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An. 4. Enc. Energ. Meio Rural 2002

 

A co-geração de energia no setor sucroalcooleiro: desenvolvimento e situação atual

 

 

Zilmar José de Souza

Departamento de Engenharia de Produção, Universidade Federal de São Carlos, Rua Brasilina Alves Ferreira, 111, apto. 21, Ribeirão Preto, SP, CEP 14092-550, Telefone 0xx16-6183963, E-mail: zjsouza@aol.com

 

 


RESUMO

A eletricidade gerada por meio do bagaço da cana é um dos produtos que contribuíram para que os derivados da cana-de-açúcar ocupassem a quarta posição em 2000 na matriz de oferta energética brasileira, perdendo apenas para a lenha, a energia hidráulica e derivados de petróleo. Além de prover a auto-suficiência energética na safra, a geração de eletricidade através do bagaço proporciona excedentes que, desde 1987, são comercializados junto ao setor elétrico. Mesmo com o crescimento na comercialização desses excedentes, há um potencial a ser comercializado de cerca de 3.720 MW. Na consecução desse potencial, pontos podem ser aprimorados na política de financiamento. A despeito da tramitação no Congresso Nacional da Medida Provisória n. 14, de 21/12/01, que instituirá o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica, nota-se a necessidade de políticas públicas estruturadas para a co-geração no setor sucroalcooleiro, ou seja, de uma política global para a energia co-gerada no setor sucroalcooleiro.

Palavras-chave: Bagaço de cana-de-açúcar, energia elétrica, co-geração, comercialização, preço do MWh.


ABSTRACT

The electricity generated by bagasse of the sugar cane is one of the products that contributed so that the derivatives of the sugar cane occupied the fourth position in 2000 in the matrix of Brazilian energy offer, losing only to the firewood, the hydraulical energy and derivatives of oil. Besides providing the energy self-sufficiency in the harvest, the generation of electricity through the bagasse provides excesses that, since 1987, are commercialized together to the electric sector. Even with the growth in the commercialization of these excesses, it has a potential to be commercialized of about 3.720 MW. In the achievement of this potential, points can be improved in the public politics. The spite of the transaction in the National Congress of Provisory Order n. 14 that will institute the Program of Incentive to the Alternative Sources of Electric Energy, it's notice the necessity of structuralized public politics for the co-generation in the sugar/cane sector or of one global politics for the energy taken in the sugar/cane sector.

Key Words: Bagasse of sugar cane, electric energy, co-generation, commercialization, price of the MWh.


 

 

1.INTRODUÇÃO

1. 1A MATRIZ DE OFERTA ENERGÉTICA BRASILEIRA

Energia é a propriedade de um sistema que lhe permite realizar trabalho. Pode-se ter várias formas de energia: potencial, mecânica, química, eletromagnética, elétrica, calorífica etc., sendo necessários diferentes tipos de combustíveis para a sua geração. A oferta agregada de combustíveis para geração de energia forma a matriz de oferta energética nacional. No caso brasileiro, a matriz energética é composta predominantemente por derivados de petróleo e pela hidraulicidade, conforme se pode observar por meio da Tabela 1.

 

 

Note que a lenha combustível de uma representatividade de mais de 80% em 1940, atualmente representa apenas 8,3% da matriz de oferta energética brasileira, ocupando, porém, a terceira posição em importância. Os produtos derivados da cana-de-açúcar - álcoois anidro, hidratado e etílico - tenderiam a ocupar esta posição, caso houvesse continuidade do Proálcool, pois, no auge do Programa, os produtos da cana representaram mais de 10% de nossa matriz de oferta energética. A Tabela 2 mostra que, caso houvesse um crescimento contínuo na produção de álcool hidratado, a representatividade do setor sucroalcooleiro na matriz de oferta de energia facilmente ocuparia a terceira posição em importância relativa.

Mesmo assim, os produtos derivados da cana-de-açúcar poderão ocupar a terceira posição da matriz de oferta energética devido à escassez relativa da lenha e à co-geração de energia elétrica por meio do bagaço da cana. Este último fator, sua evolução e situação atual, será o objeto de estudo deste artigo.

 

2.A EVOLUÇÃO DA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PRO MEIO DO BAGAÇO DE CANA

A energia gerada nas usinas sucroalcooleiras tem sido capaz de suprir não somente o consumo de eletricidade no processo industrial como seu excedente tem sido comercializado junto às distribuidoras locais de energia elétrica. Segundo Lemos (1996), a usina sucroalcooleira paulista São Francisco, localizada em Sertãozinho, na região de Ribeirão Preto, foi à pioneira, no ano de 1987, na venda de energia elétrica gerada através do bagaço da cana, sendo compradora a Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL). O projeto despertou interesse junto a Eletrobrás, que - desde então - sempre veicula a intenção de dinamizar a co-geração de energia elétrica, por parte do setor sucroalcooleiro, em nível nacional.

