Algumas novidades no Setor da Cogeração de energia

Com a atual necessidade de ampliar o parque nacional de geração de energia elétrica, devido a tendência de aumento do consumo de energia elétrica, associado à diminuição dos níveis dos reservatórios das hidrelétricas, fazem com que as usinas de açúcar e destilarias de álcool fiquem em evidência.

Com o potencial de geração de energia elétrica destas empresas avaliado em 2.000 MW, no país inteiro, cria-se , então, uma expectativa sobre a utilização desta energia na forma de cogeração.

Paralelamente, desenvolvem-se projetos para cogeração de energia através do gás natural, projetos que podem chegar a um total de 15.000 MW de energia elétrica, disponibilizados no país inteiro.

Com a atual política de comércio de energia, para pequenas quantidades de energia, geradas em um período de 6 a 8 meses ao ano, pouca remuneração se consegue, mas já para grandes quantidades, geradas durante o ano todo, tem-se uma remuneração maior e a possibilidade de venda de energia no mercado atacadista de energia (MAE), recentemente criado para negociar grandes lotes de energia (acima de 50 MW ), diretamente com grandes consumidores, conseguindo assim melhores remunerações.

Recentemente, vimos, entre protestos, a inauguração da unidade de geração de energia elétrica Angra II, com capacidade de gerar 1.300 MW, localizada entre grandes centros consumidores, com um custo de R$ 47 por MWh gerado.

Como podemos esperar uma boa remuneração do, pouco, MWh gerado pelas usinas e destilarias?

E, na atual circunstância, os maiores interessados são os fabricantes de equipamentos, que teriam um retorno rápido da venda de equipamentos, e das concessionárias de energia, que a curto prazo atenderiam a demanda de energia utilizando a energia da biomassa e, posteriormente, se ainda houver interesse neste excedente, com certeza os valores pagos seriam ainda menores.

Neste quadro perguntamos : A cogeração de Energia Elétrica a partir da queima do Bagaço da Cana é uma atividade Competitiva?

As Unidades Produtoras – Usinas e Destilarias

Diante do cenário volátil que vem acompanhando o setor sucroalcooleiro, é inevitável se pensar em diversificação de produtos e formas de melhor aproveitar os recursos disponíveis como fonte incremental de receitas.

Consequentemente visualizou-se neste setor um potencial até então pouco explorado que é a cogeração de energia elétrica através da queima do bagaço da cana ( Biomassa ) e posterior venda de excedentes às concessionárias.

Atualmente tem-se falado muito na cogeração como fonte de renda nas Usinas e Destilarias, mas há um grande intervalo entre “aumento de receitas” e “viabilização de projetos”, que poderá impactar o avanço desta exploração, visto o termo “competitividade da atividade de cogeração” pesar muito na Análise do Investimento.

Neste trabalho, discutiremos os fatores que podem ser chamados como Gargalos da Energia Elétrica e a Cogeração no Setor Sucroalcooleiro.

Cenário atual da energia elétrica

Estimativas apontam que para um crescimento do PIB em torno de 4,7 % a.a., haverá um aumento no consumo de energia elétrica em cerca de 6% a.a.. Alguns especialistas do setor elétrico acreditam que a cada acréscimo de 1% do PIB, há necessidades de um crescimento de 1,5% na geração de energia elétrica.

No quadro abaixo podemos observar que em azul (negrito), estão os valores realizados do Consumo de Energia Elétrica e em vermelho (normal) os valores estimados em GWH para os próximos anos.

COMPORTAMENTO NACIONAL DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA :

Neste gráfico, podemos observar do quanto foi produzido, qual foi o total de energia consumido :

Na análise deste gráfico podemos notar que sobram apenas alguns percentuais de reserva na geração, com uma média de consumo em torno de 89%. Com os baixos níveis dos reservatório hídricos de geração de energia elétrica (1999 e 2000), há uma grande preocupação quanto a falta de energia , pois o volume dos reservatórios estão perto dos 20% ( 2% acima de 1999 ).

Há um grande risco de apagões, pois a quantidade de energia de reserva do sistema nacional durante os horários de maior demanda, ficam em torno de 4%, abaixo do mínimo de 5% recomendado. Os maiores prejudicados no momento são os grandes consumidores industriais, porque a tensão da rede cai prejudicando sua produção.

Estudos indicam que o déficit nacional de energia elétrica está em torno de 4.000 MW ano, visto que para 2001 há um risco de 10% de um colapso no fornecimento. Diante disto, vários dos grandes consumidores industriais vem investindo na auto-suficiência da produção/consumo de energia elétrica, como por exemplo a CSN e a Petrobrás que estão implantando projetos que visam não só a auto-suficiência, mas também uma eventual venda de excedentes, e o Governo está disponibilizando para investimentos no setor nada menos que R$ 90,8 bilhões até 2004.

Até o momento, 287 projetos de geração e distribuição estão em execução totalizando R$ 12,6 bilhões, e mais 498 projetos deverão sair do papel nos próximos quatro anos, acrescentando R$ 78,2 bilhões.

Dentre os 49 projetos tidos como prioritário pelo Ministérios de Minas e Energia, 43 são de origem termelétricas a gás. Tal propensão dá-se ao rápido ciclo de construção das térmicas em relação às hidrelétricas.

Num cronograma do Governo, o Ministério das Minas e Energias programou a instalação de 16 usinas termelétricas a gás fornecendo 3.362 MW ( 20 milhões m3 de gás natural ao dia )para 2001, 3.097 MW em 2002 e 7.366 MW em 2003, bem perto da demanda estimada – 4.000 MW ao ano.

