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An. 6. Enc. Energ. Meio Rural 2006

 

Perspectivas da geração distribuída de eletricidade nos estados de São Paulo, Bahia e Mato Grosso

 

 

Sérgio Valdir BajayI; Álvaro Afonso Furtado LeiteI; Cláudio Bezerra de CarvalhoII; Ivo Leandro DorileoIII

INúcleo Interdisciplinar de Planejamento Energético (NIPE) e Departamento de Energia / FEM, Universidade Estadual de Campinas (Unicamp), Campinas, SP
IIUniversidade do Estado da Bahia (UNEB), Alagoinhas, BA
IIINúcleo Interdisciplinar de Estudos em Planejamento Energético da UFMT, Cuiabá, MT e doutorando em planejamento de sistemas energéticos na FEM / Unicamp, Campinas, SP

 

 


RESUMO

Neste trabalho se conceitua a geração distribuída de eletricidade, indicam-se os atuais mecanismos de fomento a este tipo de geração no País e se discute as perspectivas de sua difusão nos Estados de São Paulo, Bahia e Mato Grosso, destacando-se as tecnologias mais promissoras em cada caso e novas políticas de fomento.

Palavras-chave: Geração distribuída; planejamento energético; energia elétrica


ABSTRACT

This paper addresses the concept of distributed generation of electricity and the current support policies for such kind of generation in the country. Their diffusion perspectives in the states of São Paulo, Bahia and Mato Grosso are discussed. The more promising technologies and new policies for them are pointed out.


 

 

1. Introdução

A geração distribuída de eletricidade consiste na produção deste energético no local de seu consumo, ou próximo a ele. Eventuais excedentes desta geração podem ser vendidos à rede local, ou a instalações vizinhas.

Os proprietários de unidades de geração distribuída de eletricidade no Brasil podem ser empresas concessionárias de serviço público de geração, produtores independentes de energia, ou autoprodutores. No caso destes últimos, é comum eles complementarem suas necessidades de consumo deste energético através de aquisições da rede local.

Por não utilizar, ou utilizar pouco as redes de transmissão e distribuição, a geração distribuída propicia economias nos investimentos e nas perdas elétricas nestas redes.

Os impactos ambientais oriundos da construção e operação de instalações de geração distribuída de eletricidade são, em geral, muito menores do que os ocasionados por centrais de grande porte.

As vantagens supra-citadas, mais o rápido desenvolvimento de certas tecnologias, como a de geradores eólicos, tem permitido a diversas tecnologias de geração distribuída compensar suas deseconomias de escala, vis-à-vis as grandes centrais geradoras.

As principais tecnologias de geração distribuída atualmente em uso no País são as pequenas centrais hidrelétricas (PCH's), pequenas centrais termelétricas, em geral utilizando motores de combustão interna e consumindo óleo diesel, unidades de co-geração consumindo gás natural, óleo combustível, resíduos da biomassa, ou resíduos urbanos, geradores eólicos e painéis fotovoltaicos. Das tecnologias ainda em estágio de desenvolvimento, ou ocupando nichos de mercado, pode-se mencionar as células de combustíveis e as microturbinas a gás como as mais promissoras a longo prazo.

Os custos marginais da cadeia de fornecimento de energia elétrica no Brasil, sobretudo os de geração, tem subido nos últimos anos e a expectativa é que esta tendência continue à médio prazo. Isto significa que as tarifas dos consumidores de eletricidade, de uma forma geral, deverão continuar aumentando nos próximos anos (BAJAY, 2005).

Em relação aos consumidores eletro-intensivos, as suas tarifas de eletricidade deverão subir ainda mais do que para a média dos consumidores, já que há subsídios cruzados beneficiando suas tarifas - estas tarifas estão abaixo dos custos marginais que eles imputam ao sistema elétrico e outras categorias de consumidores estão pagando tarifas acima de seus custos marginais - e o Decreto nº 4.667, de 04/04/2003, prevê que estes subsídios sejam eliminados até 2007. Junto a alguns destes segmentos eletro-intensivo, é que residem, a curto e médio prazos, boas oportunidades para a geração distribuída de energia elétrica (BAJAY, 2005).