De acordo com a Secretaria de Energia do Estado de São Paulo (1997), após longos períodos de estocagem, o bagaço apresenta deterioração causada pela fermentação da matéria orgânica e dos açúcares residuais. Esse fato, aliado à necessidade de atendimento ao consumo próprio requerido para operação das usinas no período de safra e à indispensável manutenção do equipamento de geração no período de entressafra, condiciona a geração de energia elétrica por período não superior ao da safra do setor sucroalcooleiro (efetivamente dos meses de maio a dezembro, na Região Centro-Sul).

Por outro lado, a entrada dessa energia co-gerada, nesse período, no sistema elétrico coincide com o momento de baixos índices pluviométricos (estação de seca), quando os reservatórios das usinas hidrelétricas apresentam baixos níveis de armazenamento d'água. A Figura 1 apresenta a curva de armazenamento dos reservatórios na Região Sudeste/Centro-Oeste comparada com a curva do volume de cana moída na Região Centro-Sul.

 

 

Nessa época, para atender o consumo de energia elétrica, torna-se necessária à entrada em operação no sistema elétrico de usinas termelétricas com fonte de geração que apresentam custo marginal superior ao de fonte hidrelétrica. Assim, as distribuidoras de energia elétrica têm grande interesse na compra da energia co-gerada pelo setor sucroalcooleiro para equilíbrio de seu sistema.

A terminologia adotada no setor elétrico diferencia dois tipos de co-geradores. O primeiro tipo é descrito através do 2º Artigo do Decreto 2.003 de 10/09/96, sendo denominado Autoprodutor (AP). Esse tipo de co-gerador caracteriza-se como pessoa física, jurídica ou consórcio detentor de uma concessão ou autorização para produzir energia elétrica para consumo próprio. Nessa categoria se enquadram as usinas sucroalcooleiras produtoras de energia elétrica destinada ao consumo da planta industrial. O Decreto 2.655/98 concedeu permissão aos autoprodutores para a comercialização da energia co-gerada que exceder ao consumo de sua planta industrial. A comercialização deve obedecer à prévia autorização da Aneel e caracterizar-se pela sua eventualidade. Dentro desse contexto, de acordo com o Instituto Nacional de Eficiência Energética - INEE (1998), a consolidação de um mercado spot é de suma importância para o melhor aproveitamento desses excedentes dos autoprodutores que ocorrerão de maneira causal.

O segundo tipo de co-gerador foi instituído através da Lei 9.074/95, sendo denominado Produtor Independente de Energia Elétrica (PIE),1 caracterizando pessoa jurídica ou consórcio detentor de uma concessão ou autorização para produzir, regularmente, energia elétrica parcialmente ou na sua totalidade destinada ao comércio por sua responsabilidade e risco. Note que o autoprodutor pode ser caracterizado como pessoa física, o que não se aplica ao produtor independente de energia elétrica.2

A promulgação do Decreto 2.003, em 10/09/96, definiu as formas de comercialização da energia co-gerada por parte dos PIEs. Considerando um PIE do setor sucroalcooleiro, o excedente de eletricidade co-gerado pode ser comercializado junto aos seguintes agentes do setor elétrico:

i. Distribuidoras de serviço público de eletricidade;

ii. Consumidores livres de eletricidade: aquele que adquire energia elétrica de qualquer fornecedor, conforme legislação e regulamentos específicos;

iii. Comercializadores de eletricidade: agentes titulares de autorização, concessão ou permissão, para fins de compra e venda de energia elétrica ao consumidor final;

iv. Consumidores de eletricidade integrantes de complexo industrial ou comercial, aos quais forneça vapor ou outro insumo oriundo de processo de co-geração;

v. Conjunto de consumidores de eletricidade, independentemente de tensão e carga, nas condições previamente ajustadas com a concessionária local de distribuição; e,

vi. Qualquer consumidor que demonstre a Aneel não ter a distribuidora local lhe assegurado o fornecimento de eletricidade no prazo de até 180 dias, contado da respectiva solicitação.

Além dessas formas de comercialização, não há impedimento legal para a venda direta a outros produtores de eletricidade que, para evitar quebra de obrigações contratuais com seus clientes ou mesmo em caráter especulativo, atuem como compradores de eletricidade. É importante mencionar que, sendo acordado com a distribuidora de eletricidade e mediante prévia autorização da Aneel, poderá o produtor independente permutar blocos de eletricidade economicamente equivalentes para possibilitar:

i. O consumo em suas instalações industriais;

ii. Para atender consumidores interessados na eletricidade co-gerada; e

iii. A pedido das próprias distribuidoras.

