Produção do etanol de celulose e biogás

Pesquisa feita na Unicamp propõe aliar a produção do etanol de celulose com a produção de biogás

O etanol de segunda geração, feito com a celulose existente no bagaço da cana-de-açúcar, é uma alternativa importante para aumentar a produção de biocombustível sem prejudicar as plantações de alimentos ou as áreas de preservação ambiental.

Mas como seu processo de produção é mais caro que o do etanol de primeira geração – obtido pela fermentação da sacarose do caldo de cana –, é preciso encontrar alternativas para torná-lo economicamente viável.

A proposta de um grupo de pesquisadores da Universidade Estadual de Campinas (Unicamp) é aliar a produção do etanol de celulose à produção de biogás e usar os resíduos obtidos no processo como fonte de energia para as usinas.

O projeto de pesquisa “Otimização de pré-tratamento de biomassa e hidrólise para maximizar a produção de biogás a partir de resíduos agroindustriais” foi financiado pela FAPESP e realizado em parceria com pesquisadores do Institut National de la Recherche Agronomique (Inra), da França.

"O bagaço de cana que sobra da fabricação do etanol de primeira geração é hoje queimado e usado pela indústria como fonte de energia elétrica ou térmica em forma de vapor. Quando usamos esse bagaço para fabricar o etanol de segunda geração, conseguimos recuperar apenas 32% da energia que seria obtida com a queima em caldeira”, disse a engenheira química Aline Carvalho da Costa, coordenadora da pesquisa.

No modelo proposto pelos pesquisadores, foi possível recuperar cerca de 65% da energia. A vantagem é o aumento da produção de biocombustível líquido, que pode ser usado para transporte e, por isso, tem um apelo econômico maior. “Além disso, o biogás e os demais resíduos podem ser usados como fonte de energia para a indústria, substituindo o bagaço”, ressaltou Costa.

Além da celulose usada na produção do etanol de segunda geração, o bagaço de cana contém hemicelulose – substância composta por açúcares de cinco carbonos chamados pentoses – e lignina – material estrutural da planta, responsável pela rigidez, impermeabilidade e resistência dos tecidos vegetais.

Para que essa biomassa possa ser transformada em biocombustível, ela precisa passar por um pré-tratamento que separa a celulose da lignina, substância que impede a hidrólise. Esse é um dos passos mais caros e menos maduros tecnologicamente no processo produtivo do etanol de segunda geração.

Depois disso, ainda é preciso submeter a celulose à ação de enzimas que vão quebrá-la em várias moléculas de glicose para que os microrganismos consigam fazer a fermentação. Esse procedimento é conhecido como hidrólise.

“A lignina que sobra depois do pré-tratamento pode ser queimada e usada como fonte de energia. O mesmo pode ser feito com o resíduo sólido que sobra após a hidrólise. Mas, quando se fala em etanol de segunda geração, a grande pergunta é: o que fazer com as pentoses? Tivemos então a ideia de transformá-las em biogás”, conta Costa.

A pesquisadora explica que esse tipo de açúcar não pode ser usado na produção de etanol porque os microrganismos não conseguem fermentá-lo de forma eficiente.

“Microrganismos geneticamente modificados conseguiriam, mas isso exigiria uma infraestrutura de biossegurança nas usinas que tornaria a produção inviável no cenário brasileiro atual, embora isso possa mudar em longo prazo”, disse.

Palha de cana

Por meio de um processo de digestão anaeróbica, feito por um conjunto de bactérias capazes de degradar a matéria orgânica, os pesquisadores conseguiram transformar essas pentoses em biogás.

“Essa etapa da pesquisa foi realizada na França, país com muita experiência na produção de biogás a partir de vários resíduos, e contou com a participação de minha aluna de doutorado Sarita Cândida Rabelo”, disse Costa. O doutorado teve apoio de Bolsa da FAPESP.

Buscando tornar mais eficiente e barata a transformação de celulose em etanol, os pesquisadores também compararam dois tipos de pré-tratamento – um feito com cal e outro com peróxido de hidrogênio alcalino. Esse último se mostrou mais promissor, uma vez que necessita de menos tempo e não deixa resíduo na biomassa.

“Essa etapa ainda precisa ser mais amadurecida para tornar o etanol de segunda geração competitivo”, ressalta Costa. O uso de todos os resíduos do processo de produção, avalia, é provavelmente a única forma de tornar o produto economicamente viável e ambientalmente sustentável. “Nossa grande contribuição foi mostrar que o licor de pré-tratamento, rico em pentoses, tem grande potencial para produção de biogás. Embora várias alternativas de aproveitamento das pentoses venham sendo estudadas, nenhuma é ainda definitiva.”

A pesquisadora ressalta que com o etanol de segunda geração é possível aumentar muito a produção de biocombustível do país sem aumentar a área plantada de cana-de-açúcar.

Embora seja possível obter biocombustível a partir de praticamente qualquer biomassa vegetal, o Brasil tem investido no bagaço de cana por esse ser um insumo abundante e que já está na usina, dispensando gasto com transporte.