 

2. Atuais políticas e medidas de fomento à geração distribuída de eletricidade no Brasil

O novo modelo institucional do setor elétrico permite às empresas concessionárias distribuidoras comprar de fontes de geração distribuída, através de um processo licitatório, até 10% da energia que vendem a seus consumidores (Decreto nº 5.163, de 30/07/2004).

A legislação vigente (Lei nº 10.762, de 11/11/2003) também beneficia os proprietários de pequenas centrais hidrelétricas, geradores eólicos, termelétricas à biomassa e co-geradores qualificados, que, se sua capacidade instalada for menor ou igual a 1 MW, pagam só a metade ou menos das tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição.

A Lei nº 10.438, de 26/02/2002, criou o Programa PROINFA para incentivar PCH's, unidades termelétricas que consomem produtos ou resíduos da biomassa e geradores eólicos. Através deste programa se paga valores mais altos para a energia gerada por estas centrais, do que a das fontes de geração mais competitivas. A Fase I deste programa está em plena implementação e prevê a instalação de 3.300 MW destas centrais até 2006. A Lei nº 10.438 também prevê uma Fase II, após 2006, cujas perspectivas econômicas, no momento, estão pouco favoráveis, por conta de modificações, nesta lei, promovidas pelo novo modelo institucional do setor elétrico. A principal falha do PROINFA é não prever mecanismos que estimulem a busca de competitividade das tecnologias de geração distribuída de eletricidade que ela promove; enquanto não se corrigir esta falha dificilmente a Fase II do Programa irá se viabilizar.

A atual legislação do setor elétrico brasileiro permite que proprietários de PCH's possam vender sua energia para "consumidores livres", caracterizados, só para eles, como aqueles com uma demanda maior ou igual a 0,5 MW (salvo esta exceção, criada para fomentar PCH's no País, os "consumidores livres" são definidos pela atual legislação como aqueles com uma demanda maior ou igual a 3 MW e atendidos em nível de tensão maior ou igual a 69 kV). As PCH's também tem isenção relativa à compensação financeira pela utilização de recursos hídricos e podem participar no rateio da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, quando substituírem geração térmica a óleo diesel nos sistemas isolados.

A Petrobrás estima que a substituição progressiva do óleo combustível e do óleo diesel possam engendrar o crescimento de 4 mil a 8 mil MW em co-geração com gás natural, envolvendo investimentos da ordem de US$ 4 a 8 bilhões (PEREIRA, 2004).

Para alavancar estes projetos, a Petrobrás pretende oferecer facilidades que minimizem gargalos que atualmente estão dificultando este negócio:

 

3. Perspectivas da geração distribuída no Estado de São Paulo

De acordo com o Balanço Energético Nacional (BEN) de 2004, da capacidade de geração de energia elétrica instalada no Brasil em 2003, 14,6% localizava-se no Estado de São Paulo. Dos 80.286 MW de capacidade de centrais de serviço público e 6.218 MW de usinas de autoprodutores instalados no País em 31 de dezembro daquele ano, 12,8% e 38,4%, respectivamente, estavam situados no Estado, evidenciando a forte presença local dos autoprodutores. A capacidade de autoprodução de eletricidade no Estado em 2003 estava distribuída entre os seguintes principais segmentos econômicos, em ordem decrescente de participação, no Estado: açúcar e álcool - 49,2%, alumínio - 17,3%, papel e celulose - 14,8%, indústria química - 5,2% e setor energético - 5,1%. Dos 10.286 MW de centrais de serviço público e dos 2.386 MW de centrais de autoprodutores instalados no Estado, 5,3% e 80,9% correspondiam a usinas termelétricas, respectivamente, indicando o caráter dominante desta tecnologia entre os autoprodutores, sobretudo na forma de plantas de co-geração, e o seu papel ainda pequeno entre as centrais de serviço público no Estado. Estas últimas foram responsáveis por 10,6 % da eletricidade produzida por este tipo de central em 2003 no País.

