energia baixo carbono 2013

Pro

Post

as e

mPr

esar

iais

de

Polít

icas

Púb

licas

Para

um

a ec

ono

mia

de

baix

o c

arbo

no n

o b

rasi

l: en

erGi

a el

Étri

ca

EPCPropostas empresariais de políticas públicas para uma economia de baixo carbono no Brasil

ENERGIA ELÉTRICA

CARTA

O Centro de Estudos em Sustentabilidade (GVces) da Escola de Administração de Empre-

sas da Fundação Getulio Vargas (FGV-EAESP) é um espaço aberto de estudo, aprendi-

zado, reflexão, inovação e de produção de conhecimento, composto por pessoas de

formação multidisciplinar, engajadas e comprometidas, e com genuína vontade de transformar a

sociedade. O GVces trabalha no desenvolvimento de estratégias, políticas e ferramentas de ges-

tão públicas e empresariais para a sustentabilidade, no âmbito local, nacional e internacional. E

tem como norte quatro linhas de atuação: (i) formação; (ii) pesquisa e produção de conhecimen-

to; (iii) articulação e intercâmbio; e (iv) mobilização e comunicação.

Nesse contexto, Empresas pelo Clima (EPC), Inovação e Sustentabilidade na Cadeia de Valor

(ISCV), Desenvolvimento Local & Grandes Empreendimentos (IDLocal) e Tendências em Serviços

Ecossistêmicos (TeSE) são as Iniciativas Empresariais do GVces para cocriação, em rede, de es-

tratégias, ferramentas e propostas de políticas públicas e empresariais em sustentabilidade. São

abordadas questões em desenvolvimento local, serviços ecossistêmicos, clima e cadeia de valor.

As InIcIAtIvAs EmprEsArIAIs do GvcEs Em 2013:

EPCContribuição para a transição a uma economia de baixo carbono por meio de instrumentos econômicos (mercado de carbono, política fiscal e crédito verde) aplicados à expansão das fontes renováveis na matriz elétrica brasileira e ao fomento a soluções em TIC (tecnologia de informação e comunicação) voltadas à gestão das emissões e de riscos climáticos.

ISCVcocriação de soluções empresariais para os desafios de gestão de resíduos e pós-consumo, envolvendo pequenos empreendimentos

IDLocalcocriação de diretrizes empresariais de atuação visando à proteção integral de crianças e adolescentes no contexto de grandes empreendimentos

TeSEcocriação de estratégias de gestão empresarial em valoração de serviços ecossistêmicos e gestão de recursos hídricos.

PROPOSTAS EMPRESARIAIS DE POLÍTICAS PÚBLICAS PARA UMA

EconomIA dE bAIxo cArbono

no brAsIlENERGIA ELÉTRICA

4 www.fgv.br/ces/epc

ProPostas EmPrEsariais dE Políticas PúblicasPara uma Economia dE Baixo carBono no brasil

E N E R G I A E L É T R I C A

rEAlIzAçãoFUndAção GEtUlIo vArGAs

Centro de Estudos em Sustentabilidade (GVces)

coordEnAção-GErAlMario Monzoni

vIcE-coordEnAçãoPaulo Branco

coordEnAção ExEcUtIvARenato Armelin

coordEnAção técnIcABeatriz Kiss

EqUIpEBetânia Vilas Boas, Mariana Xavier Nicolletti

consUltorIA técnIcARicardo Baitelo

colAborAçãoGeorge Magalhães, Ricardo Dinato

rEvIsãoKátia Shimabukuro

projEto GráFIco E EdIção dE ArtEVendo Editorial

AGrAdEcImEntoAgradecimento especial à Diretoria de Comunicação e Marketing da FGV-EAESP (DICOM)

EXPEDIENTE

5www.fgv.br/ces/epc

Glossário

Sumário executivo

Introdução

Fontes de geração de energia elétrica

Matriz energética brasileira

Estrutura e governança do setor energético brasileiro

Propostas empresariais

Referências bibliográficas

0608101537536871

SUMÁRIO

LISTA DE FIGURASFIGUrA 1: OS POTENCIAIS DE EFICIêNCIA ENERGéTICA. pG. 11

FIGUrA 2: MATRIz DE ENERGIA ELéTRICA NACIONAL EM 2011 E 2012. pG. 34

FIGUrA 3: SISTEMA ATUAL BRASILEIRO DE OPERAçãO E DESPAChO. pG. 36

FIGUrA 4: MODELO SUGERIDO COM ENERGIA DE BASE COMBINADA à ENERGIA RENOVáVEL FLUTUANTE. pG. 37

FIGUrA 5: MODELO SUGERIDO COM ENERGIA RENOVáVEL FLUTUANTE PRIORIzADA. pG. 37

FIGUrA 6: EMISSõES DE GEE DO BRASIL POR SETOR: 2005 E PROjEçãO PARA 2010. pG. 40

FIGUrA 7: EVOLUçãO DA CAPACIDADE INSTALADA hIDROTéRMICA DO SIN. pG. 44

FIGUrA 8: EVOLUçãO DA CAPACIDADE INSTALADA POR FONTE DE GERAçãO EM 2013 E EM 2021, CONFORME O PLANO DECENAL DE ENERGIA (EM %). pG. 46

FIGUrA 9: ACRéSCIMOS NA CAPACIDADE INSTALADA POR TIPO DE FONTE, DE 2011 A 2021, CONFORME O PLANO DECENAL DE ENERGIA (EM %). pG. 47

FIGUrA 10: ACRéSCIMOS NA CAPACIDADE INSTALADA POR TIPO DE FONTE, DE 2011 A 2021, CONFORME O PLANO DECENAL DE ENERGIA (EM MW). pG. 47

FIGUrA 11: PARTICIPAçãO SETORIAL NAS EMISSõES DE GEE DO BRASIL – COMPARATIVO 2011-2021. pG. 48

FIGUrA 12: CADEIA PRODUTIVA DO SETOR ELéTRICO BRASILEIRO, 2013. pG. 51

FIGUrA 13: ESTRUTURA INSTITUCIONAL DO SETOR ELéTRICO, 2013. pG. 52

FIGUrA 14: TRANSPORTE DE ENERGIA PARA CONSUMIDOR CATIVO. pG. 55

FIGUrA 15: SISTEMATIzAçãO DO TRANSPORTE E COMERCIALIzAçãO DE ENERGIA PARA CONSUMIDORES LIVRE OU ESPECIAL. pG. 56

LISTA DE TABELAStAbElA 1: EMISSõES DE GEE DE RECURSOS ENERGéTICOS (EM GCO2E/KWh). pG. 25

tAbElA 2: RELAçãO ENTRE CAPACIDADE INSTALADA E áREA OCUPADA DE RECURSOS ENERGéTICOS (ORDENADOS A PARTIR DA MENOR RELAçãO MW/KM2). pG. 29

tAbElA 3: FATORES DE EMPREGOS PARA FONTES ENERGéTICAS (EM EMPREGOS POR MW). pG. 30

tAbElA 4: POTENCIAIS BRASILEIROS DE FONTES ENERGéTICAS. pG. 38

tAbElA 5: FATORES DE EMISSãO POR PAÍS – VALORES MéDIOS ENTRE OS ANOS 1999 E 2002. pG. 42

tAbElA 6: FATORES DE EMISSãO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN) – VALORES MéDIOS ANUAIS. pG. 42

tAbElA 7: PARTICIPAçãO DAS FONTES DE ENERGIA NA MATRIz NACIONAL – CAPACIDADE INSTALADA. pG. 43

tAbElA 8: EVOLUçãO DA CAPACIDADE INSTALADA POR FONTE DE GERAçãO (EM MW). pG. 45

tAbElA 9: RESULTADOS DO EXERCÍCIO REALIzADO COM AS EMPRESAS DA EPC – CENáRIOS DA “MATRIz ELéTRICA IDEAL” EM 2020. pG. 50

tAbElA 10: RESULTADO LEILãO DE RESERVA, 2011. pG. 63

LISTA DE GRáFICOSGráFIco 1: ESTRUTURA DA MALhA DE TRANSMISSãO DE ENERGIA ELéTRICA POR TENSãO – BRASIL, 2012. pG. 54

GráFIco 2: NÚMERO DE AGENTES POR CLASSE. pG. 56

GráFIco 3: FONTE DE ENERGIA - LEILãO DE ENERGIA NOVA, TIPO A-5, 2011. pG. 62




GLOSSÁRIO Biogênico: produzido a partir de processos biológicos. Capacidade instalada: somatório das potências instaladas, concedidas ou autorizadas, das usinas de geração de energia elétrica em operação localizadas no sistema, definidas conforme legislação específica da Aneel, ponderadas pe-las respectivas participações da empresa nestas usinas.

CO2 biogênico: dióxido de carbono emitido a partir de processos biológicos. CO2 equivalente: resultado da multiplicação das toneladas emitidas de gases de efeito estufa (GEE) pelo seu potencial de aquecimento global, sendo uma medida utilizada para comparar as emissões de vários GEE baseadas no GWP - Global Warming Potential, em português, Potencial de Aquecimento Global.

Cogeração qualificada: processo de produção combinada de calor útil e energia mecânica, geralmente convertida total ou parcialmente em energia elétrica, a partir da energia química disponibilizada por um ou mais combus-tíveis.

Consumidor cativo: aqueles que adquirem energia elétrica e estão vinculados à distribuidora de energia, que é o fornecedor compulsório, com tarifa regu-lada. O consumidor cativo opera sob a regras do Ambiente de Contratação Regulado (ACR).

Consumidor livre: aqueles que adquirem energia livremente negociada. O consumidor livre toma para si a tarefa de gerir suas compras de energia e riscos associados, dentro do Ambiente de Contratação Livre (ACL).

Curva de carga: demanda de energia elétrica requerida pelo sistema de dis-tribuição. A curva de carga representa graficamente as demandas solicitadas à instalação elétrica em cada instante.

Energia assegurada: máxima produção de energia que pode ser mantida qua-se que continuamente pelas usinas hidrelétricas ao longo dos anos, simulando a ocorrência de cada uma das milhares de possibilidades de sequências de vazões criadas estatisticamente, admitindo certo risco de não atendimento à carga, ou seja, em um determinado percentual dos anos simulados, permite-se que haja racionamento dentro de um limite considerado aceitável pelo sistema. Na regulamentação atual, esse risco é de 5%.

Energia de base: energia elétrica produzida de forma contínua, em condições econômicas aceitáveis pelo mercado.

Energia de ponta: energia elétrica despachada no horário de maior demanda, atribuído pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) entre 17h às 22h.

Fontes primárias de energia: são todas aquelas provenientes diretamente da natureza, como: água, vento, radiação solar, combustível fóssil, entre ou-tros, a partir das quais é possível a produção de fontes secundárias de energia, como: eletricidade e gasolina.

Garantia física: montante, em MW médios, correspondente à quantidade má-xima de energia da usina que poderá ser utilizada para comprovação de aten-dimento de carga ou comercialização por meio de contratos, estabelecido na forma constante da Portaria MME nº 258, de 28 de julho de 2008.

Garantia física do Sistema Interligado Nacional (SIN): correspondente à máxima energia que o SIN pode suprir a um dado critério de garantia de su-primento.

Geração centralizada de energia: usinas geradoras conectadas a um siste-ma de transmissão de alta voltagem, que leva a energia gerada até os centros de consumo. Geralmente são usinas de grande porte conectadas ao sistema de transmissão.

Geração descentralizada de energia: Conectadas a um sistema de rede de distribuição local, esse tipo de energia, produzida no entorno ou no próprio local de consumo, supre casas e escritórios, em vez de depender de um sis-tema de transmissão de alta voltagem. A geração descentralizada, que inclui sistemas isolados totalmente independentes das redes públicas, reduz o des-perdício da energia transmitida por longas linhas de usinas hidrelétricas até os principais locais de consumo.

Geração distribuída: unidades geradoras de energia elétrica de menor capa-cidade, conectadas na rede de distribuição.

Geração inflexível: usinas térmicas que operam em regime de base e inin-terruptamente.

Rede básica: instalações de transmissão do Sistema Interligado Nacional - SIN de propriedade de concessionárias de serviço público de transmissão, defini-das segundo critérios estabelecidos na regulamentação da Aneel. Resolução Normativa Aneel n. 414, de 9 de setembro de 2010 (Diário Oficial de 15 de set. 2010, seção 1, p. 116).

Rede de distribuição: conjunto de estruturas, utilidades, condutores e equi-pamentos elétricos, aéreos ou subterrâneos, utilizados para a distribuição da energia elétrica, operando em baixa, média e/ou alta tensão de distribuição (inferior a 230 kV).

7www.fgv.br/ces/epc

Mercado livre: mercado onde o consumidor estabelecido contrata a energia diretamente com o gerador ou com a comercializadora, por meio de contratos de longo prazo e de curto prazo quando necessário, pagando para a conces-sionária apenas a TUSD (tarifa de uso do sistema de distribuição).

Mercado cativo: mercado onde o consumidor estabelecido não contrata a energia e não pode escolher o fornecedor, e paga apenas a energia utilizada, ou seja, a energia medida.

Mercado spot: para o setor elétrico, mercado spot se refere ao pagamento à vista pela compra de energia elétrica, com prazo curto para entrega da remes-sa comercializada.

Poder concedente: para fins dispostos em lei, considera-se Poder Conceden-te: a União, o estado, o Distrito Federal ou o município, em cuja competência se encontre o serviço público, precedido ou não da execução de obra pública, objeto de concessão ou permissão.

Potencial econômico: constitui uma parte do potencial técnico de uma fonte energética, determinado a partir da implementação e viabilidade econômica e financeira de sua exploração.

Potencial de mercado: é o que se espera obter dadas as condições de con-torno (tais como o preço da energia, as preferências dos consumidores e as políticas públicas). O potencial de mercado reflete os obstáculos e as imperfei-ções de mercado que fazem que o potencial técnico seja atingido.

Potencial técnico ou potencial realizável: constitui o potencial de geração de energia de uma fonte, considerando os aspectos tecnológicos da fonte em questão.

Potencial teórico: é o potencial total de geração de energia a partir de um insumo, definido a partir de fatores naturais e climáticos. O potencial teórico de uma fonte não considera os aspectos tecnológicos.

Usinas operando na margem: refere-se às usinas que são despachadas para geração de energia apenas em horário de pico.




O presente estudo propõe a construção de uma eco-

nomia de baixo carbono para o setor elétrico brasi-

leiro a partir do ponto de vista do setor empresarial.

Baseado no contexto nacional de geração, distribui-

ção e transmissão da energia elétrica no Brasil e no trabalho desen-

volvido pela Plataforma Empresas pelo Clima (EPC), em conjunto

com suas empresas-membro, as propostas empresariais de políti-

cas públicas aqui apresentadas visam uma maior sustentabilidade

da matriz elétrica nacional, desde a geração até o consumo final.

Para que seja possível a transição do modelo atual para um

modelo com baixas emissões de gases de efeito estufa (GEE)

no setor elétrico brasileiro, deve ser levada em consideração a

segurança energética no fornecimento de energia, com menor

dependência de fontes fósseis para a geração, diversificando a

matriz elétrica nacional. Questões relevantes, como o aumento

da demanda por energia e a competitividade dos produtos e

serviços oferecidos pelas empresas brasileiras, também foram

consideradas na construção dos cenários e propostas.

Assim, as propostas empresariais de políticas públicas vol-

tadas ao setor elétrico visam o horizonte do ano de 2020 e são

apresentadas a partir de três elementos que compõem o siste-

ma brasileiro: o Sistema Interligado Nacional (SIN), o planeja-

mento energético e os incentivos voltados ao desenvolvimento

de fontes específicas de energia renovável.

fatOr de emissãO dO siN

As propostas relacionadas ao fator de emissão do SIN (va-

lor utilizado para o cálculo das emissões de GEE relacionadas à

energia elétrica consumida da rede) focam no aumento da trans-

parência e na criação de incentivos para a aquisição de energia

renovável no mercado livre. Como consequência, almeja-se fo-

mentar a escolha dos consumidores por energias mais limpas

e renováveis a partir da transparência de informações sobre

emissões de GEE, atreladas à geração e do reconhecimento de

esforços em reduzir as emissões relacionadas à energia elétrica.

Divulgação e transparência quanto ao cálculo do fa-tor de emissão do Sistema Interligado Nacional (FE SIN) pelo Ministério da Ciência, Tecnologia e Inova-ção (MCTI).

Criação de um banco de dados de fatores de emissão específicos por usina geradora, que esteja disponível aos consumidores do mercado livre.

Recálculo do FE SIN considerando apenas a energia comercializada no mercado cativo.

plaNejameNtO estratégicO

Outro aspecto fundamental do sistema elétrico brasileiro

é o planejamento energético, baseado atualmente no Balan-

sumário executivo

sUmÁriOeXecUtiVO

9www.fgv.br/ces/epc

ço Energético Nacional (BEN) e no Plano Decenal de Energia

(PDE). Esses documentos compõem a principal ferramenta de

planejamento, na qual os gestores públicos se baseiam para a

tomada de decisões sobre leilões de energia, usinas de energia

a serem construídas e outras definições relacionadas à estrutu-

ra básica do sistema elétrico nacional. Sendo a estrutura do sis-

tema fundamental para uma oferta de energia suficiente e cada

vez mais renovável, a elaboração do planejamento energético

não deve ser trivial. Portanto, propõe-se para o planejamento

energético brasileiro:

A criação de uma instância de governança com envol-vimento dos atores e sociedade civil na elaboração do Plano Decenal de Energia.

A integração do planejamento de usinas de geração e de linhas e estruturas de transmissão e distribui-ção de energia, por meio de leilões programados e diretamente relacionados entre si.

A revisão dos prazos de licenciamento ambiental nos processos de construção das usinas novas e também das estruturas de transmissão de energia, visando uma maior integração de projetos relacionados e a compatibilidade das datas de execução dos projetos. O desenvolvimento de pesquisas sobre a transmis-são em linhas de Ultra-Alta Tensão (UAT), visando a redução das perdas operacionais e otimização das redes.

Maior investimento na construção de linhas de trans-missão de alta tensão, aliadas à modernização e substituição de equipamentos obsoletos da rede de transmissão e distribuição de energia.

Incentivos para a implementação da geração distri-buída, reduzindo as distâncias entre os locais de ge-

ração e consumo de energia elétrica e, consequen-temente, as perdas no processo de transmissão e distribuição da energia.

iNceNtiVO às eNergias reNOVÁVeis

O sistema elétrico brasileiro é atualmente majoritariamen-

te composto por fontes renováveis de energia, especialmente

a hídrica. Apesar desse fator já constituir vantagem competitiva

para o Brasil, é necessário ampliar a participação das demais

fontes renováveis alternativas (como a eólica, solar e biomassa),

compondo uma matriz elétrica diversificada, mais resiliente às

mudanças do clima e com emissões de GEE reduzidas. A diver-

sificação da matriz passa pelos campos regulatório, tecnológi-

co e econômico, sendo necessários incentivos diversos para a

promoção das energia renováveis alternativas, como:

Criação de leilões de energia nova específicos para cada fonte renovável alternativa: solar, eólica e bio-massa.

Inclusão de critérios variáveis no processo de ava-liação dos leilões de energia nova, que passarão a considerar outros critérios, além do preço da ener-gia (R$/MWh).

Incentivos e investimentos para expansão da oferta de energias renováveis no mercado livre, como: descontos nas tarifas de energia proveniente de fontes renováveis, tornando estas opções mais com-petitivas; flexibilização dos contratos de compra de energia no mercado livre, possibilitando contratos com período inferior a 5 anos.





OBrasil desempenha um papel impor-

tante no cenário econômico mundial,

sendo reconhecido por sua matriz elé-

trica predominantemente renovável e

pela grande disponibilidade de recursos naturais em

seu território. Além disso, o país também foi prota-

gonista em 2009 ao lançar a Lei nº 12.1871, que institui

a Política Nacional sobre Mudança do Clima - PNMC.

A partir dessa lei, que estabeleceu uma meta volun-

tária nacional para a redução das emissões de gases

do efeito estufa (GEE) do país, de 36,1% a 38,9% em

relação ao cenário de emissões projetado (business

as usual) para o Brasil até 2020, muitos foram os avan-

ços na discussão das questões climáticas.

Desde então, o cenário brasileiro de emissões

de GEE evoluiu: em 2005, as mudanças no uso da ter-

ra e o desmatamento representavam mais da metade

das emissões nacionais (57%), as emissões relativas à

energia (considerando energia elétrica, transportes

e combustíveis) respondiam por apenas 16% do total

das 2,03 bilhões de toneladas de CO2e registradas

naquele ano. Com a redução significativa do desma-

tamento (aproximadamente 76,1%) e o aumento da

demanda por energia nos diversos setores, o cenário

projetado para 2010 pelo Ministério da Ciência, Tec-

nologia e Inovação (MCTI) reflete uma nova realida-

de: enquanto o setor de uso da terra e florestas

marcou 22%, o de energia dobrou sua represen-

tatividade, passando para 32% do inventário na-

cional. Apenas no setor de energia, o aumento das

emissões de GEE no período 2005-2010 foi de 21,4%,

passando de 328 para 399 MtCO2e.

Apesar da redução de 38,7% no volume total

de emissões de GEE no período 2005-2010, a pre-

visão é que as emissões totais do Brasil cheguem

a 3,2 bilhões de toneladas de CO2e em 2020, se

mantidas as projeções feitas em 2010. Portanto,

para que seja cumprida a meta nacional de redução,

grandes esforços serão necessários em diversos se-

tores para garantir que valor não ultrapasse a marca

de 2 bilhões de tCO2e.

As emissões relativas à energia elétrica com-

põe parte importante do setor energético, contri-

buindo principalmente pelo uso de combustíveis

fósseis para a geração elétrica. O setor elétrico

foi responsável pela emissão de 30 MtCO2e em

2011 (8% do total do setor energético), tendo

emissões projetadas de 68 MtCO2e em 2020

(MME; EPE, 2012). Esse aumento é reflexo da estra-

tégia atual de investir em uma participação cada

vez maior de usinas termelétricas fósseis na matriz

nacional, em detrimento de priorizar investimentos

na expansão das fontes renováveis alternativas para

suprir a crescente demanda.

intrOduçãO

1 Lei no. 12.187, de 29 de

dezembro de 2009.

11www.fgv.br/ces/epc

Figura 1 Fonte: MCtI, 2013.

Energia

2005Emissões de 2,03 bilhões de

toneladas de CO2e

2005Emissões de 2,03 bilhões de

toneladas de CO2e

Uso da terra e florestas

Tratamento de resíduos Processos industriais

Agropecuária

2%

16%

4%

20%

4%

32%

7%35%

22%

57%

Para que o setor elétrico possa contribuir na

construção de uma economia de baixo carbono,

é fundamental que sejam priorizadas as fontes

renováveis, diversificando a matriz elétrica na-

cional e substituindo gradativamente as fontes

fósseis. Essa estratégia contribuirá não somente

para a redução das emissões de GEE associadas à

eletricidade, mas também proporcionará ao setor

empresarial brasileiro maior competitividade de

seus produtos e serviços no cenário internacional,

com menor emissão associada.

Essa mudança na matriz elétrica é viável, des-

de que sejam tomadas decisões de políticas públicas

nesse sentido. Há alternativas para a promoção de

fontes renováveis nos campos regulatório, fiscal,

tributário e tecnológico. Como exemplo, podem

ser citadas a microgeração e as redes inteligentes

(ou smart grids), que descentralizam a geração de

energia, reduzindo as perdas técnicas na transmissão

e promovendo a expansão de tecnologias como a

solar fotovoltaica. A criação do Sistema de Compen-

sação de Energia (Resolução Normativa n° 482 da

Aneel), em 2012, foi um grande avanço nesse senti-

do, permitindo que micro e minigeradores de fontes

incentivadas (hídrica, solar, biomassa e eólica) se co-

nectassem à rede e vendessem a energia excedente.

O mercado tem-se mostrado altamente favorá-

vel nos últimos cinco anos, especialmente para as

energias renováveis: no ano de 2012, o setor mo-

vimentou 269 bilhões de dólares no mundo – cifra

cinco vezes superior à quantidade movimentada

em 2004 (PEW, 2013). O crescimento das energias

solar e eólica nos últimos quatro anos foi possível

em função de medidas e programas de incentivos

e pacotes de estímulo econômico, minimizando os

efeitos da redução de crédito no mercado financei-

ro como efeito da crise financeira global. Como con-

sequência, a capacidade instalada de energia solar

fotovoltaica quadruplicou e a de eólica, mais do que

dobrou nesse período.

Nesse cenário, a Plataforma Empresas pelo

Clima (EPC) vem discutindo desde sua criação, em




2009, questões relacionadas às mudanças climá-

ticas no contexto do setor empresarial. O estudo

Propostas Empresariais de Políticas Públicas para

uma Economia de Baixo Carbono no Brasil: Energia,

Transportes e Agropecuária, lançado em novembro

de 2010, apontou caminhos para a evolução do se-

tor energético nacional a partir da promoção de in-

vestimentos em: (i) fontes renováveis de energia; (ii)

conservação e uso eficiente dos recursos energéti-

cos; (iii) modais de transporte eficientes e de menor

custo relativo; (iv) sustentabilidade na mobilidade

urbana; e (v) adoção em larga escala de práticas

agropecuárias sustentáveis. Essas propostas visam

contribuir para o fortalecimento, aliado ao desen-

volvimento tecnológico, da competitividade da

indústria nacional, a fim de promover a segurança

energética brasileira em bases sustentáveis.

A atuação da EPC na formação de líderes

para uma economia de baixo carbono e as dis-

cussões sobre gestão de emissões e da busca por

uma maior competitividade para o setor empresa-

rial brasileiro orientam o presente estudo, que pro-

move uma discussão mais aprofundada sobre o

tema energia com foco no setor elétrico e nas

perspectivas para o ano de 2020.

As propostas de políticas públicas aqui apre-

sentadas foram elaboradas a partir das contribuições

dos membros da EPC em 2013 e refletem as oportu-

nidades para a construção de uma matriz elétrica

mais renovável e diversificada. Também promove a

discussão de entraves e desafios do setor, tão mutá-

vel e vulnerável às mudanças do clima.

IntroduçãoFontes de geração de energia elétricaAspectos técnicosTipos de fontes energéticasConfiabilidade e complementariedade das fontesAspectos ambientaisEmissões de gases de efeito estufa (GEE)Ocupação do solo e impactos na fauna e floraAspectos sociaisMatriz Elétrica BrasileiraCenário atualSistema de despachoCapacidade instalada e potencial futuroEmissões de GEE do Sistema Interligado NacionalAnálise do cenário e planejamento para 2020Emissões de GEE na matriz futuraAnálise do cenário pelas empresas da Plataforma Empresas pelo Clima (EPC)Estrutura e governança do setor elétrico brasileiroEstrutura do Setor Elétrico BrasileiroGeraçãoTransmissãoDistribuição e consumoGeração distribuídaAmbientes de MercadoAmbiente de contratação reguladaAmbiente de Contratação Livre (ACL)Contratos entre distribuidores e geradoresPropostas empresariais de políticas públicasFator de emissão do SINPlanejamento energéticoIncentivos às energias renováveis

1. 1.1.1.1.1.1.1.2.1.2.1.2.1.1.2.2.1.3.2.2.1.2.1.1.2.1.2.2.2.2.3.2.3.1.2.3.2.3.3.1.3.1.1.3.1.2.3.1.3.3.1.4.3.2.3.2.1.3.2.2.3.3.4.4.1.4.2.4.3.

E N E R G I A

06

16172226272932

37384243464150

535354555659606365

686870


Fontes de geração deENERGIA ELÉTRICA

PrOPOSTAS EMPrESArIAIS DE POLíTICAS PúBLICASPArA uMA ECoNomIA dE BAIxo CARBoNo NO BrASIL



As fontes energéticas são muito diver-

sas e compreendem variáveis que

demandam um profundo conhe-

cimento sobre suas características

e outros fatores relevantes como localização e

tecnologia empregada. No estudo das fontes

energéticas, também se aplicam conceitos fun-

damentais como capacidade instalada, potencial

teórico e potencial de mercado.

O cálculo dos potenciais técnicos fundamen-

ta-se em duas premissas básicas: o levantamento

da quantidade de fontes primárias disponíveis e

a consideração da tecnologia mais eficiente de

conversão da fonte em energia (Fujii, udaeta,

2006). O levantamento de fontes primárias deter-

mina, para cada fonte analisada, a quantidade de

energia conversível e aproveitável na região ana-

lisada, constituindo o potencial teórico. Além do

estoque energético anual de cada fonte, deve

ser avaliada sua característica renovável a fim de

mensurar sua disponibilidade e grau de reposi-

ção – se houver – em médio e longo prazo. A dis-

ponibilidade de fontes primárias também pode

ser categorizada por critérios como a facilidade

de acesso à fonte e extração.

Como premissas particulares ao cálculo de

potenciais teóricos de cada recurso, listam-se a

disponibilidade de áreas (para o cultivo de bio-

massa e o aproveitamento e instalação de sis-

temas de energias eólica, solar e oceânica), o

estudo de bacias hidrográficas (para aproveita-

mentos hidrelétricos), entre outros. O potencial

técnico considera a energia útil convertida com

base nesse potencial teórico em função da efi-

ciência das diferentes tecnologias de conversão

consideradas para cada recurso.

Já o potencial econômico considera, além

da sustentabilidade, as variáveis econômica e

financeira de um recurso energético, sendo ava-

liada a viabilidade de transformar aquele recur-

so em energia aproveitável. Porém, nem todo

potencial econômico pode ser implementado,

tornando necessária a existência de um merca-

do para tal. Na determinação do potencial de

mercado avalia-se, em cada projeto, o modelo

de captação de recursos, esquemas de finan-

ciamento, formação competitiva e atrativa de

preços e garantia de venda da energia que será

gerada. riscos político-econômicos, exemplifi-

cados por inclinações de apoio governamental,

oscilações de investidores e riscos geopolíticos,

como as variações de suprimento de combustí-

veis fósseis e da taxa de câmbio internacional,

também são avaliados.