“Também pesquisamos a produção de etanol usando como matéria-prima a palha da cana, que representa um terço da planta e hoje não é aproveitada. Os resultados parciais têm se mostrado bastante semelhantes aos obtidos com a produção de etanol a partir do bagaço”, disse Costa.

Essa parte da pesquisa deu origem a um trabalho de mestrado que será defendido em março de 2012. Outras três dissertações também integram o projeto. Resultados da pesquisa foram publicados em congressos nacionais e diversas revistas indexadas, entre elas a Bioresource Technology e o Journal of Chemical Technology and Biotechnology. (EcoDebate)

Biogás: uma referência para a pesquisa

10 instituições de pesquisa do Brasil e do exterior estiveram reunidas no Parque Tecnológico de Itaipu (PTI) para formatar o Centro Internacional de Energias Renováveis – com ênfase em Biogás (CIER-Biogás). O lançamento do centro será feito durante a cúpula das Nações Unidas para o Desenvolvimento Sustentável, a Rio+20, que acontece em junho, no Rio de Janeiro.

“Paradoxalmente, o centro será uma entidade descentralizada”, resume o superintendente da Assessoria de Energias Renováveis (ER.GB) da Itaipu, Cícero Bley Júnior. “A ideia é não concentrar as pesquisas em um único lugar, mas fazê-las de forma disseminada. As próprias características do biogás nos forçam a isso: cada região tem sua realidade.”

Para Bley, a maior qualidade no processo de criação do CIER-Biogás é que todas as ações têm resultado concreto, como é o caso, por exemplo, do Condomínio Ajuricaba, que já está em funcionamento em Marechal Cândido Rondon (PR). Ele lembra que a verba para manter o centro está assegurada no orçamento de Itaipu até 2015 e que há muitas outras fontes previstas de financiamento.

Coordenado pela Organização das Nações Unidas para o Desenvolvimento Industrial (Onudi), o futuro centro será o primeiro destes moldes na América Latina e o único do mundo com ênfase em biogás. A Onudi já tem outros centros com ênfase em outras fontes de energia renováveis.

Nos últimos dois dias, Bley Júnior apresentou a ideia do centro aos representantes das entidades – entre eles, o diretor técnico da Onudi, Dmitri Piskounov. Na tarde de quarta-feira, eles visitaram o Condomínio Ajuricaba (mais informações abaixo).

“O que o Brasil vem fazendo na área de agroenergia é importante, porque pode ser levado ao continente africano”, afirma Piskounov. De acordo com ele, na África há muita matéria orgânica desperdiçada que poderia ser aproveitada como combustível. “E para isso, contaremos com a expertise do Brasil”, conclui.

O Condomínio Ajuricaba – No total, 33 propriedades contam com biodigestores, que fazem o tratamento dos dejetos da pecuária. Depois de serem digeridos por microorganismos, os resíduos produzem biogás, que é canalizado para uma microcentral termoelétrica. Os resíduos finais são armazenados em um lago e bombeados para a pastagem como fertilizante. São 25,5 km de gasodutos instalados. Quando estiverem em pleno funcionamento, o conjunto de propriedades irá gerar 820 m³ de biogás.

Parte do gás é usado na secagem de grãos, utilizados para a produção de ração. O uso nobre do biogás acontece depois de ele passar por um filtro que separa o metano do gás carbônico e do ácido sulfídrico. Ele chega com 70% de metano e sai com mais de 90%, podendo ir para a microcentral elétrica e gerar energia. A eletricidade é usada nas propriedades e o excedente é vendido para Copel. Assim, os produtores ganham com fertilizante, energia e créditos de carbono. (ambienteenergia)

Usinas renováveis no Saara ajudarão a Europa

Consórcio Desertec: Usinas solares e eólicas no Saara vão abastecer até 20% da Europa

Linhas de transmissão atravessarão o mar. Mapa: Wikipédia

A Europa busca nos desertos um caminho para suprir sua demanda energética. Em 2011, a Espanha começou a usar a todo vapor a maior usina solar no mundo, instalada numa das regiões mais áridas do país. Mas o mais ambicioso projeto europeu está em curso na África, no Deserto do Saara. É lá que o consórcio Desertec http://www.desertec.org/ , formado por 50 empresas alemãs, começa a construir este ano uma usina de energia solar colossal. A ideia é construir usinas solares em várias partes do Saara para atender de 15% a 20% das necessidades europeias.

A primeira usina, que ocupará uma área de 12 quilômetros quadrados, fornecerá 500 megawatts de energia para o Velho Continente a partir de 2014. Mas, de acordo com Paul van Son, chefe do projeto, ainda não foi decidido se será usada a tecnologia de solartermia (aquecimento da água para a movimentação de uma turbina a vapor), ou o método fotovoltaico. A geração fotovoltaica tem a vantagem de ser mais barata, produzindo energia pela ação da luz do Sol no silício das células captadoras. Já a geração fotovoltaica, usada na usina egípcia Kuraymot é mais cara, mas tem a vantagem de permitir a produção de energia à noite. A usina egípcia foi construída pela empresa alemã Solar Millenium, que faz parte do consórcio Desertec e também construiu as usinas Andasol 1, 2 e 3 na Andaluzia, Espanha, entre as mais modernas do mundo e um exemplo do que será a usina do Saara.