De acordo com registros do Sistema de Potencial Hidrelétrico Brasileiro - SIPOT, reproduzidos pelo BEN - 2004, do potencial total do País, de 259.668 MW, 5,9%, ou seja, 15.317 MW situam-se no Estado de São Paulo. Do potencial paulista, 66,5% já era explorado em 2003 por usinas em operação e 0,5% correspondia a usinas em construção; o potencial remanescente está associado a possíveis novas usinas, essencialmente de pequeno e médio porte.

O Estado de São Paulo possui uma grande concentração de segmentos industriais energo-intensivos que oferecem condições favoráveis à geração distribuída de eletricidade. Pode-se mencionar a indústria sucro-alooleira, as refinarias de petróleo, a indústria de papel e celulose, a indústria siderúrgica, a indústria química de base, ente outras.

As fontes de geração distribuída mais promissoras para o Estado de São Paulo, a curto e médio prazos, são a co-geração com gás natural, a co-geração com resíduos industriais, agrícolas e urbanos e as pequenas centrais hidrelétricas (BAJAY, 2005).

Segundo Pereira (2004), as principais oportunidades para a co-geração à gás natural no Estado de São Paulo estão nos segmentos industriais que mais consomem óleo combustível: indústria química, indústria de papel e celulose e indústria de alimentos e bebidas. Podem-se destacar, também, oportunidades em alguns segmentos de maior porte do setor de serviços, tais como shopping centers, hospitais, supermercados e hotéis.

O governo do Estado de São Paulo precisa ter uma participação ativa, junto com a Petrobrás e as concessionárias distribuidoras de gás canalizado, na expansão do mercado de gás natural no Estado, com destaque para a co-geração à gás. Esta expansão irá trazer ganhos de competitividade e geração de empregos nos segmentos consumidores envolvidos, além de benefícios ambientais, na medida em que o gás natural polui menos do que a maior parte dos energéticos que irá substituir. Esta participação pode ocorrer na forma de incentivos, fiscais e creditícios (através de financiamentos da Caixa Econômica Estadual), para a expansão da rede de gasodutos, reais e virtuais, de distribuição no Estado e na elaboração, no âmbito do Conselho Estadual de Política Energética (criada há dois anos, mas ainda não instalada) e com o suporte da Petrobrás e das concessionárias locais de gás, de uma política de preços, por segmento consumidor, para este energético que estimule uma vigorosa expansão de seu mercado no Estado (BAJAY, 2005). É importante se ter em mente que as tarifas do gás canalizado no Estado são reguladas pela Comissão de Serviços Públicos de Energia (CSPE), o que facilita a implantação da política de preços que vier a ser estabelecida.

Os principais resíduos industriais que vem sendo utilizados em plantas de co-geração no Estado de São Paulo são o bagaço da cana de açúcar nas usinas sucro-alcooleiras, cavacos e lixívia em plantas de papel e celulose, gás de coqueria e gás de alto forno em usinas siderúrgicas, e óleos residuais em refinarias e instalações petroquímicas. Aumentando a produção destes segmentos industriais, cresce proporcionalmente este tipo de geração distribuída. Por outro lado, novos desenvolvimentos tecnológicos, como, por exemplo, a gaseificação em larga escala do bagaço da cana, cavacos e lixívia, podem aumentar substancialmente a eficiência na produção de eletricidade nas plantas de co-geração. A principal iniciativa que a Secretaria de Energia, Recursos Hídricos e Saneamento, junto com a Secretaria de Ciência, Tecnologia, Desenvolvimento Econômico e Turismo e a Fundação de Apoio à Pesquisa no Estado de São Paulo (FAPESP), poderiam tomar em relação a este caso é aumentar a participação destas instituições nestes novos desenvolvimentos tecnológicos.