É importante ressaltar que os potenciais

técnico e de mercado não costumam ter rela-

ção direta. Assim, mesmo que uma fonte apre-

sente alto potencial técnico, sua transformação

em energia pode ser de altos custo e risco, tais

como dificuldades de acesso ao local, falta ou

dificuldade de acesso a tecnologias e investi-

mentos, entre outros.

Finalmente, a capacidade instalada de uma

fonte energética refere-se à capacidade máxi-

1Os estudos Propostas

Empresariais de Políticas

Públicas para uma Economia

de Baixo Carbono no Brasil

da Plataforma Empresas

pelo Clima (EPC), realizada

desde 2010 pelo GVces, em

conjunto com as empresas do

setor privado participantes,

é uma série de trabalhos com

o fim de formular propostas

empresariais de políticas

públicas para acelerar a

caminhada do Brasil rumo

a uma economia de baixo

carbono. Em 2010, realizou-

se estudos sobre os setores

de Energia, Agropecuária

e Transportes; e em 2011,

realizou-se estudos sobre

Tratamento de Resíduos e

Processos Industriais.

FIGURA 1: OS POTENCIAIS ENErGÉTICOS. Fonte: compilação própria, adaptado de caStro et al., 2010.

Potencial teórico Fontes primárias de energia ( qualidade de energia conversível e aproveitável)

Viabilidade tecnológica

Viabilidade econômica e financeira

Demanda de mercado e competitividade

Potencial técnico

Potencial econômico

Potencial de mercado




ma de produção da energia para cada recurso,

e caracteriza como um dos principais indicado-

res para avaliar a representatividade e expansão

de uma determinada fonte de energia elétrica.

A capacidade instalada também é utilizada em

análises de confiabilidade, na determinação dos

custos e competitividade no setor elétrico. Sua

determinação depende dos estudos dos poten-

cias teóricos e de mercado.

1.1. AspECTos TÉCNICos

A energia disponível ao homem na superfície

da Terra tem origem em quatro fontes distintas:

Energia radiante emitida pelo Sol (com uma

potência da ordem de 174.000 x 1.012 watts)

que dá origem aos combustíveis fósseis, à

biomassa, aos ventos e potenciais hidráulicos;

Energia geotérmica que se origina do interior

do planeta (32 x 1.012 watts);

Energia proveniente de interações gravitacio-

nais com a Lua e com o Sol (potência de 3 x

1.012 watts); e

Energia nuclear (cujos recursos são abundan-

tes, porém exauríveis).

À exceção da energia nuclear, todas as de-

mais fontes mencionadas acima são fontes re-

nováveis de energia, ou seja, estão disponíveis

continuamente, exceto pelas oscilações astro-

nômicas regulares – noite-dia e fases da Lua, no

caso das marés (Goldemberg, 2010).

Apesar de serem baseadas em fontes na-

turais e teoricamente renováveis, uma questão

fundamental, que se aplica às fontes primárias de

energia, é a intensidade e velocidade do uso e

extração e sua capacidade de se renovar natural-

mente. As quantidades de recursos energéticos

em depósitos naturais (reservas) são determi-

nadas ou estimadas com base em prospecções

(geológicas, hidrológicas, de regime de ventos) e

dados de engenharia, ao alcance das tecnologias

comerciais de extração e produção. No caso dos

combustíveis fósseis como o petróleo, o gás na-

tural e o carvão mineral, a intensa exploração de

suas reservas tem promovido a exaustão de suas

reservas, que não conseguem se renovar em igual

velocidade. Nesse contexto, as reservas mundiais

do petróleo, do gás natural e do carvão mineral

são finitas e devem se esgotar dentro de 41, 64 e

241 anos, respectivamente (Goldemberg, 2010).

Assim, para fins deste estudo, aplicam-se os

seguintes conceitos:

Energia renovável: energia proveniente de re-

cursos naturais inesgotáveis e disponíveis con-

tinuamente (considera-se que suas reservas

não se esgotarão). São consideradas energias

renováveis a solar, eólica, hidrelétrica, de ma-

rés, biomassa e geotérmica.

Energia não renovável: energia proveniente de

recursos naturais, mas que se esgotarão com

o atual ritmo de uso e exploração, pois suas

reservas são limitadas. São consideradas ener-

gias não renováveis aquelas derivadas de com-

bustíveis fósseis (petróleo, carvão mineral, gás

natural) e a energia nuclear.

Para transformar as fontes energéticas em

energia útil e fazer que estas cheguem a seus

destinos de consumo é necessário combinar fa-

tores como tecnologia, viabilidade, localização,

custo etc. Os sistemas de geração e distribuição

utilizados atualmente são focados nos locais de

consumo da energia, mas dependem diretamen-

te do local de geração da eletricidade.

O modelo de geração distribuída prevê di-

versas unidades geradoras de menor escala ins-

taladas próximas aos locais de maior demanda

elétrica, como grandes centros urbanos. Nesses

casos, os custos com a transmissão da energia

são reduzidos, diminuindo ou evitando a depen-

dência de grandes obras de infraestrutura para

levar energia aos locais de consumo. Por outro

lado, a geração distribuída demanda uma quan-

tidade maior de unidades de produção.

Já o modelo centralizado de produção con-

centra a geração de eletricidade em grandes

usinas, em sua maioria hidrelétricas e termelétri-

cas fósseis, que geralmente estão distantes dos

grandes centros de consumo. A distância das

termelétricas fósseis dos centros de consumo

normalmente se deve, principalmente, a ques-

tões de logística do transporte de combustíveis

fósseis, que, em alguns casos, envolve riscos

consideráveis de contaminação ambiental, entre

outros. O modelo centralizado pode maximizar

o volume de energia gerada e reduzir custos de

produção, mas depende de infraestrutura de

transmissão e distribuição para levar a energia


elétrica aos consumidores, e os potenciais ga-

nhos com menores custos de produção podem

ser perdidos em função de maiores custos e per-

das de energia na transmissão.

1.1.1. TIpos dE foNTEs ENERGÉTICAs

A seguir são apresentadas as principais fon-

tes de energia (renováveis e não renováveis) e

respectivos potencias técnicos, assim como des-

crição das tecnologias disponíveis para geração

de energia elétrica a partir de cada fonte.

ENERGIA EóLICA

A energia eólica é produzida por meio de

aerogeradores, equipamentos de até 120 metros

de altura que transformam a força dos ventos em

energia. Esses equipamentos são compostos es-

sencialmente por uma torre, um gerador elétrico

e uma hélice. O vento faz as pás girarem e esse

movimento é transformado em energia elétrica

pelo gerador. Os parques eólicos reúnem diver-

sos aerogeradores instalados em uma mesma re-

gião e podem ser localizados em terra (onshore)

ou no mar (offshore). Cada local apresenta carac-

terísticas e comportamento diferentes dos ven-

tos, daí a necessidade de turbinas diferenciadas

que aproveitem ao máximo o potencial energé-

tico de cada sítio. A energia eólica é usualmente

concentrada em parques eólicos, que permitem

um maior volume de geração de energia, para

depois serem transmitidos para os locais de con-

sumo, caracterizando uma geração centralizada.

Porém, também é possível encontrar aerogera-

dores isolados para consumo individual, ou seja,

na forma de geração descentralizada.

Torres eólicas podem ser instaladas em

áreas costeiras com maior abundância de ventos,

ou distantes do litoral. As turbinas eólicas offsho-

re podem gerar mais energia do que os parques

instalados em terra e, embora este mercado

represente pouco mais de 1% da capacidade

mundial de energia eólica, os mais recentes de-

senvolvimentos tecnológicos têm sido focados

nesse potencial emergente.

No final de 2012, a capacidade instalada eó-

lica mundial era de 282.275,3 MW, enquanto que

no final de 2011 era de 236.749,7 MW. China e Es-

tados unidos lideram a expansão desse mercado,




com capacidade instalada total de 75.324,0 MW

e 59.892,0 MW, respectivamente (Ewea, 2013).

No Brasil, a capacidade instalada total em 2012

foi de 1.894 MW, contra 1.426 MW, em 2011

(MME; EPE, 2012). O aumento de 32,80% da ca-

pacidade instalada nacional da energia eólica

se deve a vários motivos, em especial a evolu-

ção da tecnologia e a expansão do mercado ao

redor do mundo.

O mercado eólico tem se diversificado nos

últimos anos: o domínio alemão já foi superado

pela China e pelos Estados unidos, e turbinas

maiores, com maior capacidade de geração, vem

chegando ao mercado nos últimos anos. Mais de

150 mil turbinas eólicas estão instaladas em mais

de 50 países ao redor do mundo. No Brasil, a

realização de leilões de energia exclusivos para

a fonte eólica e o oferecimento de condições

especiais para a implementação de projetos de

geração desse tipo de energia, como redução

e isenção de impostos, têm trazido diferentes

fabricantes internacionais ao País e reduzido

drasticamente o preço deste tipo de energia.

A capacidade instalada nacional deve superar os

8 mil MW até 2016, como resultado dos leilões de

energia realizados anualmente desde 2009. Não

é à toa que essa é a fonte renovável de maior

crescimento mundial, com taxas anuais superio-

res a 20% nos último seis anos (Gwec, 2013).

ENERGIA soLAR

A energia solar apresenta três grandes mo-

dalidades: energia solar fotovoltaica (PV, da sigla

em inglês photovoltaic), energia solar concentra-

da (CSP, da sigla em inglês concentrated solar

pannel) e energia solar térmica – para aqueci-

mento de água.

A energia solar fotovoltaica (PV) é comu-

mente produzida de maneira descentralizada,

através de painéis fotovoltaicos instalados no

topo de casas e edifícios que captam a energia

solar e a convertem em eletricidade. O painel é

constituído por um conjunto de módulo e bate-

rias recarregáveis associadas a controladores de

carga. A energia elétrica produzida nos dias de

sol é armazenada na bateria para ser usada de

noite ou em dias nublados. O sistema também

pode ser conectado à rede elétrica, fornecendo

eletricidade com as mesmas características da

energia disponível na rede comercial. A energia

solar fotovoltaica pode ser gerada inclusive em

comunidades isoladas que não estão conectadas

à rede elétrica.

A energia solar concentrada (CSP) consiste

na produção de eletricidade de modo similar às

termelétricas. A diferença é que a energia é obti-

da pela concentração de radiação solar. Grandes

espelhos ou calhas parabólicas concentram a luz

solar em uma única linha ou ponto. O calor ab-

sorvido é utilizado para gerar vapor quente em

alta pressão que movimenta turbinas que geram

eletricidade. Em regiões de sol intenso, usinas

desse tipo, também chamadas de heliotérmicas,

podem garantir grande produção de eletricida-

de. Os maiores exemplos estão localizados na

Espanha e nos Estados unidos, onde a energia é

gerada de maneira descentralizada.

Por último, um dos sistemas mais acessíveis

para aproveitamento da energia solar é o de

aquecedores solares, composto por placas que

captam a energia do sol, geram calor e aquecem

água em um reservatório térmico. A aplicação

dessa tecnologia é considerada uma medida de

eficiência energética, uma vez que as placas so-

lares não produzem eletricidade mas permitem

substituir chuveiros elétricos; contribuindo dessa

forma para redução da demanda de energia no

horário de pico.

Segundo o Atlas Brasileiro de Energia Solar,

os valores de irradiação solar global incidente

em qualquer região do território brasileiro (4.200-

6.700 kWh/m2) são superiores aos da maioria dos

países da união Europeia, como Alemanha (900-

1.250 kWh/m2), França (900-1.650 kWh/m2) e Es-

panha (1.200-1.850 kWh/m2), onde projetos para

aproveitamento de recursos solares, alguns con-

tando com fortes incentivos governamentais, são

amplamente disseminados.

Apesar do grande potencial, a geração de

energia solar ainda é ínfima, se comparada à ca-

pacidade instalada de outras fontes energéticas

no Brasil – embora apresente um significativo

crescimento nos últimos anos. No ano de 2011 a

capacidade instalada mundial saltou de 40 para

cerca de 70 GW, e em 2012 para aproximada-

mente 100 GW, sendo a fonte que mais atraiu


investimentos em 2012 entre as renováveis (PEW,

2013). Como consequência, as células fotovoltai-

cas têm registrado considerável queda de preço,

com uma redução aproximada de 20% a cada

duplicação da capacidade instalada. Somente no

período 2009-2012 o número de painéis solares

operantes no mundo quadruplicou. Assim, nos

próximos dez anos, essa tecnologia deve se tor-

nar competitiva em relação aos preços médios

de tarifas elétricas praticadas atualmente. A meta

de custo internacional de 1 dólar americano por

watt (uS$1/W) já foi alcançada, sendo que, mes-

mo no Brasil, onde o preço da tecnologia ainda

varia entre r$ 7 e 10 por watt, a tendência é uma

redução gradativa dos custos. Tendência similar

é observada também para a energia solar con-

centrada, cuja grande expansão internacional,

acompanhada do desenvolvimento tecnológico

de armazenamento de calor, projeta seus custos

futuros em patamares competitivos.

BIomAssA ComBusTívEL

Biomassa inclui toda matéria orgânica ani-

mal ou vegetal, como resíduos agrícolas e flo-

restais, que pode ser aplicada como combustí-

vel em usos finais como cocção, aquecimento

de ambientes, movimentação de veículos ou

geração de eletricidade. No Brasil, os principais

exemplos de biomassa líquida, ou biocombus-

tíveis, são o etanol, produzido a partir da cana-

-de-açúcar, e o biodiesel. O biogás, oriundo do

escape de gás metano de aterros sanitários, é

um exemplo de biomassa no estado gasoso. Já

a bioeletricidade, ou eletricidade produzida a

partir da biomassa, tem no bagaço da cana seu

principal substrato. Após a extração do caldo da

cana, é possível queimar o bagaço em caldeiras,

produzindo vapor que pode ser reutilizado na

forma de calor ou para movimentar turbinas de

geração de eletricidade. Esse processo recebe o

nome de cogeração e é comumente emprega-

do para geração de energia nas próprias usinas

sucroalcooleiras. Muitas vezes, a cogeração é

superior à demanda da própria usina por ener-

gia elétrica, e o excedente pode ser conectado

à rede elétrica e vendido.

Os volumes de bagaço e de palha da cana

disponíveis nos canaviais brasileiros representam

um potencial energético expressivo, na ordem

de 14 GW (o equivalente à usina de Itaipu) se

fossem utilizados em sua totalidade para a ge-

ração de energia. A projeção da safra de baga-

ço de cana para 2020 projeta um potencial de

28 GW (unica, 2012). Além do bagaço e da palha

da cana, outros resíduos da agroindústria comoa

casca de arroz e o milho podem ser utilizados

para a mesma finalidade.

A utilização da biomassa como fonte de

energia elétrica tem crescido no Brasil, principal-

mente em sistemas de cogeração no setor indus-

trial (pela qual é possível obter energia térmica e

elétrica). A capacidade instalada atual de gera-

ção de eletricidade a partir da biomassa no Bra-

sil é superior a 7 GW (estimativa para o ano de

2013). Esse recurso poderia ser mais aproveitado

se fossem superadas algumas limitações técni-

cas como a estrutura de conexão entre usinas e

a rede básica, a necessidade de substituição de

caldeiras de baixa para alta pressão em usinas

para a cogeração a bagaço de cana. Outra por-

ção desse potencial poderia ser aproveitada com

o uso da palha para geração de energia. A pers-

pectiva é de que a capacidade instalada dessa

fonte de energia aumente 6,5 GW/ano.

A viabilidade futura da geração de eletrici-

dade a biomassa está relacionada às condições

oferecidas a esse recurso, em termos de reduções

e isenções de encargos e impostos e condições

de financiamento de substituição de caldeiras em

usinas. A formação de preço depende ainda das

condições de distribuição de energia acordadas

entre usinas e o operador do sistema – este com-

ponente pode ser responsável pelo aumento sig-

nificativo do preço final disponibilizado por usinas

distantes dos principais sistemas de transmissão.

ENERGIA oCEâNICA

A energia mecânica do movimento das on-

das e marés também é capaz de produzir eletri-

cidade. Esse tipo de geração de energia é feito

por uma estrutura que interage com o movimen-

to do mar, convertendo a energia em eletricida-

de por meio de sistemas hidráulicos, mecânicos

ou pneumáticos. A estrutura, ancorada ou fun-

dada diretamente no solo oceânico ou no lito-

ral, transmite a energia do fundo do mar por um




cabo elétrico, flexível e submerso, levada até a

costa por uma tubulação submarina.

represas ou barragens em estuários ou

baías com marés de pelo menos cinco metros

de extensão são capazes de produzir energia

maremotriz. Aberturas na barragem permitem

que a entrada da maré forme uma bacia. Quan-

do as portas se fecham, a maré volta e a água

pode ser canalizada através de turbinas para

gerar eletricidade.

O mesmo princípio pode produzir eletricida-

de a partir das ondas – ou energia ondomotriz.

Outra forma de produção é por tubos concate-

nados – similares a uma cobra – que, quando fle-

xionados, geram ondas de pressão em fluidos em

seu interior. A variação da pressão gira turbinas na

extremidade do dispositivo e a eletricidade pro-

duzida é transportada para a costa por cabos.

A geração de energia a partir dessas fontes

oceânicas ainda é pouco utilizada no mundo,

principalmente por se tratar de uma tecnologia

recente e pelos atuais altos custos de implemen-

tação de projetos em alto-mar. Existem projetos

localizados na Coreia do Sul, com potencial de

254 MW, e na Espanha, com potencial de 0,3

MW. O reino unido também vem se destacando

em estudos e projetos de energia das marés. No

Brasil, a primeira usina ondomotriz está em proje-

to e deve ser construída na costa do Ceará. Ape-

sar de pouco utilizada, essa fonte representará

um acréscimo de 1.000 GW na matriz energética

mundial nas próximas décadas, se aproveitado

10% do potencial energético total das ondas. De

acordo com a Coppe/uFrJ, o potencial nacional

de energia oceânica é de 114 GW.

ENERGIA GEoTÉRmICA

O calor e o vapor provenientes das camadas

internas da Terra podem ser aproveitados para

gerar energia renovável. Em uma usina geotér-

mica, água é injetada em uma camada profunda

da crosta terrestre até alcançar o magma, manto

composto por rochas líquidas a altas temperatu-

ras. O líquido extraído dessas camadas pode che-

gar a uma temperatura de 175 ºC e ser aprovei-

tado para o aquecimento de água em edifícios.

Para gerar eletricidade através do vapor obtido,

as temperaturas devem ser superiores a 150°C.

Em países onde há erupções vulcânicas é

comum o uso da energia geotérmica; mas já

existe tecnologia para trazer o calor à superfí-

cie em qualquer lugar, mesmo que não haja

vulcões. No Brasil, a energia geotérmica apre-

senta potencial para aquecimento de água ou

ambientes, mas não para a geração de eletrici-

dade. Assim como a energia oceânica, o uso de

energia geotérmica ainda não representa uma

parcela significativa do cenário nacional ou mun-

dial, sendo necessário o desenvolvimento das

tecnologias que as viabilizem.

ENERGIA HIdRELÉTRICA

A energia hidrelétrica é gerada a partir da

energia potencial da água que movimenta tur-

binas, transformando a energia mecânica em

energia elétrica a partir de um gerador. Portan-

to, a geração hidrelétrica depende do fluxo de

água de um ponto mais alto para um ponto mais

baixo. Esse fluxo pode ser controlado pela cons-

trução de uma represa, a qual retém a energia

potencial da água em seu reservatório. O volume

de água que movimenta as turbinas é controlado

de acordo com a demanda de eletricidade.

uma alternativa aos grandes reservatórios

é a tecnologia de “fio d’água”, que aproveita

o curso natural dos rios, reduzindo os impactos

da construção dos reservatórios. Nas usinas de

fio d’água, entretanto, não é possível controlar a

vazão de água, que dependerá exclusivamente

do fluxo natural do rio e, portanto, do regime de

chuvas. Por não armazenarem a energia potencial

da água, as usinas de fio d’água, tem capacidade

de geração reduzida em períodos secos quando

comparadas às usinas com grandes reservató-

rios. Exemplos típicos de usinas a fio d’água são

as pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), cuja

capacidade instalada é de até 30 MW. A resolu-

ção no 394 da Aneel (04/12/1998), em seu segun-

do artigo, define pequenas centrais hidrelétricas

(PCHs) como “empreendimentos hidrelétricos

com potência superior a 1.000 kW (1MW) e igual

ou inferior a 30.000 kW (30 MW), com área total

de reservatório igual ou inferior a 3,0 km2”.

O potencial técnico de aproveitamento da

energia hidráulica do Brasil está entre os cinco

maiores do mundo: o País tem 12% da água doce


superficial do planeta e condições adequadas

para exploração energética deste volume. O po-

tencial hidrelétrico brasileiro é estimado em cer-

ca de 260 GW, dos quais 40,5% estão localizados

na Bacia Hidrográfica do Amazonas. Para efeito

de comparação, a Bacia do Paraná responde por

23%, a do Tocantins por 10,6% e a do São Fran-

cisco por 10% do potencial nacional. Contudo,

apenas 63% do potencial nacional foi inventaria-

do. A região Norte, em especial, tem um grande

potencial ainda por explorar (Portal Brasil, 2013).

China, Brasil, Estados unidos, Canadá e rús-

sia representam, juntos, 52% da capacidade ins-

talada mundial de energia hidrelétrica, totalizan-

do 990 GW. Em 2012, a China produziu 864 TWh

de energia hidráulica, com uma capacidade ins-

talada de 229 GW; no Brasil, neste mesmo ano, a

produção de energia hidrelétrica foi de 441 TWh,

ou 12% da produção mundial, tendo uma capa-

cidade instalada de 77 GW. Em outros países,

como Canadá (376 TWh) e Estados unidos (277

TWh), a produção foi em média 26% inferior, se

comparada com o Brasil, representando menos

de 10% da produção total mundial (rEN21, 2013).

O baixo custo operacional de uma hidrelétri-

ca, em função principalmente de sua alta capaci-

dade produtiva e sem a dependência de combus-

tíveis fósseis, faz que a energia elétrica oriunda

dessa fonte apresente um dos preços mais bai-

xos do mercado, atualmente com valor médio de

r$ 114,48 por MWh no mercado nacional. Entre-

tanto, para construção de hidrelétricas são neces-

sários altos investimentos de longo prazo, os quais

se contrapõem aos baixos custos de geração.

ENERGIA NuCLEAR

A geração elétrica com base na energia nu-

clear resulta do aproveitamento energético da

fissão ou divisão de urânio ou plutônio. Quando

o núcleo desses elementos sofre o impacto de

um nêutron e o absorve, ele é fissionado (divi-

dido) em dois fragmentos, liberando ao mesmo

tempo, dois ou três nêutrons e energia. Esse

processo se repete sucessivamente, em uma

reação em cadeia, liberando grande quantida-

de de energia térmica (calor).

um reator nuclear cria e controla as reações

de fissão que resultam em energia térmica. O ca-

lor aquece a água, cria vapor que move turbinas

ligadas a geradores de energia elétrica. Há vários

tipos de reatores, que diferem em função dos

materiais e da tecnologia aplicada, mas todos

possuem o mesmo conjunto básico de compo-

nentes e utilizam como combustível o urânio ou

o plutônio. As usinas nucleares utilizam ainda um

volume significativo de água para resfriar o siste-

ma de geração, geralmente água do mar ou de

rios e lagos que estejam próximos à usina.

Por se tratar de um processo extremamente

perigoso e demandar um tratamento e dispo-

sição específicos para os resíduos gerados, as

usinas nucleares devem estar localizadas a dis-

tâncias seguras dos centros urbanos. Porém, as

usinas de Angra I, Angra II e Angra III (em cons-

trução), estão próximas à cidade do rio de Ja-

neiro, um dos grandes centros consumidores do

Brasil. A opção pela instalação dessas usinas em

local relativamente próximo a um centro urbano

se deveu à redução dos custos de transmissão.

Apesar dos possíveis riscos associados às usinas

nucleares, essa é uma fonte de energia de alta

eficiência, que representa atualmente 2,7% da

matriz elétrica nacional (EPE, 2013a).

A capacidade instalada mundial da geração

nuclear é de 374.524 MWh (FGV, 2013). O Brasil

possui duas usinas nucleares, tendo uma capa-

cidade instalada total de 2.007 MW (FGV, 2013),

sendo as usinas de Angra I, com potência de

657 MW e Angra II, com potência de 1.350 MW

(CCEE, 2013).

ENERGIA TERmELÉTRICA A BAsE

dE ComBusTívEIs fóssEIs

As usinas termelétricas baseadas em com-

bustíveis fósseis funcionam a partir de três pro-

cessos. O primeiro envolve a queima de um

combustível fóssil, como gás natural, gás de

xisto, derivados de petróleo2 e carvão mineral.

Essa queima gera calor, que transforma água em

vapor. No segundo processo, o vapor, em alta

pressão, faz girar turbinas que acionam o gera-

dor elétrico. No terceiro processo, o vapor é con-

densado, transferindo o resíduo de sua energia

térmica para um circuito independente de refri-

geração, retornando a água à caldeira e comple-

tando o ciclo. Como o calor produzido em uma

2 Os principais derivados

de petróleo utilizados

em termelétricas são: óleo

combustível, óleo diesel,

gasolina e óleo ultraviscoso.




reatores nucelares para a produção de eletricidade

foram desenvolvidos nos anos 50 e 60 do século 20,

beneficiando-se das atividades de enriquecimento de

urânio para armas nucleares e outras tecnológicas realizadas

pelos governos.

Vários países carentes de recursos naturais, como a França

e o Japão, adotaram e energia nuclear como fonte principal

de eletricidade para reduzir sua dependência de importações.

Outros, como os Estados Unidos e a União Soviética, para

diversificar suas fontes.

O entusiasmo por energia nuclear diminuiu muito após 1990

pelas seguintes razões:

Ocorreram acidentes nucleares de grande vulto que demonstra-

ram que a tecnologia nuclear não era segura como se pensava;

O custo da energia elétrica produzida nos reatores aumentou

diante das novas exigências de segurança;

O problema do armazenamento definitivo dos resíduos nuclea-

res não foi resolvido.

Após o grave desastre de Fukushima, vários países

decidiram abandonar gradualmente o uso de reatores

nucleares. Permanecem como principais mercados potenciais

a China, Rússia e Índia, onde a presença estatal é muito forte

e se encontram cerca de 70% dos cerca de 60 reatores em

usina termelétrica é muito alto, é necessário o

resfriamento dos geradores.

Outro aspecto técnico é a utilização de uma

chaminé de grande altura, chegando até 300

metros, para retenção das cinzas e outros resí-

duos voláteis gerados na queima do combustível

fóssil. As cinzas, por outro lado, podem ser recu-

peradas e utilizadas em outras atividades, como,

por exemplo, construção civil, sendo misturadas

com o cimento.

A eficiência das usinas termelétricas varia con-

forme a tecnologia empregada (tipo de forno para

combustão, potencial da turbina etc.) e o tipo de

combustível empregado na combustão. Os com-

bustíveis mais utilizados, e seus respectivos pode-

res caloríficos, são: óleo combustível- 40,2 GJ/t,

gás natural- 49,8 GJ/t, carvão3 – 20,5 GJ/t.

A capacidade instalada nacional da energia

termelétrica é de 32.778 MW, incluindo térmicas

fósseis e a biomassa. Atualmente, a matriz elétrica

brasileira é composta por 12,8% de energia oriun-

da de térmicas fósseis, com previsão de aumento.

Dessa porcentagem, 1,6% corresponde a térmica

a carvão e derivados, 3,3% a térmica a derivados

de petróleo e 7,9% a térmicas a gás natural.

1.1.2. CoNfIABILIdAdE E

CompLEmENTARIEdAdE dAs foNTEs

A análise da confiabilidade de um recurso

energético é resultado da combinação da inter-

mitência de sua geração – representada pelo seu

fator de capacidade –, aliada à disponibilidade

da fonte energética utilizada e da tecnologia em-

pregada em sua conversão.

A confiabilidade varia consideravelmente de

acordo com a faixa de potência do recurso ana-

lisado e, principalmente, de acordo com as ca-

racterísticas da fonte energética. recursos reno-

váveis costumam apresentar índices maiores de

intermitência, pois são regidos por fenômenos

naturais como períodos de chuva, seca, maior

ENErGIA NuCLEAr NO BrASIL

construção no mundo. Em outros países a, energia nuclear é

pouco significante como é o caso do Brasil, em que contribui

com menos de 2% da eletricidade.

O primeiro reator nuclear instalado no Brasil foi adquirido

no fim da década dos 1960 da Westinghouse. O governo

brasileiro, em 1975, tentou adquirir o domínio completo da

tecnologia nuclear da Alemanha – incluindo enriquecimento de

urânio como parte de um grande pacote comercial –, mantendo

aberta a opção de produzir artefatos nucleares. Esse ambicioso

projeto não prosperou e resultou apenas na instalação do

Reator Nuclear Angra dos Reis 2. A instalação do terceiro

reator se arrasta até hoje.

Energia nuclear não é uma opção prioritária para o Brasil,

onde existem outras opções mais atrativas, tanto do ponto de

vista econômico como ambiental, como por exemplo energia

hidrelétrica, eólica, solar e de biomassa.

As preocupações com as emissões de carbono que resultam

do uso do carvão (ou gás) para geração de energia elétrica

podem estimular o uso de energia nuclear, mas os riscos de

acidentes nucelares parecem mais imediatos e mais graves do

que os do aquecimento global cujos efeitos, para muitos, só

vão se fazer sentir num futuro distante.

Por prof. dr. José Goldemberg, IEE/USP

3 Considera-se carvão-

vapor 5.200 kcal/kg.