Apesar desse decreto ter sido homologado em setembro de 1996, somente a opção de vender o excedente co-gerado para a distribuidora local vigorava. A possibilidade de negociar o excedente co-gerado através das demais opções, principalmente ao consumidor livre, dependia da regulamentação do acesso dos PIEs as redes de distribuição e transmissão das distribuidoras, bem como de sua conexão. A não regulamentação permitia a continuidade do exercício de um poder de monopsônio das distribuidoras locais sobre os PIEs sucroalcooleiros.

Finalmente, em 01 de outubro de 1999, a Aneel promulgou a Resolução 281, estabelecendo as condições gerais de contratação do acesso, compreendendo o uso e a conexão, aos sistemas de transmissão e distribuição de eletricidade, permitindo, desse modo, a efetivação do disposto no Decreto 2.003. Através da promulgação dessa resolução foram estabelecidas as condições gerais de contratação do acesso, uso e conexão aos sistemas de transmissão e distribuição de eletricidade, possibilitando a comercialização direta entre produtores e consumidores livres, independente de suas localizações no sistema elétrico.

Os PIEs devem firmar, conforme o caso, o contrato de uso dos sistemas de transmissão com o Operador Nacional do Sistema (ONS), que tem por função principal o planejamento e a operação dos sistemas elétricos interligados, e o contrato de conexão com a empresa de transmissão no ponto de acesso, estabelecendo as responsabilidades pela implantação, operação e manutenção das instalações de conexão e os respectivos encargos. Além disso, ficam responsáveis também por efetuar os estudos, projetos e a execução das instalações de uso exclusivo e a conexão com o sistema elétrico da distribuidora onde será feito o acesso. Quanto ao acesso aos sistemas de distribuição, tanto os PIEs quanto os consumidores devem firmar os contratos de uso dos sistemas de distribuição e de conexão com a distribuidora local.

De acordo com o Ministério de Minas e Energia - MME (1999), no Brasil, a co-geração de energia (GWh) pelos autoprodutores e PIEs ultrapassa pouco mais de 7% da energia elétrica produzida, conforme se pode observar através da Tabela 5. Com o advento da crise energética, medidas de incentivo e regulamentação da atividade de co-geração estão sendo desenvolvidas, todavia sem uma consolidação que permita-nos considerar a existência de uma política global de inserção da co-geração na matriz energética nacional.

 

 

De acordo com dados da Aneel, em termos de capacidade instalada, ou seja, de MW, a potência em usinas de autoprodutores e PIEs, em dezembro de 2001, era da ordem de 3.900 MW, com mais 2.380 MW em construção e outros 757 MW autorizados pela agência, o que totalizaria mais de 7.000 MW, representando mais de 10% da capacidade instalada do País.3

No caso específico do setor sucroalcooleiro, segundo o Centro Nacional de Referência em Biomassa - Cenbio, o Brasil apresenta um potencial estimado de geração de energia por biomassa de 5.261 MW. De acordo com dados da safra 2000/01, o setor sucroalcooleiro possuiria uma potência instalada de 1.541 MW (Eletrobrás/UFRJ, 2002). Somente no Estado de São Paulo, a potência atualmente instalada de co-geração do setor sucroalcooleiro seria de 807 MW, concentrada em um universo de 137 usinas (Comissão de Serviços Públicos de Energia, 2001).

Considerando-se que a capacidade instalada no setor sucroalcooleiro (1.541 MW) supriria quase a totalidade das necessidades de energia das unidades industriais, existiria um potencial de excedente comercializável de cerca de 3.720 MW. Todavia, de acordo com o Cenbio (2001), apenas 132 MW foram comercializados como energia excedente na safra passada, por apenas 28 usinas. A seguir, é discutido um provável entrave na consecução desse potencial: o custo do financiamento. Posteriormente, são observadas duas questões onde ocorreram avanços para o setor sucroalcooleiro: a evolução positiva do preço do MWh e a instituição do Valor Normativo. Por fim, são apresentadas as considerações finais.

 

3.LINHA DE FINANCIAMENTO ESPECÍFICA PARA A CO-GERAÇÃO SUCROALCOOLEIRA

Para que ocorra uma expansão do volume de energia co-gerada pelo setor sucroalcooleiro, deve-se discutir o aspecto do custo do investimento nos sistemas de co-geração. O investimento médio por KW instalado varia entre R$ 700 mil a R$ 1,5 milhão, conforme o nível tecnológico envolvido na transação. Mesmo sendo inferior ao investimento em hidrelétricas e em várias termelétricas, esse requer linhas de financiamento específicas e incentivos para um setor sucroalcooleiro onde o principal é o financiamento da produção de açúcar e álcool e sua melhoria tecnológica.