O Estado de São Paulo é o maior produtor nacional de cana-de-açúcar, com aproximadamente 60% da produção nacional, correspondendo a mais de 200 milhões de tonelada nas últimas safras. O Estado tem, atualmente, uma capacidade instalada de 1.384 MW e uma capacidade em instalação de 617 MW em unidades de co-geração no seu setor sucro-alcooleiro (WALTER et alii, 2005). De um total de 655,34 MW de potência produzida em centrais de co-geração queimando bagaço da cana contratados no País, no âmbito da Fase I do PROINFA, 241,62 MW se situam no Estado de São Paulo (TOLMASQUIM, 2005).

Walter et alii (2005) simularam a expansão da indústria sucro-alcooleira nacional, adotando taxas de crescimento indicadas por especialistas desta indústria, e desagregaram os incrementos previstos entre os principais estados produtores. Eles também simularam várias tecnologias de co-geração para esta expansão. A tecnologia mais favorável possibilita um potencial de geração de eletricidade excedente no Estado de São Paulo, em um cenário tendencial, de 11.195 MW médios em 2010.

Com a exceção das cascas de árvores, que são utilizadas como combustível nas caldeiras de biomassa das fábricas de papel e celulose, pouco uso se faz hoje de resíduos agrícolas na geração distribuída de eletricidade em unidades de co-geração. O potencial existente no Estado, no entanto, é grande, se cerca da metade de outros resíduos florestais e das pontas e folhas da cana de açúcar passarem a ser recolhidas e queimadas nestas unidades, como se faz, por exemplo, no caso de resíduos florestais, na Suécia e na Finlândia, grandes produtores mundiais de papel e celulose; a outra metade destes resíduos seria deixado no campo, para servir como adubo. A concretização deste potencial está intimamente ligada aos avanços na mecanização da colheita nas florestas e nas plantações de cana, que tem sido lentas, sobretudo no caso da cana. Planos conjuntos e integrados teriam que se estabelecidos, envolvendo a Secretaria de Energia, Recursos Hídricos e Saneamento, Secretaria da Agricultura e Abastecimento e Secretaria do Meio Ambiente, esta última sobretudo no que diz respeito às queimadas associadas à colheita manual da cana (BAJAY, 2005).

Segundo Walter et alii (2005), o Estado de São Paulo tem atualmente uma capacidade instalada e em vias de entrar em operação de 27,8 MW em unidades de co-geração que queimam resíduos de madeira. Assumindo, para o período até 2015, taxas de crescimento da produção de madeira em tora no Estado semelhantes aos verificados nos últimos cinco anos, e para os dez anos seguintes, uma taxa menor, Walter et alii estimaram um potencial de geração de eletricidade a partir de madeira plantada no Estado de 79,812 MW médios em 2010, 111, 446 MW médios em 2015 e 167,254 MW médios em 2025; ; os valores correspondentes de energia excedente são 2,533 MW médios em 2010, 3,537 MW médios em 2015 e 5,308 MW médios em 2025.

Co-geração com resíduos urbanos não existe ainda no Estado de São Paulo, apesar de ser um grande sucesso, econômico e ambiental, em inúmeros países desenvolvidos. Como o Estado possui diversas cidades de médio e grande porte, com uma produção significativa de resíduos urbanos, esta alternativa deveria ser cuidadosamente estudada e, eventualmente fomentada, no âmbito do Conselho Estadual de Política Energética, com propostas conjuntas elaboradas pela Secretaria de Energia, Recursos Hídricos e Saneamento e pela Secretaria de Meio Ambiente.