Os Estados Unidos têm promovido uma revolução em

sua produção energética recente. Nos últimos cinco

anos, a produção de gás e óleo de xisto avançou 30%,

com alterações econômicas, energéticas e políticas. O gás de

xisto, ou shale gas em inglês, é um tipo de gás natural encontrado

em formações rochosas conhecidas como folhelhos. A extração

desse gás envolve a perfuração dessas rochas com a injeção de

grandes quantidades de água a alta pressão misturada a areia e

produtos químicos. Esse processo é conhecido como faturamento

hidráulico. O gás de xisto é, portanto, o mesmo combustível

utilizado pelo mundo. A grande diferença é o seu processo de

extração, cujo domínio recente abriu caminho para a exploração

de jazidas antes consideradas não aproveitáveis.

Os benefícios do uso do gás de xisto têm sido claros para

a economia norte-americana: 2 milhões de empregos foram

criados de 2008 para cá, e o baixo preço do gás tem impactos

positivos sobre o PIB e a indústria local. Mais do que isso, o

aumento da produção está invertendo o panorama energético

e geopolítico do país. A nação que mais consome energia no

mundo deve se tornar exportador de energia e reduzir sua

dependência do petróleo do Oriente Médio.

O aumento nos preços internacionais de petróleo e gás nos

últimos anos incentivaram o amadurecimento e a viabilidade

econômica da tecnologia de fraturamento hidráulico, pesquisada

e utilizada desde os anos 1980. A queda de mais de 50% do

preço do gás e o aumento de produção devem colocar os EUA

na posição de maior produtor de gás natural do mundo em 2015.

A EVOLuçãO DO GáS DE XISTO NOS ESTADOS uNIDOS E POSSíVEIS IMPLICAçõES NO BrASIL

O aumento da penetração do gás de xisto na matriz

energética tem reduzido, pelo menos em teoria, as emissões

americana de gases de efeito estufa, uma vez que o gás tem

substituído o carvão nas termelétricas. As emissões de gás

natural são pelo menos 60% inferiores às do carvão, mas no caso

do gás de xisto, o vazamento de metano verificado no processo

de fraturamento tende a neutralizar essa vantagem. Se, por um

lado, se argumenta que o vazamento de metano é variável de

acordo com o campo, por outro, o potencial de aquecimento

global do metano é pelo menos 21 vezes superior ao do CO2 (e

foi recentemente revisto para 34 no último relatório do IPCC).

A transformação recente do mercado de óleo e gás pode

impactar o Brasil em maior ou menor grau. O País acaba de leiloar

o bloco de Libra e conta com o interesse internacional e com

a estabilidade dos preços do óleo para viabilizar a exploração

de demais blocos do pré-sal. Se a oferta por óleo e gás seguir

aumentando, o preço internacional sofrerá redução, aumentando

a dificuldade em explorar e negociar o petróleo do pré-sal.

Considerando o enorme volume de investimentos previsto para

atividades de óleo e gás para o próximo decênio (R$750 bilhões

até 2021 ou 75% de todos os investimentos do setor energético

no período), pode-se dizer que a estratégia de apostar no pré-

sal, em vez de diversificar o portfólio com fontes renováveis,

apresenta altos riscos à economia e ao desenvolvimento do País.

Por Ricardo Baitelo, doutor em Planejamento Energético pela

Escola Politécnica – USP e coordenador da Campanha Energias

Renováveis – Greenpeace Brasil

ou menor intensidade de ventos etc. Já as fon-

tes não renováveis como combustíveis nuclear ou

fóssil, apesar de terem uma disponibilidade fini-

ta não estão sujeitas às oscilações de fenômenos

naturais. Enfim, havendo disponibilidade dessas

fontes, a confiabilidade variará em torno das con-

dições técnicas de funcionamento da usina e da

oferta do combustível utilizado em sua operação.

A intermitência e a previsibilidade de ge-

ração via recursos renováveis são particulares,

em duração e regime, a cada fonte energética.

A geração eólica, por exemplo, varia de acordo

com os regimes de vento e gradiente de pressão

atmosférica, em função de fatores meteorológi-

cos e da época do ano. A geração solar depende

da incidência de radiação solar de acordo com

a hora do dia, as estações do ano e também de

fatores meteorológicos, como nebulosidade. Já

a energia oceânica registra maior previsibilidade

por conta do regime das ondas e marés, em fun-

ção dos campos gravitacionais da Lua e do Sol. A

cogeração a biomassa é sazonal, de acordo com

a safra da cultura agrícola utilizada no processo.

Por fim, a geração hidrelétrica depende do regi-

me pluviométrico e da vazão das usinas, ainda

que o despacho seja orientado em função do

porte dos reservatórios.

A intermitência contribui para a crença de

que a geração renovável – principalmente solar

e eólica – não é suficientemente confiável e que,

portanto, a energia renovável não deveria ter uma

participação significativa na oferta de eletricidade




ou gerar energia de base, pois seria necessário ter

capacidade de geração de backup para atender à

demanda energética em períodos de baixa gera-

ção renovável ou de alto consumo. Atualmente,

as fontes fósseis compõe a geração de backup

em quase todos os países do mundo, sendo pre-

dominante o uso de usinas termelétricas fósseis

para a geração de energia em períodos de es-

cassez de recursos renováveis. Em adição a isso,

argumenta-se que os períodos de maior geração

renovável não coincidiriam necessariamente com

os picos de maior demanda elétrica4. Essa visão

de que alguns recursos renováveis não são des-

pacháveis, ou seja, técnica e economicamente

viáveis para atendimento às demandas de consu-

mo, é compartilhada pelo setor elétrico de quase

todo o mundo (Sovacool, 2008a).

Por outro lado, exemplos de países como a

Alemanha e a Espanha têm mostrado que é pos-

sível incorporar grandes quantidades de energia

renovável de fonte solar e eólica no sistema. Na

Espanha, a geração eólica representa 11% da ca-

pacidade instalada total e chega a gerar mais de

40% da energia instantânea do país em períodos

de fortes ventos, provocando o processo inver-

so: desligamento de usinas termelétricas a fim

de aproveitar a geração eólica de eletricidade

nessas situações. Na Alemanha, a energia solar

já superou a fonte eólica, ambas no patamar dos

32 mil MW instalados. A geração descentralizada

em mais de 8 milhões de telhados e o perfil coin-

cidente com a demanda de energia em horário

comercial (das 8 às 18 h) auxiliam o suprimento

de energia para o país. A expansão eólica e solar

possibilitou o desligamento das usinas nuclea-

res alemãs, sem comprometer a exportação de

energia a países vizinhos. Diferentes estudos

vêm mostrando que a implantação de grandes

quantidades de geração renovável na matriz de

um país, combinada entre diferentes recursos

em diferentes áreas, promovem uma redução

considerável da intermitência – ainda que não

se possa deixar de lado o cômputo de custos de

transmissão e a complexidade dessa integração

(Sovacool, 2008a).

Neste contexto, merece destaque a com-

plementariedade da fonte hidráulica e eólica no

Brasil, uma realidade teórica, porém ainda não

implementada. Os ventos mostram maior capaci-

dade de geração de energia elétrica justamente

quando a afluência hidrológica nos reservatórios

hidrelétricos se reduz. Essa complementariedade

se dá sobretudo entre as usinas eólicas do Nor-

deste e as bacias hidrográficas da região Norte

do País: em períodos de seca, quando os reser-

vatórios estão com níveis baixos, a intensidade

dos ventos é maior; e vice-versa. Há também

uma complementariedade entre as fontes hidre-

létrica e biomassa, sendo que o período de seca

(maio a novembro), quando acontecem baixas

nos reservatórios das hidrelétrica, coincide com

a safra da cana-de-açúcar, tornando esta uma

alternativa interessante; e no período de chuvas

(dezembro a abril) acontece a entressafra. Mes-

mo em situações em que as fontes renováveis

não possam atender à totalidade da demanda

energética, as usinas térmicas podem completar

a disponibilidade de energia, formando assim

uma matriz com fontes complementares entre si.

O fator de capacidade combinada de cada

fonte cresce em função de sua capacidade ins-

talada total, não apenas com a combinação de

geração entre diferentes pontos geográficos,

mas também como consequência do aumento

da escala de fabricação de equipamentos. A ge-

ração eólica registrou um avanço no fator de ca-

pacidade de iniciais 15% para valores superiores

a 40% nos últimos dez anos. Para a geração solar,

índices de 7% nos anos 1980 subiram a mais de

20% para algumas tecnologias, como solar foto-

voltaica, nos últimos anos (IEA, 2009).

A intermitência da geração solar é critica-

da por concessionárias de energia, não apenas

por sua restrição ao atendimento de energia de

base, como também para energia de ponta. No

entanto, essa limitação é minimizada na moda-

lidade de geração solar concentrada (CSP), na

qual é possível armazenar parte do calor concen-

trado em espelhos na forma de sais ou fluidos,

para uma geração posterior de eletricidade.

Os recursos energéticos de origem fóssil,

como carvão mineral e derivados de petróleo,

não são suscetíveis à intermitência resultante

de fenômenos naturais5, mas à oferta desses

combustíveis. A disponibilidade para essa ofer-

ta é condicionada a fatores técnicos – grau de

4Em estados norte-

americanos como a

Califórnia, a variação da

carga máxima entre o inverno

e o verão chega a ser de mais

de 50% do total – de 29 GW

em janeiro, a carga salta para

45 GW no verão.

5Exceto no caso de

tsunamis e terremotos,

especialmente comuns

no Japão. O acidente de

Fukushima é o mais notório,

mas há outros registros,

como o vazamento de rejeito

nuclear para o mar exemplo

no complexo nuclear de

Kashiwazaki-Kariwa.


complexidade de extração e transporte desses

recursos – e geopolíticos, como os conflitos e

os desacordos diplomáticos internacionais que

afetem o suprimento desses combustíveis.

Além da intermitência da fonte energética

analisada por parte da disponibilidade do recur-

so, a tecnologia empregada na conversão dessa

fonte em energia tem grande participação na

confiabilidade global de um recurso energético.

Por exemplo, podem ocorrer falhas nos equipa-

mentos ou no funcionamento das usinas gera-

doras, assim como problemas de transmissão,

paradas para manutenção e outros fatores que

também devem ser considerados na análise da

intermitência de uma fonte.

Os prejuízos de interrupções (previstas ou

não) podem ser graves para os geradores, prin-

cipalmente no caso de energia previamente ven-

dida e que não poderá ser entregue em função

dessas interrupções na geração. Nessa situação,

a energia a ser entregue precisará ser adquirida

no mercado spot6, a custos muitas vezes deze-

nas ou centena de vezes superiores aos custos

de geração desse operador.

As usinas nucleares podem também ser afe-

tadas pela indisponibilidade de urânio ou pela

temperatura da água. A operação dos reatores

demanda uso intensivo de água de rios ou lagos

próximos, para resfriar o vapor utilizado no ciclo

termodinâmico. Há casos de usinas que tiveram

seu funcionamento interrompido em função da

alta temperatura dessa água, insuficiente para

resfriar o sistema interno (Jacobson, 2008).

Além de fenômenos naturais, conflitos políti-

cos como guerras ou atos de terrorismo podem

afetar o suprimento de energia de usinas movi-

das a combustíveis fósseis. Em períodos de guer-

ra ou em especulações de ataques terroristas em

regiões de exploração do petróleo, houve uma

oscilação em seu preço, pela incerteza de sua

exploração. um exemplo foi a Guerra do Golfo.

Nesse caso, a geração de forma descentralizada,

6 O mercado spot, ou

mercado disponível,

permite apenas transações

em que a entrega da

mercadoria é imediata e o

pagamento é feito à vista.

Nos demais mercados,

como o futuro ou o mercado

a termo, os pagamentos

envolvem prazos que podem

chegar a até dois anos após a

negociação.




realizada por tecnologias como aerogerado-

res e usinas maremotrizes, é menos suscetível a

interrupção do que usinas de grande porte de

geração centralizada como termelétricas fósseis,

hidrelétricas ou mesmo plantas de energia solar

concentrada (Jacobson, 2008).

Interrupções previstas para manutenção de

equipamentos e reabastecimento variam de 5% a

20% do tempo de funcionamento anual de uma

usina, o que significa que essas geram na prática

entre 80 e 95% da capacidade instalada teórica,

sem contar seu fator de capacidade.

Para o carvão, por exemplo, a média de in-

terrupções anuais para manutenções programa-

das é de 6,5%, e a média de interrupções não

programadas é de 6%. A disponibilidade de

usinas a carvão nos EuA registra limites entre

79 e 92%. A interrupção programada de usinas

nucleares é de 39 dias a cada 17 meses, ou 7%,

produzindo uma disponibilidade de cerca de

93% (Lovins, 2009).

As médias apresentadas acima são elevadas

em comparação ao tempo de indisponibilidade

de aerogeradores – variam entre 0 e 2% para ge-

radores em terra e entre 0 e 5% para torres off-

shore; e painéis fotovoltaicos, que variam entre

0 e 2%. ressalta-se que essa média refere-se a

unidades individuais de geração, sendo que no

caso de mau funcionamento ou parada de algum

equipamento, o conjunto não é completamente

afetado, representando assim um impacto redu-

zido no sistema7.

Essa pequena variação de geração em rela-

ção à oferta total contrapõe-se à eventual indis-

ponibilidade de termelétricas fósseis, que, como

citado anteriormente, apresentam interrupções

anuais não programadas de 6% e interrupções

anuais para manutenção de 6,5%, comprome-

tendo o suprimento de energia.

1.2. AspECTos AmBIENTAIs

O meio ambiente é definido como o con-

junto de fatores que afetam e determinam o

comportamento e sobrevivência dos seres vivos

que o habitam. Faz sentido, portanto, organizar

a análise das perturbações de atividades ener-

géticas sob esse meio nas áreas que represen-

tam suas matérias fundamentais: os meios aé-

reo, terrestre e aquático.

As diferentes etapas da cadeia energética,

7 No caso de um parque

eólico, problemas em

uma torre não afetarão

o funcionamento do

conjunto. Tomando por

base o parque eólico de

Osório, a indisponibilidade

de uma torre de 2MW

terá um impacto de 1,33%

sobre a geração total do

parque. Dessa forma, a

indisponibilidade do sistema

é uma fração do índice

verificado para cada turbina.


como: extração e produção de combustíveis,

construção de usinas para geração de energia

com transmissão dessa energia aos centros de

consumo, provocam alterações ambientais e

transformam os recursos naturais.

A demanda por energia para o atendimen-

to ao desenvolvimento econômico e social e

para o bem-estar da população tem crescido

consideravelmente no mundo. Nos últimos 40

anos, a matriz elétrica global praticamente qua-

druplicou: a geração de eletricidade passou de

6,12 mil TWh em 1973 para 22,12 mil TWh em

2011 (IEA, 2013). Desse total, 68% são represen-

tados por fontes fósseis (41,3% de termelétricas

a carvão, 21,9% de termelétricas a gás natural e

4,8% de óleo combustível).

Desde a revolução industrial, no século 19,

o uso de combustíveis fósseis passou a ser pre-

dominante na oferta de energia, impulsionando

o crescimento das emissões de dióxido de car-

bono (CO2) e de demais gases. Essa ação acar-

retou na intensificação gradativa do efeito estu-

fa (fenômeno natural do planeta Terra em que

determinados gases na atmosfera impedem que

parte do calor absorvido do Sol seja dissipado),

levando ao aquecimento global que tem gera-

do mudança das características do clima, como

ocorrência das chuvas, duração das estações

secas, dinâmica de massas e correntes de ar e

ocorrência de fenômenos abruptos como ciclo-

nes, tempestades e furacões.

Para minimizar os efeitos nocivos das mudan-

ças do clima, são necessárias medidas urgentes

para reduzir e controlar a emissão dos gases de

efeito estufa. O controle dessas emissões passa

por diferentes medidas, entre as quais justamen-

te a redução do uso dos combustíveis fósseis e a

transição energética em direção à intensificação

do uso de energias renováveis.

Cerca de três quartos das atuais reservas

comprovadas de petróleo e gás natural não po-

derão ser consumidas, se quisermos alcançar a

meta de redução necessária de gases de efeito

estufa até 2050 (Meinshausen; Hare; et al, 2009).

Complementarmente, o potencial de energias

renováveis é suficientemente amplo para aten-

der à demanda futura de energia. Vale ressaltar

que essa substituição deve ser planejada dentro

de uma escala de tempo que permita seu de-

senvolvimento tecnológico, seu crescimento em

escala e redução de seus custos. Esses fatores

dependerão de vontade política, tanto no âm-

bito federal, quanto estadual e municipal, para

garantir os sinais adequados a esses mercados.

Dentre os principais impactos da produção

de energia elétrica no meio ambiente, pode-se

citar: poluição atmosférica, com destaque para

emissão de gases do efeito estufa, alteração da

vegetação, perturbação da fauna e flora, danos

ao meio físico, terrestre e aquático, inclusive à

fauna aquática.

1.2.1. EmIssõEs dE GAsEs

dE EfEITo EsTufA (GEE)

Diferentes impactos ambientais e tipos de

emissões atmosféricas ocorrem em cada etapa

da cadeia energética, de acordo com as caracte-

rísticas das fontes energéticas e das tecnologias

empregadas em sua conversão. As fontes reno-

váveis costumam apresentar níveis muito baixos

de emissões de gases de efeito estufa (GEE), en-

quanto as fontes não renováveis (à exceção da

energia nuclear) contribuem significativamente

para o aumento do efeito estufa no planeta, emi-

tindo grande quantidade desses gases na etapa

de produção da energia.

Porém, para que as diferentes fontes possam

ser comparadas de maneira mais coerente sob

o aspecto de emissões de GEE, devem ser con-

sideradas na análise todas as emissões associa-

das, sejam elas diretas, sejam indiretas: é neces-

sária uma análise completa do processo, desde

a extração das matérias-primas (combustíveis),

transporte, processo de geração, transmissão e

distribuição da energia. Naturalmente, essa aná-

lise completa demanda esforços e estudos mais

complexos, sendo que atualmente é comum

uma análise simplificada, considerando apenas

as emissões diretas da geração da energia.

A emissão total de cada recurso energéti-

co pode ser quantificada por uma análise das

interações entre todos os processos envolvidos

desde a obtenção do combustível até a geração

de energia. A avaliação de ciclo de vida (ACV)

contabiliza todos os custos energéticos desses

processos, por meio da coleta e processamento




de uma ampla gama de dados como implica-

ções geográficas dos processos energéticos, a

qualidade do combustível utilizado nesses pro-

cessos e a logística envolvida. Naturalmente,

tal método gera resultados variados de acordo

com os fatores considerados.

A Tabela 1, a seguir, mostra as emissões de

CO2 equivalente de recursos energéticos, refe-

rentes a sua cadeia energética.

Os valores apresentados na Tabela 1 são

provenientes de diferentes fontes e apresentam

valores mínimos e máximos elásticos para cada

fonte, em função de particularidades envolvidas

em sua cadeia energética. A seguir são elen-

cados os principais fatores que influenciam as

emissões de GEE de cada fonte.

Na etapa de geração de energia, usinas

termelétricas com base em combustíveis fós-

seis registram as maiores emissões diretas de

GEE decorrentes da combustão: uma usina

térmica movida a gás natural emite cerca de

300 gCO2e/kWh; usinas térmicas movidas a car-

vão geram aproximadamente 1.000 gCO2e/kWh

(unece, 2007). Em outro extremo, tecnologias

de geração com base em fontes renováveis li-

vremente disponíveis na natureza registram

emissões reduzidas, inferiores a 50 gramas de

CO2 equivalente para o mesmo kWh produzido

(para energia solar, biomassa e hidrelétricas) e

na faixa de 10 gCO2e/kWh, no caso da energia

eólica (Jacobson, 2008).

No processo de transformação de energia,

por outro lado, as energias renováveis hidrelé-

trica, eólica, solar, oceânica, por não envolve-

rem a queima de combustíveis fósseis em seus

processos, não possuem emissões de GEE di-

retas. Isso também se aplica à geração nuclear.

Assim, para essas fontes devem ser analisadas

apenas as emissões indiretas, aquelas prove-

nientes das perdas no processo de transmissão

e distribuição, da construção e a operação das

usinas, bem como a fabricação e o transporte

de equipamentos utilizados.

No caso das usinas nucleares, as emissões

indiretas são aquelas provenientes do processo

de extração e transporte do minério utilizado

(desde sua mineração, processamento e uso

em reatores), da construção da usina e o gas-

to energético do condicionamento de resíduos

e do descomissionamento das usinas, após

sua vida útil, o que representa alto consumo

de energia e queima de combustíveis fósseis

(Sovacool, 2008b). No caso das hidrelétricas,

as áreas alagadas para composição dos reser-

vatórios podem representar uma grande fonte

emissora, caso contenham matéria orgânica em

seu leito, gerando altas emissões de metano

(CH4) decorrentes da decomposição desta. um

exemplo representativo é o da hidrelétrica de

Balbina, no Amazonas.

As usinas movidas a biomassa apresen-

tam emissões predominantemente advindas

da queima de combustíveis para a geração de

energia, porém apresentam valores muito in-

feriores às alternativas fósseis como gás natu-

ral, óleo combustível e carvão mineral. O CO2

emitido durante a queima de biomassa é consi-

derado biogênico, pois o carbono emitido fora

sequestrado anteriormente durante o processo

de crescimento do vegetal por meio da fotos-

síntese. Isso significa que tais emissões não au-

mentam a concentração de CO2 na atmosfera,

ao contrário da queima de combustíveis fósseis,

que lança na atmosfera o carbono que estava

estocado no subsolo há milhões de anos.

No caso de uma matriz energética, onde há

contribuição de diversas fontes, a análise mais

coerente ocorre na forma de um indicador de

intensidade carbônica que represente a quan-

tidade de gases emitida para cada unidade de

TABELA 1: EMISSõES DE GEE DE rECurSOS ENErGÉTICOS (EM GCO2E/kWH). Fonte: ipcc; JacobSon, 2008; Sovacool, 2008.

RECuRso ENERGÉTICo EmIssõEs (gCo2e/kWH)

Eólica

Solar CSP

Nuclear

Biomassa

Hidrelétrica

Solar PV

Oceânica

Termelétrica a gás natural

Termelétrica a carvão

Termelétrica a óleo combustível

2,8-7,4

8,5-11,3

9-130

14-35

17-300

19-59

34-62

354-469

744-1050

778-900


energia gerada (geralmente indicado por tCO2e/

MWh). No caso do Brasil, a intensidade carbôni-

ca é calculada mensalmente pelo Ministério de

Ciência, Tecnologia e Inovação (MCTI)8, consi-

derando todas as fontes energéticas (usinas) que

geraram energia elétrica naquele período; em

2012, o Sistema Interligado Nacional (SIN) re-

gistrou uma emissão média de 0,0653 tCO2 para

cada MWh gerado.

Diversos estudos de institutos de pesquisa,

associações e outras instituições destacam o po-

tencial de redução de gases de efeito estufa por

meio do emprego de fontes renováveis de ener-

gia. Entre eles estão relatórios da Mckinsey, da

Agência Internacional de Energia (IEA), do Green-

peace (em parceria com o European renewable

Energy Council) e do Conselho Global de Energia

Eólica (GWEC), que fazem análises globais sobre

as emissões de GEE associadas à energia.

O relatório da Mckinsey, Pathways to low

carbon (2009), lista as principais medidas de mi-

tigação de gases de efeito estufa de diferentes

setores, posicionando-as em função de custo e

potencial de redução. Além de medidas de efi-

ciência energética, o relatório aponta as fontes

eólica, solar com grande potencial de abatimento.

A IEA tem lançado anualmente o World

Energy Outlook (WEO), que descreve o estado

da arte de fontes renováveis e traça projeções

energéticas mundiais. O estudo de 2011 (WEO

2011) trouxe como inovação a inclusão de um ce-

nário que prevê a redução do uso de carvão e

petróleo e multiplica por dez o uso das energias

renováveis na geração de energia para que seja

possível atingir a meta global de emissão de GEE

abaixo da concentração de 450 ppms9 – que ga-

rante uma probabilidade de 45% de o aumento

da temperatura global até o final do século ficar

abaixo dos 2 graus Celsius. O estudo ainda indi-

ca que são necessários grandes investimentos fi-

nanceiros no setor energético até o ano de 2020

para que a meta possa ser atingida. O atraso nas

ações pode gerar consequências que custarão

caro aos cofres públicos mundiais: para cada

u$ 1 não investido até 2020 em ações de redu-

ção de emissões, como o retrofit de usinas gera-

doras de energia, será necessário gastar u$ 4,3

para compensar as emissões de GEE após 2020.

1.2.2. oCupAção do soLo

E ImpACTos NA fAuNA E fLoRA

A ocupação de extensões territoriais cons-

titui um dos principais impactos de recursos

energéticos ao meio ambiente, proporcional às

características naturais e à sensibilidade do local,

e dos impactos decorrentes dessa ocupação. A

avaliação da ocupação do solo por empreendi-

mento energético é medida pela relação entre a

área ocupada e a capacidade instalada da usina

ou a energia produzida pelo sistema. No entan-

to, a comparação da área utilizada em cada tipo

de empreendimento energético envolve outros

parâmetros como impactos à área e seu poten-

cial de utilização para outros fins.

No caso da geração renovável, a relação

entre espaço ocupado e capacidade instalada

dos empreendimentos varia de acordo com as

condições naturais do local como relevo e cli-

ma, que impactam na disponibilidade ou aces-

so aos recursos, como potencial de vento para

geração eólica, queda d´água para geração hi-

drelétrica ou viabilidade do plantio de biomassa

combustível. Por outro lado, as usinas termelé-

tricas dependem apenas da disponibilidade de

combustíveis para operar, possibilitando maior

mobilidade geográfica. Nesses casos, a relação

entre área ocupada e capacidade instalada é

linear – desde que não considerada a área en-

volvida na exploração ou na produção dos com-

bustíveis queimados nas usinas.

A área ocupada no solo ou fundo do mar

por uma fundação de torre eólica varia entre

13 e 20 m². Entretanto, o espaçamento entre as

torres, que contribui para um maior aproveita-

mento energético das turbinas, prevê uma área

total de cerca de 500.000 m² para torres com

turbinas de 5 MW.

No caso da energia oceânica, a ondomotriz

apresenta uma necessidade maior que a mare-

motriz: uma central oceânica ondomotriz com

potencial para 750 kW ocupa 525 m2 na super-

fície do oceano, e uma turbina maremotriz de

1.000 kW ocupa 288 m2 no fundo do mar – nesse

caso, a área ocupada não representa interferên-

cia à navegação, mas possíveis impactos à vida

marinha (Jacobson, 2008).

Para hidrelétricas, a relação entre a capaci-

8 Os valores mensais da

geração de energia

elétrica do SIN estão

disponíveis no site do

MCTI: http://www.mct.

gov.br/index.php/content/

view/74694.html

9 ppms – partes por milhão




dade das usinas e a área utilizada para a forma-

ção de lagos artificiais mostra grande variação

de acordo com cada projeto: grandes usinas

hidrelétricas (uHEs) demandam grandes reser-

vatórios, enquanto que as PCHs e usinas a fio

d’água, em sua maioria, demandam áreas me-

nores por conta da redução ou ausência de re-

servatórios. O potencial de geração de energia

nem sempre está diretamente relacionado à

área ocupada, porém a maioria das uHEs pos-

sui capacidade de geração superior às PCHs,

principalmente em períodos de chuvas, quan-

do é possível armazenar maior volume de água

nos reservatórios das uHEs, possibilitando uma

melhor administração da quantidade de água e,

consequentemente, da energia gerada.

Plantas solares de painéis fotovoltaicos ou sis-

temas termossolares (CSP) apresentam áreas simi-

lares de ocupação: a área requerida para painéis

fotovoltaicos é de 1,2 km2 para cada 100 MW ins-

talados, enquanto uma planta de CSP de 100 MW

utiliza entre 3,8 e 4,7 km2 incluindo a área adicio-

nal que abriga o sistema de armazenamento de

energia (Jacobson, 2008).

usinas termelétricas apresentam áreas simila-

res para a ocupação da usina, independentemen-

te do tipo de combustível utilizado. Porém, nesse

tipo de geração, a ocupação mais significativa do

solo é referente à produção ou extração de com-

bustível – de carvão e urânio a cana-de-açúcar ou

outras formas de biomassa – resultando em ín-

dices diferenciados de capacidade instalada por

área ocupada. Por exemplo, a cogeração de ele-

tricidade a bagaço de cana ocupa uma extensão

territorial considerável em função da energia gera-

da, em comparação com as demais termelétricas.

A produção de energia de 10 mil MWh por ano

com base na cogeração com biomassa de cana

demandaria uma área para cultivo de 300 a 1.000

hectares (Boyle, 2004). É importante ressaltar que,

no caso da cana-de-açúcar, a área ocupada pela

plantação não está exclusivamente ligada à ge-

ração de eletricidade, sendo utilizado apenas o

bagaço (resíduo das usinas sucroalcooleiras) para

essa finalidade. Considerando que são geradas

aproximadamente 23 toneladas de bagaço para

cada hectare (ha) de cana-de-açúcar cultivado por

ano (Macedo et al, 2004), a quantidade de baga-

ço gerado representa cerca de 30% da massa de

cana-de-açúcar produzida, que será utilizada para

a produção de álcool (etanol) e açúcar antes do

uso do bagaço para a geração de eletricidade.


A análise da área ocupada por instalações

de usinas ou sistemas energéticos deve consi-

derar, além da extensão territorial, o impacto

nos biomas originais e nas atividades econômi-

cas e sociais conduzidas previamente no local.

Também há impactos na área necessária para a

transmissão da energia, decorrente da instalação

de redes e linhas. Como exemplo desses impac-

tos, o planejamento da expansão hidrelétrica na

região Norte do Brasil, especificamente pela

implantação de usinas nos rios Tapajós e Jaman-

xim, no Pará, deve afetar diretamente 871 km²

de áreas protegidas de floresta (Eletrobrás et al.,

2009). Em contrapartida, alguns parques eólicos

já aproveitam parte do espaço entre as turbinas

(área desocupada) para outras culturas, reduzin-

do assim o impacto negativo de sua implantação

e da parcela inutilizada da área total ocupada.

um exemplo é o parque eólico de Osório, no rio

Grande do Sul, que utiliza a área entre as turbi-

nas para pastagens e agricultura.

