o vapor gerado, de alta pressão, é levado a uma turbina a vapor, de contrapressão ou de condensação com extração, que aciona o gerador elétrico.
O vapor que sai da turbina é utilizado para atender à demanda de energia térmica do consumidor. Uma vantagem dessa concepção é a possibilidade de uso de diferentes combustíveis, tais como gás, lenha, carvão, bagaço de cana, cascas de arroz, óleo combustível, resíduos orgânicos em geral, etc. Por outro lado, o projeto conceitual que apresenta mais eficiência é o da turbina ou motor a gás associados a uma caldeira de recuperação.
Figura 2 - Cogeração com turbina ou motor(Fonte : BARJA, G. J. A. (2006).
Na Figura 2, o combustível é queimado na câmara de combustão de uma turbina ou detonado nos cilindros de um motor a pistões, que acionam o gerador. Os gases de combustão, quentes, rejeitados pelas máquinas (turbina ou motor) são então conduzidos a um equipamento de recuperação do calor, que utiliza o calor sensível deste “sopro quente” para gerar vapor. Por exemplo, uma turbina a gás natural descarrega grande quantidade de ar com cerca de 2% de dióxido de carbono, a 500 ºC ou mais, e esse "sopro quente" pode produzir vapor saturado seco de 10 atm de pressão a 180ºC. Com isso, o aproveitamento da energia contida no gás natural pode chegar a 80%, enquanto que gerando apenas energia elétrica ficaria em torno de 30% [3]
CAPÍTULO III
VIABILIDADE ECONÔMICA
A análise da viabilidade econômica de empreendimentos de cogeração é feita através do levantamento das demandas para definição do porte da central cogeradora, os estudos de mercado, o suprimento de combustível, o ponto de conexão à rede elétrica, a localização e os estudos de engenharia/ ambientais.
Os aspectos econômicos dos custos energéticos da operação podem ser observados a partir da Figura 3. Nesta figura está representado o perfil de demanda elétrica e térmica ao longo do ano. A análise das curvas mostradas da na figura é feita a seguir:
• Na linha “d” tem-se a representação do custo da energia, adquirida convencionalmente da rede, para o atendimento das demandas térmicas de calor e frio;
• Na linha “e” tem-se a representação do custo da energia obtida através do auto-suprimento, esta é a opção que apresenta maior custo, pois toda a demanda térmica está sendo suprida por esta energia;
• Entretanto, ao utilizar-se a cogeração, são descontados do custo representado pela linha “e”, o custo evitado do aquecimento (linha “b”) e da refrigeração (linha “a”), resultando da linha “c”.
Figura 3 - Economia gerada por uma planta de cogeração (Wartsilä) (Fonte : Walter, A.C., 1994)
A economia obtida através da utilização da cogeração, em comparação com o custo da energia convencional, é mostrada pela área laranja entre as curvas “d” e “c” da figura.
3.1. Critério de Seleção dos Sistemas de Cogeração
O suprimento das demandas térmicas e eletromecânicas de um sistema de cogeração pode ser obtido através de diversas soluções, buscando-se as melhores condições econômicas, técnicas, comerciais e legalmente viáveis. Desta forma, existem importantes variáveis a serem consideradas nesta análise e mostradas a seguir:
• relação de demanda calor/ eletricidade; • regime operativo da central;
• porte do empreendimento; • custo da energia térmica; • custo da energia elétrica; • custo da tecnologia;
• desempenho da tecnologia; • ponto de conexão à rede;
• importação/ exportação de eletricidade;
• modo de contratação de compra/ venda da eletricidade; • disponibilidade de combustível;
• aspectos legais e regulatórios/ impacto ambiental; • qualidade da energia elétrica (cogeração/ rede elétrica); • confiabilidade dos sistemas (cogeração/ rede elétrica).