O Estado ainda possui um potencial hidrelétrico remanescente não desprezível, principalmente na forma de pequenas centrais hidrelétricas (PCH's), cujos custos unitários de geração usualmente são mais altos, mas seus impactos ambientais negativos são bem mais baixos do que os das grandes centrais hidrelétricas. O potencial inventariado de PCH's no Estado de São Paulo em 2002 era de 1006,98 MW, distribuídos em 102 usinas (TOLMASQUIM, 2005). As exigências que tem sido colocadas recentemente no Estado de São Paulo para se conseguir licenças ambientais para estas centrais tem sido consideradas excessivas pelos empresários interessados nestes projetos, inviabilizando economicamente boa parte dos projetos que tem sido apresentados. Esta é uma questão extremamente oportuna para ser analisada pelo Conselho Estadual de Política Energética, que poderia propor diretrizes de cunho ambiental para orientar os empreendedores em seus projetos, além de melhorias metodológicas e algumas padronizações nos procedimentos de licenciamento ambiental (BAJAY, 2005).

Uma pesquisa Delphi, realizada pela Fundação Instituto de Administração para a Eletropaulo em 2005, indicou que os especialistas consultados acreditam que as tecnologias de geração distribuída que terão maior capacidade instalada em 2015 no Estado de São Paulo são as unidades de co-geração que consomem gás natural, ou resíduos agrícolas, seguidas de usinas termelétricas ou plantas de co-geração consumindo resíduos urbanos, PCH's e micro turbinas a gás. Segundo os respondentes da pesquisa, as participações de motores Diesel, células de combustível, geradores eólicos e painéis fotovoltaicos no total da geração distribuída naquele deverão ser pequenas.

Uma outra pesquisa de opinião, também realizada em 2005, junto a especialistas da Unicamp e da CPFL, no contexto de um programa de P&D realizado pelo Núcleo Interdisciplinar de Planejamento Energético da Unicamp para a CPFL, revelou que os respondentes acreditam que as unidades de co-geração a gás natural, ou consumindo resíduos agrícolas, as PCH's e os moto-geradores consumindo óleo Diesel, ou biodiesel, serão as tecnologias de geração distribuída mais utilizadas no Estado de São Paulo até 2010. Ainda segundo eles, as microturbinas deverão se difundir entre 2011 e 2020 e as unidades de geração solar, tanto fotovoltaica quanto térmica, e as células de combustível ocuparão maiores espaços na geração distribuída do Estado entre 2011 e 2030 (JANNUZZI, 2006).

 

4. Perspectivas da geração distribuída no Estado da Bahia

De acordo com o Balanço Energético Nacional de 2004, da capacidade de geração de energia elétrica instalada no Brasil em 2003, 6,1% localizavam-se no Estado da Bahia. Dos 80.286 MW de capacidade de centrais de serviço público e 6.218 MW de usinas de autoprodutores instalados no País em 31 de dezembro daquele ano, 6,0% e 7,8%, respectivamente, estavam situados no Estado, evidenciando a forte presença local de autoprodutores. Dos 4.831 MW de centrais de serviço público instalados no Estado, 15,4% correspondiam a usinas termelétricas e dos 487 MW de centrais de autoprodutores, 95,7% correspondiam a usinas termelétricas, indicando o caráter dominante desta tecnologia entre os autoprodutores e o seu papel ainda pequeno entre as centrais de serviço público no Estado. Embora a participação das usinas termelétricas no total da energia elétrica produzida ainda seja só de 15,3%, estas poderão se constituir em uma importante fonte de geração de eletricidade, juntamente com as PCH's, devido ao esgotamento de grandes aproveitamentos hídricos no nordeste, ao crescente custo marginal de expansão do sistema elétrico e ao aumento da oferta de gás natural. A capacidade de autoprodução de eletricidade no Estado em 2003 estava distribuída principalmente entre os seguintes segmentos econômicos, em ordem decrescente de participação: indústria química - 55,6%, papel e celulose - 21,7%, energético - 12,9%, agropecuário - 4,1%, siderúrgico - 3,7%, mineração 1,3% e têxtil - 0,7%.

De acordo com os registros do SIPOT, reproduzidos pelo Balanço Energético Nacional de 2004, 4,8% do potencial total do País, ou seja, 12.530 MW situam-se no Estado da Bahia. Do potencial baiano, 40,9% já era explorado em 2003 por usinas em operação e 1,5% correspondia a usinas em construção; o potencial remanescente está associado a possíveis novas usinas, essencialmente de pequeno e médio porte. Em 2002, segundo registros do SIPOT, havia 914 MW de potencial inventariado de PCH's no Estado da Bahia, distribuídos entre 87 centrais (TOLMASQUIM, 2005).