A Tabela 2, a seguir, apresenta a relação da

capacidade instalada (MW) e a área utilizada para

diversos tipos de fontes e usinas em operação

atualmente. Foi elaborada a partir de dados de

um estudo realizado pelo Ministério de Minas e

Energia (MME), fixando a energia gerada em Belo

Monte (40 milhões de MWh) para diferentes siste-

mas energéticos e comparando os valores médios

de áreas utilizadas nesses sistemas, com a com-

plementação de informação de outras fontes.

A “área utilizada (km2)” na Tabela 2 com-

preende a área da usina (local de geração da

energia) e também a área necessária para a ob-

tenção do recurso energético, como o cultivo

(no caso de biomassa) e a extração (no caso das

termelétricas a carvão, óleo e das nucleares). As

únicas fontes que não compreendem a área adi-

cional de obtenção de recursos são a solar e a

eólica, sendo sua “área utilizada (km2)” equiva-

lente à área de geração apenas.

Além dos impactos ambientais diretos de-

correntes da construção e implementação de

empreendimentos energéticos, há que se con-

siderar outros impactos indiretos no entorno,

na paisagem, na fauna e flora locais. Nesse as-

pecto, os impactos gerados pelas grandes usi-

nas hidrelétricas e respectivos reservatórios são

TABELA 2: rELAçãO ENTrE CAPACIDADE INSTALADA E árEA OCuPADA DE rECurSOS ENErGÉTICOS (OrDENADOS A PArTIr DA MENOr rELAçãO MW/kM2). Fonte: diverSoS.

foNTE ENERGÉTICA /usINA CApACIdAdE INsTALAdA (mW)

ÁREA uTILIzAdA (km2)

RELAção CApACIdAdE/ ÁREA uTILIzAdA (mW/ km2)

Hidrelétrica – Balbina c

Biomassa* (FC=48%) b

Hidrelétrica – Tucuruí a

PCHs* (FC=55%) b

Eólicas* (FC=43%) 5

Hidrelétrica – Itaipu a

Hidrelétrica – Jirau b

Solar CSP (FC=25%) 6

Hidrelétrica – Belo Monte b

Nuclear*

Hidrelétrica – Xingó a

Termelétrica Carvão* (FC=85%)

Solar PV* (FC=16,5%) b

Termelétrica Óleo* (FC=71,9%)

REFERÊNCIAS

A Mesquita & Milazzo, 2007;

B MME, 2010;

C Wittmann, 2009;

D Boyle, 2004;

E Elaboração própria;

250

9.522

4.240

8.310

10.500

14.000

3.300

18.265

11.233

5.400

3.000

5.372

28.000

6.350

2.360

12.000 - 80.000 d

2.430

831-1.662

921 - 2.100

1.549

258

694 – 858

516

25 – 111

60

7,4 - 64,7 f,g

277 – 336 f

4,4

0,11

0,12-0,8

1,74

5 - 10

5 - 11,4 f

9,04

12,5

21,3 - 26,3

21,8

48,8 – 214,3

50

83 – 729 f,g

83,3 -101 f

1042

F Jacobson, 2008;

G ABCM, 2009;

H Diário Oficial, 2008;

I Eletronuclear, 2010

* Em geração elétrica equivalente à da usina de Belo Monte




os mais nocivos, e não se comparam às demais

fontes renováveis e tampouco às usinas hidre-

létricas a fio d’água, que não demandam gran-

des áreas alagadas para operar. Isso se deve ao

fato de que a construção de reservatórios causa

significativos impactos na área inundada, provo-

cando a perda da vegetação e fauna terrestre,

interferências na migração dos peixes e even-

tuais mudanças hidrológicas a jusante da repre-

sa. Além disso, alguns reservatórios inundam

terras com heranças históricas e culturais, como

a dos indígenas no caso brasileiro.

As demais fontes renováveis também apre-

sentam impactos na flora e fauna, mas com me-

nor intensidade do que os impactos causados

pelos grandes empreendimentos hidrelétricos.

Mesmo que existam impactos na geração de

energia eólica, de biomassa e solar, esses são

considerados ambientalmente aceitáveis, con-

forme elencado a seguir.

Entre os principais impactos causados pe-

los parques eólicos podemos citar alteração da

rota de migração de pássaros, além da poluição

visual e sonora, pois o som do vento nas pás

implica em um ruído constante. Além disso, de

acordo com o estudo O Setor Elétrico Brasileiro

e a Sustentabilidade no Século 21, verificou-se

casos de implantação indevida de parques eóli-

cos em áreas de proteção ambiental, dunas ou

sítios arqueológicos. Desapropriações de faixas

de terra são previstas também para a implan-

tação de linhas de transmissão, conectando os

parques a centrais elétricas e subestações.

A poluição do solo e a contaminação dos ma-

nanciais são os principais impactos negativos da

produção de biomassa. Em usinas de etanol, os

processos de fermentação e destilação produzem

efluentes como a vinhaça, organoclorados, cobre

e outros contaminantes, que, por vezes são de-

positados no solo, alterando sua acidez e, poste-

riormente, alcançando lençóis freáticos e conta-

minando rios e mananciais próximos à área das

plantações. A queima dos canaviais altera diferen-

tes parâmetros do solo como umidade, taxa de

transpiração, porosidade e repelência à água, tor-

nando-o mais impermeável e, consequentemen-

te, sujeito a erosões (Ferreira, 2006). Essa queima,

bem como a do bagaço para a geração de eletri-

cidade, produz cinzas em fatores superiores a 5 kg

por tonelada de processamento de cana (Leme,

2005). Outras formas de cogeração com base na

biomassa produzem resíduos sólidos (como cin-

zas) em proporções diferentes, de acordo com o

ciclo empregado; para o ciclo BIG-GT (Gaseifica-

ção da Biomassa Integrada por Turbina a Gás, da

sigla em inglês), a estimativa apresentada por fon-

te é de 0,224 g/kWh (Mann; Spath, 1997).

A geração geotérmica, por conta de sua

operação, tem impactos particulares ao solo, re-

lacionados à indução de sismicidade (capacida-

de de geração de tremores no solo) e alteração

da massa de fluido geotérmico (HuNT, 2001).

Já as fontes solar fotovoltaica (PV) e solar

concentrada (CSP) impactam o solo por meio

da produção de efluentes químicos durante o

processo produtivo de seus componentes e por

descarte dos fluidos envolvidos na operação das

usinas concentradoras de energia solar.

1.3. AspECTos soCIAIs

Empreendimentos energéticos podem in-

fluenciar substancialmente o desenvolvimento

socioeconômico no seu entorno. Os diversos

impactos decorrentes da inserção de grandes

empreendimentos são em sua maioria nocivos às

populações locais, mas também devem ser anali-

sados benefícios indiretos.

Os casos mais marcantes nesse sentido no

Brasil estão relacionados aos grandes empreen-

dimentos hidroelétricos. Esses empreendimentos

demandam grandes modificações no local de im-

plementação, não somente nos aspectos físico e

ambiental, mas também na sociedade local. Os

impactos negativos desse tipo de empreendimen-

to são normalmente agravados quando o local ca-

racteriza questões complexas, como difícil acesso,

questões indígenas, disputas de terra, entre ou-

tros; como é o caso das diversas hidrelétricas ins-

taladas e em instalação na região Amazônica. No

Brasil, cerca de 200 mil famílias foram desalojadas

para a construção de aproximadamente 150 usi-

nas hidrelétricas em um período que compreende

os anos de 1950 e 2005 (Bermann, 2007).

Inicialmente, ocorre um enorme afluxo de

pessoas à região do empreendimento, seja

em função das oportunidades de emprego na


obra, seja na expectativa de oferecer serviços

ou produtos diversos a esse contingente de tra-

balhadores. Invariavelmente, o poder público e

a infraestrutura local não estão preparados para

absorver esse crescimento populacional repen-

tino, e os serviços públicos muitas vezes não

conseguem atender à demanda. O comércio

local também não consegue atender ao cresci-

mento repentino de demanda, o que leva a um

aumento nos preços locais de bens e serviços

e gera dificuldades econômicas especialmente

para a população de baixa renda.

No caso da necessidade de construção de

grandes reservatórios é comum ainda a remoção

de populações ribeirinhas, indígenas, agricultores

familiares, dentre outros, das áreas que serão ala-

gadas. Nem sempre a remoção é bem-sucedida

no sentido de preservar a identidade cultural des-

sas populações. Caso semelhante pode ser encon-

trado para a biomassa: muitas vezes, a área utiliza-

da para o plantio e cultivo da biomassa é resultado

do avanço sobre áreas então dominadas pela agri-

cultura familiar, e pode comprometer a segurança

alimentar na região, e descaracterizar a estrutura

socioeconômica local, levando a um êxodo em di-

reção à áreas urbanas. Monoculturas como a cana-

-de-açúcar e a soja apresentam exemplos de im-

pactos sobre a manutenção da agricultura familiar

e mudanças no padrão de produção agrícola, con-

forme apontado em trabalho de campo realizado

em regiões do Triângulo Mineiro e Zona da Mata,

em Minas Gerais; Oeste Paulista, em São Paulo; Sul

e Leste do Mato Grosso do Sul; e Noroeste do rio

Grande do Sul (Assis; Zucarelli, et al, 2007). Ativi-

dades secundárias como a construção de linhas de

transmissão de energia ou a extração e a produção

de recursos energéticos também podem provocar

deslocamentos de populações.

Os impactos positivos da implementação de

empreendimentos energéticos podem ser ilus-

trados no caso de sistemas descentralizados de

geração de energia. Para esse tipo de geração,

a necessidade de realocação de populações e os

impactos decorrentes do processo são, normal-

mente, menores. Na microgeração fotovoltaica,

por exemplo, o uso de telhados de edificações

reduz significativamente os impactos sociais, par-

ticularmente no que se refere a deslocamento de

populações, especulação imobiliária e indeniza-

ções por desapropriações de terras. A microge-

ração pode ainda proporcionar ganho de renda

pela comercialização da energia excedente ou

mesmo pelos descontos na tarifa de energia. A

geração eólica, por sua vez, registra exemplos de

compartilhamento de terras com outras finalida-

des como pastagens e agricultura, a exemplo do

parque eólico de Osório, no rio Grande do Sul.

A contribuição de recursos energéticos ao de-

senvolvimento econômico pode ser medida por

diferentes indicadores, além da variação do PIB,

tais como a receita obtida por recolhimento de

impostos e taxas específicos sobre as atividades

do setor e a redução de importação na balança

comercial, entre outros. Na Espanha, por exem-

plo, a indústria eólica contribuiu com 3,27 bilhões

de euros, ou 0,2% do PIB do país, no ano de 2008.

O aquecimento econômico traduz-se no aumento

de atividades industriais e comerciais, estimulan-

do a demanda energética local e, por consequên-

cia, contribuindo para o efeito econômico circular.

O reflexo desses fatores sobre a socieda-

de é a criação de empregos diretos e indiretos

por consequência da implantação de atividades

energéticas (analisada em outro atributo) e da

conversão desses empregos em maior renda

para a região. A geração de empregos, entre-

tanto, um impacto positivo de empreendimen-

tos energéticos, muitas vezes não se consolida

como benefício para o desenvolvimento local já

que a maior parte desses empregos é temporá-

ria e preenchida por imigrantes. Mesmo a ren-

da da exploração dos recursos energéticos nem

sempre se reverte para o desenvolvimento local,

como é o caso da distribuição de royalties e par-

ticipações especiais associadas à produção de

petróleo e gás natural no Brasil.

Cada recurso energético apresenta um po-

tencial de geração de empregos diferente, com

características distintas de acordo com sua ca-

deia energética, que é normalmente dividida nas

seguintes fases: estudos e projetos, produção e

processamento de combustíveis (se aplicável),

construção da planta de geração de energia – in-

cluindo a fabricação e instalação de equipamen-

tos – operação e manutenção da usina e desco-

missionamento (se aplicável).




TABELA 3: FATOrES DE EMPrEGOS PArA FONTES ENErGÉTICAS (EM EMPrEGOS POr MW). Fonte: reFerênciaS

indicadaS para cada item na própria tabela.

foNTE ENERGÉTICA CoNsTRução/INsTALAção/ mANufATuRA (EmpREGos/mW)

opERAção/mANuTENção(EmpREGos/mW) REfERêNCIA

Carvão

Gás natural

Nuclear

Biomassa

Hidrelétrica

Eólica onshore

Eólica offshore

Solar fotovoltaica

Geotérmica

Solar concentrada (CSP)

Oceânica

14,4

3,4

16

4,3

11,3

15,4

28,8

38,4

6,4

10

10

0,25-3,2

0,47

0,33

4,4

0,22

0,4

0,77

0,4

0,74

0,3

0,32

JEDI model

JEDI model

Rutowitz, 2009

EPRI 2001, DTI, 2004

Pembina, 2004

EWEA, 2009

EWEA, 2009

EPIA, 2008; BMU, 2008

GEA 2005

EREC 2008

Serg 2007; Spok, 2008

A Tabela 3, a seguir, indica médias de em-

pregos em função de capacidade instalada de

empreendimentos energéticos, nas etapas de

construção, instalação, manutenção e produção e

gerenciamento de combustíveis (rutovitz, 2009).

Cabe comentar que as taxas de empregos

das fontes eólica e solar apresentam números

relativamente altos em função dos processos

envolvidos na fabricação de componentes e na

construção de sistemas.

Os impactos socioeconômicos negativos dos

grandes empreendimentos energéticos no Brasil

têm sido particularmente maiores do que inicial-

mente previstos em função de equívocos no plane-

jamento e execução das medidas compensatórias

inicialmente previstas para o empreendimento. Em

geral, a comunidade da região é pouco envolvida

no planejamento e definição de quais medidas mi-

tigadoras e compensatórias devem ser adotadas,

ou seja, na definição sobre quais rumos o desen-

volvimento socioeconômico local tomará a partir da

inserção do empreendimento. Mais ainda, as medi-

das mitigadoras raramente são implementadas com

a antecedência necessária para reduzir os impactos.

Matriz elétricaBRAsILEIRA




o Brasil tem sido bem-sucedido em man-

ter sua matriz elétrica predominante-

mente renovável, com taxas próximas a

90%. Essa é uma característica marcan-

te do País, que mantém sua posição entre as matrizes

mais renováveis do mundo, graças, sobretudo, ao apro-

veitamento do potencial hidráulico do País. No final da

década passada, a contratação de uma alta proporção

de termelétricas fósseis colocou em risco essa posição,

mas, nos anos seguintes, o aumento da contratação da

fonte eólica equilibrou novamente o balanço entre fon-

tes fósseis e renováveis.

Outra característica fundamental da matriz elétrica

nacional é a combinação hidrotérmica, sendo pratica-

mente irrelevantes a participação de outras fontes de

energia alternativa, tais como a eólica, a solar e a bio-

massa. A opção pelo aumento da contribuição de fon-

tes fósseis na geração de energia elétrica contribui para

uma elevação nas emissões de gases do efeito estufa

(GEE), além de aumentar a dependência de recursos

não renováveis, nos quais o Brasil não é plenamente

autossuficiente, o que faz que o País dependa de im-

portações e fique exposto às variações de preços do

mercado internacional.

O modelo hidrotérmico opera na base do sistema

elétrico nacional, sendo prioritário o despacho da ener-

gia hidrelétrica. Nos momentos de pico de consumo

ou em situação de indisponibilidade das hidrelétricas

(como secas, queda de fluxo dos rios ou baixos níveis

dos reservatórios), as usinas térmicas fósseis são acio-

nadas para atender à demanda.

Considerando a crescente da demanda por ener-

gia projetada até 2021, será necessário diversificar as

fontes que contribuem para o Sistema Interligado Na-

cional visando uma maior garantia no fornecimento de

eletricidade. Para tanto, deve-se oferecer incentivos ao

desenvolvimento de toda a cadeia produtiva das fontes

renováveis alternativas (como solar, eólica e biomassa),

que são complementares às usinas hidrelétricas que

atualmente dominam a geração de energia no País.

O presente capítulo analisa o cenário elétrico na-

cional a partir do Balanço Energético Nacional (BEN) e

da previsão feita para o País em 2021 no Plano Dece-

nal de Energia (PDE 2011-2021), tomando como base

as questões climáticas. Além de analisar a questão das

emissões de GEE, são apresentadas as impressões das

organizações-membro da Plataforma Empresas pelo

Clima (EPC), que representam o setor empresarial.

2.1. CENÁRIo ATuAL

O Balanço Energético Nacional (BEN) apresenta

o cenário energético brasileiro no que tange a oferta e

o consumo de energia. Dados da última edição do Ba-

lanço (EPE, 2013a) relatam uma geração de 552,5 TWh

no ano de 2012, que representa um aumento de 3,9%

com relação à energia elétrica gerada em 2011. Esse

aumento da geração foi compatível com o aumento

do consumo de eletricidade, que foi de 3,8% no mes-

mo período. A participação das fontes não renováveis

de energia foi maior em 2012 em relação ao ano ante-

rior, e passaram a responder por 16,7% do total gera-

do – em 2011, esta parcela era de 11,9%. Ao mesmo

tempo, as fontes renováveis de energia tiveram redu-

ção de 4,4% em sua participação na matriz nacional,

representando 84,5% em 2012.

A Figura 2 apresenta a composição da matriz elé-

trica brasileira nos anos de 2011 e 2012 e a participação

de cada uma das fontes de energia na geração de ele-

tricidade do País.

Conforme pode ser observado na Figura 2, hou-

ve uma redução na participação das fontes de energia

renovável como a hidráulica (-4,9%) e a eólica (-0,4%),

sendo que as fontes não renováveis apresentaram

aumento nas parcelas de carvão e derivados (+0,2%),

derivados de petróleo (+0,7%) e gás natural (+3,5%).

Também foi registrado um aumento de 3,8% no

consumo de energia elétrica no período 2011-2012,

FIGURA 2: MATrIZ DE ENErGIA ELÉTrICA NACIONAL EM 2011 E 2012. Fonte: SínteSe do balanço energético nacional 2013 – ano baSe 2012. empreSa de peSquiSa energética

(epe), 2013a.

Brasil (2012) Brasil (2011)

Gás natural

nuclear

Biomassa3 carvão e derivados1

derivados de petróleo

eólica

Hidráulica

1. Inclui gás de coqueria 2. Inclui importação 3. Inclui lenha, bagaço de cana, lixívia e outras recuperações.

6,8% 6,6%

0,9% 0,5%7,9% 4,4%

3,3% 2,6%2,7% 2,8%

1,6% 1,4%

76,9% 81,8%




sendo que foram consumidos 498,4 TWh no último ano.

Para atender a esta demanda, houve um acréscimo na

capacidade instalada nacional na ordem de 3,8 GW

em 2012. Esse aumento deve-se principalmente às

fontes hidráulicas e térmicas, que contribuíram com

47,8% e 40% do total de energia adicional inserida no

sistema, respectivamente. Em contrapartida, o cresci-

mento da parcela eólica foi de apenas 12,2%. É impor-

tante ressaltar que o incremento na geração de ener-

gia foi maior que o do consumo no mesmo período,

sendo que parte da energia potencial não foi gerada.

2.1.1. sIsTEmA dE dEspACHo

O Brasil tem sido bem-sucedido na manutenção

de sua matriz elétrica predominantemente renovável

e, mesmo que a participação relativa de fontes fós-

seis tenha aumentado nos últimos anos, ainda são

mantidas taxas de participação de fontes renováveis

acima de 80%. Enquanto o Brasil apresentou taxas

de 84,5% de participação de renováveis na matriz em

2012, a média mundial foi de apenas 19,7% (no ano

de 2010). Porém, as decisões do governo brasileiro

no que tange a expansão e diversificação da matriz

energética nacional têm caminhado na contramão

das tendências mundiais por maior participação de

fontes renováveis, sendo que as fontes fósseis tem

ganhado espaço cada vez maior.

um exemplo dessa política foi o último leilão de

energia de reserva realizado pela Câmara de Comer-

cialização de Energia Elétrica – CCEE (A-5, em 29 de

agosto de 2013), que prioriza usinas termelétricas a

carvão e gás natural, ao mesmo tempo, elimina a fon-

te eólica da disputa. A justificativa que tem sido apre-

sentada constantemente é a falta de confiabilidade

das fontes renováveis para atender à demanda futura

de energia. Porém, os resultados do leilão indicam

que, apesar da baixa confiabilidade das renováveis,

as usinas termelétricas fósseis não têm apresentado

preços competitivos.

No 1º Leilão de Energia A-5/2013, foram nego-

ciados Contratos de Comercialização de Energia no

Ambiente regulado (CCEAr), na modalidade por

quantidade para usinas hidrelétricas, e na modali-

dade por disponibilidade para usinas termelétricas a

carvão, gás natural em ciclo combinado ou biomas-

sa (EPE, 2013b). Ao todo foram contratados 19 em-

preendimentos de geração (para entrega da ener-

gia a partir de 1º de janeiro de 2018), que somam

uma capacidade instalada de 1.265 MW, com preço

médio de r$124,97/MWh. Nesse contexto é impor-

tante lembrar que o preço médio da energia eólica

continua inferior ao das demais fontes: no último lei-

lão de reserva exclusivo para eólicas (A-3, realizado

em agosto/2013), o preço médio contratado foi de

r$ 110,51/MWh. Justifica-se, portanto, a preocu-

pação do governo em retirar as eólicas dos leilões

tipo A-5, uma vez que essa fonte pode prejudicar

ainda mais as termelétricas a carvão e gás natural,

por exemplo, que não poderão oferecer preços su-

ficientemente competitivos. Os resultados do leilão

A-5/2013 são apresentados na Tabela 4.

Como pode ser observado na Tabela 4, nenhum

empreendimento termelétrico fóssil foi contratado

no leilão A-5/2013. Apesar de esse leilão priorizar

este tipo de fonte, apenas três empreendimentos

termelétricos a carvão foram habilitados a participar

do leilão e resultaram por não ser contratados em

decorrência dos preços pouco competitivos com as

demais fontes renováveis participantes.

Os principais desafios em torno das usinas hidre-

létricas (uHEs) se referem à construção de grandes

reservatórios e barragens para potencialização da

queda d’água. A esses aspectos característicos das

uHEs são atribuídos grandes impactos ambientais e

sociais. Além disso, existe o risco de intermitência na


geração da energia, uma vez que eventos naturais

como secas extremas impactam diretamente essa

fonte. Segundo as autoridades nacionais, pequenas

centrais hidrelétricas à fio d’água não são suficientes

para suprir a demanda nacional, pois não permitem

o armazenamento da energia.

Dessa maneira, afirma-se que a energia advin-

da de fontes térmicas e fósseis são necessárias para

garantir o fornecimento de energia ao País, conside-

rando que outras fontes renováveis não seriam su-

ficientes para atender à demanda existente. Como

consequência, o investimento em fontes fósseis é

priorizado, tendo como justificativa as dificuldades e

a falta de segurança das fontes renováveis. Porém,

estudos recentes como o Revolução Energética –

Cenário Brasileiro 2013, publicado pelo Greenpeace,

GWEC (Conselho Internacional de Energia Eólica) e

Erec (Conselho Europeu de Energia renovável) de-

monstram o contrário, como pode ser observado nos

cenários descritos a seguir.

A Figura 3 ilustra o atual sistema brasileiro de

operação de fontes de energia, no qual apenas 25%

de participação de energia renovável é variável. Nesse

modelo, a energia de base consiste em um abaste-

cimento de energia mínimo e ininterrupto nas redes,

tradicionalmente feito por hidrelétricas, usinas térmi-

ca a carvão e usinas nucleares. Essas fontes produzem

energia trabalhando em capacidade máxima, mesmo

se não houver demanda. Quando a demanda é baixa,

a eletricidade produzida por essas fontes é desperdi-

TABELA 4: rESuLTADOS DO 1º LEILãO DE ENErGIA A-5/2013, rEALIZADO EM 29 DE AGOSTO DE 2013. Fonte: epe, 2013b.

1o LEILão dE ENERGIA A-5 / 2013 – REsuLTAdo fINAL

foNTE pRojETos CoNTRATAdos

CApACIdAdE INsTALAdA (mW)

GARANTIA físICA (mW mÉdIos)

pREço mÉdIo (R$/mWh)

UHE Sinop

UHE Salto Apiacás

PCH

Biomassa (cavalo de madeira)

Biomassa (bagaço de cana)

TOTAL

1

1

8

2

7

19

400

45

173,5

300

347

1.265,5

109,40

119,97

127,01

136,69

133,57

124,97

239.8

22.9

92,3

241,2

152,5

748,7

FIGURA 3: SISTEMA ATuAL DE OPErAçãO E DESPACHO. Fonte: revolução energética – cenário braSileiro 2013.

greenpeace; gWec, 2013.

cUrVa de carGa

0h

GW

enerGia FleXÍVel: oPerador do SiStema comBina HidrelétricaS com térmicaS a GÁS, óleo e dieSel

enerGia renoVÁVel FlUtUante

enerGia de BaSe

Período do dia (hora)

6h 12h 18h 24h




çada (Greenpeace; GWEC, 2013). usinas hidrelétricas

com grandes reservatórios e térmicas fósseis (movidas

a gás, carvão, óleo ou diesel) podem ser acionadas

para responder às demandas de consumo energético

em horários de pico. Assim, na operação desse mo-

delo, a energia de base é a primeira a ser despachada

porque já está disponível no sistema, enquanto as de-

mais fontes renováveis (eólica e solar) possuem baixa

participação, sendo acionadas esporadicamente.

A curva de carga representa um padrão típico

de consumo de eletricidade ao longo do dia, no qual

ocorrem picos e vales que podem ser previstos por

medições de energia e séries históricas (Greenpea-

ce; GWEC, 2013).

Como alternativa ao modelo atual, o referido

estudo propõe dois modelos possíveis: um com ma-

nutenção da energia de base prioritária (Figura 4) e

outro com priorização da energia renovável variável

(Figura 5), conforme descrito a seguir.

Na Figura 4 é possível observar a manutenção

FIGURA 4: MODELO SuGErIDO COM ENErGIA DE BASE COMBINADA À ENErGIA rENOVáVEL FLuTuANTE. Fonte: revolução energética – cenário braSileiro 2013. greenpeace; gWec, 2013.

cUrVa de carGa

0h

GW

enerGia de BaSe PrioriZada: nUclear oU carVÃo nÃo tem reStriÇÕeS

enerGia eXcedente

enerGia de BaSe

Período do dia (hora)6h 12h 18h 24h

FIGURA 5: MODELO SuGErIDO COM ENErGIA DE BASE COMBINADA À ENErGIA rENOVáVEL FLuTuANTE. Fonte: revolução energética – cenário braSileiro 2013. greenpeace; gWec, 2013.

cUrVa de carGa

0h

GW Prioridade

de deSPacHo a renoVÁVeiS FlUtUanteS e reStriÇÃo À oPeraÇÃo de enerGia de BaSe

Período do dia (hora)6h 12h 18h 24h


O bagaço de cana é o principal biocombustível de

geração de termelétrica, porém o licor negro

(lixivia), os resíduos florestais, o biogás e a casca de

arroz já aparecem na composição da bioeletricidade brasileira.

Plantios energéticos de ciclo curto como capim-elefante,

sorgo e bambu também já aparecem como plataformas

viáveis em vários cenários.

A bioeletricidade contribuiu no ano de 2012 (BEN) com

6,8% da geração elétrica brasileira. Sendo 79% gerada

com bagaço de cana, 14,9% com lixivia, 5% com resíduos

florestais, 1% com biogás e 0,1% com casca de arroz. Embora

a matriz elétrica brasileira seja dominada pela geração

hidrelétrica, que também é renovável, já tem uma crescente

participação da bioeletricidade. O modelo dos leilões de

energia contribui enormemente para o planejamento do setor,

porém vem penalizando a geração com biomassa por não

remunerar adequadamente a geração com biocombustíveis.

A Aneel conduz os leilões de energia e tem recebido enorme

demanda para fazer as ofertas com base nas fontes: se

adotada essa metodologia, o grande potencial brasileiro de

geração com biomassa poderá se viabilizar rapidamente.

A participação da biomassa energética no cenário atual da

matriz elétrica nacional ainda é muito tímida, quando analisada

a disponibilidade de matéria-prima e o desenvolvimento

tecnológico na área da bioenergia no País. Se for dado o

real valor ao setor por meio das tarifas justas, os desafios da

geração mais limpa com biocombustíveis serão alcançados

mais rapidamente. As perspectivas são muito grandes entre

todos os agentes que operam no setor.

A exportação de energia elétrica pelas usinas de cana é

atualmente feita por cerca de 25% das mais de 400 unidade

existentes no Brasil. A barreira no setor sucroenergético é

claramente tarifária, pois as tecnologias de alta eficiência,

como as caldeiras de alta pressão, têm sido introduzidas

com sucesso na reforma do parque gerador das usinas, e

não falta matéria-prima. A palha da cana (que dispõe de

oferta de quantidade igual à do bagaço) ainda não é usada

em misturas com o bagaço na geração de energia, sendo

assim, um combustível ainda subutilizado. O setor florestal

e as indústrias de base florestal com seus resíduos, com

destaque para o setor de celulose, podem aumentar muito

A BIOMASSA PArA GErAçãO DE ENErGIA ELÉTrICA

sua capacidade geradora. O Brasil está aumentando sua

produção de celulose e instalando grandes plantas. Esse setor

opera com alta tecnologia na geração, sendo suas caldeiras de

altíssima pressão, acima de 100 atmosferas, leito fluidizado e

outras tecnologias avançadas. As florestas energéticas estão

sendo plantadas e a perspectiva de ampliação das áreas é

grande. O biogás, que já aparece timidamente na geração,

é proveniente de aterros sanitários, de lodo de esgoto em

ETE´s e de resíduos agroindustriais. O potencial para essa

fonte é ainda desconhecido no Brasil. Cenário semelhante

pode ser encontrado com a casca de arroz, que ainda não

teve seu grande potencial explorado, principalmente no

estado do Rio Grande do Sul (embora o arroz seja produzido

em todo o País).