A relação entre as demandas de eletricidade/calor é um dos fatores mais importantes na escolha do sistema de cogeração mais apropriado ao processo, afim de que não haja faltas nem excessos de calor ou de eletricidade. A partir da curva de carga de um determinado processo, são definidas as capacidades dos sistemas de produção de calor e eletricidade. Deste ponto parte-se então para a escolha da tecnologia mais adequada ao processo, considerando a relação de produção entre eletricidade e calor, a disponibilidade do sistema, a eficiência (ou custo de combustível) e o custo de implantação.
3.2. Avaliação Econômica de Projetos de Energia
O objetivo desta Monografia é buscar as informações e instrumentos gerais necessários à análise de projetos, para o auxílio na tomada de decisão sobre investimentos em cogeração. O método de avaliação econômica utilizada nesta Monografia foi desenvolvida por CARVALHO (2004), pois ela é plenamente adequada à análise custo-benefício de projetos de energia.
A principal característica desta ferramenta é a sua flexibilidade, pois permite a incorporação dos fatores de riscos e custos ambientais de maneira simples, bem como permite a comparação das alternativas independentemente da vida útil do empreendimento considerado.
A seguir será mostrado o fluxo de caixa de um empreendimento, tal fluxo é necessário para dar-se início a metodologia a ser mostrada. Numa distribuição típica dos custos de um empreendimento energético, os custos distribuídos são modelados através de Fluxos de Caixa uniformes.
A Figura 4 representa com pouca simplificação o Fluxo de Caixa real ao longo da vida de uma instalação para produção ou economia de energia, onde:
I é o Investimento Inicial
CM é o Custo de Manutenção e Operação
CC é o Custo do Insumo Energético (Combustível)
VS é o Valor do Subproduto
R é o Valor Residual do investimento ao fim da vida útil da instalação
Figura 4 - Fluxo de Caixa de um Empreendimento Energético. (Fonte : Walter, A.C., 1994)
A análise do Fluxo de caixa é a seguinte: projeta-se o Investimento Inicial para uma data futura ao fim de um tempo de construção e de instalação. Assim procedendo, estima-se o valor do Investimento Inicial, como sendo o Valor Futuro relativo ao custo do equipamento, somado ao Valor Futuro equivalente à série uniforme dos custos de instalação. Esse último custo deve refletir eventuais custos ambientais decorrentes do impacto causado ao meio ambiente pela instalação da tecnologia. Na fase inicial do projeto são utilizadas diversas informações imprecisas que dependem fortemente de cenários especulativos (hipóteses), portanto torna-se o exagero de esmero na modelagem dos custos de pouca valia.
De posse do fluxo de caixa da figura anterior, propõe-se que a análise comparativa seja sempre feita em um tempo infinito, com reposições sucessivas ao final da vida útil (v), para todas as alternativas consideradas. Assim, o Fluxo de Caixa da Figura 4 pode ser decomposto em dois outros, sendo o primeiro uma série uniforme de valor CC + CM – VS, e o segundo um investimento inicial I aplicado no tempo zero, somado a uma série uniforme de
valores I – R. A série uniforme equivalente à soma destas duas composições de fluxo de caixa corresponde ao Custo Distribuído Total (CDTotal).
(eq.1)
De posse do CDTotal, temos agora que calcular a energia produzida (En), em [kWh], pela alternativa estudada, que no período de um ano será igual à Potência Instalada (PI) em [kW], vezes o número de horas de um ano (8760 horas), corrigido pelo Fator de Capacidade (FC), conforme a equação 2.O Fator de Capacidade pode ser definido como sendo a razão entre a energia efetivamente gerada ao longo de um ano e aquela que seria produzida se a instalação operasse a plena carga no mesmo período.
(eq. 2)
A razão entre as equações (1) e (2), isto é, o Custo Distribuído Anual Total sobre a Energia Anual Produzida, é o principal indicador oferecido, ao passo que permite a comparação de alternativas de geração ou de economia de energia com sucessivas reposições ao fim da vida útil de cada uma. Esse indicador avalia o custo da energia produzida ao ano, e tem a vantagem adicional de permitir uma comparação direta com os preços da energia praticados pelas concessionárias de energia elétrica.