Christine Krebs, porta-voz da Solar Millenium, explica que a configuração das usinas espanholas permite que o calor do dia seja guardado para geração à noite. “O calor é armazenado, o que torna possível a produção de energia também depois do pôr do sol.”

Com sede na cidade de Erlangen, a Solar Millenium está instalada onde antigamente funcionava também a filial da empresa Siemens Kraftwerkunion (KWU), responsável pela construção das usinas nucleares brasileiras Angra 2 e 3.

Apesar de o sistema de geração ainda não ter sido decidido, a primeira usina terá um investimento previsto de 2 bilhões de euros. Ao todo, o projeto, que prevê a construção de mais usinas em Marrocos, Egito, Argélia e outros países, deverá custar 400 bilhões de euros, sendo 50 bilhões só nas linhas de transmissão. Há poucos dias, também foi assinado um acordo com o grupo argelino Sonelgaz para a construção de usinas de energia solar no país africano.

Os cabos de transmissão já começaram a ser instalados no Mar Mediterrâneo. Para isso, foi fechado um acordo com o grupo francês Medgrid, um consórcio de 20 empresas do país. A DII (Iniciativa Industrial), o grupo que realiza o projeto Desertec, assinou acordos de cooperação também com uma empresa espanhola que já tem uma linha de transmissão de energia entre Espanha e Marrocos com capacidade de 1.400 megawatts.

A usina solar térmica Andasol 3, na Espanha, pode gerar energia também à noite
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Embora o Marrocos tenha Sol em abundância, ele importa energia da Espanha. Com o projeto da Desertec, há produção de energia também para consumo local. Fazem parte do consórcio alemão, criado em 2009, algumas das mais importantes empresas do país nos setores tecnológico (Siemens e ABB); de energia (RWE e E.on); e financeiro (Deutsche Bank e a companhia de resseguros Münchner Rück).

Günther Oettinger, comissário de Energia da União Europeia, vê o projeto Desertec como a opção do futuro de uma Europa sem energia atômica. Por enquanto, apenas a Alemanha decidiu por lei abandonar o uso da energia nuclear, mas as alternativas renováveis são vistas como o futuro de todo o continente. Atualmente, 80% da energia da França vêm de centrais atômicas. “Há agora uma perspectiva concreta para a produção de energia solar e eólica para o proveito das populações na Europa, Norte da África e Oriente Médio”, diz Oettinger.

Noureddine Bouterc, chefe da Sonelgaz, conta que a meta de seu país é atingir 40% do abastecimento de energia vinda de fontes renováveis até 2030. Ao participar do projeto Desertec, a Argélia planeja exportar 10 gigawatts por ano.

Segundo Paul van Son, a ideia de produzir energia no deserto para o consumo na Europa deixou de ser uma visão para tornar-se uma realidade concreta. Um dos obstáculos, porém, é o ainda alto custo desta energia. Em comparação com as fontes tradicionais, a geração solar é mais cara. Mas os responsáveis pelo projeto contam com subsídios, pelo menos dos governos europeus, e com uma redução dos custos em longo prazo. “A tecnologia é ainda nova, os custos devem baixar”, pondera o chefe do Desertec.

Atualmente, os custos da energia solar e eólica – as centrais do deserto do Saara terão também turbinas para produção de energia eólica – são muito mais altos do que nuclear, hidrelétrica ou de usinas de carvão. Christine Krebs calcula que um quilowatt-hora de energia hidrelétrica custa seis centavos de euro. Já a mesma quantidade de energia solar custa 40 centavos de euro. Segundo ela, no começo essa forma de energia renovável vai depender dos subsídios públicos. Mas como a Alemanha decidiu depois da catástrofe de Fukushima, no Japão, desativar as usinas nucleares do país em um prazo de cerca de dez anos, a disposição do governo em dar subsídios para o projeto Desertec é grande, mesmo com a crise do euro. Ainda este ano, o consórcio vai decidir quantas usinas e qual será a área total do deserto a ser ocupada com sua rede de usinas solares e eólicas. (EcoDebate)

Energia eólica: 'Pré-sal' do Sertão

Um grupo de investidores paranaenses encontrou no sertão da Bahia o que classifica de “Pré-sal do Sertão”. Mas, ao contrário das reservas marítimas de petróleo, localizadas a mais de 5 mil metros de profundidade, o potencial energético daquela região está no ar – ou melhor, no vento que sopra forte em uma área até então inexplorada pelos investidores do setor de energia.

A Empresa Paranaense de Energia (EPP), holding formada por empresários com atuação em diversos setores, está desbravando novos territórios e já tem três projetos de geração eólica no interior da Bahia. A carteira de investimentos na região passa de R$ 6 bilhões e tem um potencial de geração de 1,7 mil megawatts (MW), equivalente à da usina de Foz do Areia, segunda maior hidrelétrica do Paraná, menor apenas que Itaipu.