Em termos de tecnologias de conversão da biomassa

em bioeletricidade, já existe disponibilidade de sistemas

completos de geração termelétrica com engenharia nacional

ou em parceria com empresas estrangeiras. Os processos

mais convencionais, como o ciclo a vapor, usam caldeiras de

pressão acima de 65 atm. As tecnologias de gaseificação,

para alimentar ciclos combinados de turbinas a gás e a vapor

simultaneamente, ainda esperam por projetos demonstrativos.

Os sistemas de geração com motores de ciclo Otto, queimando

biogás, já existem em reduzido número no País, mas poderão

ser largamente difundidos tanto para uso urbano em aterros

sanitários e estações de tratamento de esgoto, como no meio

rural para resíduos animais ou para resíduos da agroindústria

de milho, cana e outras. A queima simultânea de combustíveis,

fósseis e biocombustíveis, que é conhecida como co-firing

e que já é comercialmente praticada em outros países (com

base principalmente na geração com carvão mineral) chegará

ao Brasil rapidamente. Essa tecnologia poderá, por exemplo,

queimar a palha de arroz deixada no campo com o carvão

mineral e com gás natural também. As tecnologias para uso

e geração de energia com resíduos sólidos urbanos terão

incentivos baseados na Política Nacional de Resíduos Sólidos

(PNRS) que poderá mudar radicalmente não somente o

panorama dos aterros sanitários, mas também a geração para

áreas urbanas com esse novo combustível.

Por José Dilcio Rocha, pesquisador da Embrapa Agroenergia,

Brasília-DF e professor do Mapgro, EE-SP/FGV.

42



www.fgv.br/ces/epc

da energia de base como despacho prioritário, po-

rém com uma participação crescente das energias

renováveis alternativas. Em alguns momentos do dia

haverá inclusive oferta de energia renovável superior à

demanda – esta sobra de energia pode ser armazena-

da ou redistribuída para outros locais e utilizada para

gerenciamento de crises energéticas, desativando as

térmicas durante os picos de consumo.

A Figura 5 propõe um modelo com despacho

priorizado das energias renováveis flutuantes (supe-

rando 25% de participação) e redução da energia

de base. Nesse modelo, as fontes térmica a carvão

e nuclear compõe a energia de base, mas operando

com capacidade reduzida ou totalmente desativadas

em momento de grande produção renovável – como

abundância de sol e vento. Assim, o despacho das re-

nováveis é garantido.

2.1.2. CApACIdAdE INsTALAdA E

poTENCIAL fuTuRos

As fontes renováveis possuem altos potenciais

de geração no Brasil, mas ainda há barreiras técnicas

e econômicas que precisam ser superadas para per-

mitir uma participação maior dessas fontes na matriz

elétrica nacional. A Tabela 5 apresenta os potenciais

técnicos das principais fontes de energia no Brasil e

seu potencial de mercado, representado pelos apro-

veitamentos atuais no País. As maiores potencialida-

des teóricas nacionais são representadas pela energia

solar, eólica e hídrica, respectivamente.

Conforme citado anteriormente, de acordo

TABELA 5: POTENCIAIS BrASILEIrOS DE FONTES ENErGÉTICAS. Fonte: compilação própria (reFerênciaS na tabela)

1o LEILão dE ENERGIA A-5 / 2013 – REsuLTAdo fINAL

foNTE ENERGÉTICA poTENCIAL TEóRICo/TÉCNICo (mW)

REfERêNCIA poTENCIAL REALIzÁvEL/dE mERCAdo

Hidrelétricas de grande porte

Pequenas hidrelétricas

Solar concentrada (CSP)

Eólica onshore

Eólica offshore

Solar fotovoltaica (PV)

Biomassa (bagaço de cana)

Oceânica

* Potenciais preliminares (dados não publicados oficialmente)

260.000

25.000

50.000*

300.000

300.000*

950.000*

30.000

114.000

MME/EPE

MME/EPE

CSP Roadmap

Eletrobrás

Proventos

-

Única

Coppe

30%

30%

-

20%

-

-

30%

-


com o Atlas Solarimétrico do Brasil (Amarante et

al, 2001), o País apresenta média anual de radiação

global entre 1.642 e 2.300 kWh/m²/ano. Isso signi-

fica que, teoricamente, se apenas 5% de toda essa

energia fosse aproveitada, toda a demanda brasi-

leira atual por eletricidade poderia ser atendida, ou

seja, 498,4 TWh (demanda registrada em 2012). A

energia solar também recebeu um impulso signifi-

cativo representado pela publicação, em dezembro

de 2012, da resolução 482 da Aneel, que permite a

microgeração residencial de energia.

Em seguida, a energia eólica tem um potencial

nacional estimado em 143 mil MW, segundo o Atlas

Eólico Nacional (Amarante et al, 2001) e reavaliado

para valores superiores a 300 mil MW de acordo com

os levantamentos estaduais em curso, considerando

apenas turbinas onshore. A potência instalada contra-

tada em 36 meses, de dezembro de 2009 a dezembro

de 2012, foi de 7.073,4 MW (Abeeolica, 2012).

O potencial teórico brasileiro para a geração

hidrelétrica em usinas de grande porte (uHEs supe-

riores a 30 MW) supera os 260 mil MW (EPE; MME,

2011), dos quais boa parte se concentra na região

Norte do País. O potencial para pequenos apro-

veitamentos hidrelétricos (PCHs e usinas de até 30

MW) é estimado em 25.913 MW no Brasil (Tiago et al,

2007), com melhor distribuição entre as regiões do

País, sendo 27% na região Sudeste, região de maior

demanda energética. Além deste potencial, outros

330.135,39 GWh provenientes de fontes hídricas já

são aproveitados atualmente.

A energia de biomassa vale-se de diferentes pro-

cessos para a geração elétrica, sendo o potencial mais

notável o da cogeração a bagaço e palha de cana-de-

-açúcar. Considerando uma produção nacional estima-

da de 1 bilhão de toneladas de cana-de-açúcar até a sa-

fra de 2020/21, poderia-se produzir cerca de 14 mil MW

médios de eletricidade, segundo a união da Indústria

de Cana-de-Açúcar (única, 2012).

Por fim, a energia oceânica, representada pela

energia das ondas, poderia atingir 114 mil MW, consi-

derando a extensão da costa brasileira (Estefen, 2012).

2.2. EmIssõEs dE GEE do sIsTEmA

INTERLIGAdo NACIoNAL

Conforme descrito no capítulo 2.2.1, as emissões

de gases de efeito estufa (GEE) representam um dos

fatores ambientais de grande impacto mundial, sen-

do que cada fonte energética têm um potencial dife-

rente de influência nas questões climáticas. Sabe-se

que as fontes renováveis possuem menor emissão de

GEE associada e que as fontes não renováveis podem

gerar grandes quantidades de emissões de GEE na

geração elétrica.

No cenário brasileiro, o setor de energia (consi-

derando todas as fontes, não apenas a energia elé-

trica) representava apenas 16% do total de emissões

nacionais em 2005. Com o avanço das reduções das

emissões dos demais setores e, principalmente, pela

redução das taxas de desmatamento no País, as pro-

jeções indicam que em 2010 o setor energético já re-

presentava 32% das emissões nacionais e representará

27% em 2020. A Figura 6 indica a transição dos setores

do inventário nacional de 2005 e a projeção para 2020.

Atualmente, o Sistema Interligado Nacional (SIN)

brasileiro é composto por diversos atores que geram

FIGURA 6: EMISSõES DE GEE DO BrASIL POr SETOr: 2005 E PrOJEçãO PArA 2020. Fonte: mcti, 2013.

57%

16%

6%

20%43%

27%

7%

23%

mUdanÇa do USo da terra enerGia

aGroPecUÁria indÚStria de reSÍdUoS

1990

3,53,2

2,2

Gt co2e

2O INVENTÁRIO NACIONAL

ProJeÇÃo 2020

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,01995 2000 2005 2010 2015 2020




energia a partir de fontes renováveis e não renová-

veis. Por se tratar de um sistema único interligado (à

exceção dos sistemas isolados que estão localizados

principalmente na região Amazônica, e representam

apenas 1,7% do consumo total de energia no País11

e 3,4% da capacidade de produção nacional12), são

consideradas as fontes que suprem tanto o mercado

cativo quanto o mercado livre, sendo praticamente

impossível identificar a fonte geradora para cada con-

sumidor do sistema. Apesar de o Operador Nacional

do Sistema (ONS) manter registros de todas as usinas

que operaram durante o ano e quanto foi gerado por

cada uma diariamente, esses dados não são públicos.

São divulgadas apenas informações agregadas por re-

gião do País ou tipo de fonte geradora como no Banco

de Informações de Geração (BIG) da Aneel. Por conta

disso, os consumidores não conseguem desagregar a

informação disponível, a ponto de ser possível identifi-

car a origem e o tipo de energia que recebem através

do SIN. Assim, para saber qual é o fator de emissão

do SIN (FE SIN), ou seja, quanto foi emitido de GEE

para cada unidade de energia gerada no ano, são con-

sideradas todas as usinas que geraram energia no ano

em questão e que utilizaram o SIN para transmissão e

distribuição de energia.

Para cálculo do FE SIN, o Ministério da Ciência,

Tecnologia e Inovação (MCTI) utiliza-se de dados diá-

rios de geração de energia elétrica das unidades gera-

doras ligadas ao SIN. A quantidade de CO2 associada

à geração de energia elétrica é calculada a partir da

média das emissões da geração, levando em conside-

ração todas as usinas que estão gerando energia e não

somente aquelas que estejam funcionando na mar-

gem13. Se todos os consumidores de energia elétrica

do SIN calculassem as suas emissões multiplicando a

energia consumida por esse fator de emissão, o soma-

tório corresponderia às emissões efetivas da geração

da eletricidade do SIN no período (MCTI, 2008). Os da-

dos calculados mensalmente são divulgados no site do

MCTI e devem ser utilizados, por exemplo, para a con-

tabilização das emissões de GEE de uma organização

que consome energia da rede (SIN) em seu inventário

de emissões de GEE. O método de cálculo desse fator,

porém, não está publicamente disponível.

Sabe-se que as fontes renováveis de energia (hí-

drica, solar e eólica) e as fontes nucleares não geram

emissões diretas de GEE na geração de energia, con-

trariamente às fontes não renováveis como as térmicas

(fóssil e biomassa). Como para o cálculo do FE SIN são

contabilizadas todas as fontes conectadas ao siste-

ma, sendo que o MCTI considera que não há emissão

de GEE associada à operação das fontes renováveis.

Quanto maior o valor do FE SIN registrado, maior

será a contribuição de fontes não renováveis (exceto

as nucleares) de energia na matriz nacional. É possível

analisar portanto, a partir do FE SIN, as tendências do

cenário nacional à inclusão ou não de fontes fósseis na

geração de energia.

Segundo dados da u.S. Energy Information Ad-

ministration (EIA), o Brasil é o 16º país no ranking de

emissões de GEE associadas à energia elétrica (fator

médio calculado entre 1999 e 2002, em tCO2/MWh).

Enquanto foram registradas 0,093 tCO2/MWh para o

Brasil, países que também têm investido em geração

renovável de energia como Alemanha, Espanha e rei-

no unido registraram valores médios muito superiores,

como pode ser visto na Tabela 6, a seguir.

É interessante observar que o dado mais recen-

te publicado pelo Brasil é de 0,0653 tCO2/MWh (mé-

dia para o ano de 2012), o que o coloca em posição

ainda melhor no cenário mundial. Porém, esse valor

é praticamente o dobro do valor registrado em 2006

pelo SIN, sendo visível um aumento do valor do FE do

SIN ao longo dos anos, consequência do aumento da

participação de fontes não renováveis na geração de

eletricidade no País. A Tabela 7 retrata a evolução do

fator de emissão do SIN brasileiro no período de 2006

a 2012 (valores calculados e publicados pelo MCTI).

Conforme pode ser observado, o fator de emissão

nacional já registrou valores muito menores em anos

TABELA 6: FATOrES DE EMISSãO POr PAíS – VALOrES MÉDIOS ENTrE OS ANOS 1999 E 2002. Fonte: compilação própria – international

electricity emiSSion FactorS by country, 1999-2002, u.S. energy inFormation adminiStration (eia).

pAís fAToR dE EmIssão - mÉdIA 1999-2002 (TCo2/mWH)

CLAssIfICAção No RANkING dA EIA

Costa Rica

Brasil

Espanha

Reino Unido

Alemanha

China

0,015

0,093

0,443

0,475

0,539

0,839

8o

16o

59o

62o

75o

120o

* Valor médio parcial, considerando apenas os valores de janeiro a julho,

publicados até o momento de elaboração deste estudo.

11 Dados do ano de

2011 – Anuário

Estatístico de Energia Elétrica

(EPE, 2012).

12 Dados da ONS –

http://www.ons.

org.br/conheca_sistema/o_

que_e_sin.aspx

13Usinas funcionando na

margem se referem

as que são despachadas para

geração de energia apenas

em horário de pico.


anteriores a 2012, apresentando aumento significativo

na média do ano de 2013 – aumento de 65% com rela-

ção ao valor de 2012. Esses valores refletem claramen-

te a participação cada vez mais representativa de fon-

tes fósseis de geração de energia na matriz nacional.

Tanto as variáveis ambientais (como a sazonalidade

das chuvas, períodos de seca etc) quanto as variáveis

políticas (condicionantes dos leilões de energia e os

planos de expansão da energia elétrica) e econômicas

(desenvolvimento de mercados de energia e variações

no preço do MWh) contribuem para essa tendência.

Dados do Banco de Informações de Geração

(BIG) da Aneel reforçam a tendência, como pode ser

observada a capacidade instalada de cada fonte de

energia no SIN – indicados na Tabela 8.

De maneira geral, a participação das fontes re-

nováveis de energia tem reduzido gradativamente,

passando de 83,4% em 2001 para 72% em 2010. Se

analisada a evolução do fator de emissão do SIN e

a capacidade instalada nos anos de 2009 e 2010, é

possível observar uma redução de 2% na parcela de

energias renováveis, sendo que no mesmo período

o FE SIN praticamente dobrou, tendo aumento de

208%. Isso demonstra que o aumento do FE SIN está

diretamente ligado à decisão de acionar a capacidade

instalada de fontes não renováveis para geração de

eletricidade. Em outras palavras, além do aumento de

capacidade instalada de fontes não renováveis (2%),

houve maior intensidade no acionamento de fontes

fósseis para geração de eletricidade. Alguns fatores,

como longos períodos de seca e a expansão da ge-

ração hidrelétrica a partir de PCHs a fio d’água – que

não permitem o armazenamento de água em reserva-

tórios, contribuíram significativamente para o aciona-

mento das termelétricas fósseis e deverão agravar este

cenário nos próximos anos.

Se comparado com outros países, o Brasil ain-

da apresenta vantagem competitiva com relação à

parcela de emissões de GEE associadas à geração

de energia elétrica. Porém, o crescente aumento na

participação das fontes não renováveis tende a pio-

rar o cenário, contribuindo significativamente para

TABELA 7: FATOrES DE EMISSãO DO SISTEMA INTErLIGADO NACIONAL (SIN) – VALOrES MÉDIOS ANuAIS. Fonte: miniStério da ciência, tecnologia e inovação (mcti, 2013).

ANo fE mÉdIo do sIN (TCo2/mWh)

∆%(diferença com relação

ao ano anterior)

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013*

0,0323

0,0293

0,0484

0,0246

0,0513

0,0292

0,0653

0,1079

–

-9%

65%

-49%

108%

-43%

124%

65%

BRAsIL

* Valor médio parcial, considerando apenas os valores de janeiro a julho,

publicados até o momento de elaboração deste estudo.

TABELA 8: PArTICIPAçãO DAS FONTES DE ENErGIA NA MATrIZ NACIONAL – CAPACIDADE INSTALADA. Fonte: banco de inFormaçõeS de geração (big), aneel, 2013.

CApACIdAdE INsTALAdA No BRAsIL – pARTICIpAção dAs foNTEs dE ENERGIA

RENovÁvEIsNão

RENovÁvEIsToTAL

RENovÁvEIsToTAL Não RENovÁvEIsToTAL

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

LEGENDAS: CGH – Central Geradora Hidrelétrica / EOL – Usinas Eolioelétricas / PCH – Pequena Central Hidrelétrica

SOL – Fontes Alternativas de Energia / UTE – Usinas Termelétricas / UHE – Usina Hidrelétrica / UTN – Usinas Termonucleares

UHE

82,2%

79,1%

77,4%

74,8%

75,0%

74,8%

74,7%

72,8%

70,8%

68,0%

PCH

1,1%

1,1%

1,3%

1,3%

1,4%

1,6%

1,8%

2,4%

2,8%

3,0%

CGH

0,0%

0,1%

0,1%

0,1%

0,1%

0,1%

0,1%

0,2%

0,2%

0,2%

EOL

0,0%

2,5%

0,0%

0,0%

0,0%

0,3%

0,2%

0,4%

0,4%

0,8%

SOL

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

UTE

14,0%

17,2%

18,8%

21,6%

21,3%

21,2%

21,2%

22,3%

23,8%

26,2%

SOL

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

UTN

2,6%

0,0%

2,3%

2,2%

2,2%

2,1%

2,0%

2,0%

2,0%

2,0%

100,0%

100,0%

100,0%

100,0%

100,0%

100,0%

100,0%

100,0%

100,0%

100,0%

83,4%

82,8%

78,9%

76,2%

76,6%

76,8%

76,8%

75,7%

74,1%

72,0%

16,6%

17,2%

21,1%

23,8%

23,5%

23,2%

23,2%

24,3%

25,8%

28,2%




um aumento nas emissões de GEE. É importante ter

em mente que as energias renováveis emitem muito

menos gases de efeito estufa em toda sua cadeia,

tanto na geração, quanto na emissão indireta do

consumidor dessa energia. A partir de sistemas des-

centralizados de energia, podem também reduzir as

distâncias entre os centros de produção e às áreas de

consumo, reduzindo desperdícios na transmissão e na

distribuição. Há, portanto, grandes oportunidades a

serem exploradas no âmbito do planejamento ener-

gético nacional e que se refletirão diretamente no FE

SIN: a transparência dos dados e métodos utilizados

no cálculo desse fator; incentivos à aquisição de ener-

gia renovável no mercado livre; incentivos à geração

baseada em fontes alternativas de energia renovável,

como a eólica e a solar fotovoltaica, diversificando a

matriz nacional e aumentando sua participação são

exemplos nesse sentido.

2.3. ANÁLIsE do CENÁRIo E

pLANEjAmENTo pARA 2020

Atualmente, o planejamento energético do

Brasil é fortemente pautado pelo Plano Decenal

de Energia (PDE), documento elaborado periodica-

mente pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

As duas últimas edições do documento, PDE 2020

(publicado em 2011) e o PDE 2021 (publicado em

2012) refletem as previsões de consumo de energia,

composição da matriz energética e outros aspec-

tos nacionais. É interessante observar, porém, que

apesar de passar por consulta pública, a elaboração

desse documento não conta com a participação de

muitos atores do setor elétrico além da EPE e do Mi-

nistério de Minas e Energia (MME). A próxima edição

do Plano Decenal, com cenário para o ano de 2022

encontra-se disponível para consulta pública no site

da EPE14 desde outubro de 2013.

O Plano Decenal de Energia (PDE-2012/2021) pre-

vê para o ano de 2021 que a população nacional será

de 206 milhões de habitantes no ano de 2021 (cresci-

mento de 0,6% com relação ao ano de 2011). Além do

crescimento populacional, também está previsto um

crescimento significativo dos setores industrial e de

transportes, ocasionando em uma demanda cada vez

maior de energia: a previsão é um aumento de 52% do

consumo de energia per capita no período 2011- 2021.

O consumo total passará de 500,1 TWh em 2011 para

773,8 TWh em 2021. Para atender a essa demanda, o

PDE 2021 prevê um incremento de 3.000 MWhmed

ao ano (energia média gerada no intervalo de tempo

considerado), ou 4,3% a.a., totalizando 42.600 MW de

expansão do SIN ao longo dos dez anos.

No que tange a composição da matriz, o PDE

2021 prevê um aumento gradativo de todas as fontes

energéticas, mantendo praticamente estável a compo-

sição atual, conforme pode ser visto na Figura 7.

Da capacidade instalada total prevista para operar

em 2021, a maior parcela será de energias renováveis,

que somam 83,85% – com as fontes hídrica, eólica, so-

lar e biomassa –, os restantes 16,15% serão provenien-

tes de fontes não renováveis, com predominância do

gás natural (7,18%) e do óleo combustível (4,39%).

FIGURA 7: EVOLuçãO DA CAPACIDADE INSTALADA HIDrOTÉrMICA DO SIN. Fonte: plano decenal de energia 2011-2021; mme; epe, 2013.

dez 2011

dez 2012

dez 2013

dez 2014

dez 2015

dez 2016

dez 2017

dez 2018

dez 2019

dez 2020

dez 2021

200.000

180.000

160.000

140.000

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

Hidrelétrica

PotÊ

ncia

inSt

alad

a (m

W)

nUclear térmica oUtraS FonteS renoVÁVeiS

14Mais informações

sobre a consulta

pública do Plano Decenal de

Expansão de Energia (PDE)

podem ser obtidas no site da

EPE: http://www.epe.gov.br/

pdee/forms/epeestudo.aspx


TABELA 9: EVOLuçãO DA CAPACIDADE INSTALADA POr FONTE DE GErAçãO (EM MW). Fonte: plano decenal de energia 2011-2021; mme; epe, 2013.

foNTE

NOTAS: Os valores da tabela indicam a potência instalada em dezembro de cada ano, considerando a motorização das UHE.

(a) Inclui a parte brasileira da UHE Itaipu (7.000 MW).

(b) Estimativa de importação da UHE Itaipu não consumida pelo sistema elétrico Paraguaio.

(c) Não considera a autoprodução, que, para os estudos energéticos, é representada como abatimento de carga. A

evolução da participação da autoprodução de energia é descrita no Capítulo II.

(d) Valores de capacidade instalada em dezembro de 2011, incluindo as usinas já em operação comercial nos sistemas

isolados. Fonte: ONS.

FONTE: EPE.

2011(d)

97.317

77.329

6.275

4.560

7.750

1.403

19.181

2.007

10.209

1.765

3.316

1.197

687

116.498

2012

101.057

78.959

6.200

5.009

8.908

1.981

20.766

2.350

10.209

2.845

3.482

1.395

687

121.823

2013

107.230

81.517

6.120

5.221

9.164

5.208

23.395

2.007

11.362

3.205

4.739

1.395

687

130.625

2014

111.118

83.184

6.032

5.247

9.504

7.151

27.351

2.007

12.055

3.205

8.002

1.395

687

138.469

2015

116.553

87.576

5.935

5.388

9.554

8.100

27.351

2.007

12.055

3.205

8.002

1.395

687

143.904

2016

122.616

92.352

5.829

5.448

9.604

9.383

28.756

3.412

12.055

3.205

8.002

1.395

687

151.372

2017

128.214

97.337

5.712

5.578

9.704

9.883

28.756

3.412

12.402

3.205

8.002

1.048

687

156.970

2018

134.151

101.223

5.583

5.858

10.454

11.033

28.756

3.412

12.402

3.205

8.002

1.048

687

162.907

2019

139.172

103.476

5.441

6.168

11.404

12.683

28.756

3.412

12.402

3.205

8.002

1.048

687

167.928

2020

144.889

106.499

5.285

6.688

12.304

14.113

28.756

3.412

12.402

3.205

8.002

1.048

687

173.645

2020

152.952

111.723

5.144

7.098

13.454

15.563

29.456

3.412

13.102

3.205

8.002

1.048

687

182.408

RENOVÁVEIS

HIDRO(a)

IMPORTAÇÃO(b)

PCH

BIOMASSA

EÓLICA

NÃO RENOVÁVEIS

URÂNIO

GÁS NATURAL

CARVÃO

ÓLEO COMBUSTÍVEL

ÓLEO DIESEL

GÁS DE PROCESSO

TOTAL(c)

FIGURA 8: EVOLuçãO DA CAPACIDADE INSTALADA POr FONTE DE GErAçãO EM 2013 E EM 2021, CONFOrME O PLANO DECENAL DE ENErGIA (EM%). Fonte: plano decenal de energia 2011-2021 (compilação própria); mme; epe, 2013.

CENÁRIO 2013 - MATRIZ ELÉTRICA NACIONAL(capacidade instalada)

CENÁRIO 2021 - MATRIZ ELÉTRICA NACIONAL(capacidade instalada prevista)

térmicaS17,91%

térmicaS16,15%

eólica3,99%

eólica8,53%

BiomaSSa7,02%

BiomaSSa7,38%

PcH;4,00%

PcH;3,89%

Hidro67,09%

Hidro64,05%

Da parcela renovável, aproximadamente 68%

correspondem a fontes hidrelétricas (64,05% de

uHEs e 3,89% de PCHs), 8,53% à energia eólica e

os 7,38% restantes às fontes de biomassa. É interes-

sante observar a ausência da fonte solar no cenário

previsto para 2021, principalmente considerando

o grande potencial nacional para esta fonte. Nesse

sentido, a previsão da EPE é de que haja um cres-

cimento na representatividade dessa fonte, porém

ela não consta no planejamento energético nacional

efetivamente, conforme pode ser observado na Ta-

bela 9 e na Figura 8, que indicam a evolução de cada

fonte de energia desde 2011 até 2021, em MW e em

porcentagem, respectivamente.




O Plano Decenal de Energia 2011-2021 deixa cla-

ro que a matriz elétrica brasileira não sofrerá grandes

mudanças nos próximos 10 anos, sendo mantidas pra-

ticamente as mesmas fontes de energia, em porcen-

tagem semelhante de participação. A fonte eólica é a

única que apresenta alterações significativas, com um

acréscimo em sua capacidade instalada, passando de

3,99% em 2013 para 8,53% em 2021. Tampouco está

prevista a inclusão de novas fontes de energia, como

a solar. De maneira geral, a matriz nacional continuará

predominantemente renovável em 2021.

No mesmo período, a capacidade instalada será

acrescida em 65,9 mil MW (aumento de 57% da capa-

cidade instalada de 2011), sendo que deste montan-

te, 84% serão a partir de fontes renováveis e 16% de

fontes não renováveis. Como pode ser observado na

Figura 9 e na Figura 10, a fonte que terá maior acrésci-

mo no período será a eólica, que passará de 1.403 MW

em 2011 para 15.563 MW em 2021. Esse incremento

(14.160 MW) representa 91% da capacidade instalada

prevista para 2021, ou seja, muitos investimentos de-

verão ser feitos para que a energia eólica atinja esses

níveis de geração. Os acréscimos nas demais fontes

não representam mudanças significativas na composi-

ção da matriz nacional, sendo apenas um aumento no

volume de energia gerado (em MW).

2.3.1. EmIssõEs dE GEE NA

mATRIz fuTuRA

As emissões de GEE fazem parte da agenda cli-

mática do Brasil, que se comprometeu voluntariamen-

te a reduzir até o ano de 2020 entre 36,1 e 38,9% suas

emissões totais de GEE projetadas para aquele ano.

Esse compromisso foi anunciado em dezembro de

2009, durante a 15a Conferência das Partes (COP15) da

Convenção-Quadro das Nações unidas sobre a Mu-

dança do Clima (CQNuMC). Como parte do plano se-

torial de mitigação e adaptação às mudanças climáti-

cas, parte desta meta se refere à produção e ao uso da

energia, sendo que em 2020 as emissões desse setor

não poderão ultrapassar 680 MtCO2e – neste montan-

te estão inclusas todas as emissões relativas à queima

de combustíveis fósseis para uso da energia no País, a

saber: elétrico, energético, residencial, comercial, pú-

blico, agropecuário, transportes e industrial, e também

as emissões fugitivas.

No que diz respeito às emissões de GEE decor-

rentes da geração de energia elétrica apenas, o Plano

15As emissões de GEE

contabilizadas pelo

PDE consideram apenas as

emissões referentes à queima

de combustíveis fósseis para

a geração de eletricidade,

desconsiderando eventuais

emissões fugitivas do sistema

de transmissão e distribuição

da energia, como tampouco

emissões de reservatórios

de UHEs.

FIGURA 9: ACrÉSCIMOS NA CAPACIDADE INSTALADA POr TIPO DE FONTE, DE 2011 A 2021, CONFOrME O PLANO DECENAL DE ENErGIA (EM%). Fonte: plano decenal de energia 2011-2021; mme; epe, 2013 (compilação própria).

Hidro BiomaSSa eólica UrÂnio térmicaS

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

mATRIz ENERGÉTICA BRAsILEIRA - pREvIsão dE CREsCImENTo (Em% poR foNTE)

29%

71%

42%

58%

91%

9%

41%

59%

34%

66%

2011 acréScimo até 2021


Decenal de Energia prevê um aumento das emissões

brutas de GEE15 no período de 2005 a 2021, passan-

do de 30 MtCO2e para 69 MtCO2e – considerando as

emissões do SIN e também da energia autoproduzida.

Desse montante, dizem respeito apenas ao Sistema In-

terligado Nacional 20 MtCO2e emitidas em 2011, que

passarão a ser 31 MtCO2e em 2021. Esse aumento no

volume de emissões está diretamente relacionado ao

aumento da quantidade de energia ofertada, repre-

sentando um aumento também na participação da

fonte no cenário nacional de emissões – Figura 11.

Na Figura 11, observamos que a participação do

setor elétrico no inventário nacional de emissões de

GEE passará de 8%, em 2011, para 11%, em 2021.

Se analisados sob o aspecto relativo à quantida-

de de energia ofertada, a tendência é de aumento das

emissões absolutas de GEE referente à matriz elétrica

nacional na próxima década. Grande parte desse au-

mento se deve ao acionamento cada vez mais cons-

tante das fontes fósseis, como usinas termelétricas a

carvão, óleo combustível, gás natural e outros. Como

a previsão é de manutenção do cenário atual, com as

fontes fósseis operando na base do SIN e atendendo

às demandas dos momentos de pico de consumo

FIGURA 10: ACrÉSCIMOS NA CAPACIDADE INSTALADA POr TIPO DE FONTE, DE 2011 A 2021, CONFOrME O PLANO DECENAL DE ENErGIA (EM MW). Fonte: plano decenal de energia 2011-2021

(compilação própria); mme; epe, 2013.