(eq. 3)
Onde:
C/B é a relação Custo/Benefício em [$/kWh]
CM é o Custo de Manutenção Específico em [$/ano] VS é o Valor do Subproduto Específico em [$/ano] R é o Valor Residual em [$]
I é o investimento inicial em [$] FC é o Fator de Capacidade V é a vida [anos]
PI é a Potência Instalada em [kW] i é a taxa de juros [aa]
Nesta equação, a relação C/B de um Empreendimento Energético é expressa de forma ampla com poucas restrições. No entanto é conveniente detalhar os parâmetros que compõem essa análise e, particularizá-la, quando for o caso, para as aplicações mais comuns e de interesse mais freqüente.
A seguir serão analisadas todas as variáveis (hipóteses) envolvidas nas equações acima:
3.2.1. Custo Anual do Insumo Energético
No caso a ser estudado, este insumo é o combustível utilizado, estimado como sendo proporcional à energia produzida. Desta forma, denominando Preço Específico do Combustível por PEC em [R$/kg], o Poder Calorífico Inferior do Combustível por PCI em [kWh/kg] e o Rendimento do Equipamento Gerador de Energia por η, chega-se à expressão:
(eq. 4)
Quando o insumo se tratar de Energia Elétrica, devemos substituir na expressão anterior, onde PEE é a tarifa de energia elétrica em [R$/kWh], obtendo-se:
3.2.2. Custo Anual de Manutenção
Esse custo se deve a gastos com reparos decorrentes do funcionamento da instalação, além dos custos rotineiros de manutenção. Também aí devem estar incluídos eventuais gastos com prevenção ou mitigação de danos causados ao meio ambiente. O custo de manutenção pode ser estimado como sendo um custo fixo, proporcional ao do investimento inicial, por ano de operação. Alternativamente pode-se estimá-lo como um custo variável, proporcional à energia anual produzida. Adotando aqui essa última abordagem temos para o Custo de Manutenção a seguinte expressão, onde CEM é o Custo de Manutenção Específico dado em [R$/kWh].
(eq. 6)
3.2.3. Custo Anual de Subproduto
No caso de cogeração a ser estudado, o vapor será considerado um subproduto de valor econômico. O Valor Anual do Subproduto poderá também refletir eventuais impactos positivos causados ao meio ambiente ou à sociedade, assim como a geração de emprego e o crédito de carbono. A hipótese de que o Valor do Subproduto seja proporcional à energia anual produzida é bastante realista na maioria dos casos. Defini-se, portanto, o Valor Anual Específico do Subproduto, VES como sendo a razão entre o Valor Anual do Subproduto e a Produção Anual de Energia, chegando então a:
3.2.4. Vida Útil Efetiva
A Vida Útil costuma depender fortemente do Fator de Capacidade da instalação. Freqüentemente a vida útil da instalação aumenta na proporção inversa do FC, já que, com menor utilização, em geral temos menor desgaste e ampliação de sua vida efetiva. Essa hipótese não se verifica indistintamente para qualquer instalação, embora seja freqüentemente uma boa aproximação. Definindo Vida Útil Efetiva, vE, como sendo o inverso do Fator de Capacidade
FC multiplicado a vida útil da instalação calculada para a plena utilização,
temos:
(eq.8)
3.2.5. Valor Residual
Ao final da vida útil se atribui a uma instalação um Valor Residual (R) como sendo um percentual do seu Investimento Inicial. Não é um parâmetro de fácil estimativa. Os números apresentados pela literatura especializada, pelos fabricantes e pelos usuários da tecnologia freqüentemente divergem. No entanto, o Valor Residual claramente deve ser considerado quando, ao fim da vida útil, partes da planta inicialmente instalada encontram-se em bom estado de conservação.
Desta forma, agregando-se as hipóteses e considerações apresentadas desde a equação 1, obtemos uma expressão de grande interesse para o cálculo da relação Custo/Benefício:
Onde:
PEC é o Preço Específico do Combustível (Insumo Energético) [$/kg]
PCI é o Poder Calorífico Inferior do Combustível em [kWh/kg]
η é o Rendimento do Equipamento Gerador de Energia
CEM é o Custo de Manutenção Específico em [$/kWh]
VES é o Valor do Subproduto Específico em [$/kWh]
Ressalta-se que nem todas as simplificações feitas na equação 9 são necessariamente adequadas para qualquer empreendimento, onde na equação 1 podemos montar a expressão específica para o empreendimento cuja Análise Custo/Benefício se deseje realizar.