Diante desse quadro, com o objetivo de contribuir para o estímulo à implantação, em curto prazo, de projetos de expansão do sistema elétrico brasileiro, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) implantou no ano passado, o Programa de Apoio à Co-geração de Energia Elétrica a partir de Resíduos da Cana-de-Açúcar. O objetivo do Programa é financiar a implantação de projetos de co-geração que utilizam resíduos de cana e que destinem a venda de eletricidade excedente às distribuidoras/comercializadores. De acordo com o BNDES (2001), foram estabelecidas as seguintes condições para o Programa:

i. Dotação Inicial: R$ 250 milhões aprovados em 23/05/01 (operações indiretas);

ii. Clientes: usinas de açúcar e álcool localizadas em qualquer região do País;

iii. Custo Financeiro: Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP): 4

iv. Spread Básico: 1% a.a.;

v. Spread de Risco: operação direta: de 0,5% a 2,5% a.a.;

vi. Spread do Agente: até R$7 milhões - negociável; acima de R$7 milhões - até 2,5% a.a.; e com Fundo de Aval - até 4% a.a.;

vii. Prazos: determinados em função da capacidade de pagamento do empreendimento, da empresa ou do grupo econômico;

viii. Carência: até seis meses após a conclusão do projeto;

ix. Amortização: até 12 anos. Pagamentos mensais durante a safra;

x. % Financiável: até 80% dos itens financiáveis; e

xi. Garantias: definidas por negociação - pode utilizar um Fundo de Aval. No caso específico dos PIE's e autoprodutores, o Decreto 2.003/96, de 10/09/96, especifica que poderá ser oferecida como garantia a energia elétrica a ser produzida e a receita decorrente dos contratos de venda dessa energia, além dos bens e instalações utilizados para a sua produção. Para o BNDES, a principal garantia é justamente esse contrato, denominado Power Purchase Agreement (PPA).

3.1OS RESULTADOS DO PROGRAMA

Em 03 de agosto de 2001, a Companhia Energética Santa Elisa (Sertãozinho) e a Usina Cerradinho Açúcar e Álcool S.A. (Catanduva) assinaram contrato de adesão a esse Programa. A Santa Elisa investirá R$ 44 milhões, dobrando sua capacidade instalada para 60 MW. O Programa financiará R$ 35,2 milhões (80,0%). O projeto foi viabilizado porque a Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL) assinou um PPA de 12 anos com Santa Elisa, comprando 20 MW. Ainda restarão 20 MW que deverão ser comercializados junto ao mercado (Brasil Energia, 12/2001). De acordo com a Eletrobrás/UFRJ (2002), a negociação do preço tem ocorrido por usina, todavia, no caso da Santa Elisa, a CPFL ofertou R$ 63/MWh. A potência está entrará no sistema em setembro de 2002.

Já a Usina Cerradinho investirá R$ 22 milhões, sendo R$ 17,7 milhões financiados pelo BNDES. O objetivo é obter uma potência de 22,34 MW. Apesar de iniciadas as negociações com a CPFL, a Cerradinho assinou o PPA com a Enron Ltda., que apresentou condições melhores de preço.

Ainda, no final do ano de 2001, ocorreu a aprovação do projeto da Equipav S.A. - Açúcar e Álcool (Promissão), com ampliação para 52,6 MW, sendo que 41 MW deverão ser vendidos a CPFL.

Até novembro último, o BNDES havia recebido projetos encaminhados por 21 usinas do setor sucroalcooleiro. Os projetos totalizavam a inserção de 620 MW, sendo pleiteados recursos em torno de R$ 660 milhões (Brasil Energia, 2001).

3.2CONSIDERAÇÕES SOBRE O PROGRAMA

Apesar desse Programa significar um avanço pelo simples fato de ser direcionado ao setor sucroalcooleiro, promovendo o casamento entre os desembolsos e a receita da venda do açúcar e álcool, o Programa pode ser aprimorado, se considerado as seguintes observações:

i. A opção de financiamento com Agente Financeiro (via indireta) é muito onerosa. Quando o investimento é inferior a R$ 7 milhões, alguns intermediários chegam a cobrar um spread de 6%. Assim, a opção pela via de negociação direta com o BNDES deve ser incentivada, onde o spread de risco pode chegar, no máximo, a 2,5%. Para tanto, não deverão ocorrer problemas de dotação orçamentária para o Programa;5

ii. Os encargos acumulados, sobretudo quando do financiamento indireto, facilmente atingem mais de 15% a.a., perfazendo em alguns casos quase 20% a.a. Isto dificulta sobremaneira a competitividade do projeto face ao elevado custo de financiamento;