“Fomos do Rio Grande do Sul ao Rio Grande do Norte em busca de locais para investimento. Na costa do Nordeste, enfrentamos uma forte especulação imobiliária. Na Bahia, encontramos uma nova fronteira, com condições técnicas favoráveis e uma velocidade média do vento de 10 metros por segundo, cerca de 30% acima do que é considerado ideal”, conta o diretor executivo da EPP, Luiz Fernando Cordeiro.

A companhia comprou cerca de 40 mil hectares de terras em três regiões da Bahia. Esses investimentos devem ajudar a mudar o perfil local, diz o executivo. “São áreas sem vocações econômicas, com pequenos municípios extremamente dependentes de repasses de programas federais. Algumas cidades nem sequer têm água potável. A cidade de Gentio do Ouro, antiga área de garimpo, poderá prosperar com a mina de ventos.”

A viabilização dos projetos da EPP tem como base os contratos de venda dessa energia no mercado livre (no qual o contrato é firmado diretamente com o consumidor industrial) ou nos leilões do governo federal – haverá pelo menos um neste ano, para negociar a energia que será gerada nos empreendimentos.

Segundo Cordeiro, 75% dos recursos devem vir do BNDES – que tem linhas específicas para incentivar a geração de energias renováveis – e o restante, dos sócios da EPP e outros parceiros. “Esse investimento é feito ao longo dos anos e se paga”, garante.

O objetivo do grupo é ser referência nacional no segmento de energia limpa e renovável em um horizonte de 20 a 30 anos. “Nosso plano não é vender projetos, é fornecer energia”, afirma o presidente do conselho de administração da EPP, João Elisio Ferraz de Campos, que governou o Paraná entre 1986 e 1987.

Ele diz que o pioneirismo do grupo pode encorajar o empresariado paranaense a ser mais ousado. “Montamos um grupo heterogêneo, com empresários de vários setores, como transportadora, concessionárias de rodovias, seguros. O Paraná está esquecido no plano nacional. O empresariado paranaense tem de se mobilizar e lutar para conquistar espaço. Queremos ser referência para que essa experiência se reproduza em outros setores.”

PCHs ficam na gaveta

Criada com foco no desenvolvimento de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), a EPP perdeu a chance de investir nesse tipo de projeto quando o vento era favorável. Mas a demora na liberação de licenças ambientais, a queda no custo da energia e o aumento no orçamento das obras impediram essas usinas de sair do papel. Na semana passada, uma de suas PCHs recebeu licença prévia do Instituto Ambiental do Paraná (IAP), mas não há prazo para o início da construção.

Atualmente, o custo do megawatt instalado na construção de uma PCH é de R$ 7 milhões – exatamente o dobro do custo da geração eólica. Sem competitividade, os projetos de PCHs ficarão alguns anos guardados na gaveta esperando um cenário mais favorável. “A PCH se tornou um projeto economicamente inviável. Os geradores são caros e 70% do custo é de obra civil, que encareceu muito. Além disso, os locais com melhor potencial já foram explorados”, explica Odilon Camargo, sócio-diretor da empresa de engenharia Camargo Schubert.

Uma conjuntura que obrigou a EPP a rever seus planos. “Mudamos o nosso foco e buscamos participar dos leilões oferecendo o produto eólico”, diz Luiz Fernando Cordeiro, diretor executivo da companhia.

Para que as PCHs voltem a ser interessantes, o custo médio da energia – atualmente em torno de R$ 100 por megawatt-hora (MWh) – deve subir para, no mínimo, R$ 150. “Os projetos ficam na gaveta, mas prontos para serem retomados quando a conjuntura voltar a ser favorável”, garante Cordeiro.

Se por um lado as PCHs são caras, o Brasil tem hoje o custo de geração de energia eólica mais barato do mundo, de menos de R$ 100 por MWh, o que torna o investimento cada vez mais atraente – só a China cresce mais nesse ramo. “É tudo uma questão de competição. O investidor se interessa pelas fontes mais competitivas”, diz Camargo. (EcoDebate)

Energia limpa: Brasil como exemplo

O secretário geral da Organização das Nações Unidas (ONU), Ban Ki-moon, afirmou que o Brasil é um exemplo para os demais países ao adotar uma politica energética voltada para a produção de energias renováveis. A declaração foi feita na abertura da Cúpula Mundial Sobre o Futuro Energético, na semana passada, em Abu Dhabi, nos Emirados Árabes Unidos.

Na ocasião, Ban também elogiou o programa Luz para Todos por garantir o acesso a energia elétrica às populações mais pobres. Além do Brasil, o secretário citou a Índia e a China entre os países comprometidos com os dois temas que dominam as discussões do evento.

Kandeh Yunkella, responsável pela organização da reunião do grupo de Energia Sustentável para Todos disse que o Brasil é um exemplo a ser seguido por dispor de uma matriz elétrica com mais de 80% de energias renováveis, por ser um líder na produção de biocombustíveis e por haver implementado com êxito o Luz Para Todos, que já levou energia elétrica a mais de 14 milhões de brasileiros.