3.2.6. Riscos
O risco envolvido em determinada tecnologia também pode ser contabilizado durante a avaliação econômica na forma de Seguro contra falha, acidente ou dano ambiental, por exemplo. Uma vez quantificado esse custo, podemos incluí-lo juntamente com os demais custos fixos considerados no Fluxo de Caixa.
3.2.7. Análise em Condições Limites
A Análise das Condições Limites da viabilidade (Break Even Point) é uma abordagem que permite estimar o valor que deve assumir um determinado parâmetro para que a viabilidade econômica da alternativa considerada se verifique, mantidos fixos os demais parâmetros. Tal estratégia é conveniente quando desconhecemos o valor de algum parâmetro necessário à análise usual. Nesse caso arbitramos que o Custo Distribuído Total deva ser inferior a determinado limite e calculamos o valor máximo ou mínimo que pode assumir o parâmetro selecionado, de forma a atender à condição imposta.
3.2.8. Análise de Sensibilidade
Basicamente, para uma determinada tecnologia e um determinado cenário econômico, a Análise de Sensibilidade consiste em relacionar a variação da relação C/B causada pela perturbação de determinado parâmetro que compõe o custo. Essa análise é muito rica, pois indica os parâmetros cuja variação mais influencia a eficiência econômica do empreendimento.
3.3. Aplicação do Método de Avaliação Econômica
Os parâmetros utilizados a seguir foram retirados de CARVALHO, Fabiano da Rosa; NOGUEIRA, Luiz Augusto Horta; TEIXEIRA, Flávio Neves.Cogeração e Geração Distribuída. In: LORA, Electo Eduardo Silva; NASCIMENTO, Marco Antônio Rosa do (2004), e são referentes a uma Central de Cogeração com Motor a Gás Natural.
Parâmetros considerados:
o Preço Específico do Combustível = 1,605 R$/kg
o Poder Calorífico Inferior do Combustível = 16,24 kWh/kg
o Rendimento do Equipamento Gerador de Energia Elétrica = 35 % o Razão eletricidade/calor = 0,8
o Potência Instalada (demandada na produção de vapor) = 450 kW o Fator de Capacidade térmico = 27,7 %
o Custo Específico de Manutenção = 0,018 R$/kWh o Valor Específico do Subproduto = 0,253 R$/kWh o Taxa de Juros = 16,5 % a.a.
o Investimento Inicial = R$ 752.000,00 o Valor Residual = R$ 75.200,00 o Tempo de Vida Útil = 20 anos
o Fator de Capacidade elétrico = 38,1 %
o Potência Instalada de Energia Elétrica = 360 kW
A relação Custo/ Benefício Específico é de C/Be = 0,15062 R$/kWh, sendo que este custo corresponde ao custo total da produção simultânea das duas utilidades geradas, calor e eletricidade, já abatida a remuneração pela produção elétrica (como subproduto a 0,253 R$/kWh).
3.4. Aspectos Regulatórios
Para construir um empreendimento de geração de energia elétrica, é necessário que o empreendedor execute uma série de atividades que dizem respeito a diferentes órgãos e entidades do setor elétrico. A quantidade de providências a serem tomadas depende de vários fatores como o porte da usina, sua localização física, o tipo de despacho, a fonte utilizada ou o destino da energia produzida.
Este documento pretende apresentar um esquema prático das atividades necessárias à implantação de um tipo específico de usinas: as centrais geradoras termelétricas, eólicas ou de outras fontes alternativas de energia.