iii. O Programa financia somente 80% do valor dos investimentos, havendo ainda, de acordo com a Eletrobrás/UFRJ (2002), uma tendência a baixar para 50%;

iv. Sobretudo devido às instabilidades institucionais, há dificuldades de se estabelecer contratos de longo prazo (PPAs) com as distribuidoras/agentes comercializadores. Em 02 de julho de 1999, o Ministério de Minas e Energia, através da edição da Portaria 227, sinalizou aos empresários co-geradores a intenção de implantar diretrizes específicas para a compra dos excedentes co-gerados no curto prazo. Para tanto, a Aneel realizou, durante o mês de outubro de 1999, uma chamada pública para identificar os excedentes de energia elétrica co-gerada, objetivando a sua comercialização no curto prazo. A citada Portaria incumbiu, ainda, a Eletrobrás de criar, diretamente ou através de suas controladas, os mecanismos adequados para a compra dos excedentes inventariados pela Aneel. Até o presente não ocorreu a regulamentação desta intenção de política pública. Enquanto isto não ocorre, sugere-se ao menos que o próprio equipamento adquirido poderia compor a garantia e/ou que o BNDES possa fornecer um Fundo de Aval.

v. O Programa não diferencia a tecnologia adotada. Dessa forma, não há incentivos para os empresários investirem em equipamentos de elevada eficiência energética, que representam maiores valores de aporte e elevam o prazo de retorno.

vi. Prazo de análise longo, elevando o tempo para a liberação da primeira parcela do financiamento. De acordo com a Eletrobrás/UFRJ (2002), até início de outubro de 2001, entre a solicitação de financiamento e a liberação da primeira parcela, o processo durava até seis meses. Todavia, o BNDES está promovendo uma reestruturação do processo e, acredita-se que esse prazo deverá cair para até 60 dias. No caso da Equipav S.ª, este processo levou dois meses.

 

7. O PROINFA

A Câmara dos Deputados aprovou em 10 de abril de 2002, a Medida Provisória n. 14, de 21/12/2001.6 Por essa MP, ficaria instituído o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA). O programa incentivará a participação de energia elétrica gerada com base nas fontes alternativas eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa. Os empreendimentos deverá ser concebidos com base em uma nova figura jurídica: a do Produtor Independente Autônomo (PIA). Essencialmente, Produtor Independente Autônomo será aquele cuja sociedade não será controlada ou coligada de concessionária de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica, nem de seus controladores ou de outra sociedade controlada ou coligada com o controlador comum.

De acordo com a MP, o programa terá duas fases, sendo que a primeira fase apresentará as seguintes características principais:

i. Prevê-se a implantação de 3.300 MW, distribuídos igualmente entre fontes de geração com base eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa. Dessa forma, a fonte de geração com utilização de biomassa representará 1.100 MW do total do programa;

ii. A Eletrobrás S/A assegurará a compra da energia produzida por quinze anos, desde que a central produtora entre em operação até 30 de dezembro de 2006. Os contratos deverão ser assinados em até 24 meses da publicação da lei;

iii. O preço a vigorar nos contratos deverá ser o valor econômico correspondente a tecnologia específica de cada fonte, a ser definido pelo Poder Executivo, não devendo ser inferior a 80% da tarifa média nacional de fornecimento ao consumidor final; e,

iv. Deverá ser realizada Chamada Pública para identificação dos interessados, dando-se preferências às unidades que já apresentarem a Licença Ambiental de Instalação - LI e, posteriormente, as que tiverem apenas a Licença Prévia Ambiental - LP.

Após a implementação dos 3.300 MW, será iniciada a segunda fase do programa que resumidamente prevê:

i. As fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa deverão atender a 10% do consumo anual de energia elétrica do país. Esse objetivo deverá ser atingido em até 20 anos, contando o prazo e os resultados da primeira etapa;

ii. A Eletrobrás S/A será responsável pela compra da energia elétrica, instituindo contratos de compra por 15 anos e com preço equivalente ao custo médio ponderado de geração de novos aproveitamentos hidráulicos com potência superior a 30 MW e centrais termelétricas a gás natural;

iii. A aquisição se fará de forma que as referidas fontes atendam o mínimo de 15% do incremento anual da energia elétrica a ser fornecida ao mercado consumidor nacional, compensando-se os desvios verificados entre o previsto e realizado de cada exercício, no subseqüente exercício;

iv. Se o preço pago ao produtor, calculado conforme o item acima, for inferior a 80% da tarifa média nacional de fornecimento ao consumidor final ou ao valor econômico correspondente à tecnologia específica de cada fonte, o produtor terá direito a um crédito complementar a ser pago mensalmente com recursos da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE. Os recursos da CDE serão provenientes dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, das multas aplicadas pela ANEEL a concessionários, permissionários e autorizados e, a partir do ano de 2003, das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializem energia com o consumidor final; e,

v. Também deverá ser realizada Chamada Pública para identificação dos interessados, dando-se preferências às unidades que já apresentarem a Licença Ambiental de Instalação - LI e, posteriormente, as que tiverem apenas a Licença Prévia Ambiental - LP. Todavia, entre a assinatura do contrato e o início de funcionamento das instalações deverá transcorrer um prazo mínimo de 24 meses.