Hidro BiomaSSa eólica UrÂnio térmicaS total

200000

180000

160000

140000

120000

100000

80000

60000

40000

20000

0

mATRIz ENERGÉTICA BRAsILEIRA - pREvIsão dE CREsCImENTo (Em mW)

35771

5704 14160 14058870

65910

88164

7750 1403 2007 17174

116498

2011 acréScimo até 2021

FIGURA 11: PArTICIPAçãO SETOrIAL NAS EMISSõES DE GEE DO BrASIL – COMPArATIVO 2011-2021. Fonte: plano decenal de energia

2011-2021; mme; epe, 2013.

Setor enerGético reSidencial comercial PÚBlico aGroPecUÁrio tranSPorteS indUStrial Setor elétrico total emiSSÕeS FUGitiVaS

2011

8%

25%

4%

6%3%

4%0%

0%

49%

2021

11%

26%

4%

7%6% 4%

0%0%

42%

50



www.fgv.br/ces/epc

energético, naturalmente as emissões decorrentes da

geração de energia serão maiores em 2021. Esse fato

é concomitante ao aumento do consumo de energia,

o que pode gerar ainda mais momentos de carga

aumentada no sistema, demandando assim, maiores

períodos de operação com bases fósseis no Sistema

Interligado Nacional.

Se, por um lado, a evolução recente da fonte eóli-

ca contribui para a manutenção da representatividade

das energias renováveis em nossa matriz, a decisão de

mudar o status de operação de termelétricas fósseis

de “emergencial” para “permanente” deve impactar

consideravelmente as emissões de CO2 equivalente

do setor elétrico. Para efeito de comparação, uma

térmica movida a combustíveis fósseis emite entre

300 gCO2e/kWh gerado (no caso do gás natural) até

1.000 gCO2e/kWh (no caso de térmicas a carvão). Já

renováveis apresentam índices de emissões inferio-

res a 50 gCO2e/kWh (para energia solar, biomassa e

hidrelétricas) ou mesmo na faixa dos 10 gCO2e/kWh

(para a energia eólica, a de menor índice de emis-

sões entre todas as fontes) na geração da energia e

operação das usinas.

A descarbonização da matriz elétrica brasileira é

possível, desde que orientada por planejamento in-

tegrado definido por políticas públicas de incentivo

a fontes renováveis. A maior inserção de fontes como

biomassa e PCHs na matriz depende de condições

igualitárias de mecanismos de incentivos financeiros

nos leilões de energia. Já a energia solar depende de

incentivos para o desenvolvimento de um mercado

nacional e políticas industriais para a nacionalização

de fabricantes de painéis, o que seria um vetor de in-

dução de redução dos custos da geração de energia

por essa fonte. Por outro lado, as condições favorá-

veis de formação de preço da energia e a composi-

ção dos leilões facilitam a inserção das termelétricas

fósseis na matriz, atraindo investimentos e amplian-

do a capacidade de geração – uma situação negativa

do ponto de vista das emissões de GEE. Para que a

descarbonização da matriz seja mais efetiva, é neces-

sário adotar mecanismos para incorporar as externa-

lidades relacionadas às emissões de GEE no custo da

geração da eletricidade dessas fontes.

A política fiscal em relação a energias renováveis

precisa ser aprimorada, de forma a incentivar a gera-

ção renovável e eliminar distorções de carga tributária

que acabam penalizando a geração de fontes reno-

váveis e favorecendo investimentos em fontes fósseis.

2.3.2. ANÁLIsE do CENÁRIo

pELAs EmpREsAs dA EpC

A temática das mudanças climáticas e a matriz

elétrica nacional foram discutidas no âmbito da Pla-

taforma Empresas pelo Clima (EPC) em 2011 (foco

em eficiência energética) e 2013 (energias renová-

veis), por meio de oficinas e de um grupo de trabalho

com as empresas participantes da Plataforma.

Em exercício realizado durante um dos encon-

tros sobre a expansão da participação das fontes

renováveis na matriz elétrica brasileira, em abril de

2013, as empresas simularam qual seria o “cenário

ideal” da matriz elétrica em 2020. As premissas para

o exercício eram a consideração de todas as fontes

de energia existentes, com tecnologia conhecida

disponível atualmente no mercado, e o aumento

do consumo de energia elétrica. Também deveriam

TABELA 10: rESuLTADOS DO EXErCíCIO rEALIZADO COM AS EMPrESAS DA EPC – CENárIOS DA “MATrIZ ELÉTrICA IDEAL” EM 2020. Fonte: compilação própria – plataForma empreSaS pelo clima (epc).

foNTEs dE ENERGIA

foNTEs RENovÁvEIs foNTEs Não RENovÁvEIs

68,2%

51,0%

51,0%

47,0%

68,0%

7,1%

20,0%

10,0%

20,9%

4,4%

8,1%

10,0%

20,0%

10,0%

10,0%

0,0%

3,0%

8,0%

8,1%

7,6%

0,0%

2,0%

1,0%

1,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

0,0%

2,0%

1,0%

0,0%

2,0%

1,0%

7,1%

10,0%

6,0%

6,0%

7,0%

1,8%

0,2%

1,0%

1,0%

0,0%

4,6%

2,0%

2,0%

4,6%

1,0%

0,6%

0,2%

0,6%

0,4%

0,6%

0,4%

0,6%

0,4%

0,2%

0,4%

CAPACIDADE

INSTALADA

PREVISTA

PARA 2020

Plano Decenal

de Energia

(PDE 2011 - 2021)

Exercício

“Cenário ideal”

G1

G2

G3

G4

HIdRo uRâNIoBIomAssA GÁsNATuRAL

EóLICA CARvãosoLAR mARÉs GEoTÉRmICA óLEoComBusTívEL

GÁs dE pRoCEsso

óLEodIEsEL


ser considerados no exercício os possíveis impac-

tos dessa matriz nos negócios de cada empresa, as

emissões de GEE, os custo da energia, outros be-

nefícios diretos e indiretos e os potenciais impactos

ambientais e sociais; sendo as questões climáticas o

ponto de partida para composição da “matriz ideal

de 2020”. A Tabela 10 apresenta os resultados do

exercício realizado.

Conforme pode ser observado, todos os cená-

rios propostos pelos grupos de empresas-membro

da EPC (G1 a G4, criados arbitrariamente apenas com

a finalidade de discutir esse tema) apresentaram uma

redução significativa da contribuição das fontes não

renováveis de energia no “cenário ideal” para 2020,

principalmente para o gás natural e o óleo combus-

tível. Ao mesmo tempo, sinalizaram um aumento da

contribuição das fontes renováveis, incluindo a ener-

gia solar na matriz e aumentando a participação de

biomassa.

Por outro lado, a previsão do PDE para o mesmo

ano não contempla algumas fontes renováveis, como

a solar e a energia de marés – ambas alternativas em

que o Brasil detém grande potencial energético.

Desta maneira, fica evidente a preocupação do setor

privado com as emissões associadas à energia elétri-

ca adquirida, e o interesse por uma maior diversifica-

ção da matriz elétrica brasileira e especialmente pelo

aumento da geração a partir de fontes renováveis

alternativas e complementares às utilizadas atual-

mente para suprir a demanda energética nacional.

Sabendo que a questão da segurança energética é

fundamental para garantia das atividades do setor

empresarial, a construção de uma matriz mais com-

pleta e diversa reduz a dependência de alguns re-

cursos, sendo possível a escolha da alternativa mais

viável em cada situação da relação oferta-demanda.

O resultado desse debate com as empresas re-

flete não somente a necessidade de diversificação da

matriz elétrica nacional, mas também a premência de

um maior envolvimento do setor privado e da socieda-

de civil como um todo na elaboração do planejamen-

to energético nacional. Faz-se necessário um maior

alinhamento das demandas dos consumidores, dentre

os quais as empresas, com as previsões do governo;

buscando um melhor equilíbrio e representatividade

do planejamento energético nacional em relação aos

recursos naturais, às características da demanda e da

economia brasileira e aos interesses dos compradores

e consumidores de eletricidade no País. A seguran-

ça energética do Brasil e a competitividade do setor

empresarial brasileiro no exterior em tempos futuros

dependem de investimentos em energias renováveis

alternativas. A decisão política e os investimentos ne-

cessários precisam ser feitos o quanto antes para que

a economia brasileira esteja preparada para a futura

escassez de fontes não renováveis e seja menos vul-

nerável à volatilidade dos preços dessas commodities

no mercado internacional.

Estrutura e governança do setor elétrico

BRAsILEIRo




N a última década o setor elétrico bra-

sileiro sofreu várias mudanças, resul-

tando em uma estrutura e governança

com diversas peculiaridades hierárqui-

cas e comerciais, que são abordadas neste capítulo.

Anteriormente aos anos 1990, as funções básicas

do setor elétrico (geração, transmissão e distribuição)

podiam ser desempenhadas por uma mesma empre-

sa, que podia inclusive estabelecer o preço da ener-

gia, caracterizando um modelo verticalizado. Com a

separação dos processos de geração, transmissão e

distribuição, ocorreu a desverticalização do modelo

anterior, o que trouxe uma evolução, principalmente

em relação aos investimentos privados.

Além da desverticalização, neste capítulo tam-

bém é abordado o Marco regulatório do Setor Elé-

trico, criado em 2004, e a atual forma de comerciali-

zação de energia, baseada nesse marco regulatório.

3.1. EsTRuTuRA do sEToR

ELÉTRICo BRAsILEIRo

A cadeia produtiva do setor elétrico é formada,

principalmente, pelos agentes de geração, trans-

missão e distribuição (Figura 12). Essa estrutura

decorre da desverticalização do setor ocorrida nos

anos 1990, através do Projeto de reestruturação do

Setor Elétrico Brasileiro.

Na prática, a desverticalização significou a inde-

pendência dos agentes, que passaram a representar

negócios independentes. A regulamentação da ge-

ração e da comercialização foi flexibilizada para per-

mitir a participação de agentes da iniciativa privada

e incentivar a competição. Já a transmissão e distri-

buição, que são naturalmente centralizados e domi-

nados por uma pequena parcela de agentes, conti-

nuaram sendo considerados como serviços públicos.

Para fiscalizar e regular a cadeia produtiva do setor

elétrico o governo criou, em 1996, Agência Nacional

de Energia Elétrica, Aneel.

Além das atividades da cadeia da energia elé-

trica, o setor ainda conta com uma estrutura com-

plexa de governança, composta por diversos ato-

res. A Figura 13 ilustra a estruturação institucional

do setor elétrico.

3.1.1. GERAção

A geração é o primeiro elo da cadeia produtiva,

sendo o segmento responsável por produzir energia

elétrica e injetá-la nos sistemas de transporte (trans-

missão e distribuição), para que chegue aos consu-

midores. Os agentes de geração são organizados

nas classes abaixo:

FIGURA 12: CADEIA PrODuTIVA DO SETOr ELÉTrICO BrASILEIrO, 2013. Fonte: compilação própria

FIGURA 13: ESTruTurA INSTITuCIONAL DO SETOr ELÉTrICO, 2013. Fonte: compilação própria

poLíTICAs E pLANEjAmENTo

MMEministério de

minas e Energia

EPEEmpresa de

pesquisa Energética

AneelAgência Nacional

de Energia Elétrica

ONSoperador

Nacional do sistema

CCEECâmara de

Comercialização de Energia Elétrica

REGuLAção E fIsCALIzAção

ImpLEmENTAção

CNPEConselho Nacional

de política Energética

GERAção TRANsmIssão dIsTRIBuIção CoNsumIdoR CATIvo

ComERCIALIzAção




Concessionário de Serviço Público de Geração:

agente titular de concessão para exploração

de ativo de geração a título de serviço público,

outorgada pela União, designada como Poder

Concedente16.

Produtor Independente de Energia Elétrica:

agente individual, ou participante de consórcio,

que recebe concessão, permissão ou autorização

do Poder Concedente para produzir energia des-

tinada à comercialização por sua conta e risco.

Autoprodutor: agente com concessão, permissão

ou autorização para produzir energia destinada a

seu uso exclusivo, podendo comercializar even-

tual excedente de energia desde que autorizado

pela Aneel.

3.1.2. TRANsmIssão

Após a energia ser gerada, esta chega às dis-

tribuidoras através das linhas de transmissão e pos-

teriormente é repassada aos consumidores finais. A

distância de um recurso energético até os centros

de consumo é um importante atributo na avaliação

de viabilidade desse processo, tanto para geradores

quanto para consumidores de energia. Para os gera-

dores, o ponto de conexão da usina à rede repercu-

te em termos logísticos, técnicos e econômicos. Para

os consumidores, impacta diretamente no preço a

ser pago pela energia elétrica, visto que os custos

pelo transporte da energia estão inclusos na conta

de luz paga pelos consumidores.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

é o órgão responsável pela coordenação e pelo

controle da operação das instalações de geração

e transmissão de energia elétrica no Sistema Inter-

ligado Nacional (SIN), sob a fiscalização e regulação

da Aneel. O SIN congrega o sistema de geração e

transmissão, permitindo o intercâmbio de energia

elétrica entre as diversas regiões brasileiras.

Em relação à questão logística, há diferentes

disposições ou configurações de transmissão de

energia do ponto de geração até o centro de con-

sumo ou de carga. As usinas hidrelétricas, principais

fontes de geração de energia no Brasil, por exemplo,

situam-se longe dos centros de consumo. As distân-

cias tornam o processo de transmissão e distribuição

complexos e vulneráveis, com riscos de interrupção

do fornecimento e perda de energia, principalmen-

te no Brasil, um país com dimensões continentais.

Os equipamentos obsoletos que predominam nos

sistemas de transmissão do SIN potencializam ainda

mais esses problemas.

Ao analisarmos o aspecto da logística da trans-

missão da energia, não podemos deixar de comen-

tar sobre a geração distribuída (GD). A GD consiste

em usinas geradoras (geralmente de médio e pe-

queno porte) conectadas diretamente ao sistema

elétrico de distribuição do comprador da energia.

Se aplicam ao modelo de geração distribuída as

fontes solar, eólica, PCHs e termelétricas. Para via-

bilizar esta conexão direta, os centros geradores de

energia estão localizados geralmente próximos ao

consumidor e respectivo sistema de transmissão de

energia. Assim, o fornecimento da energia elétrica

da GD dispensa o transporte de longas distância, re-

duzindo as perdas de energia que ocorrem no pro-

cesso de transmissão.

Para geradores que estão localizados a distân-

cias maiores de seus consumidores, e que não estão

conectados ao SIN, existem arranjos de conexão de

transmissão que podem ser compartilhados. O acesso

desses geradores às instalações de transmissão de In-

teresse Exclusivo de Centrais de Geração para Cone-

xão Compartilhada (ICG) permite o compartilhamento

dos custos de acesso à rede básica entre dois ou mais

geradores (kelman, 2009). Esse arranjo vem sendo uti-

lizado por novas centrais geradoras eólicas, pequenas

hidrelétricas e usinas de cogeração a biomassa.

O sistema brasileiro hoje é composto predomi-

nantemente por linhas de baixa tensão (230 kV), que

representam 45% das linhas em operação. Outra

parcela predominante do sistema é composto por

linhas de tensão de 500 kV (33%), sendo que apenas

3% das linhas permite tensões de 750 kV ou maiores,

conforme pode ser observado no Gráfico 1.

A configuração do sistema de transmissão pre-

judica o fornecimento da energia, uma vez que as

perdas técnicas na transmissão são grandes: cerca de

20% de toda energia é desperdiçada no processo de

transmissão e distribuição, segundo o relatório O se-

tor Elétrico Brasileiro e a Sustentabilidade no Século

21. No Chile e na Europa, esta perda é de 6% e 7%,

respectivamente. As perdas têm relação direta com

a tensão da linha: quanto maior a tensão, menor a

perda de energia transportada.

As perdas de energia são classificadas como

16 Para fins dispostos

em lei, considera-se

Poder Concedente: a União,

o Estado, o Distrito Federal

ou o Município, em cuja

competência se encontre o

serviço público, precedido

ou não da execução de obra

pública, objeto de concessão

ou permissão.


técnicas e comerciais e refere-se a quantidade de

energia injetada no sistema elétrico, mas não fa-

turada. As perdas comerciais decorrem de furto,

fraude ou falta de medição da energia. Já as perdas

técnicas resultam da dissipação de energia nos con-

dutores, sendo portanto, vinculadas às característi-

cas físicas das instalações, bem com a manutenção

e qualidade dos equipamentos – no Brasil, grande

parte dos equipamentos é considerada obsoleta e

com baixa manutenção.

Diante da significativa perda de energia pelos

processos de transmissão, o Tribunal de Contas da

união (TCu), realizou uma auditoria para avaliar a

regulação relativa às perdas elétricas em 2007. No

processo de fiscalização, o TCu buscou identificar o

impacto das perdas técnicas e comerciais nas tari-

fas de todo o sistema elétrico, assim como as ações

desenvolvidas pela Agência Nacional de Energia

Elétrica (Aneel) para reduzir e combatê-las. um dos

resultados dessa auditoria estimou que o impacto

das perdas eram muito altos, alcançando cerca de 5%

sobre o valor das tarifas pagas pelos consumidores

finais da energia. Em valores nominais, esse aumen-

to correspondia a r$ 4,7 bilhões no ano de 2007. Ao

considerar a parcela de energia não faturada e o res-

pectivo imposto que não foi recolhido, conclui-se que

os cofres públicos deixaram de arrecadar cerca de

r$ 10 bilhões (11% do faturamento anual do setor elé-

trico), somente naquele ano (TCu, sem data). Como

resultado, o Acórdão TCu no 2.211/2008-Plenário17

recomendou que os mecanismos que poderiam con-

tribuir para a redução das perdas elétricas do sistema

(estipulados pela Aneel) fossem efetivamente imple-

mentados pelo órgão regulador.

uma nova tecnologia vem ganhando destaque

na transmissão de energia: a uAT - ultra-Alta Tensão,

é a tecnologia mais indicada para transporte de ener-

gia de longas distâncias, característica fundamental

no Brasil. A uAT permite um fluxo de energia maior

no sistema de transmissão (acima de 800 kV), gerando

maior eficiência pela redução de perdas técnicas no

transporte da energia.

Através do Centro de Pesquisa em Energia Elé-

trica (Cepel), ligado a Eletrobrás, o governo brasileiro

vem estudando a adoção da uAT nas linhas de trans-

missão do País a partir do ano de 2016. Nesse senti-

do, vale reforçar que 94% da malha de transmissão

do Brasil possui tensão que varia de 230 kV a 500 kV,

conforme ilustrado no Gráfico 1 anteriormente.

3.1.3. dIsTRIBuIção E CoNsumo

A energia transportada pelas linhas de trans-

missão chega aos agentes distribuidores e empre-

sas concessionárias que atendem à demanda de

energia dos consumidores cativos, distribuindo a

energia elétrica, conforme a Figura 14.

Os consumidores cativos são aqueles que de-

vem comprar energia da concessionária, com tarifas

e condições de fornecimento reguladas pela Aneel.

As distribuidoras repassam para os consumidores

cativos a energia adquirida no mercado regulado

através de leilões.

Além dos consumidores cativos, existem tam-

bém os consumidores livres e os consumidores es-

peciais. Ambos podem negociar livremente a com-

pra de energia, sendo que os consumidores livres

devem possuir uma demanda mínima de 3 MW,

com tensão de fornecimento de 69 kV. O consu-

midor especial é aquele com demanda entre 0,5 e

3 MW, e que tem o direito de adquirir energia de

qualquer fornecedor, desde que a energia adqui-

rida seja oriunda de fontes incentivadas especiais,

como eólica, PCHs, biomassa ou solar. Vale ressal-

17Acórdão TCU no

2.211/2008-Plenário

está disponível para

consulta em: http://contas.

tcu.gov.br/portaltextual/

ServletTcuProxy e

http://contas.tcu.

gov.br/portaltextual/

ServletTcuProxy.

GRÁFICO 1: ESTruTurA DA MALHA DE TrANSMISSãO DE ENErGIA ELÉTrICA POr TENSãO – BrASIL, 2012. Fonte: miniStério de minaS e energia (mme), 2013.

230 KV45%

750 KV3%

600 cc3%

500 KV33%

440 KV6% 440 KV

6%




tar que os consumidores livre ou especial podem

comprar energia diretamente do gerador ou dos

agentes comercializadores. A Figura 15 explicita o

caminho da energia para consumidor livre ou espe-

cial, destacando que a comercialização é feita dire-

tamente com geradores ou comercializadores.

A partir do Gráfico 2, podemos notar que vem

crescendo o número de consumidores especiais, o

que é bastante favorável para expansão das fontes

renováveis no país, considerando que este tipo de

consumidor pode adquirir apenas energia de fontes

especiais incentivadas.

A Câmara de Comercialização de Energia Elétri-

ca (CCEE) é a instituição responsável por viabilizar as

operações de compra e venda de energia em todo

o SIN. Seguem as principais atribuições deste órgão:

Implantar e divulgar regras e procedimentos de

comercialização; e

Fazer a gestão de contratos do Ambiente de Con-

tratação Regulada (ACR) e do Ambiente de Con-

tratação Livre (ACL), detalhados no capítulo 4.2.

O setor elétrico conta ainda com o apoio da

Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que tem por

finalidade desenvolver estudos e pesquisas destina-

das a subsidiar o planejamento do setor energético

nacional. A EPE desenvolve estudos não apenas fo-

cados em energia elétrica, mas também em petróleo

e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes

energéticas renováveis e eficiência energética, dentre

outras (Art. 2º da Lei nº 10.847/2004). Os principais es-

tudos que embasam a tomada de decisão do Conse-

lho Nacional de Política Energética, responsável pelo

planejamento do setor elétrico, são: Plano Decenal

de Energia (PDE), Plano Nacional de Energia e Balan-

ço Energético Nacional (BEN).

3.1.4. GERAção dIsTRIBuídA

As empresas distribuidoras têm ainda outra

opção de compra de energia, como a aquisição de

energia de Geração Distribuída (GD), caracterizada

pela geração de usinas de pequeno porte conec-

tadas às redes locais de distribuição (gerenciadas

pelas próprias concessionárias). A contratação da

energia é feita por chamada pública, realizada pe-

las distribuidoras de energia. O montante total da

energia elétrica contratada nessa modalidade não

pode exceder a 10% da carga total da distribuidora.

A vantagem dessa opção sobre a compra de

energia de usinas que fazem parte do grupo da

Geração Operada Centralizadamente (usinas maio-

res de 30MW) é a economia e redução de perdas

na transmissão pelo fato das geradoras estarem

localizadas em áreas próximas ao distribuidor. Em

muitos casos, os empreendimentos de geração já

estão conectados diretamente no sistema elétrico

de distribuição do comprador. Os maiores impactos

FIGURA 14: TrANSPOrTE DE ENErGIA PArA CONSuMIDOr CATIVO. Fonte: elaboração própria.

GERAção

GERAção

TRANsmIssão

TRANsmIssão

dIsTRIBuIção

dIsTRIBuIção

CoNsumIdoR CATIvo

CoNsumIdoR CATIvo

FIGURA 15: TrANSPOrTE DE ENErGIA PArA CONSuMIDOr LIVrE/ESPECIAL. Fonte: elaboração própria.

AGENTE dE ComERCIALIzAção


negativos da produção de energia hidrelétrica por

usinas de grande porte e o avanço da tecnologia

para a geração distribuída tornam essa alternativa

cada vez mais atraente para as distribuidoras.

E foi com o intuito de estimular ainda mais a ge-

ração distribuída que a resolução Normativa nº 482,

de 17 de abril de 2012 da Aneel reduziu barreiras

para instalação de geração distribuída de pequeno

porte no Brasil, possibilitando a microgeração (até

100 kW de potência), e a minigeração (de 100 kW a

1 MW de potência) interligadas à rede. A norma cria

o Sistema de Compensação de Energia, que permite

ao consumidor instalar pequenas unidades gerado-

ras em sua unidade consumidora e trocar a energia

excedente com a distribuidora local. Dessa maneira,

a conta de energia do consumidor será calculada por

meio de um sistema de compensação: a quantidade

de energia que fornecer à distribuidora (energia ex-

cedente) será descontada de sua conta de energia

futura, resultando em economia de recursos. A regra

é válida para geradores que utilizem fontes incenti-

vadas de energia (hídrica, solar, biomassa, eólica e

cogeração qualificada18). O consumidor que instalar

um sistema de micro ou minigeração distribuída será

responsável inicialmente pelos custos de adequação

do sistema de medição, necessário para implantar o

sistema de compensação. Após a adaptação, a pró-

pria distribuidora será responsável pela manutenção

do sistema, incluindo os custos de eventual substitui-

ção de equipamentos (Aneel, 2012).

Apesar desse avanço, o fato do micro ou minige-

rador poder ofertar a energia apenas para distribui-

doras locais ainda é uma limitação à expansão dessa

modalidade de geração. A possibilidade de venda

para distribuidoras mais distantes aumentaria inclusi-

ve a segurança energética, pois um número maior de

geradores estaria ao alcance dos diversos distribuido-

res do SIN, mas poderia aumentar as perdas técnicas

de energia para viabilizar estas conexões.

O planejamento para geração distribuída no Bra-

sil ainda pode ser melhorado, contemplando meca-

nismos que possibilitem sua expansão. Estes mecanis-

mos devem influenciar na formação de preço e devem

vir acompanhados de regras mais abrangentes de

comercialização da energia a partir da geração distri-

buída. A Cogen, Associação das Indústrias de Coge-

ração de Energia, defende que um dos mecanismos

necessários para expansão da GD seja a realização de

um leilão anual para atender parte da necessidade de

contratação de energia pelas distribuidoras. A organi-

zação também defende que o preço teto deste leilão,

calculado pelo Ministério de Minas e Energia, leve em

18Cogeração

qualificada: processo

de produção combinada de

calor útil e energia mecânica,

geralmente convertida total

ou parcialmente em energia

elétrica, a partir da energia

química disponibilizada por

um ou mais combustíveis.

GRÁFICO 2: NúMErO DE AGENTES POr CLASSE. Fonte: ccee, 2013.

1200

1000

800

600

400

200

0

NÚ

mE

Ro

dE

AG

EN

TEs

200824294355

130194459

200929284570

169219446

201034284593

262455485

2011413146113

313587514

2012413247144

445985592

2013443446151

4381073612

aUtoProdUtor Gerador diStriBUidor comercialiZador ProdUtor

indePendente conSUmidor eSPecial conSUmidor liVre




um modelo de redes inteligentes ou smart grid inclui os

fluxos de energia e de informações entre os geradores,

transmissores, distribuidores, consumidores, mercado,

provedores de serviços e operador em um sistema elétrico. Os

fluxos bidirecionais e as conexões entre esses agentes formam

a base para uma gestão inteligente e dinâmica da rede de

energia. Três fatores distintos podem ser identificados nesse

modelo: energia, comunicação e tecnologia de informação/

computação. Sendo que os dois últimos são componentes

da plataforma de infraestrutura necessária para as redes de

energia inteligentes.

Em geral, em todo o mundo, a implantação dos modelos de

smart grid foi viabilizada pela articulação de ações do governo

e das agências reguladoras com o objetivo de criar um balanço

positivo entre os benefícios e os custos de investimento na

plataforma tecnológica necessária. Deve-se ressaltar, entre os

resultados positivos obtidos a partir da implantação de redes

inteligentes, os ganhos de intensidade e eficiência energética,

a redução de perdas e dos custos de operação e manutenção

nos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica

e a viabilização da expansão da microgeração, especialmente

renovável. Esses resultados trazem significativos impactos

positivos para o meio ambiente incluindo a redução de

emissões obtida a partir da diminuição do consumo e da

consequente menor necessidade de expansão da capacidade

de geração. Adicionalmente, tem-se a viabilização de fontes

de geração como solar e eólica que não contribuem para a

emissão de CO2.

Desde 2008, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel)

tem desenvolvido regulamentação específica para incentivar

a implantação das redes inteligentes no Brasil. Temas como

qualidade do suprimento de energia, telecomunicações,

medição eletrônica, tarifas de energia diferenciadas para baixa

tensão e conexão à rede de projetos de microgeração tem sido

objeto de regulação pela Aneel.

No ano de 2012, a criação do Plano de Ação Conjunta

Inova Energia, sinalizou a intenção do governo em apoiar

o desenvolvimento e a difusão de dispositivos eletrônicos,

A INSErçãO DAS rEDES ELÉTrICAS INTELIGENTES (SMArT GrIDS) NO SETOr ELÉTrICO BrASILEIrO

sistemas, soluções integradas e padrões para implementação

de redes elétricas inteligentes no Brasil. Essa é uma iniciativa

destinada à coordenação das ações de fomento à inovação e

ao aprimoramento da integração dos instrumentos de apoio

disponibilizados pelo BNDES, pela Aneel, e pela Financiadora

de Estudos e Projetos (Finep).

Diversas tecnologias relacionadas a implantação das redes

inteligentes estão se tornando mais competitivas em termos

de custos. Dessa forma, passam a ser viáveis para utilização

pelas empresas que buscam o aumento da confiabilidade do

suprimento de energia, a redução dos custos de operação

e manutenção e o incentivo ao consumo racional de energia

pelos seus clientes.

As empresas de geração e transmissão estão utilizando

sistemas de monitoramento de ativos que são capazes de

prevenir ou identificar falhas com precisão e rapidez. E as

empresas de distribuição usam medidores eletrônicos e redes

digitais, além de novos sistemas de TI e comunicação. Com

relação a microgeração, pode ser aperfeiçoada a estrutura de

tarifas de distribuição para incentivar a instalação desse tipo

de geração em áreas específicas do sistema elétrico. A adoção

de regulação que favoreça a transparência dos custos reais da

geração e entrega de energia pode favorecer o uso eficiente

por parte dos consumidores. No entanto, a grande carga

tributária e o mecanismo de formação de preços no mercado

de energia não favorecem essa transparência.