A seguir será mostrado resumo da legislação específica ou relacionada à implantação de usina termelétrica, dá-se o destaque à cogeração de energia que, também, se enquadram nestas resoluções:
3.4.1. Resumo da Legislação específica ou relacionada
3.4.1.1. Resolução Normativa 112/99
Estabelece os requisitos necessários à obtenção de Registro ou Autorização para a implantação, ampliação ou repotenciação de centrais geradoras termelétricas, eólicas e de outras fontes alternativas de energia.
• Não contempla as centrais geradoras cuja fonte de energia primária seja hidráulica
• O Registro de implantação, ampliação ou repotenciação de centrais geradoras termelétricas,
• Usinas eólicas e de outras fontes alternativas de energia, com potência igual ou inferior a 5.000 kW, deverão possuir registro na ANEEL. O registro deve ser solicitado mediante requerimento, acompanhado de Ficha Técnica preenchida, na forma dos modelos anexos a esta resolução.
• A realização de estudos de viabilidade de centrais geradoras termelétricas, eólicas e de outras fontes alternativas de energia não necessita de prévia autorização (a mesma poderá ser solicitada à ANEEL, facultativamente)
• Empreendimentos com potência instalada superior a 5.000 kW precisam de autorização da ANEEL para operar. Essa autorização para implantação, ampliação ou repotenciação de centrais geradoras termelétricas, eólicas e de outras fontes alternativas de energia, com potência superior a 5.000 kW, deverá ser solicitada mediante requerimento acompanhado de relatório contendo diversos requisitos.
• Para fins de início das obras de implementação e início de operação, a Autorizada deverá remeter à ANEEL, obrigatoriamente, previamente ao início da construção e de sua operação, cópia das Licenças de Instalação (LI) e de Operação (LO), respectivamente.
3.4.1.2. Resolução Normativa 433/03
Estabelece os procedimentos e as condições para início da operação em teste e da operação comercial de empreendimentos de geração de energia elétrica.
• Para iniciar tanto a operação em teste quanto a operação comercial deve-se obter liberação da ANEEL.
• Para a operação em teste é preciso submeter à ANEEL os seguintes documentos:
• Relatórios de fiscalização da ANEEL, as condições da Autorização ou do Contrato de Concessão e os documentos dos processos, relativos ao empreendimento
• Declaração emitida pelo ONS sobre o atendimento aos requisitos dos Procedimentos de Redes e/ou declaração emitida pelo
agente de distribuição a cujo sistema estiver conectado, referente ao atendimento ao parecer de acesso e aos Procedimentos de Distribuição
• A solicitação do início da operação comercial somente poderá ser efetuada após a conclusão da operação em teste.
• Os Procedimentos de Redes possuem informações sobre os prazos e condições de que deverão ser atendidos para emissão das declarações citadas anteriormente.
3.4.1.3. Resolução Normativa 235/06
Estabelece os requisitos para a qualificação de centrais termelétricas cogeradoras de energia.
• Define cogeração (ver definição acima)
• Define cogeração qualificada: atributo concedido a cogeradores que atendem os requisitos definidos nesta Resolução, segundo aspectos de racionalidade energética, para fins de participação nas políticas de incentivo à cogeração
• Para se enquadrar na modalidade de geração qualificada a central termelétrica cogeradora deve:
o Estar regularizada conforme a Resolução nº 112; o Atender os seguintes fatores:
(eq.10)
(eq.11)
Onde: X e FC são dados por uma tabela dessa resolução.
Ef = energia recebida pela central termelétrica cogeradora
Et = energia cedida pela central termelétrica cogeradora, no seu regime operativo médio
Tabela 1 – Fonte/Potência elétrica instalada x FC(%) (Fonte : Brasil, N. P. : COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, Fevereiro de 2000)
• Para qualificar a central cogeradora deve ser enviado um requerimento à ANEEL, acompanhado de uma série de documentos:
o memorial descritivo simplificado da central e do processo associado;
o planta geral do complexo destacando onde está inserida a central;
o diagrama elétrico unifilar geral da central;
o caracterização do calendário do ciclo operativo da central; o balanço da energia elétrica em kWh/h;
o fluxograma do balanço térmico na “carga plena” e na “carga média”;
o demonstração da eficiência energética individual dos principais equipamentos integrantes do ciclo térmico de cogeração;
o demonstração do atendimento aos requisitos de racionalidade.