Mais de 100 países estiveram presentes nesse encontro organizado pela ONU com o objetivo de avaliar o futuro da energia no mundo. Além de lideranças governamentais, participaram representantes da indústria de energia, do mundo financeiro e acadêmico.

O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, participou da cúpula como membro do grupo de alto nível de energia sustentável. (ambienteenergia)

Difusão da energia sustentável

ONU lança iniciativa para difundir energia sustentável

Objetivos incluem garantir o acesso à eletricidade para todas as casas e duplicar o peso global da energia renovável

O “Ano Internacional de Energia Sustentável para Todos” começou em 16/01/12, em Abu Dhabi (Emirados Árabes Unidos) com o triplo objetivo de garantir o acesso à eletricidade para todas as casas, duplicar o peso global da energia renovável e melhorar a eficiência energética antes de 2030.

Durante o discurso de inauguração do World Future Energy Summit, o secretário-geral das Nações Unidas (ONU), Ban Ki-moon, disse que esta iniciativa é um empenho pessoal que procura lutar contra a desigualdade e defender a “dignidade humana”.

Ban manifestou que garantir o acesso à eletricidade é uma forma de combater a pobreza, opinião semelhante à do ministro brasileiro de Minas e Energia, Edison Lobão, para quem a extensão da rede a regiões remotas do país melhorou a situação econômica de 15 milhões de pessoas.

O desafio de duplicar o peso das energias renováveis no consumo mundial de energia antes de 2030, até alcançar 30%, é difícil, como reconheceu o próprio Ban Ki-moon, embora factível, segundo todos os participantes do fórum.

Segundo o comissário europeu de Desenvolvimento, Andris Piebalgs, esta transição custaria cerca de 50 bilhões de euros, algo que para a diretora geral da União Internacional para a Conservação da Natureza, Julia Marton-Lefèvre, é pouco quando comparado com o preço de importar combustíveis fósseis.

Uma das ideias mais recorrentes durante a primeira sessão do congresso é a apontada pelo enviado especial do Banco Mundial para a Mudança Climática, Andrew Steer, que insistiu em que “há financiamento”, mas que os investidores exigem segurança normativa para assumir o risco de investir em energias renováveis.

Da mesma maneira, o presidente do Bank of America, Charles Holliday, disse que os bancos investirão em indústrias de energia solar ou eólica em qualquer lugar do mundo que puder obter benefícios com isso.

“Os Governos têm que entender os benefícios da estabilidade normativa e econômica”, assinalou o diretor-geral da Agência Internacional de Energias Renováveis (IRENA), Adnan Amin.

O próprio secretário-geral da ONU apelou à colaboração entre o setor público e o privado, que se encarregassem de aprovar as leis adequadas para o fomento das energias renováveis e de seu financiamento e desenvolvimento.

Esta transmissão de conhecimento deveria afetar, segundo o primeiro-ministro da Coreia do Sul, Kim Hwang-sik, também a relação entre países desenvolvidos e países emergentes, com o objetivo de compartilhar a experiência em uma “política verde” comum.

Outro dos fatores que favorecem os otimistas sobre o cumprimento do triplo objetivo do Ano Internacional de Energia Sustentável para Todos é o compromisso feito pelos países emergentes com as energias renováveis.

Apesar disso, para conseguir a transição a economias com baixos níveis de emissão de dióxido de carbono – advertiu o primeiro-ministro chinês, Wen Jiabao – é imprescindível a energia nuclear.

Wen defendeu o uso pacífico deste tipo de energia e lembrou que seu país combina um forte desenvolvimento das energias renováveis – tanto solar como eólica e hidráulica – com a construção de novas usinas nucleares.

Definitivamente, o triplo objetivo fixado pelas Nações Unidas para 2030 supõe, em palavras de seu secretário-geral, uma forma de “reduzir a pobreza, oferecer oportunidades a todos, dinamizar a economia e lutar contra a mudança climática”.

O World Future Energy Summit é um congresso convocado anualmente por Masdar – uma empresa pública dos Emirados Árabes dedicada à pesquisa e à promoção de energias renováveis – que na edição 2012 receberá 26 mil visitantes e 600 empresas de todo o mundo. (EcoDebate)

Portifólio maior em renováveis

A CPFL Renováveis adquiriu quatro parques eólicos para implantação no Rio Grande do Sul. Os empreendimentos serão construídos no município de Palmares do Sul e a entrada em operação comercial está prevista para o 2013. Os parques Atlântica I, II, IV e V somam potência instalada total de 120MW e possuem 52,7 MW médios de garantia física. O contrato de compra e venda foi assinado recentemente com a Cobra Instalaciones y Servicios S.A.