Considerando as características das redes de transmissão

e distribuição no Brasil, identifica-se um alto potencial

de benefícios com a implantação de redes inteligentes.

Com a redução dos custos da tecnologia necessária e o

aperfeiçoamento do quadro regulatório, tem-se a tendência

de aceleração da implantação de novas tecnologias que

promovam a redução de perdas e o consumo de energia mais

eficiente, viabilizando-se, portanto, os benefícios em termos de

redução de emissões e demais impactos positivos para o meio

ambiente deste novo modelo de gestão de redes.

Por Goret Pereira Paulo,

professora da Fundação Getulio Vargas (FGV).


consideração os benefícios de GD, como: redução de

custos de investimentos na rede elétrica, redução de

perdas pelas linhas de transmissão e custo evitado

pelo despacho de segurança energética.

Além dos mecanismos econômicos e fiscais, a

geração distribuída depende de tecnologias espe-

cíficas para que seja possível uma melhor operacio-

nalização do sistema. Nesse contexto, as chamadas

smart grids ou redes inteligentes fazem uso da

tecnologia da informação no sistema elétrico para

ampliar a geração distribuída em diversos países do

mundo, integrando sistemas de comunicação. Essa

tecnologia envolve a instalação de sensores nas li-

nhas da rede de energia elétrica, embutidos com

chips que detectam informações sobre a operação

e desempenho da rede – parâmetros, tais como

tensão e corrente. Os sensores, então, analisam

essas informações para determinar o que é signi-

ficativo – por exemplo, se a tensão está muito alta

ou muito baixa. Quando os sensores detectam in-

formações significativas, ocorre a comunicação dos

dados para um sistema analítico central que irá ana-

lisá-los e determinar o que está errado e o que deve

ser feito para melhorar o desempenho da rede. Por

exemplo, em caso de voltagem muito alta, o soft-

ware instruirá um dos dispositivos já instalados na

rede para reduzir a voltagem, economizando assim

a energia gerada.

A smart grid apresenta três grandes benefícios.

O primeiro é a eficiência, que implica consumir me-

nos energia da empresa concessionária de energia

para fornecer um serviço com qualidade igual ou

melhor aos seus clientes, reduzindo também cus-

tos e emissões de gases de efeito estufa. O segun-

do benefício é a confiabilidade: a rede inteligente

pode detectar quando os ativos estão começando a

falhar ou estão com desempenho em declínio, infor-

mando para a concessionária, que deve repará-los

ou substituí-los antes que haja uma interrupção de

energia real. O smart grid também permite isolar

o impacto de uma falha aos clientes, de forma que

menos clientes são afetados quando há uma falha

de energia. Por último, está a integração de ponta,

que vai desde a leitura de um medidor inteligente

para interagir com o sistema de gestão do cliente

em casa, para painéis solares e para veículos elétri-

cos, que exigem a interação com a rede para obter

êxitos (Luiz, 2010).

3.2. AmBIENTEs dE mERCAdo

O mercado de energia tem se modificado nas

últimas décadas, passando de um modelo regulado

(entre 1960 e 1995), para o mercado livre (de 1996 a

2003) e finalmente chegando a modelo atual, que

congrega ambas as opções: mercado regulado (ou

cativo) e mercado livre.

No primeiro período, o Estado atuava como re-

gulador e planejador, sendo praticamente o único

investidor na expansão da geração elétrica no País.

A partir de 1996, a comercialização de energia pas-

sou a ser realizada por empresas estatais, em um

ambiente de mercado livre, mas sem competição ou

estímulos comerciais. No chamado mercado livre, o

preço da energia era definido pelas forças de ofer-

ta e demanda no mercado spot19, sendo permitidos

contratos diretos entre geradoras e distribuidoras

de energia. A ausência de incentivos de mercado e

de diversidade na oferta de energia, além da neces-

sidade maiores investimentos e planejamento para

o setor elétrico culminou, em 2004, na promulgação

da Lei Federal 10.848, que alterou profundamente a

forma de comercialização de energia elétrica no País

e definiu o Novo Marco regulatório do Setor Elétri-

co. Foram instituídos dois ambientes de mercado:

ambiente de contratação regulada (ACr) e ambien-

te de contratação livre (ACL).

No ACr comercializa-se a energia elétrica utili-

zada pelas companhias distribuidoras para atender

a seus respectivos consumidores finais. A venda de

energia no ACr é realizada por licitações, na forma

de leilões, que são regulados pela Aneel e operacio-

nalizados pela CCEE. Nesse caso, o vencedor da lici-

tação firma um único contrato de compra de energia

com todas as companhias distribuidoras que ofere-

ceram energia e que estão ligadas ao Sistema Inter-

ligado Nacional (SIN).

No ACL comercializa-se a energia elétrica para

atender aos consumidores livres e especiais, por

intermédio de contratos bilaterais livremente ne-

gociados entre as partes. Atualmente, aproximada-

mente 72% da comercialização de energia ocorre no

ambiente regulado (ACr), contra cerca de 28% no

ambiente livre (ACL) (CCEE, 2013). Os agentes de

geração, produtores independentes de energia (ou

autoprodutores) e comercializadores podem vender

energia elétrica nos dois ambientes, mantendo o ca-

ráter competitivo da geração.

19Para o setor elétrico,

mercado spot se

refere ao pagamento à vista

pela compra de energia

elétrica, com prazo curto

para entrega da remessa

comercializada.




3.2.1. AmBIENTE dE CoNTRATAção

REGuLAdA

O ambiente de contratação regulada (ACr)

exerce importante influência na expansão da ener-

gia renovável no País. A partir desse mercado, os

agentes distribuidores passaram a adquirir energia

por leilões, podendo contar, inclusive, com um cer-

tame exclusivo de fontes alternativas. Além disso, o

leilão para garantir a energia de reserva do SIN, que

tem como objetivo aumentar a segurança do for-

necimento desse sistema, também é realizado com

fontes alternativas de energia.

referente ao planejamento, a estruturação dos

leilões é o elemento de maior relevância no que

tange incentivar fontes alternativas para geração de

energia elétrica. Desse modo, os leilões que ocor-

rem anualmente foram subdivididos em categorias

conforme a finalidade da energia leiloada:

Leilão de energia existente;

Leilão de energia nova;

Leilão de energia de fontes alternativas;

Leilão de energia de reserva; e

Leilão de projetos estruturantes.

A formulação dos leilões de energia, que são

regulados pela Aneel e operacionalizados pela

CCEE, surgiu da necessidade de expandir o setor

utilizando planejamento e instrumentos de merca-

do. Essa nova estrutura de operação do sistema

elétrico surgiu concomitantemente com a crise do

setor hídrico, em um período com baixa oferta de

energia dessa fonte. Como consequência, as demais

fontes foram incentivadas nos leilões (renováveis e

não-renováveis), em especial as fontes renováveis,

que passaram a ter certames exclusivos, resultando

em incentivos para as fontes alternativas em geral.

Através da concorrência instituída pelo proces-

so de licitação, o governo pode oferecer aos consu-

midores cativos a menor tarifa possível – a modici-

dade tarifária. Dessa maneira, os agentes geradores

apresentam nos leilões seu menor preço de energia

por megawatt-hora (r$/MWh), sendo que o vence-

dor do leilão é definido a partir do menor preço ofe-

recido para atendimento da demanda.

É importante explicar que, durante a etapa do

pré-leilão, o Ministério de Minas e Energia (MME)

define o preço teto inicial da venda de energia dos

empreendimentos (valor máximo do MWh comer-

cializado no leilão em questão), e as distribuidoras

apresentam suas demandas de energia, sendo que

estas, agregadas, constituem o grupo comprador

de energia elétrica.

LEILão dE ENERGIA ExIsTENTE

No leilão de energia existente é negociada a

venda da energia procedente de empreendimentos

já constituídos, cujo investimento inicial tenha sido

totalmente amortizado – atualmente, predomina

nesta modalidade a geração por fonte hidráulica. Os

empreendimentos que participam desse tipo de lei-

lão pertencem a empresas que foram formadas de

1960 à 1995, na lógica do Estado investidor, algumas

foram privatizadas na década de 1990, mas na maior

parte ainda são propriedades de empresas estatais.

Há duas modalidades de leilão de energia existente:

Leilão A-1: realizados no ano anterior ao ano de

entrega física da energia.

Leilão de Ajuste: visa adequar o volume de ener-

gia contratado pelas distribuidoras, tratando

eventuais desvios nas previsões feitas pelas dis-

tribuidoras em leilões anteriores com relação ao

comportamento de seu mercado.

LEILão dE ENERGIA NovA

Nos leilões de energia nova a energia negocia-

da é oriunda de empreendimentos que, em geral,

ainda não iniciaram sua etapa de construção, sendo

aberto para empreendimentos de diversas fontes.

Entretanto, os editais estabelecem preços máximos

diferenciados para cada tipo de empreendimento e

estabelecem os montantes que serão contratados

de cada fonte.

Pode-se dizer que esses leilões promovem uma

concorrência pelo mercado futuro de energia, sen-

do fundamentais para promover a expansão do par-

que gerador, uma vez que acontecem antes da data

de início de construção e operação dos empreen-

dimentos e acabam desempenhando um papel de

“investidor”. Os leilões para novas energias têm as

seguintes formatações:

Leilão A -5: usinas que entrarão em operação co-

mercial em até cinco anos; ou

Leilão A -3: usinas que entrarão em operação em

até três anos.

Nos últimos leilões de energia nova, as usinas

eólicas desbancaram as fontes térmicas na disputa,

inclusive as de gás natural. Conforme o Gráfico 3,


referente ao leilão de energia nova tipo A-5, que

ocorreu em 2011, 76% da energia contratada foi

oriunda de parques eólicos.

Além do preço competitivo, outro fator que

tem impulsionado a contratação de grandes quan-

tidades de energia eólica nos últimos leilões de

energia nova, ocorridos em 2011 e 2012, é a rapidez

na construção dos parques. Em média, os parques

eólicos são construídos e tornam-se operáveis em

dois anos; em contrapartida, uTEs ou mesmo PCHs

podem demorar entre 5 e 15 anos para gerar ener-

gia, o que impossibilita estas fontes de participarem

em leilões A-3.

Entretanto, o governo excluiu as usinas eólicas

dos leilões A-5, deixando-os apenas para termelé-

tricas e hidrelétricas. O governo justifica essa medi-

da como necessária para balancear a expansão da

matriz energética no Brasil, alegando que a energia

eólica não garante a seguridade energética, devi-

do a sua dependência dos ventos, tendo, portanto,

que ser uma fonte complementar e não de base.

Também, é alegado que as usinas eólicas não pos-

suem um prazo de construção de cinco anos, con-

forme a formatação do leilão A-5.

Assim, mesmo a energia eólica sendo limpa e

com preço competitivo, ficando com preço atrás

apenas da energia hidrelétrica, a Empresa de Pes-

quisa Energética (EPE) optou por priorizar a parti-

cipação das térmicas nos leilões de energia nova.

Essa ação tem um impacto negativo na expansão da

energia eólica no País, limitando investimentos para

construção de parques geradores. Esse fato tam-

bém reflete negativamente no compromisso que o

Brasil assumiu, em 2009, para reduzir as emissões

nacionais de gases de efeito estufa (GEE), uma vez

que a geração térmica a base de carvão tem sido

priorizada em detrimento de outras fontes como o

gás natural (por terem preço mais baixo nos leilões

A-5), resultando em grandes emissões de GEE, que

poderiam ser mais baixas ou eventualmente nulas

se os investimentos fossem transferidos para fontes

renováveis de energia. Em contrapartida, o governo

promoveu em agosto de 2013 um leilão de reserva

exclusivo para energia eólica.

LEILão dE foNTE ALTERNATIvA E LEILão

dE ENERGIA dE REsERvA

Os leilões de fontes alternativas são destinados

a novos empreendimentos de fontes alternativas

de energia, ou seja, são específicos para empreen-

dimentos de fontes renováveis. Normalmente, para

esse tipo de leilão, enquadram-se como fontes alter-

nativas os projetos de biomassa, centrais eólicas e

pequenas centrais hidrelétricas (PCHs); os projetos

de energia solar ainda não representam parcela re-

levante no cenário nacional, portanto ainda não são

considerados nos leilões. Os projetos hidrelétricos

de maior porte (uHEs) não são enquadrados nessa

categoria em função do impacto ambiental que suas

barragens e área inundada representam e por serem

a principal fonte geradora no País atualmente.

No leilão de energia de reserva é contratada

energia adicional, que visa reduzir os riscos de falta

de energia elétrica, principalmente pelo desequi-

líbrio entre oferta e demanda. Portanto, o volume

de energia negociado no leilão de reserva fica dis-

ponível para eventuais momentos críticos do SIN,

quando houver demandas não previstas.

Nos últimos anos, os parques de geração eóli-

ca também têm sido destaque nesses leilões, seja

pelo número de parques participando, seja pelo

preço do MWh ofertado. O leilão de reserva ocorri-

do em agosto de 2011, o quarto desse tipo, foi um

marco para a expansão e comercialização da ener-

gia eólica, que foi contratada a um valor médio de

r$ 99,54/MWh, o que demonstra redução do pre-

GRÁFICO 3: LEILãO DE ENErGIA NOVA, TIPO A-5, 2011. Fonte: inStituto acende braSil, 2012.

BiomaSSa3%Hidrelétrica

21%

eólica76%




ço e maior competitividade. Comparativamente, o

preço médio dessa fonte foi de r$ 144,00/MWh no

segundo leilão de energia de reserva, ocorrido dois

anos antes, em 2009. O leilão de 2011 contratou 34

novos projetos de geração eólica e 7 novos projetos

de geração de biomassa (Figura 16).

Em agosto de 2013 o governo promoveu um

leilão de reserva exclusivo de energia eólica. A ex-

clusividade desse leilão deve-se, principalmente,

ao fato de o governo ter retirado a fonte eólica do

leilão de energia nova tipo A-5. De acordo com in-

formações da EPE, foram cadastrados 655 projetos

para o leilão de 2013, sendo a potência oferecida

estimada em 16.040 MW, números recordes no País.

E o resultado foi a contratação 1.505 MW, com um

preço médio final de r$ 110,51/MWh.

Esse certame foi importante para aumentar a

confiabilidade deste tipo de energia no setor elétrico

brasileiro, pois utilizou-se de uma nova sistemática,

que aumentou o grau de confiabilidade da fonte eó-

lica. O cálculo da garantia física20, estipulou que cer-

ca de 90% da energia produzida pelos empreendi-

mentos eólicos fosse entregue – anteriormente, essa

parcela era de apenas 50%. De acordo, com Mauricio

Tolmasquim, presidente da EPE, o maior rigor do cál-

culo de energia que cada parque poderá negociar

aumentará o grau de confiabilidade da fonte eólica.

Além disso, a nova metodologia possui uma regra

que atrela a contratação de parques eólicos à garan-

tia de conexão na rede de transmissão, o que elimi-

na o risco de os empreendimentos ficarem prontos

e não terem como escoar a produção (EPE, 2013a).

Nesse contexto, podemos avaliar que os certa-

mes exclusivos para fontes renováveis, como leilão

de fonte alternativa e leilão de reserva, buscam in-

centivar a expansão da geração por meio de fontes

como a eólica e a biomassa, e também criar condi-

ções para a diversificação da matriz nacional. Entre-

tanto, observa-se que é necessário desenvolver me-

canismos que possibilitem que os empreendimentos

de energia renováveis disputem livremente com as

demais fontes, em condições de igualdade, pois, em

certas condições, a premissa da modicidade tarifária

poderia estar prejudicando as fontes alternativas.

LEILão dE pRojETos EsTRuTuRANTEs

São leilões específicos para contratação de

energia de empreendimentos classificados como

estratégicos pelo Conselho Nacional de Política

Energética (CNPE). A Lei Federal 10.848, de 2004,

adicionou ao rol de prerrogativas do CNPE a possi-

bilidade de “indicar empreendimentos que devam

ter prioridade de licitação e implantação, tendo em

vista seu caráter estratégico e de interesse público,

de forma que tais projetos venham a assegurar a

otimização do binômio modicidade tarifária e con-

fiabilidade do Sistema Elétrico” (inciso VI do Art. 2o

da Lei no 9.478, de 1997). Não há, portanto, uma de-

finição clara de quais são os critérios ou característi-

cas esperadas para classificar um empreendimento

para os leilões estratégicos. Até o momento, apenas

projetos de grandes hidrelétricas foram contratados

nesse tipo de leilão, como as usinas dos rios Madei-

ra, Santo Antônio e Jirau (realizados em dezembro

de 2007 e maio de 2008, respectivamente), além da

usina de Belo Monte (licitada em 2010).

LEILão dE TRANsmIssão

Os leilões de transmissão se constituem no ins-

trumento organizado pelo governo para conceder

às empresas o direito de construção e operação das

linhas de transmissão. Nesses leilões são definidos

o nível de qualidade e as tarifas do serviço (Instituto

Acende Brasil, 2013). Esse tipo de leilão é fundamen-

tal para o escoamento de energia licitada, em espe-

cial, daquela oriunda do leilão de energia nova, em

que o empreendimento energético ainda não possui

ligação com as linhas de transmissão.

20Garantia física:

montante, em MW

médios, correspondente

à quantidade máxima de

energia relativa à usina

que poderá ser utilizada

para comprovação de

atendimento de carga ou

comercialização por meio de

contratos, estabelecido na

forma constante da Portaria

MME nº 258, de 28 de julho

de 2008.

FIGURA 16: rESuLTADO LEILãO DE rESErVA, 2011. Fonte: epe, 2011.

1o LEILão dE ENERGIA dE REsERvA / 2011 – REsuLTAdo fINAL

foNTE pRojETos CoNTRATAdos

poTêNCIA INsTALAdA (mW)

GARANTIA físICA (mW médios)

pREço mÉdIo (R$/mWh)

Eólica

Biomassa

TOTAL

34

7

41

861,1

357

1.218,1

428,8

169,5

589,3

99,54

100,40

99,61


O leilão de energia e leilão de transmissão

devem ser planejados levando em consideração a

relação direta existente entre essas atividades. En-

tretanto, o planejamento conjunto não vem ocorren-

do. Prova disso, é que editais e cronogramas para

realização dos leilões de geração e transmissão mui-

tas vezes não consideram o tempo do início de pro-

dução da energia em relação ao tempo necessário

para a construção das linhas de transmissão (princi-

palmente o tempo para o licenciamento ambiental e

devidas regularizações fundiárias). Assim, falta uma

compatibilização do planejamento de alguns leilões

de geração e transmissão, para prevenir desperdício

de energia. um exemplo da falta de gestão conjunta

entre a geração e transmissão são os 12 parques eó-

licos da região nordeste do Brasil que estão parados

pela falta de linhas de transmissão. A companhia res-

ponsável pela instalação das linhas de transmissão

apresentou três motivos para atraso na construção

das linhas: licenciamento ambiental, processo de

anuência dos órgãos do patrimônio histórico e a

questão fundiária.

Atualmente, um dos principais desafios do ONS

(responsável por regular e fiscalizar os serviços de

transmissão no Brasil) é a integração das linhas de

transmissão de energia de grandes usinas na região

Norte, como as do Complexo do Madeira e de Belo

Monte, bem como as interligações internacionais

(para importação de energia) e a inclusão das usinas

eólicas no sistema. Parte da energia produzida até o

fim do ano de 2013 pelas duas usinas do rio Madeira,

em rondônia, deixará de ser escoada para o restan-

te do País por conta dessa falta de planejamento. Se

toda a geração das usinas de Santo Antônio e de Jirau

for transmitida para o SIN, há risco de queima das tur-

binas instaladas, o que causaria prejuízos gigantescos.

Além disso, as deficiências e vulnerabilidades do

processo de transmissão em função de grande parte

da geração de energia ser produzida longe dos cen-

tros consumidores, torna as fontes alternativas mais

atraentes como solução para redes de transmissão

menos complexas, visto que as fontes alternativas de

energia promovem a geração distribuída, estando

mais próximas do centro consumidor.

3.2.2. AmBIENTE dE CoNTRATAção

LIvRE (ACL)

No Ambiente de Contratação Livre, os gerado-

res a título de serviço público, autoprodutores, pro-

dutores independentes, comercializadores, importa-

dores e exportadores de energia e os consumidores

livres e especiais têm liberdade para negociar direta-

mente a compra de energia; estabelecendo volumes,

preços e prazos de suprimento. No modelo atual de

operação do sistema, todo consumidor é cativo até

que opte por ingressar no ACL. Entretanto, para par-

ticipar desse mercado é necessário ser considerado

consumidor livre ou consumidor especial.

Os Contratos de Compra de Energia celebrados

em ACL são contratos bilaterais entre gerador e con-

sumidor, firmados sem a participação da Aneel ou da

CCEE, mas que devem ser obrigatoriamente regis-

trados na CCEE. Nesse ambiente, além do contrato

de compra é necessário que outros contratos sejam

fechados para garantia da entrega da energia, como

por exemplo o contrato com o agente distribuidor,

que não participa diretamente da transação, mas é

o agente que entrega a energia ao consumidor final.

Caso a negociação de compra e venda de

energia ocorra entre agentes de diferentes esta-

dos, não significa que a energia tenha de percorrer

as distâncias entre os agentes produtor e consumi-

dor para ser entregue, ou seja, não será instalada

uma linha exclusiva de transmissão de energia ex-

clusivamente para este fim. Nesse caso, a energia

que atenderá a demanda do consumidor será pro-

veniente do SIN. O SIN congrega os sistemas de

produção e transmissão de energia elétrica do País

e, portanto, permite a troca de energia entre as

diferentes regiões, os denominados submercados.

É importante citar que a negociação da ener-

gia elétrica, no ambiente de comercialização livre, é

feita em mercado de balcão, ou seja, as transações

comerciais ocorrem de forma desorganizadas, o que

gera assimetria de informações e baixa liquidez, não

favorecendo a formação de preços desse mercado.

Assim, a CCEE estuda a implantação a longo prazo

de uma bolsa de energia, uma Clearing House21, na

qual a negociação de energia elétrica poderá ocor-

rer através de uma plataforma eletrônica. Essa plata-

forma poderá ser integrada a de outros mercados,

como transações de carbono, eficiência energética e

gás natural. Mais informações podem ser encontra-

das no white paper: Construindo um Mercado Inteli-

gente de Energia, da CCEE.

Essa evolução do mercado livre, para um mo-

21Clearing House:

é o sistema pelo

qual as bolsas garantem

o cumprimento dos

compromissos de compra e

venda assumidos em pregão.

Pode ser uma estrutura

interna ou externa, adjunta

à bolsa. A clearing house é

responsável pelo registro

de todas as operações

realizadas, acompanhamento

das posições mantidas,

compensação financeira

dos fluxos e liquidação dos

contratos.




delo de mercado organizado em bolsa pode ser um

grande incentivo para a expansão da energia re-

novável de fontes alternativas como solar, eólica e

PCHs no Brasil. Diante das dificuldades de viabilizar

econômica e ambientalmente grandes empreendi-

mentos hidrelétricos, os portfólios de comercializa-

ção do mercado livre têm dado cada vez mais aber-

tura para energia de fontes alternativas. Assim, vale

ressaltar que uma outra tendência do mercado livre

é o crescimento da oferta de energia renovável de

fontes incentivadas.

Outro ponto que pode fortalecer este merca-

do diz respeito às taxas de emissões de GEE as-

sociadas à energia adquirida nos ambientes livres:

a ampliação deste mercado possibilitará a inclusão

de parcelas cada vez maiores de energias renová-

veis alternativas no sistema, reduzindo as emissões

de GEE associadas à eletricidade. A partir de evolu-

ções no modelo de cálculo do fator de emissão do

SIN, será permitido aos compradores do ACL iden-

tificar a origem da energia consumida, e esses po-

derão eventualmente ser creditados pelo benefício

ambiental, especialmente em seus inventários de

emissões de GEE, ou seja, poderão comprovar sua

opção por fontes de energia renováveis e de baixo

carbono. Atualmente, por conta da ausência desse

ENErGIA, SuSTENTABILIDADE E MErCADOS

uma das maneiras mais eficientes de se promover o

desenvolvimento de uma atividade é aquela que se

dá de forma sustentável e através de mecanismos

econômicos adequados, notadamente os ancorados em

princípios de mercado. Fomentar de forma permanente, perene,

o bem-estar social integrando com inteligência questões sociais,

econômicas, energéticas e ambientais é um desafio mundial que

certamente passa pelo Brasil.

A energia e a sustentabilidade têm sido um tema amplamente

discutido no mundo todo. Vários países, preocupados com

as questões das mudanças climáticas e aquecimento global,

têm procurado a substituição de fontes fósseis para geração

de energia por fontes renováveis. Muitas vezes a introdução

de fontes renováveis tem se dado através de subsídios que,

se perpetuados, acabam por produzir sinais econômicos

distorcidos, impor elevados custos à sociedade e configurar-

se, afinal, economicamente não sustentáveis. Subsídios são

instrumentos importantes para fomento de novas atividades

econômicas ou desenvolvimento de novas tecnologias, mas

devem ser bem planejados no que diz respeito: ao que

subsidiar, em que intensidade e por quanto tempo, visto que

devem perdurar apenas o suficiente para viabilizar a introdução

de uma nova atividade. Retirado o subsídio, essa nova atividade

deve ser capaz de caminhar com pernas próprias, competindo

em iguais condições de mercado com suas concorrentes.

No Brasil, temos uma matriz energética genuinamente limpa

e renovável, o que não significa necessariamente que ela esteja

sendo desenvolvida de forma sustentável. É preciso estar

atento a essa, nem tão sutil, diferença para não se acomodar

na confortável irracionalidade da fartura dos recursos naturais

renováveis. Afora as relevantes discussões relacionadas ao

meio ambiente, contextualizo essa reflexão sob os pilares da

fundamentação econômica de mercado. Calcado nos princípios

da neutralidade, simetria de informação e liquidez, qualidades

basilares de um mercado maduro, a Câmara de Comercialização

de Energia Elétrica – CCEE lançou em novembro de 2012 o

White Paper: Construindo um Mercado Inteligente de Energia

no Brasil22. Em síntese, o documento propõe cinco ações

orientadas ao aprimoramento do mercado de energia elétrica,

tendo por base as melhores práticas de mercados mundo

afora, adaptadas à nossa realidade. Uma vez implementadas,

cria-se um ambiente seguro capaz de atrair investimentos

em geração, fomentando a expansão do mercado livre de

forma sustentável e com modicidade de preços. Ainda sob a

tríade energia-sustentabilidade-mercado, outros mecanismos

poderiam ser introduzidos, tais como: leilões de eficiência

energética, certificados de energia verde, geração

distribuída, e microgeração.

Os leilões de eficiência energética são mecanismos

de mercado capazes de trazer eficiência econômica e

sustentabilidade de forma inigualável. A energia mais barata,

sem emissão de CO2 é aquela que evitamos consumir. Assim,

programas de eficiência energética, espontâneos ou induzidos,

poderiam efetivamente compor o planejamento da expansão.

As pequenas centrais hidrelétricas, termelétricas a biomassa

ou biogás, geradores eólicos e solar têm um subsídio na forma

de desconto na tarifa de transporte que alcança também os

consumidores que adquirem essa energia. A rastreabilidade

ao longo das transações e a gestão do desconto dentro de

portfólio de contratos, assim como a cobrança pelo uso da

rede por parte da distribuidora são extremamente complexos.

Esse desconto poderia ser negociado através de Certificados


benefício indireto, muitas organizações veem esse

fator como um desincentivo à aquisição de energia

renovável no mercado livre.

3.3. CoNTRATos ENTRE dIsTRIBuIdo-

REs E GERAdoREs

Para que os leilões de energia sejam opera-

cionalizados, ou seja, a geração de energia e even-

tuais novos empreendimentos sejam construídos,

devem ser firmados contratos entre distribuidores

e geradores. Esses são denominados Contratos de

Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente

regulado - CCEAr.

Os CCEArs são definidos pelo Ministério de Mi-

nas e Energia (MME), e possuem duas modalidades:

Contrato por Quantidade de Energia: aplicado,

em geral, para usinas hidrelétricas. Neste contra-

to, a distribuidora paga um valor fixo pela energia

contratada (R$/MWh). Os demais componentes,

como custos de operação e manutenção, even-

tuais riscos hidrológicos ou benefícios financeiros

são alocados ao gerador (FGV, 2011b).

Contrato por Disponibilidade de Energia: aplicado

para fontes como gás natural, biomassa e eólica.

Nesse contrato, os custos operacionais, que são

de Energia Verde – CEV, simplificando tremendamente

este processo. Cada megawatt com direito a desconto

seria transformado em um CEV, podendo ser negociado

separadamente da energia. O portador do CEV, ao apresentá-lo

na distribuidora, ganha o desconto no transporte da energia.

Assim, qualquer empresa interessada poderia adquirir esses

certificados, criando um mercado de certificados de energia

verde e consolidando os diversos nichos hoje existentes.

A Geração Distribuída – GD tem o grande apelo de ser

implementada próxima da carga de consumo, evitando a

construção de linhas de transmissão de longa distância e

consequentemente seus impactos ambientais, além da redução

nas perdas na transmissão. Com sinais econômicos adequados,

a GD poderia participar dos leilões de energia nova

contribuindo de forma sustentável no suprimento de energia.

O conceito de microgeração distribuída está associado a

microgeradores (painéis fotovoltaicos e turbinas eólicas, por

exemplo) instalados em residências e pequeno comércio na

busca da autossuficiência em energia e pelo apelo ambiental e

sustentável23. Comercialmente, a modalidade de net metering,

na qual o excedente de geração ao ser lançado na rede de

distribuição é valorado ao mesmo preço da tarifa de consumo,

tem sido bastante empregada em outros países. Ao final do

mês o consumidor é faturado pelo valor líquido entre geração

e consumo, podendo eventualmente ter um crédito (energia

injetada na rede maior do que a absorvida da rede). Iniciativas

dessa natureza devem ganhar força dentro das áreas de

concessão que possuem tarifas elevadas em que o retorno

do investimento inicial pode se dar em menor tempo.