7.1 CONSIDERAÇÕES SOBRE O PROINFA

Apesar de representar um considerável avanço a inclusão da biomassa em um programa específico,7 a implementação de apenas 1.100 MW está distante do potencial total do setor sucroalcooleiro, isto sem incluir os demais tipos de biomassa. Qual seria a parte cabível a fontes energéticas como casca de arroz e resíduos de madeira? Nos cálculos da União da Agroindústria Canavieira de São Paulo (UNICA), o bagaço de cana poderia representar entre 850 e 950 MW dos 1.100 MW reservados à biomassa (Valor Econômico, 23/05/2002).

Ademais, o início da segunda fase do programa poderá ocorrer somente em 2006, quando a meta inicial de 3.300 MW for atingida. Outra observação é que o programa não apresenta uma visão sistêmica do processo, não aludindo, por exemplo, a questão do custo das linhas de financiamento oficiais e a diferenciação tecnológica.

Todavia, considerando a tarifa média de fornecimento ao consumidor final em R$ 122/MWh, o preço a ser recebido pelo setor sucroalcooleiro seria R$ 97,60 (80% da tarifa média de fornecimento). Este valor representará um acréscimo de cerca de 46% ao valor médio recebido atualmente pelo setor sucroalcooleiro, da ordem de R$ 67/MWh. A Tabela 13 apresenta uma análise de investimento para geração de 1 MW, considerando o cenário proposto no PROINFA e as condições técnicas e de financiamento atualmente disponíveis para o setor sucroalcooleiro.8

 

 

Observe a viabilidade do investimento com o preço proposto no PROINFA e compare caso o preço de venda do MWh fosse de R$ 67,00, mantido constantes todos os demais fatores, conforme mostrado na Tabela 14.

 

 

A concretização desse programa, se ocorrer, deverá representar apenas um esboço para o delineamento estratégico da atividade de geração de energia elétrica pelo setor sucroalcooleiro. Para a maioria das usinas do setor sucroalcooleiro, o custo da energia a partir do bagaço gira em torno de US$ 40 o MWh, muito superior aos US$ 20 para MWh gerado, em média, pelas usinas hidrelétricas. Desta forma, sem políticas públicas direcionadas, o aproveitamento do potencial de geração de eletricidade pelo setor sucroalcooleiro fica comprometido.

No entanto, ainda é premente a necessidade de políticas focadas para o setor sucroalcooleiro. Nos exemplos anteriores um dos pressupostos foi admitir que o custo de oportunidade do bagaço era de R$ 15,00 por tonelada. Considerando que na safra passada , este preço alcançou valores superiores a R$ 30 no Estado de São Paulo, o PROINFA seria comprometido caso fosse considerado R$ 30 a tonelada de bagaço, conforme pode ser observado por meio da Tabela a seguir.

 

 

A variável R$ 30,00 a tonelada de bagaço é factível, supondo que o incremento na co-geração sucroalcooleira deverá elevar a necessidade por bagaço disponível e, assim, de seu preço. Provavelmente, apenas o aproveitamento de palhas e ponteiras poderá mitigar este efeito ou o investimento em tecnologia de ponta como a co-geração por meio da gaseificação do bagaço e palha da cana-de-açúcar. Segundo a coordenadora de Ações de Desenvolvimento Energético do MCT, Ivonice Aires Campos, esta tecnologia permite aumentar a geração de energia excedente nas usinas de 100 KW/h para 152 KW/h. Todavia, a adoção desta tecnologia poderia elevar o potencial do setor sucroalcooleiro para cerca de 12 mil MW, equivalente à potência instalada na Usina Itaipu. Assim, os 1.100 MW propostos pelo PROINFA seriam insuficientes para maximização do potencial do setor sucroalcooleiro (Agência UDOP de Notícias, 03/05/2002).

Em resumo, a promoção de políticas públicas específicas para o setor sucroalcooleiro, deve ser uma condição indispensável aos police makers do setor energético nacional. devem promover procurando inserir a visão sistêmica e a participa;cão dos próprios agentes do setor sucroalcooleiro no delineamento destas políticas.