A totalidade da energia assegurada dos quatro parques foi comercializada no leilão de fontes alternativas de agosto de 2010, por um prazo de 20 anos, ao preço de R$ 135,00 por MWh, considerando a data base de abril de 2010 (R$ 143,79 por MWh na data-base de abril de 2011). A transferência das ações está condicionada à anuência prévia da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

Com a operação, a capacidade instalada em operação e construção de energia eólica da empresa sobe para 880 MW. Após a aquisição, a CPFL Renováveis passa a ter um portfólio de 29 parques eólicos, sendo quatro empreendimentos já em operação comercial no Ceará, com 210MW, e 25 parques em construção no Rio Grande do Norte e no Rio Grande do Sul, que reúnem uma capacidade instalada de 670 MW e tem entrada em operação prevista até 2014. (ambienteenergia)

Erro de cálculo afeta preço de energia

Empresas alegam que governo errou ao estimar volume de energia; correção pode custar 40% a mais para os grandes consumidores.

Empresas do setor elétrico podem amargar um prejuízo por causa de um erro cometido pelos órgãos responsáveis pelo gerenciamento do sistema. Ao calcular quanta energia estará disponível no País nos próximos cinco anos, o volume esperado para as três maiores usinas em construção - Belo Monte, Santo Antônio e Jirau - foi superestimado, jogando o preço da energia para baixo.

Ao detectar o erro no cálculo da energia disponível para as usinas, porém, o preço de comercialização entre grandes consumidores teve de ser elevado em quase 40%. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) promete discutir o problema já na próxima semana. As empresas ameaçam começar uma batalha judicial se a questão não for resolvida.

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) anunciou o recálculo dos preços da energia que servem de referência para o mercado de curto prazo em 37%, em média, com efeito retroativo para as operações efetuadas anteriormente àquela data, o que deve provocar prejuízos às empresas.

"Todo mundo comprou e vendeu energia. Como é que vamos informar aos clientes que a energia que eles compraram a R$ 47 na verdade custou R$ 64?", questiona Reginaldo Medeiros, presidente da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel).

"É a mesma coisa de um cliente comprar uma Land Rover a R$ 110 mil e depois ser informado que o preço é R$ 120 mil", comparou Medeiros.

O erro, de acordo com Medeiros, é do Operador Nacional dos Sistema Elétrico (ONS), encarregado de calcular o custo de operação, que é usado pela câmara de comercialização para fixar o preço de referência usado no mercado livre.

Auditoria. Mário Luiz Menel, presidente da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape), sugere que a Aneel faça uma auditoria para verificar esses "erros" nos preços da energia.

O presidente da Abiape foi informado que o erro na previsão da energia de Santo Antônio e Jirau ocorreu porque, em vez de considerar o cronograma escalonado de entrada em operação das máquinas em cada uma das usinas, a projeção considerou o volume total de energia a ser produzida pelas usinas.

Relatório divulgado pelo ONS informa que, quando a energia de Santo Antônio foi considerada no horizonte de curto prazo, tomou-se por base "toda a vazão da usina", cuja geração se mostrou superior à efetivamente considerada pelo modelo, induzindo "a uma expectativa otimista dos recursos disponíveis".

Preços. Somente neste ano, a CCEE já publicou três correções de preços.

A questão se tornou tão polêmica que já foi parar na Aneel. A agência julgará na terça-feira o pedido de invalidação do novo cálculo dos preços da energia nos meses de janeiro a março deste ano.

"Não se sabe até que ponto está havendo manipulação desse preço. Como é um modelo matemático, ninguém tem clareza do que está sendo calculado, nem a Aneel", criticou Medeiros.

A Abraceel solicitou à Aneel que regulamente em quais situações pode ser refeita a contabilização e sugeriu que não haja efeito retroativo, para não causar insegurança no mercado.

"A nossa sugestão é que, uma vez republicado, não se corrija o passado. Isso tem efeito no resultado das empresas e em ações em bolsa. Se implementado, vai parar na Justiça", alertou a associação.

Nova contabilização. Nos bastidores, fala-se que a CCEE deve publicar uma nova contabilização na próxima semana, para corrigir o erro de cálculo da energia das usinas da região da Amazônia.

A nova contabilização deverá ter efeito retroativo sobre os contratos da energia comercializada nos últimos três anos.

Albert Melo, diretor-geral do Cepel, nega que tenha havido erro. "Não é erro. Como é um aprimoramento, pode ter algum agente que ganhe ou agente que perca", observou. "E quem perder vai tentar provar ao máximo que aquela melhoria foi para pior ou está errada", completou Melo.

Procurados, CCEE, Aneel e ONS não se pronunciaram sobre as falhas apontadas.

Mudanças

37% foi o recalculo feito pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica para os preços da energia que servem de referência para o curto prazo. Anunciada em 29/11/11, a medida tem efeito retroativo para as operações já efetuadas anteriormente. (OESP)

Redes Inteligentes: em busca da tecnologia certa

Com uma série de projetos piloto em marcha, o Brasil começa a experimentar a tecnologia de Smart Grid para o sistema de distribuição de energia. Cidades como o Rio de Janeiro, Aparecida (SP), Sete Lagoas (MG) e Parintins (AM) têm projetos para testar a solução. Para o Luiz Rogério Varasquim, consultor a Kema, encontrar a tecnologia certa é o grande desafio para quem pretende empregar um sistema de redes inteligentes. Nesta entrevista, ele fala sobre Smart Grid, destacando seus benefícios e vantagens para as empresas de energia e os consumidores.