A Tabela 1 apresenta uma estimativa do potencial hidrelétrico remanescente da Bahia, de acordo com o estágio de evolução dos estudos e projetos das usinas na Superintendência de Gestão dos Potenciais Hidráulicos - SPH da ANEEL. Como esta estimativa só cobre estudos e projetos registrados na SPH da ANEEL, ela é inferior à estimativa de potencial remanescente do SIPOT (CARVALHO, 2005). Dos 1.191,84 MW de capacidade de PCH's contratados na Fase I do PROINFA, 3,5% se situam na Bahia (TOLMASQUIM, 2005)

A capacidade instalada de geração de eletricidade do segmento sucro-alcooleiro no Estado da Bahia é de 11,5 MW (WALTER et alii, 2005). O potencial estimado de geração de energia elétrica no Estado através do aproveitamento de cana-de-açúcar está entre 200 a 1.000 GWh/ano, resíduos agrícolas entre 50 a 500 GWh/ano, resíduos de madeira entre 200 e 500 GWh/ano e aproveitamento de óleos vegetais ente 2 a 10 GWh/ano (ANEEL, 2002).

Segundo o banco de dados de geração da ANEEL (BIG), está prevista a construção de uma usina eólica no Estado da Bahia, com uma potência associada de 192.100 kW. Considerando-se que a tendência da tecnologia aponta para turbinas com capacidade superior a 1 MW e alturas de torre iguais ou superiores a 70m, pode-se estimar o potencial eólico da Bahia como sendo da ordem de 14.5 GW e 31.9 TWh/ano.

A magnitude do potencial eólio-elétrico estimado está associado à grande área territorial aproveitável, 7.231 km2, com uma ocupação assumida de 2 MW/km2 . Como comparação, a capacidade hidrelétrica instalada na Região Nordeste, hoje da ordem de 10 GW, tem cerca de 5.800 km2 de área alagável máxima, o que representa aproximadamente 1,75 MW/km2 . No caso eólico, a área utilizada pode permanecer disponível à atividade agropecuária original. Em termos de energia gerada, usinas hidrelétricas têm aproximadamente o dobro do fator de capacidade de usinas eólio-elétricas (CARVALHO, 2005).

O melhor potencial eólico da Bahia se encontra nas elevações da área central, formadas por serras e chapadas. Apesar de existirem muitas áreas com relevo extremamente complexo, foram constatadas ocorrências de extensas áreas de grande altitude com relevo e rugosidade bastante favoráveis à geração eólica.

De acordo com os mapas de insolação, o território do Estado da Bahia é bastante favorável para a instalação de painéis fotovoltaicos.

 

5. Perspectivas da geração distribuída no Estado de Mato Grosso

Canavarros et alii (2005) estimam a oferta potencial de eletricidade a partir de geração distribuída oriunda de vários tipos de fontes, por mesorregiões do Estado, para o ano de 2007. Os valores estimados estão na Tabela 2.

Em 2002, segundo registros do SIPOT, havia 84 PCH's inventariadas no Estado de Mato Grosso, perfazendo uma capacidade total de 1.445,45 MW. Da capacidade total de PCH's contratada na Fase I do PROINFA, 23,9% se situam no Mato Grosso (TOLMASQUIM, 2005).

Na mesorregião norte do Estado foram consumidos 37,7 milhões de litros de óleo diesel em 2003 para geração de eletricidade, recomendando o aproveitamento dos potenciais hidráulicos locais (Canavarros et alii, 2005).