Tanto a microgeração como a GD estão fortemente

relacionadas ao desenvolvimento das chamadas redes

inteligentes e se encaixam bem dentro do conceito de

microgrids, no qual se busca a autossuficiência dentro de uma

determinada região, com confiabilidade, redução de emissões,

diversificação de fontes e redução de custos. As microrredes

são uma maneira inteligente de integrar os recursos

renováveis no nível da comunidade, no varejo, permitindo

a participação do consumidor como um empreendedor na

geração de energia elétrica.

As iniciativas acima são exemplos de ações fundamentadas

em mecanismos de mercado e tecnologias que podem

promover o desenvolvimento sustentável de fontes renováveis

e o bem-estar social. Numa visão um pouco mais ampla, esses

benefícios podem ainda ser ampliados, capturando as sinergias

e adversidades desses mercados e promovendo a integração

dos mesmos como mostrado na Figura 1.

Por Luciano Freire, membro do Conselho de Administração da

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

22A versão completa do

White Paper pode ser

encontrada em http://www.

ccee.org.br/search/query/

search?q=white%20paper

23As resoluções

Aneel REN482/12

e REN505/12 são um

marco na legislação setorial

no sentido de propiciar

o desenvolvimento da

microgeração.

FIGURA 1: INTEGrAçãO DOS MErCADOS COMO FOrMA DE MAXIMIZAçãO DOS BENEFíCIOS DA SuSTENTABILIDADE.

mERCAdo dE EfICIêNCIA ENERGÉTICA

mERCAdo dE CEv E Co2

mERCAdo dE ENERGIA dE ELÉTRICA mERCAdo dE GÁs

ouTRos mERCAdos




calculados pela EPE em função do custo variável

da usina, ficam a cargo da distribuidora, que as-

sume eventuais benefícios e riscos: caso a produ-

ção da usina (quantidade de energia gerada) seja

inferior à sua energia assegurada, a distribuidora

deverá comprar a energia que falta no mercado

de curto prazo ao preço spot; e caso a produção

seja maior que a assegurada, o excesso pertence

à distribuidora, que poderá vender o excedente

também no mercado spot de curto prazo.

Nos leilões de contratos de quantidade, a EPE

define o preço-limite (r$/MWh) para a contrata-

ção. Chamado de Custo Marginal de referência

(CMr), esse limite corresponde à maior estimativa

do custo de geração das usinas a serem licitadas.

Em sucessivas rodadas, os concorrentes submetem

lances contendo a quantidade de energia que pre-

tendem vender (em lotes de 1 MW médio) e o pre-

ço de venda. A cada rodada, o preço de venda vai

sendo reduzido até que a oferta não atenda mais à

demanda estimada (FGV, 2011b).

Nos leilões de contratos de disponibilidade, o

gerador informa à EPE o volume de geração mínima

oferecido e o Custo Operacional Variável unitário

(CVu) da usina antes do leilão. Com base nessa infor-

mação, através de simulações a EPE fornece a Garan-

tia Física da usina, uma estimativa do custo operacio-

nal e uma estimativa das transações no mercado spot

que poderão incorrer à distribuidora (FGV, 2011b).

Nesse contexto, o CVu exerce uma importan-

te influência na expansão da energia renovável no

Brasil. De acordo com a Revista Brasileira de Ener-

gia, 2010, nos modelos computacionais utilizados

na operação do SIN, os empreendimentos hidráu-

licos, e a maioria dos demais empreendimentos de

fontes renováveis são considerados com CVu igual

a zero; e os empreendimentos termoelétricos são

considerados com CVus que representam basica-

mente o custo de combustível e de operação/ma-

nutenção para geração de 1 MWh acima da geração

inflexível24. Essas informações de cunho comercial/

econômico dos empreendimentos são adicionadas

a um conjunto de informações físicas do SIN (carga

estimada, previsão de afluências nas diversas bacias

hidrológicas, características físicas dos sistemas de

transmissão e distribuição, entre outras) e utilizadas

para determinar os geradores que terão sua energia

despachada. Na decisão sobre quais geradores se-

rão despachados, procura-se maximizar a geração

de fontes com CVu igual a zero.

Assim, o CVu é de bastante importância para

parâmetros de competição nos leilões. Ao optar

por empreendimentos com CVus mais baixos, o

SIN beneficia as energias renováveis, tanto hidrelé-

tricas, como também de fontes alternativas. Assim,

menos empreendimentos termoelétricos poderão

participar dos leilões, por possuir um CVu maior do

que os de fontes alternativas e hidráulicas.

mERCAdo dE CuRTo pRAzo

Outra especificidade do mercado de energia ad-

vindo da contratação entre geradores e distribuido-

res é o Mercado de Curto Prazo. Os contratos, cele-

brados diretamente entre gerador e distribuidora no

Mercado regulado devem ser registrados na CCEE,

que realiza a medição dos montantes efetivamente

produzidos/consumidos por cada agente. As diferen-

ças apuradas, positivas ou negativas, são contabiliza-

das para posterior liquidação financeira no Mercado

de Curto Prazo, e valoradas ao Preço de Liquidação

das Diferenças (PLD). No Mercado de Curto Prazo não

existem contratos, ocorrendo a contratação multilate-

ral entre gerador e distribuidor (CCEE, 2011a).

24Geração inflexível:

usinas térmicas que

operam em regime de base e

ininterruptamente.

empresariais de políticas públicas

pRoposTAs






As propostas foram elaboradas com base

no cenário nacional atual, considerando

as previsões de expansão do sistema

elétrico para o ano de 2020 e o cresci-

mento da demanda interna por energia. As mudan-

ças climáticas precisam ser consideradas no planeja-

mento energético nacional, e as energias renováveis

se destacam nesse contexto pelos benefícios que

oferecem ao setor empresarial brasileiro, como a

redução das emissões de gases do efeito estufa e

maior competitividade no cenário internacional.

A seguir são apresentadas propostas de polí-

ticas públicas referentes à matriz elétrica brasileira,

separadas nas diferentes áreas de interesse do se-

tor empresarial.

4.1. fAToR dE EmIssão do sIN

O fator de emissão do Sistema Interligado Na-

cional para inventários de emissões de GEE (FE SIN)

compreende atualmente todas as unidades pro-

dutoras de energia que estão conectadas ao SIN,

incluindo toda a energia gerada mensalmente no

país, seja esta comercializada no mercado cativo

seja no mercado livre.

Esse modelo não permite ao usuário rastrear a

energia adquirida, impossibilitando a identificação

da usina geradora de energia. Mesmo em casos de

aquisição de energia renovável no mercado livre, o

comprador não possui garantia de entrega da ener-

gia e tampouco consegue desagregar o volume de

energia adquirida que lhe corresponde do restante

da energia contabilizada no SIN.

Dessa maneira, o FE SIN é calculado consideran-

do o total de energia que passa pelo sistema, seja

esta proveniente de compradores cativos, seja de li-

vres. Consequentemente, ao elaborar seu inventário

de emissões de GEE, o comprador do mercado livre

não pode aplicar o fator de emissão (FE) específico da

usina da qual a energia foi adquirida, sendo necessá-

ria a aplicação do FE SIN. Essa limitação implica dire-

tamente na dinâmica do mercado livre e pode pre-

judicar os geradores com FE menores, notadamente

os de geração baseada em fontes renováveis, pois os

compradores que desejam reduzir suas emissões de

GEE mesmo se contratarem uma fonte renovável te-

rão de contabilizar as emissões pelo fator do SIN, que

é mais alto por incluir fontes fósseis. Assim, o incenti-

vo para comprar energia de fontes renováveis com o

objetivo de minimizar as emissões fica reduzido.

Visando a criação de maiores incentivos à

aquisição de energia renovável no mercado livre,

os compradores dessa energia deveriam ser credi-

tados da parcela renovável de energia adquirida,

podendo, por exemplo, descontar esta parcela de

suas emissões de GEE, contabilizando emissões

menores ou nulas.

Para que isso seja possível, propõe-se a adoção

de uma série de medidas, conforme as propostas

que seguem:

Divulgação e transparência quanto ao cálculo do

fator de emissão do Sistema Interligado Nacional

(FE SIN) pelo MCTI.

Criação de um banco de dados de fatores de

emissão específicos por usina geradora, que este-

ja disponível aos consumidores do mercado livre.

Assim, haveria fatores de emissão específicos para

cada tipo de gerador, disponíveis para consulta e

uso dos consumidores de energia elétrica para o

cálculo de suas emissões de GEE associadas.

Recálculo do FE SIN considerando apenas a

energia comercializada no mercado cativo. Esse

fator recalculado poderá refletir melhor a rea-

lidade dos mercados de energia existentes, e

seria aplicável apenas aos consumidores do Sis-

tema Interligado. Essa proposta permite que os

compradores do mercado livre possam escolher

seu fornecedor com base no fator de emissão da

usina geradora e serem creditados de emissões

reduzidas de GEE.

4.2. pLANEjAmENTo ENERGÉTICo

O Plano Decenal de Energia (PDE) e o Balanço

Energético Nacional (BEN) compõe um dos mais im-

portantes instrumentos de planejamento energético

no Brasil, sendo que as decisões tomadas pelos ges-

tores públicos, consumidores e organizações ligadas

ao setor elétrico são baseadas em suas premissas.

Para que o PDE e o BEN reflitam a realidade nacional

e permitam maior coerência com os atores relacio-

nados, é fundamental a participação ativa desses em

sua elaboração. Portanto, propõe-se:

A criação de uma instância de governança com

envolvimento dos atores e sociedade civil na ela-

boração do Plano Decenal de Energia.

um dos problemas enfrentados atualmente no


setor elétrico brasileiro é a falta de planejamento

dos leilões de energia nova, que ocorrem de ma-

neira descoordenada com os leilões estruturantes

(para construção de linhas de transmissão, por

exemplo). Outro fator importante é o processo de

licenciamento ambiental dos projetos estruturantes

e das usinas geradoras, uma vez que cada projeto é

analisado separadamente, resultando na conclusão

do licenciamento em prazos que dificilmente coin-

cidem. Essa desorganização gera descompassos e

compromete os investimentos e o fornecimento de

energia a partir de fontes renováveis alternativas,

como a energia eólica, tendo como consequência

o desperdício da energia gerada que não está co-

nectada ao SIN.

As perdas técnicas do atual sistema de trans-

missão e distribuição de energia são umas das mais

altas do mundo, em torno de 20%, e estima-se que

78,5% dos equipamentos em uso atualmente no

Brasil estão obsoletos. As redes de transmissão de

energia possuem, em sua maioria, tensão que va-

ria de 230 a 500 kV quando já existem alternativas

mais modernas como a tecnologia uAT – ultra-Alta

Tensão, que permitem um fluxo de energia acima de

800 kV. O aumento da carga das linhas proporciona

a redução das perdas de energia, aumentando a efi-

ciência do sistema e, consequentemente, reduzindo

custos operacionais das perdas (que atualmente são

repassados aos consumidores de energia).

É essencial que os esforços de construção de

usinas geradoras e das respectivas linhas de trans-

missão e distribuição estejam integrados, reduzindo

as perdas operacionais e construindo um planeja-

mento elétrico consistente com as demandas do

País. Para tanto, propõe-se:

A integração do planejamento de usinas de ge-

ração e de linhas e estruturas de transmissão e

distribuição de energia, por meio de leilões pro-

gramados e diretamente relacionados entre si.

A revisão dos prazos de licenciamento ambiental

nos processos de construção das usinas novas e

também das estruturas de transmissão de ener-

gia, visando uma maior integração de projetos

relacionados e melhor compatibilidade das datas

de execução dos projetos.




O desenvolvimento de pesquisas sobre a trans-

missão em linhas de Ultra-Alta Tensão (UAT), vi-

sando a redução das perdas operacionais e otimi-

zação das redes.

Maiores investimentos na construção de linhas de

transmissão de alta tensão, aliados à moderniza-

ção e substituição de equipamentos obsoletos da

rede de transmissão e distribuição de energia.

Incentivos para a implementação da geração dis-

tribuída, reduzindo as distâncias entre os locais

de geração e consumo de energia elétrica e, con-

sequentemente, as perdas no processo de trans-

missão e distribuição da energia.

4.3. INCENTIvos às ENERGIAs

RENovÁvEIs

De maneira geral, as fontes renováveis alter-

nativas de energia (como eólica, solar e biomassa)

precisam de incentivos para poder ampliar sua par-

ticipação na matriz elétrica nacional e firmar-se como

opções reais no fornecimento de energia e atendi-

mento à demanda do Brasil. Os incentivos são diver-

sos e transitam pelos campos regulatório e econômi-

co, e visam o aumento da competitividade do setor

empresarial brasileiro nos mercados internacionais e

o benefício climático proporcionado por essas fontes

na redução das emissões de GEE.

A seguir são apresentadas as propostas que in-

centivam o desenvolvimento das energias renováveis

no Brasil através de alterações nos processo de leilão

de energia:

Criação de leilões de energia nova específicos

para cada fonte renovável alternativa: solar, eó-

lica e biomassa.

Assim, essas fontes e suas respectivas cadeias

seriam desenvolvidas no Brasil, fomentando o mer-

cado de mão de obra especializado e a instalação de

fabricantes de equipamentos e demais componen-

tes necessários para a geração e fornecimento desta

energia ao SIN. As demais fontes já desenvolvidas e

estabelecidas no País (como as térmicas fósseis e as

hidrelétricas) não competiriam neste mercado.

Inclusão de critérios variáveis no processo de ava-

liação dos leilões de energia nova, que passarão

a considerar outros critérios, além do preço da

energia (R$/MWh). Dentre os critérios sugeridos,

poderiam ser consideradas questões ambientais e

climáticas como:

Impacto ambiental do projeto

Emissões de gases do efeito estufa associados à

energia gerada (tCO2e/MWh gerado)

Impacto social do projeto

Dessa maneira, as fontes renováveis alternativas

de energia teriam maior potencial competitivo pe-

rante as opções tradicionais.

Além dos critérios dos leilões de energia, outros

incentivos são propostos no ambiente de mercado,

conforme segue:

Incentivos e investimentos para expansão da ofer-

ta de energias renováveis no mercado livre, como:

Descontos nas tarifas de energia proveniente de

fontes renováveis, tornando estas opções mais

competitivas;

Flexibilização dos contratos de compra de ener-

gia no mercado livre, possibilitando contratos

com período inferior a 5 anos.


ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE ENEGIA EÓLICA (ABEEOLICA). Boletim Anual de Geração Eólica – 2012. Disponível em: http://www.misterwhite.com.br/abeeolica/index.php/component/flippingbook/book/8.html?tmpl=component

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA (ANEEL). Aneel aprova regras para facilitar a geração de energia nas unidades consumidoras. 17/04/2012. Disponível em: http://www.Aneel.gov.br/aplicacoes/noticias/Output_Noticias.cfm?Identidade=5457&id_area=90

_____. Banco de Informações de Geração (BIG), 2013. Disponível em: http://www.Aneel.gov.br/area.cfm?idArea=15&idPerfil=2

AMARANTE, O.A.C., BROWER, M., ZACK, J. Atlas do Potencial Eólico Brasileiro. Ministério de Minas e Energia e Eletrobrás. Brasília, 2001.

ASSIS, W.F.T.A., ZUCARELLI, M.C., ORTIZ, L. Despoluindo Incertezas - Impactos Territoriais da Expansão das Monoculturas Energéticas no Brasil e Replicabilidade de Modelos Sustentáveis de Produção e Uso de Biocombustíveis. Núcleo Amigos da Terra / Brasil, Instituto Vitae Cívilis e ECOA - Ecologia e Ação, 2007. Disponível online: http://www.natbrasil.org.br/Docs/biocombustiveis/expansao_biocombustiveis_brasil.pdf

ASSOCIAÇÃO DA INDÚSTRIA DE COGERAÇÃO DE ENERGIA (COGEN). Geração Distribuída Novo Ciclo de Desenvolvimento. Geração Distribuída. 2013. Disponível em: http://www.cogen.com.br/workshop/2013/Geracao_Distribuida_Calabro_22052013.pdf

BERMANN, C. Impasses e Controvérsias da Hidreletricidade. Publicado em Estudos Avançados 21, n. 59, p. 139 a 153. Jan/Abr 2007. Disponível em: http://www.iee.usp.br/biblioteca/producao/2007/Artigos%20de%20Periodicos/Bermann-impasses.pdf

BRASIL. EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA (EPE). Informe à imprensa: Leilão de Energia de Reserva/2011. São Paulo, 18/08/2011. Disponível em: http://www.epe.gov.br/imprensa/PressReleases/20110818_1.pdf

_____. Anuário Estatístico da Energia Elétrica 2012. Rio de Janeiro, 2012a. Disponível em: http://www.epe.gov.br/AnuarioEstatisticodeEnergiaEletrica/20120914_1.pdf

_____. Balanço Energético Nacional 2012: Ano base 2011. Rio de Janeiro, 2012b._____. Balanço Energético Nacional 2013 – Ano base 2012: Relatório Sín¬tese. Rio de Janeiro, 2013a. _____. Informe à imprensa: 1º. Leilão de Energia A-5/2013. São Paulo, 29/08/2013. 2013b.

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS




BRASIL. MINISTÉRIO DA CIÊNCIA, TECNOLOGIA E INOVAÇÃO (MCTI). Fatores de Emissão de CO2 pela geração de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional do Brasil. 2008. Disponível em: http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/72764.html

_____. Estimativas de Emissões Antrópicas de GEE – 2006-2010. Secretaria de Políticas e Programas de Pesquisa e Desenvolvimento Coordenação Geral de Mudanças Globais de Clima. Brasília, 2013.

BRASIL. MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA (MME). Resenha Energética Brasileira,Exercicio de 2012. Núcleo de Estudos Estratégicos de Energia. Edição de 29 de maio de 2013. Disponível em: http://www.mme.gov.br/mme/galerias/arquivos/publicacoes/BEN/3_-_Resenha_Energetica/1_-_Resenha_Energetica.pdf

BRASIL. MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA (MME); EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA (EPE). Plano Decenal de Expansão de Energia 2021. Brasília, 2012. Disponível em: http://www.epe.gov.br/PDEE/20130326_1.pdf

_____. Plano Decenal de Expansão de Energia 2020. Brasília, 2011.

BRASIL. PORTAL BRASIL. Potencial hidrelétrico brasileiro está entre os cinco maiores do mundo. 04/09/2013. Disponível em: http://www.brasil.gov.br/infraestrutura/2011/12/potencial-hidreletrico-brasileiro-esta-entre-os-cinco-maiores-do-mundo

BRASIL. TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO (TCU). Energia, sem data. Fiscalização de desestatização e regulação. Disponível em: http://portal2.tcu.gov.br/portal/page/portal/TCU/comunidades/regulacao/areas_atuacao/energia_eletrica/Publica%C3%A7%C3%B5es/Energia_Perdas_vers%C3%A3o_02.pdf

BOYLE, G. Renewable Energy. Second edition. Oxford University Press, Oxford, 2004.

CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CCEE). Comercialização - Mercado de Curto Prazo. 2011a. Disponível em: http://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/onde-atuamos/comercializacao?_afrLoop=269381822892000#%40%3F_afrLoop%3D269381822892000%26_adf.ctrl-state%3D2myqdq3v4_4

_____. Resultados dos Leilões. 2011b. Disponível em: http://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/o-que-fazemos/resultados?_afrLoop=271851652625000#%40%3F_afrLoop%3D271851652625000%26_adf.ctrl-state%3D2myqdq3v4_59

_____. White Paper: Construindo um mercado inteligente de energia elétrica no Brasil. Novembro, 2012. Disponível em: http://www.ccee.org.br/cs/idcplg?IdcService=GET_FILE&dID=78845&dDocName=CCEE_069924&allowInterrupt=1

_____. Número de Agentes por Classe. 2013. Disponível em: www.ccee.org.br/StaticFile/Arquivo/.../INFOmercado_ago_10.pdf

CASTRO, N.J., BRANDÃO, R., DANTAS, G.A.. O Potencial da Bioeletricidade, a Dinâmica do Setor Sucroenergético e o Custo Estimado dos Investimentos. Instituto de Economia, UFRJ. Rio de Janeiro, 2010. Disponível em: http://www.nuca.ie.ufrj.br/gesel/tdse/TDSE29.pdf

ELETROBRÁS, ELETRONORTE, MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA. RIMA – Relatório de Impacto Ambiental. Aproveitamento Hidrelétrico de Belo Monte. Brasília, 2009.

ESTEFEN, S.F. Ocean Energy in View of the IPCC Report with an Emphasis on Brazilian Activities. Thirteenth Meeting of the United Nations Open-Ended Informal Consultative Process on Ocean and the Lawn of the Sea, 2012. Disponível online: http://www.un.org/Depts/los/consultative_process/icp13_presentations-abstracts/2012_icp_presentation_estefen.pdf

FERREIRA, M.E.T.. A Queimadas da Cana e seu Impacto. Publicado em Açúcar Ético. Junho de 2006. Disponível online: http://www.sucre-ethique.org/A-queimada-da-cana-e-seu-impacto.html

FUJII, R.J., UDAETA, M.E.M. Modelagem Completa e Análise dos Recursos Energéticos do Lado da Demanda para o PIR. Dissertação de Mestrado. Departamento de Energia e Automação da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo. São Paulo, 2006.

FUNDAÇÃO GETULIO VARGAS (FGV). Propostas Empresariais de Políticas Públicas para uma Economia de Baixo Carbono no Brasil: Energia, Transportes e Agropecuária. Centro de Estudos em Sustentabilidade da Fundação Getulio Vargas (GVces). São Paulo, 2011a.

_____. Energia Elétrica e Inovações Tecnológicas. FGV Projetos. Rio de Janeiro, 2011b. Disponível em: http://fgvprojetos.fgv.br/sites/fgvprojetos.fgv.br/files/PUB_ENERGIA%20ELETRICA.pdf

_____. O futuro energético e a geração nuclear. FGV Projetos. Rio de Janeiro, 2013. Disponível em: http://fgvprojetos.fgv.br/sites/fgvprojetos.fgv.br/files/futuro_energetico_web.pdf

GREENPEACE INTERNACIONAL (GREENPEACE); CONSELHO EUROPEU DE ENERGIA RENOVÁVEL (EREC). Revolução Energética – A caminho do desenvolvimento limpo. São Paulo, 2010.

GREENPEACE INTERNACIONAL (GREENPEACE); Conselho Internacional de Energia Eólica (GWEC). Revolução Energética – Cenário Brasileiro 2013. São Paulo, 2013.


GOLDEMBERG, JOSÉ. Energia e desenvolvimento sustentável (Série sustentabilidade; v.4). São Paulo: Blucher, 2010.

GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL (GWEC). Global Wind Report 2012. Fevereiro, 2013. Disponível em: http://www.gwec.net/publications/global-wind-report-2/global-wind-report-2012

HUNT, T.M. Five Lectures on Environmental Effects of Geothermal Utilization. Lectures on environmental studies. United Nations University, Geothermal Training Programme. Islândia, 2001.

INTERNACIONAL ENERGY AGENCY (IEA). World Energy Outlook 2012. Organisation for Economic Co-Operation and Development (OECD). França, 2012. Disponível em: http://www.worldenergyoutlook.org/

_____. World Energy Outlook 2011. Organisation for Economic Co-Operation and Development (OECD). França, 2011. Disponível em: http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/WEO2011_WEB.pdf

_____. World Energy Outlook 2009. Organisation for Economic Co-Operation and Development (OECD). França, 2009. Disponível em: http://www.worldenergyoutlook.org/media/weowebsite/2009/WEO2009.pdf

_____. Key World Energy Statistics, 2013. França, 2013. Disponível em: http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/KeyWorld2013_FINAL_WEB.pdf

INSTITUTO ASCENDE BRASIL. Leilões no Setor Elétrico Brasileiro: Análises e Recomendações. White Paper Instituto Acende Brasil, Edição no. 7. Maio de 2012. Disponível em: http://www.acendebrasil.com.br/media/estudos/2012_WhitePaperAcendeBrasil_07_Leiloes_Rev2.pdf

_____. Leilões de Transmissão. 2013. Disponível em: http://acendebrasil.org.br/site/paginas/Leiloes_Transmissao.asp

INTERNATIONAL RIVERS NETWORK. O Setor elétrico Brasileiro e a Sustentabilidade no Século 21: Oportunidades e desafios / 2ª edição, ed. international rivers network – Brasil, Org. Paula Franco Moreira - Brasília: Brasil, 2012. Disponível em: http://www.internationalrivers.org/files/attached-files/setor_eletrico_desafios-oportunidades_2_edicao_nov2012.pdf

JACOBSON, M.Z. Review of Solutions to Global Warming, Air Polution, and Energy Security. Energy and Environmental Science, 2008.

KELMAN, J. Desafios do Regulador. Editora Synergia, 2009.

LEME, R. M.. Estimativa das emissões de poluentes atmosféricos e uso de água na produção de eletricidade com biomassa de cana-de-açúcar. Dissertação (Mestrado). Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica. Campinas, 2005.

LOVINS, A.B. Four Nuclear Myths - A commentary on Stewart Brand’s Whole Earth Discipline and on similar writings. Rocky Mountain Institute. 2009.

LUIZ, F. O que é Smart Grid? Smartgridnews: 2010. Disponível em: http://smartgridnews.com.br/o-que-e-smart-grid/

MACEDO, I.C; LEAL, M.R.L.V; SILVA, J.E.A.R.. Balanço das emissões de gases do efeito estufa na produção e no uso do etanol no Brasil. Governo do Estado de São Paulo; Secretaria de Meio Ambiente. 2004.

MANN, M.K., SPATH, P.L. Life Cycle Assessment of a Biomass Gasification Combined Cycle Power System. National Renewable Energy Laboratory (NREL), Colorado, USA. 1997

MCKINSEY & COMPANY. Pathways to a Low-Carbon Economy - Version 2 of the Global Greenhouse Gas Abatement Cost Curve. 2009.

MEINSHAUSEN, M., MEINSHAUSEN, N., HARE, W., RAPER, S.C.B., FRIELER, K., KNUTTI, R., FRAME, D.J., ALLEN, M.R. Greenhouse-gas emission targets for limiting global warming to 2°C. Publicado em Nature – International Weekly Journal of Science. Março de 2009. Disponível em: http://www.nature.com/nature/journal/v458/n7242/full/nature08017.html

OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA (ONS). O que é o SIN – Sistema Interligado Nacional. 2013. Disponível em: http://www.ons.org.br/conheca_sistema/o_que_e_sin.aspx

PEREIRA, ENIO BUENO; MARTINS, FERNANDO RAMOS; ABREU, SAMUEL LUNA; RÜTHER, RICARDO. Atlas Brasileiro de Energia Solar – 1ª edição. São José dos Campos, 2006. http://www.ccst.inpe.br/wp-content/themes/ccst-2.0/pdf/atlas_solar-reduced.pdf

PEW CHARITABLE TRUSTS (PEW). Who´s winning the clean energy race. Washington, 2013. Disponível em: http://www.pewtrusts.org/uploadedFiles/wwwpewtrustsorg/Reports/Clean_Energy/Clean%20Energy%20Race%20Report%202012.pdf




RENEWABLE ENERGY POLICY NETWORK FOR THE 21ST CENTURY (REN21). Renewables 2013: Global Status Report. França, 2013. Disponível em: http://www.ren21.net/Portals/0/documents/Resources/GSR/2013/GSR2013_lowres.pdf

REVISTA BRASILEIRA DE ENERGIA, Vol. 16, No. 1, 1o Sem. 2010, pp. 21-36. Disponível em: http://www.iee.usp.br/biblioteca/producao/2010/Artigos%20de%20Periodicos/vianaexperiencia.pdf

RUTOVITZ, J., ATHERTON, A. Energy Sector Jobs to 2030: a Global Analysis. Institute for Sustainable Futures, University of Technology, Sidney, 2009.

SOVACOOL, B.K. The intermittency of wind, solar, and renewable electricity generators: Technical barrier or rhetorical excuse? Utilities Policy 17. 2008a.

_____. The costs of failure: A preliminary assessment of major energy accidents, 1907-2007. Energy Policy 36, pág. 1806. 2008b.

TIAGO FO., G.L, GALHARDO, C.R., ANTILOGA, J.G.A.; FERRARI, J.T. Um Panorama das Pequenas Centrais no Brasil. PCH Notícias. v. 33, p. 19-23, 2007.

THE EUROPEAN WIND ENERGY ASSOCIATION (EWEA). EWEA Annual Report 2012: United in tough times. 2013. Disponível em: http://www.ewea.org/uploads/tx_err/pdf/EWEA_Annual_Report_2012.pdf

UNIÃO DA INDÚSTRIA DE CANA-DE-AÇÚCAR (UNICA). Etanol e Bioeletricidade – A cana-de-açúcar no futuro da matriz energética. 2009. Disponível em: http://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=4&ved=0CEUQFjAD&url=http%3A%2F%2Fwww.unica.com.br%2Fdownload.php%3FidSecao%3D17%26id%3D38108671&ei=p8F6UrCkAY7ykQfHloHYCw&usg=AFQjCNH4z38YPl3wl8MPEHaenmuoln6iXA

_____. Energia Limpa: Viabilidade e Desafios - A Bioeletricidade. 2012

UNITED NATIONS ECONOMIC COMISSION FOR EUROPE (UNECE). Emep/Corinair Emission inventory guidebook 2007. Co-operative Programme for Monitoring and Evaluation of the Long-range Transmission of Air pollutants in Europe – EMEP. Copenhagen: EEA, 2007. Disponível em: http://reports.eea.europa.eu/EMEPCORINAIR5/en/page002.html

U.S. DEPARTMENT OF ENERGY. Emission Factors and Global Warming Potentials. U.S. Energy Information Administration (EIA). 2013. Disponível em: www.eia.gov/oiaf/1605/emission_factors.html

REALIZAÇÃO ApOIO

MEMBROS DO EpC

energia baixo carbono 2013

Documents