• Uma vez reconhecida a qualificação, o agente obriga-se a manter em arquivo o registro mensal dos montantes energéticos referentes à Ef, Ee e
Et.
3.4.1.4. Resolução Normativa 304/08
Regulamenta a contratação e comercialização de reserva de capacidade por autoprodutor ou produtor independente para atendimento a unidade consumidora diretamente conectada às suas instalações de geração.
• A contratação de reserva de capacidade é opcional e tem caráter emergencial.
• O atendimento à solicitação de reserva de capacidade deve ser feito com base na utilização de capacidade remanescente do sistema elétrico de transmissão ou de distribuição, devendo a existência desta capacidade ser avaliada no início de cada ciclo contratual em parecer emitido pelo ONS ou pela concessionária ou permissionária de distribuição, a depender das instalações acessadas pelo autoprodutor ou produtor independente de energia.
• O autoprodutor ou produtor independente de energia é responsável pela instalação do sistema de medição necessário à contabilização e ao faturamento do uso da reserva de capacidade
• O contrato de reserva de capacidade deve ser único por ponto de conexão ao sistema elétrico acessado e o valor do montante de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição a ser contratado deve ser limitado ao valor, em MW, da potência nominal instalada de geração da usina do contratante
• A solicitação para atendimento à reserva de capacidade deve ser feita com antecedência mínima de 60 dias e não superior a 180 dias
• Na hipótese de o número acumulado de dias em que houve utilização da reserva de capacidade ultrapassar 60 dias, as tarifas aplicáveis ao cálculo do encargo mensal pelo uso da reserva de capacidade relativo aos dias excedentes serão de valor igual a quatro vezes as tarifas de uso do sistema de transmissão ou de distribuição estabelecidas para os horários de ponta e fora de ponta.
Após o resumo geral da legislação específica, feita anteriormente, chega-se a um organograma completo tanto para autorização de um empreendimento de cogeração de energia quanto para outras fontes de energia, o organograma é mostrado na Figura 5, a seguir
Figura 5 – Organograma completo com o processo legislativo para autorização de
O organograma mostra o quão complexo e burocrático é o processo de implantação de uma usina termelétrica. As principais atividades componentes do organograma serão discutidas nos parágrafos seguintes.
A análise de viabilidade constitui a etapa inicial para a implantação de qualquer central geradora. Ela requer uma série de procedimentos técnicos e varia de acordo com as características individuais da usina.
Depois de concluída a análise de viabilidade, cabe ao empreendedor solicitar a Licença Ambiental Prévia (L.P.) aos órgãos ambientais competentes. O órgão concedente da L.P. dependerá da natureza do empreendimento, podendo ser o Instituto Brasileiro de Meio Ambiente (IBAMA) ou a Secretaria Estadual de Meio Ambiente (SEMA) do estado onde a usina será instalada. A seguir, tem-se a Solicitação de Licença Ambiental de Instalação.
O pedido de registro se aplica apenas às centrais geradoras termelétricas, eólicas e de outras fontes alternativas de energia com potência igual ou inferior a 5.000 kW. Para as usinas com potência instalada superior a esse valor, não é necessário encaminhar à ANEEL um pedido de registro, mas sim de autorização.
O Registro de implantação deverá ser solicitado à ANEEL mediante requerimento, acompanhado de Ficha Técnica preenchida, na forma do modelo anexo à resolução normativa nº112, conforme o caso.
A Solicitação de Autorização do empreendimento aplica-se apenas às centrais geradoras termelétricas, eólicas e de outras fontes alternativas de energia com potência superior a 5.000 kW. Para encaminhar o pedido de autorização, é necessário anexar uma série de documentos.
CONCLUSÃO
A utilização da cogeração é viável a partir do momento em que o custo da energia gerada for menor do que a produção convencional de energia térmica e eletromecânica separadamente, aliado a essa percepção busca-se a maior eficiência energética possível.