Segundo o banco de dados BIG, da ANEEL, a capacidade instalada de geração de eletricidade nas usinas sucro-alcooleiras do Estado de Mato Grosso era de 53 MW no segundo semestre de 2005. Os estudos prospectivos desenvolvidos por Walter et alii (2005) prevêem um aumento da participação do Estado na moagem total de cana de açúcar no País de 4,2% em 2005 para 4,5% em 2010 e 6,6% em 2025. Estes mesmos estudos estimam um potencial máximo de geração de eletricidade excedente de 876 MW médios em 2010, em um cenário tendencial, dentre as configurações de unidades de co-geração simuladas.

Walter et alii (2005) também estimaram potencias de geração de eletricidade a partir da extração da madeira e da casca de arroz no Estado de Mato Grosso.

O potencial estimado por eles para o segmento madeireiro extrativo, em um cenário tendencial, é de 45 MW médios em 2010, localizado nas mesorregiões norte e sudoeste; a capacidade instalada neste segmento em 2005 era de 9,72 MW, segundo o banco de dados BIG, da ANEEL.

Mato Grosso é o terceiro maior produtor de arroz no País, tendo apresentado uma taxa média de crescimento de 4,7% a.a. nos últimos cinco anos. Assumindo a manutenção desta taxa até 2015, WALTER et alii (2005) estimam um potencial total de geração de eletricidade no Estado, a partir da casca de arroz, de 55,6 MW médios em 2010 e 81 MW médios em 2025; a geração excedente estimada é de 40 MW médios em 2010 e 58 MW médios em 2015. Estes potenciais estão concentrados nas mesorregiões norte e nordeste.

Segundo CANAVARROS et alii, 2005), o uso da energia solar para a produção direta de energia elétrica é indicado para as comunidades isoladas localizadas muito distantes das redes elétricas das empresas concessionárias distribuidoras, em razão do seu custo de extensão superar os custos da energia solar fotovoltaica. Sabe-se que o principal entrave à expansão do uso da energia fotovoltaica no interior do Brasil na década passada com o Programa de Desenvolvimento Energético dos Estados e Municípios (PRODEEM) foi a falta de manutenção dos equipamentos que compõem o sistema de geração fotovoltaica, entrave este passível de ser eliminado se houver uma determinação política no sentido de as prefeituras municipais se responsabilizarem em promover o treinamento de pessoas, da própria comunidade, para a prestação do serviço de manutenção.

Com a extinção do PRODEEM e o incremento do Programa "LUZ PARA TODOS", acredita-se ter chegado o momento de se implementar políticas públicas que possibilitem o aproveitamento da energia solar nas comunidades isoladas, viabilizando a aquisição de "kits" solares pela população em condições facilitadas de pagamento, podendo para tanto o governo estadual adquiri-los em grande quantidade a um custo reduzido, valendo-se de uma parte dos recursos financeiros decorrentes do ICMS, altamente incidente sobre a fatura mensal dos consumidores, notadamente os de maior consumo, cobrada pela concessionária CEMAT e recolhida ao cofre público estadual (DORILEO, 2006).

 

6. Conclusões

Neste trabalho se discute as políticas e programas atualmente disponíveis para fomentar a geração distribuída de eletricidade no País e se propõe novas políticas e medidas, por parte do governo federal, governos estaduais e empresas que tem interesses neste tipo de geração. Discute-se as tecnologias mais promissoras nos três estados analisados no trabalho e se apresenta, quando disponível, estimativas do potencial futuro destas tecnologias nestes estados.

As fontes de geração distribuída mais promissoras para o Estado de São Paulo, a curto e médio prazos, são a co-geração com gás natural, a co-geração com resíduos industriais, agrícolas e urbanos e as pequenas centrais hidrelétricas.

Estas tecnologias de geração distribuída também possuem potenciais significativos nos Estados da Bahia e de Mato Grosso. Painéis fotovoltaicos devem ter um impacto maior nestes estados, mesmo a curto e médio prazos, por conta dos regimes de insolação favoráveis e da parcela ainda considerável da população rural que vive em comunidades distantes das redes de distribuição e que ainda não tem acesso à energia elétrica. Destaque-se, também, o significativo potencial eólico do Estado da Bahia.