 

8. CONSIDERAÇÕES FINAIS

Neste trabalho, foram identificados pontos a serem aprimorados na questão de financiamento, sendo também apresentada uma visão sobre a evolução da energia co-gerada pelo setor sucroalcooleiro. Nota-se que os eventos institucionais no setor elétrico têm ocorrido sem uma coordenação estruturada de incentivo a energia co-gerada pelo setor sucroalcooleiro. Mesmo assim, a comercialização do excedente energético gerado pelo setor sucroalcooleiro apresentou uma elevada performance. Enquanto na safra de 1996, o setor vendeu cerca de 96.000 MWh, somente a CPFL deverá adquirir o equivalente a 800 mil MWh em 2002 (Eletrobrás/UFRJ, 2002). Este desempenho ocorreu mesmo sem a definição do real papel do excedente co-gerado pelo setor sucroalcooleiro na matriz energética brasileira.

Assim, um cenário propício à expansão da co-geração por energias renováveis, poderia edificar um ambiente em que os aspectos legais, operacionais e financeiros estimulariam a comercialização do excedente de co-geração, de modo a aproximar o valor da potência instalada no setor sucroalcooleiro (1.541 MW) do seu potencial estimado, previsto pelo Cenbio (2002) em 5.261 MW. Para tanto, haverá necessidade da inserção da co-geração sucroalcooleira em uma política global de energia no País, semelhante à disposição que as instituições governamentais têm dispensado para o gás natural. Mesmo considerando a pequena escala do potencial sucroalcooleiro, quando comparada a de térmicas a gás natural,9 os policemakers não devem dispensar esta alternativa de energia renovável, que poderá ser incrementada com o aproveitamento da palha da cana-de-açúcar, isso desconsiderando a eficiência energética.10 Ademais, a utilização da bioenergia favorece políticas de incentivos ao setor sucroalcooleiro, pois, de acordo com Macedo (1997), citado por Coelho (1999), a contribuição do etanol e do bagaço da cana para a matriz energética nacional, somente no ano de 1996, foi uma redução da ordem de 12,7 milhões de toneladas de carbono nas emissões equivalentes de CO2.11

De acordo com Coelho (1999), políticas de incentivo para a co-geração na Europa e EUA, têm sido resumidas a uma legislação que prevê: (i) a compra dos excedentes de eletricidade por autoprodutores, (ii) a obrigatoriedade de compra de energia gerada por fontes renováveis, atingindo uma fração determinada no portfolio de compra da distribuidora; (iii) mecanismos fiscais de compensação que viabilizem um preço de compra maior para as energias renováveis, taxando as fontes fósseis em benefício das renováveis (o inverso ao ocorrido com o Valor Normativo atualmente). Pode-se considerar, no mínimo mais dois itens: incentivos fiscais na aquisição de equipamentos que objetivam a eficiência energética na geração de energia por fontes renováveis e linhas de financiamento menos onerosas.

A adoção dessas políticas pode transparecer puramente a concessão de subsídios. Todavia, fontes de geração como a eólica e a não-renovável gás natural têm obtido, na prática, políticas de incentivo semelhantes às citadas acima. Assim, a articulação da sociedade e do setor sucroalcooleiro objetivando a aplicação de medidas semelhantes é plenamente factível, sendo que essas políticas públicas devem compor uma Política Global para a Energia Co-gerada pelo Setor Sucroalcooleiro. Mesmo que concretizada a 1ª fase do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), ainda restará um considerável potencial de geração no setor sucroalcooleiro, ratificando a necessidade de programas específicos para essa questão. Nesse intento, espera-se que este trabalho possa contribuir para a constatação da necessidade de políticas públicas e privadas focadas na geração de eletricidade pelo setor sucroalcooleiro, objetivando a consecução do aproveitamento efetivo do potencial desse setor.

 

REFERÊNCIAS

[1]BANCO NACIONAL DE DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E SOCIAL - BNDES. Programas de financiamento. Rio de Janeiro. (http://www.bndes.gov.br, 15 de Outubro de 2001).

[2]BRASIL. Projeto-Medida Provisória no 14 de 21 de dezembro de 2001. Dispõe sobre a expansão da oferta de energia elétrica emergencial, recomposição tarifária extraordinária, cria o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), dispõe sobre a universalização do serviço público de energia elétrica.

[3]BRASIL ENERGIA. Autoprodução. Rio de Janeiro, n.253, Dez. 2001.

[4]CENBIO. Medidas mitigadoras para a redução de emissões de gases de efeito estufa na geração termelétrica. Brasília: Aneel, 2001.

[5]COELHO, S.T. Mecanismo para implementação da co-geração de eletricidade a partir de biomassa: um modelo para o Estado de São Paulo. São Paulo, 1999. Tese (Doutorado) - Programa Interunidades de Pós-Graduação em Energia, Universidade de São Paulo.