Ambiente Energia – Como o senhor avalia a introdução das redes inteligentes no Brasil e os primeiros projetos pilotos por aqui?

Luiz Rogério Varasquim - A introdução de redes inteligentes no Brasil está ocorrendo gradativamente e como ocorre em todo início de uma implementação como esta, requer um montante considerável de investimentos. Contudo, os projetos pilotos que têm sido implementados nas distribuidoras são abrangentes e poderão apresentar resultados que tendem a alavancar as implementações de uma forma mais acelerada.

Ambiente Energia – MME, Aneel e empresas já estão estudando o emprego desta tecnologia já há algum tempo, existindo, inclusive, um grande programa de substituição de medidores. Que ganhos o smart grid pode trazer para um projeto deste porte?

Luiz Rogério Varasquim - A instalação de medidores inteligentes no sistema de distribuição, agregará valor significativo para: a redução de perdas não técnicas, questão importante para o Brasil, para a implementação de tarifas variáveis, com foco na redução no horário de ponta do sistema, para a implementação de gestão pelo lado da demanda, além de possibilitar novos serviços para os clientes. Vale ressaltar que o programa de substituição de medidores é o primeiro passo para a implementação de um programa de Smart Grid.

Ambiente Energia – Que impactos o uso das novas tecnologias trazidas pelo smart grid pode trazer para o segmento de distribuição?

Luiz Rogério Varasquim – De um ponto de vista positivo, além dos já mencionados na questão anterior, ainda temos de melhorar a confiabilidade do sistema elétrico, assegurar a qualidade da energia fornecida aos clientes, a ampliação da vida útil dos ativos, permitir a conexão de novas fontes de energia, como geração distribuída, veículos elétricos e armazenamento de energia. O desafio agora será validar as premissas adotadas para estimar esses benefícios, via projetos pilotos ou mesmo implantações de pequeno porte para esse fim.

Ambiente Energia – Quais são as principais preocupações a serem tomadas na implantação de uma solução como esta para que os resultados não fiquem aquém do esperado?

Luiz Rogério Varasquim – Existem preocupações, tais como: ampliação da demanda na ponta do sistema devido ao carregamento das baterias dos veículos elétricos, o aparecimento de harmônicas e flutuações de tensão devido à entrada de geração distribuída (solar, eólica etc.), maior atenção em relação à segurança para a operação e manutenção da rede em função das gerações distribuídas. Contudo, para cada uma dessas preocupações já existem alternativas para mitigar ou mesmo eliminar estas questões. Podem ser utilizadas as experiências já existentes ou mesmo desenvolver soluções específicas caso a caso, em projetos de P&D, via projetos pilotos, como algumas distribuidoras já vêm desenvolvendo.

Ambiente Energia – Do ponto de vista tecnológico, vemos que hoje existem poucas dificuldades para a implantação das redes inteligentes. E do ponto de vista regulatório, o que é preciso mudar ainda?

Luiz Rogério Varasquim - Não é bem verdade que do ponto de vista tecnológico sejam poucas as dificuldades. Exceto para as tecnologias já maduras, que são poucas, não podemos fazer essa afirmação. Precisamos definir bem quais tecnologias devem ser implementadas em cada sistema elétrico. No Brasil com a grande diversidade entre as regiões e mesmo características específicas são encontradas na mesma cidade, a aplicação das tecnologias precisa ser bem definida. Por exemplo, existe uma gama enorme de alternativas para o sistema de Telecomunicação, com várias tecnologias disponíveis, no entanto, definir qual é a melhor alternativa técnica para o local não é uma tarefa simples, requer uma análise bastante profunda para evitar problemas mais adiante. De certa forma, essa definição esta relacionada com os problemas regulatórios envolvidos, pois a grande questão é: que projeto será reconhecido pela Aneel como investimento remunerado e qual não será? Sem uma definição clara de quais tecnologias, e mais do que isso, quais funcionalidades agregarão valor ao sistema elétrico que justifiquem a sua implementação, continuaremos nesse impasse. Por isso que projetos que se proponham a validar as premissas, tanto de custos como de benefícios, com a aplicação das tecnologias mais indicadas para o mercado brasileiro nos parece o melhor caminho para definir qual tecnologia utilizar e qual deve ou não ser reconhecida pelo órgão regulador.

Ambiente Energia – E na cabeça do consumidor como ficam estas mudanças? Qual é a importância da conscientização?

Luiz Rogério Varasquim – Esse é um aspecto fundamental para a implementação com sucesso de um programa de redes inteligentes no Brasil e para qualquer país que queira potencializar os benefícios dessas novas tecnologias. A experiência tem mostrado que projetos que não informam previamente aos clientes de como eles poderão ser beneficiados, tendem a não serem bem sucedidos. Assim, estabelecer um plano de comunicação com os clientes e a sociedade constituída é um passo essencial que deve ser tomado antes de uma implantação de um programa de Smart Grid.

Ambiente Energia – Como anda e quais são os resultados da aplicação do smart grid na Europa e nos Estados Unidos?