A análise da viabilidade econômica é feita a partir de diversas hipóteses, portanto é necessário buscar as variáveis mais realistas para o projeto de forma a garantir o maior benefício econômico possível.
Em relação às questões legislativas, a burocracia inerente a todo processo é necessária e deve ser respeitada, para que empreendimentos de tal importância não sejam feitos de qualquer maneira, o que poderia causar problemas ao invés de contribuir para a matriz energética do Brasil. O ponto a ser questionado é a lentidão dos órgãos reguladores para avaliar os projetos, haja vista a falta, ou poucos, de profissionais contratados por estes órgãos.
Portanto, os projetos de cogeração são uma maneira de descentralizar a geração de energia elétrica e obter uma menor dependência das distribuidoras e do mercado regulado.
BIBLIOGRAFIA CONSULTADA
BARJA, G. J. A. (2006). A cogeração e sua inserção ao sistema elétrico. Dissertação de Mestrado,Publicação ENM.DM 100A/06, Departamento de Engenharia Mecânica, Universidade de Brasília,Brasília, DF.
BRASIL, N. P. : Impactos do Setor Elétrico e da Indústria de Gás Natural na Co-geração no Brasil, tese de mestrado, COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, fevereiro de 2000.
CARVALHO, Fabiano da Rosa; NOGUEIRA, Luiz Augusto Horta; TEIXEIRA, Flávio Neves.Cogeração e Geração Distribuída. In: LORA, Electo Eduardo Silva; NASCIMENTO, Marco Antônio Rosa do (2004). Geração termelétrica: planejamento, projeto e operação. Rio de Janeiro: Interciência. 2 volumes.
DECRETO Nº. 5.163, DE 30 DE JULHO DE 2004, Art. 14 Instituto Nacional de Eficiência Energética – INEE, 2001
Walter, A.C., 1994, “Viabilidade e Perspectivas da Cogeração e da Geração Termelétrica Junto ao Setor Sucro- Alcooleiro”, Tese de Doutorado, UNICAMP, Campinas - SP.
ÍNDICE
FOLHA DE ROSTO 2 AGRADECIMENTO 3 DEDICATÓRIA 4 RESUMO 5 METODOLOGIA 6 SUMÁRIO 7 INTRODUÇÃO 8 CAPÍTULO I GERAÇÃO DISTRIBUÍDA 91.1. Definição de Geração Distribuída 9
CAPÍTULO II COGERAÇÃO 11 2.1. Tecnologias de Cogeração 11 CAPÍTULO III VIABILIDADE ECONÔMICA 13
3.1. Critério de Seleção dos Sistemas de Cogeração 15
3.2. Avaliação Econômica de Projetos de Energia 16
3.2.1. Custo Anual do Insumo Energético 19
3.2.2. Custo Anual de Manutenção 20
3.2.3. Valor Anual do Subproduto 20
3.2.4. Vida Útil Efetiva 21
3.2.5. Valor Residual 21
3.2.6. Riscos 22
3.2.7. Análise em Condições Limites 22
3.2.8. Análise de Sensibilidade 23
3.3. Aplicação do Método de Avaliação Econômica 24
3.4.1. Resumo da Legislação específica ou relacionada 25 3.4.1.1. Resolução Normativa 112/99 26 3.4.1.2. Resolução Normativa 433/03 26 3.4.1.3. Resolução Normativa 235/06 27 3.4.1.4. Resolução Normativa 304/08 29 CONCLUSÃO 33 BIBLIOGRAFIA CONSULTADA 34 ÍNDICE 35 ÍNDICE DE FIGURAS 37 ÍNDICE DE TABELAS 38
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 – Cogeração com ciclo de Rankine 15 Figura 2 – Cogeração com turbina ou motor 16
Figura 3 – Economia gerada por uma planta de cogeração (Wartsilä) 19 Figura 4 – Fluxo de Caixa de um Empreendimento Energético. 20
Figura 5 – Organograma completo com o processo legislativo para autorização
de empreendimentos de cogeração. 31
ÍNDICE DE TABELAS
FOLHA DE AVALIAÇÃO
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