A Agência Internacional de Energia (AIE), em seu cenário de referência (tendencial) para a evolução da matriz energética do mundo, baseado nas políticas energéticas ora em vigor, prevê que as células combustíveis dêem uma contribuição mais significativa para o suprimento de energia no mundo após 2020, majoritariamente em aplicações estacionárias. As células que primeiro devem se tornar comercialmente viáveis são as que envolvem a reforma do gás natural no interior da célula, ou em um dispositivo separado; segundo as projeções do cenário de referência da AIE, estas células devem ser responsáveis por pouco mais que 1 por cento da geração de eletricidade em 2030 (100 GW instalados em países da OCDE). A produção de hidrogênio a partir do carvão ou da biomassa, ou, ainda, utilizando eletrólise não é provável que seja competitiva antes de 2030. Para que as células combustíveis se tornem competitivas na geração distribuída de energia elétrica, seu custo unitário de capital deve cair para abaixo de US$ 1000/kW, ou seja, para abaixo de cerca de um quarto de seu custo atual, e sua eficiência deve se situar entre 52 e 60%, comparado com menos que 40 por cento hoje (IEA, 2004).

Por outro lado, em seu cenário de novas políticas energéticas, que fomentem mais as fontes renováveis de energia, os programas de eficiência energética e a geração distribuída, a AIE assume que as células de combustível podem se tornar econômicas em alguns casos em 2015, ao invés de 2020 como no cenário de referência (IEA, 2004).

 

Referências

ANEEL, Atlas de Energia Elétrica do Brasil, Agência Nacional de Energia Elétrica, Brasília, DF, 2002.

BAJAY, S. V., A Matriz Energética do Estado de São Paulo: Evolução e perspectivas. In: Fórum Legislativo de Desenvolvimento Econômico Sustentado, Relatório 2003/2004: Uma Contribuição à Reflexão sobre o Desenvolvimento, Assembléia Legislativa do Estado de São Paulo, São Paulo, SP, pp. 109-26, 2005.

CANAVARROS, O. B. et alli., Análise das Matrizes Energéticas de Mato Grosso e Mesorregiões, Relatório da UFMT para a Eletronorte, Cuiabá, MT, 2005.

CARVALHO, C. B., Avaliação Crítica do Planejamento Energético de Longo Prazo no Brasil, com Ênfase no Tratamento de Incertezas e Descentralização do Processo, tese de doutorado em planejamento de sistemas energéticos, FEM / Unicamp, julho de 2005.

DORILEO, I. L., A Matriz Energética de Mato Grosso - Análise e Prospecção, dissertação de mestrado em planejamento de sistemas energéticos, FEM / Unicamp, fevereiro de 2006.

IEA, World Energy Outlook, International Energy Agency, Paris, 2004.

JANNUZZI, G. M., Prospecção Tecnológica para o Projeto de Projeção de Mercado da CPFL (Longo Prazo), Relatório do Projeto PD209 entre NIPE/Unicamp e CPFL, Campinas, SP, 2006.

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, Balanço Energético Nacional 2004, Brasília, DF, 2004.

PEREIRA, M. G., Análise da entrada do gás natural na matriz energética - Um panorama das transformações do setor energético paulista, Departamento de Energia/FEM, Universidade Estadual de Campinas, Campinas, SP, 2004.

TOLMASQUIM, M. T. (coordenador), Geração de Energia Elétrica no Brasil, Editora Interciência, Rio de Janeiro, 2005.

WALTER, A. C. S., Llagostera, J. I., Ensinas, A.V., Maio, D. S., Reis, M. e Leme, R. M., Levantamento do Potencial Nacional de Produção de Eletricidade nos Segmentos Sucroalcooleiro, Madeireiro e em Usinas de Beneficiamento de Arroz, Relatório apresentado pelo Núcleo Interdisciplinar de Planejamento Energético (NIPE), da Unicamp, ao Ministério de Minas e Energia, Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento - PNUD, Brasília, DF, 2005.