Luiz Rogério Varasquim - Europa e Estados Unidos tem bem definidos os focos de benefícios a serem alcançados com a implantação do Smart Grid em função das suas necessidades. Na Europa a necessidade de inserir fontes renováveis no sistema de geração tem sido o maior incentivador do projeto. Assim, os governos potencializam a aplicação com esse fim. Daí o programa 2020, que estabelece que o sistema de geração deverá ter em 2020, 20 % de energia renovável na matriz energética. Já nos Estados Unidos o foco se concentra na redução do pico do sistema, problema importante para o país, assim toda e qualquer fonte de energia deve ser agregada ao sistema elétrico.

Para tanto, há necessidade de se implementar um sistema inteligente para gerenciar todas essas fontes, o que tem sido alcançado com a implementação do programa de redes inteligentes. Claro que não são somente esses dois focos que vem motivando a implantação dos programas de smart grid contudo, eles facilitam a definição dos aspectos regulatórios e o apoio dos governos nessa direção. Assim alguns países da Europa, como Itália e Suécia, possuem programas bastante avançados de smart grid e nos Estados Unidos, algumas regiões também possuem programas bastante abrangentes em curso.

Para o Brasil, não temos ainda um foco definido, até porque como já mencionado as características e necessidades das regiões variam substancialmente. Para os projetos em curso tem se delineado pelo menos 4 grandes focos que o programa de redes inteligentes agrega valor: o primeiro relacionado com o combate a perdas não técnicas, o que por si só se explica, o segundo a melhoria da confiabilidade do sistema e o terceiro a eficiência operacional, com contribuição direta para a modicidade tarifária e eficiência energética. O quarto está relacionado com uma ação que vem do mercado, que indica que as microgerações distribuídas (até 30 kW) tendem a se propagar na medida que os preços se tornarem mais competitivos, em especial energia solar e eólica. Neste caso os medidores inteligentes e algumas tecnologias para conexão serão essenciais para garantir a gestão dessas novas fontes de energia.

Ambiente Energia – Que ganhos esta solução pode trazer em termos de produtividade e de eficiência energética para as empresas de energia?

Luiz Rogério Varasquim - Como já mencionado, implantando-se o programa de smart grid, obviamente em locais que ele agregue valor para o sistema elétrico, ganhos de produtividade e eficiência energética ocorrerão. Um dos principais ganhos está na área de eficiência operacional: melhor controle da vida dos ativos, facilidade da localização de falhas ou mesmo de locais dos serviços, evitar deslocamentos desnecessários, menor volume de acesso nos canais de atendimento, ganhos em qualidade no planejamento, menor carregamento do sistema, dentre outros. Na área de eficiência energética, a redução das perdas não técnicas, assim como das perdas técnicas, possibilitará uma distribuição mais eficaz da energia, desde a geração até o cliente final.

A implementação de tarifas variáveis, para incentivar os clientes a consumirem em horários fora da ponta, além de também reduzir as perdas técnicas poderão postergar investimentos, em especial de geração e transmissão. Além desses aspectos, temos outros benefícios que envolvem ações dos próprios clientes, pois ele terá disponível, em seu celular ou seu computador, dados que permitirão facilidades de acionar aparelhos em sua casa, assim como a redução de sua conta de energia, fatores que serão essenciais para o sucesso do programa, pois o próprio cliente poderá passar a requerer esse tipo de serviço. (ambienteenergia)

Eficiência: novos produtos com índices mínimos

O Ministério de Minas e Energia, por meio do Comitê Gestor de Indicadores e Níveis de Eficiência Energética (CGIEE), vai incluir, até 2020, mais 30 itens na lista de produtos que devem adotar índices mínimos de eficiência energética.

Em 10 anos, o CGIEE em articulação com o Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (Procel), Programa Nacional da Racionalização do Uso dos Derivados do Petróleo e do Gás Natural (Conpet) e Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE), tornou possível a regulamentação de oito equipamentos.

Ao anunciar a medida, durante sessão comemorativa aos dez anos da Lei 10.295/01 – de eficiência energética, na semana passada, o presidente do CGIEE, Paulo Augusto Leonelli, disse que a inclusão de novos itens vai possibilitar que o país tenha níveis de consumo mais eficazes e sustentáveis.

Entre os aparelhos incluídos constam: motores elétricos de indução trifásicos, lâmpadas fluorescentes compactas, fogões e fornos a gás, condicionadores de ar, aquecedores de água e refrigeradores.

Quanto à avaliação dos edifícios, foi implantada a etiquetagem, similar àquelas aplicadas aos eletrodomésticos. Os edifícios serão classificados nos seguintes quesitos: envoltória, iluminação e condicionamento de ar.

No encontro, especialistas ressaltaram a importância da lei em estimular o mecanismo de etiquetagem, que define níveis eficazes de consumo em edificações e veículos leves, além de cerca de 40 outros produtos consumidores de energia.

O secretário-adjunto de Desenvolvimento Energético, Moacir Carlos Bertol, destacou que “a lei retira a ineficiência do mercado e faz com que novos produtos sejam introduzidos,” afirma. (ambienteenergia)