[6]CORRÊA NETO, V. Análise de viabilidade da co-geração de energia elétrica em ciclo combinado com gaseificação de biomassa de cana-de-açúcar e gás natural. Rio de Janeiro, 2001. Dissertação (Mestrado) - Programa de Pós-Graduação em Planejamento Energético, Universidade Federal do Rio de Janeiro.

[7]ELETROBRÁS. Plano decenal de expansão 1999-2008. Brasília: Eletrobrás/GCPS. (http://www.eletrobras.gov.br, 15 de Julho de 2001).

[8]ELETROBRÁS. Boletim Semestral SIESE - 2000. Brasília: Eletrobrás. (http://www.eletrobras.gov.br/mercado/siese/default.asp, 15 de Fevereiro de 2002).

[9]ELETROBRÁS/UFRJ. Séries Semanais. Rio de Janeiro. (http://www.nuca.ie.ufrj.br, 15 de Fevereiro de 2002).

[10]FIESP/CIESP. Ampliação da oferta de energia através da biomassa. São Paulo: FIESP/CIESP, 2001.

[11]LEMOS, A.A.S. Energia elétrica no Brasil e a co-geração como fonte energética alternativa. Ribeirão Preto, 1996. Monografia (Graduação) - Faculdade de Ciências Econômicas, Instituição Moura Lacerda.

[12]MACEDO,V. Créditos de carbono: ecológicos e economicamente sustentáveis. (http://www.socioambiental.org/website/noticias/geral/20000901.html, 01 de agosto de 2001).

[13]MME. Balanço Energético Nacional 2000. Brasília: Eletrobrás/MME, 2001. (http://www.mme.gov.br, 30 de janeiro de 2002).

[14]SÃO PAULO (Estado). Secretaria do Estado de Energia. O desenvolvimento e as perspectivas da co-geração no setor sucroalcooleiro do Estado de São Paulo. São Paulo, 1997.

[15]SÃO PAULO (Estado). CSPE. Usinas termelétricas de pequeno porte no Estado de São Paulo. São Paulo: Páginas & Letras, 2001.

[16]SOUZA, Z.J.; BURNQUIST, H.L. A comercialização da energia elétrica co-gerada pelo setor sucroalcooleiro. 1. ed., São Paulo: Plêiade, 2000.

[17]VINHAES, É.A.S. A reestruturação da indústria de energia elétrica. Florianópolis, 1999. Dissertação (Mestrado) - Faculdade de Economia, Universidade Federal de Santa Catarina.

 

 

1 A regulamentação das atividades do PIE ocorreu através do Decreto 2.003 de 10/09/96.
2 De acordo com a COMISSÃO DE SERVIÇOS PÚBLICOS DE ENERGIA (2001), até o ano 2000, em um levantamento junto a 137 usinas paulistas, apenas três usinas estavam classificadas como Produtores Independentes de Energia Elétrica: Santa Elisa I em Sertãozinho, São José da Estiva em Novo Horizonte e Univalem em Valparaíso.
3 De acordo com o último levantamento divulgado pelo Ministério de Minas e Energia, a capacidade instalada no País, em 2000, era de 67.713 MW (MME, 2001).
4 O valor da TJLP é fixado periodicamente pelo Banco Central, de acordo com as normas do Conselho Monetário Nacional. De janeiro a março de 2002, foi fixado em 10,0% (BNDES, 2002).
5 Conforme mencionado, inicialmente, a linha direta com o BNDES apresentou um pequeno volume de recursos - dotação de R$ 250 milhões (ELETROBRÁS/UFRJ, 2002).
6 A Medida Provisória foi convertida em Projeto de Lei e será apreciada em votação pelo Senado.
7 Anteriormente, apenas as unidades produtoras com base em fonte eólica e pequenas centrais hidrelétricas obtiveram programas de incentivo específicos, Pró-Eólica e PCH-Com, respectivamente.
8 Para simplificação, supô-se a possibilidade de financiamento de 100% do valor total de financiamento.
9 Somente a Usina Carioba 2 seria responsável por 1.200 MW, a ser inserido na área de concessão da CPFL, representando cerca de 80% do potencial instalado no setor sucroalcooleiro na safra passada (1.541 MW).
10 Segundo Coelho (1999), a maioria do setor sucroalcooleiro utiliza equipamentos de baixa pressão (22 bar), sendo disponível no mercado tecnologias mais eficientes na geração de vapor. "A simples troca por turbinas de múltiplo estágio permitiria uma economia considerável de vapor que poderia expandir nos turbo-geradores, aumentando a eletricidade gerada. " (Coelho, p.54, 1999).
11 Segundo Macedo (2000), em 2000, o preço da tonelada de carbono evitada seria de US$ 5,40, havendo perspectivas de multiplicação desse valor.