No gráfico abaixo, podemos observar como serão distribuídos os recursos pelo Ministério de Minas e Energia :

O setor sucroalcooleiro

A entrada das Usinas de Açúcar e Álcool no segmento de energia elétrica dá-se ao fato que diante dos 4.000 MW deficitários ao ano, há uma capacidade de fornecimento de 2.000 MW pelas Usinas, sendo que 1.000 MW está centrada na região de Ribeirão Preto, São Paulo. Não podemos nos esquecer que esta capacidade de cogeração de energia elétrica pelas Usinas e Destilarias, é um valor fixo, não havendo crescimento conforme o aumento da demanda de energia elétrica.

Atualmente as usinas produzem 700 MW de energia e vendem às operadoras apenas 40 MW, o que corresponde ao excedente de sua produção, que pode iluminar uma cidade de aproximadamente 600 mil habitantes.

As usinas da região de Ribeirão Preto colhem cerca de 30% da cana produzida no Brasil e já existem organizações de coordenação consolidadas para oferecer cerca de 183 MW.

Do ponto de vista energético, as usinas sempre produziram um volume grande de bagaço, que por ventura foi um grande transtorno quanto à disposição deste bagaço na natureza. Diante deste fato, as Usinas instalaram ao longo dos anos, modelos que consomem todo esse resíduo sem deixar nada sobrar, dessa forma, evita-se o consumo de combustíveis externos e se dispões do bagaço produzido, não preocupando-se em ter equipamentos eficientes do ponto de vista energético.

Normalmente o bagaço que queima nas caldeiras contem 50% de umidade, reduzindo a 1/3 a sua eficiência calórica, e as caldeiras em modo geral aproveitam cerca de 65% desse calor.

Numa planta otimizada, pode-se obter uma sobra de 25% do bagaço produzido, podendo assim gerar cerca de 200 wh por tonelada de bagaço.

Numa breve análise podemos observar como está a produção nacional de energia elétrica e como se posiciona o setor sucroalcooleiro neste cenário:

O que é a cogeração

Cogeração é um processo simultâneo de energia mecânica e térmica, a partir de uma mesma fonte primária de energia.

O processo de cogeração de energia elétrica consiste em aproveitar o vapor produzido pela queima de combustível (biomassa) para movimentar os equipamentos da própria indústria e, simultaneamente, acionar conjuntos geradores de energia elétrica. Essa energia é usada para consumo próprio e quando há excedente, este é comercializado junto às distribuidoras e concessionárias do setor elétrico. A cogeração é uma tecnologia normalmente implantada em indústrias de açúcar e álcool, de madeira e de papel e celulose, dentre outras.

Nos quadros abaixo estão sendo apresentados dois tipos de ciclos de geração de Energia elétrica .

1. Ciclo Rankine : ciclo de conversão termomecânica que emprega turbina a vapor cujo o objetivo é a geração de eletricidade e/ou potência mecânica para acionamento de equipamentos, muito usado em usinas de açúcar a álcool.

2. Ciclo Combinado : Ocorre quando associamos dois ciclos de potência em série, ou seja o rejeito de um deles é insumo do outro, objetivando otimizar o uso do insumo energético consumido pelo primeiro ciclo para melhorar o rendimento global dos dois ciclos, usualmente aplicado em termelétricas.

SISTEMA DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

CICLO Rankine

Usinas de Açúcar e Álcool

EFICIÊNCIA MÉDIA = 45 %

SISTEMA DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

CICLO COMBINADO

Altas Potências – Termelétricas

EFICIÊNCIA MÉDIA = 80%

PRIVATIZAÇÕES COMO FONTE DE RECEITAS FEDERAIS

O que estava formulado para ser um vetor de desenvolvimento industrial foi subestimado e o processo de privatização se transformou simplesmente em uma cunha arrecadatória. Sem dúvida, o impacto no ânimo dos investidores foi grande e a confiança profundamente abalada causando um quadro preocupante e ruim ao país.

Neste cenário de Privatizações ( Investimentos Externos ), os totais dos Ativos foram todos realizados em Reais ( R$ ) contrário aos Passivos que estão fixados em Dólares ( US$ ). Em virtude da insegurança instalada, o Governo estuda formas de dolarizar as tarifas de energia elétrica como fonte variáveis de receitas para que os investidores estrangeiros possam planejar melhor o retorno de seus investimentos diante de uma moeda estável.

O Brasil hoje é o segundo maior receptor de investimentos diretos estrangeiros no mundo. Em 1980 o Brasil obteve um total de R$ 1 Bilhão de investimentos e, no mandato de FHC chegamos a R$ 20 Bilhões com perspectiva de chegar a R$ 30 Bilhões neste ano ( 2001 ). No planejamento de médio e longo prazo, o Banco Central trabalha com 4% do PIB de participação do foreign direct investiment (investimentos diretos estrangeiros).

Certamente o que o Brasil fez foi vender cerca de R$ 20 Bilhões de seus ativos e criar uma expectativa nos agentes, pois esse montante foi aportado e pego pela desvalorização cambial que alterou todo o cálculo financeiro do negócio. O Brasil passou por uma primeira onda de investimentos na infra-estrutura de energia e não conseguiu manter a atratividade e, agora, vai para a segunda onda.

ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS / CONCLUSÕES

Quanto a avaliação dos investimentos, fica aqui uma grande lacuna devido à volatilidade das informações que são transmitidas através da mídia, observe os dados abaixo :

Investimentos em cogeração através do bagaço da cana :

De US$ 150 mil / MW

Até US$ 270 mil / MW

Variação 44,5 %

Esta variação depende do grau de otimização que se encontra a planta fabril, pois quanto menor for o aproveitamento do vapor, maiores serão os investimentos para aproveitar a energia térmica disponível e transforma-la em energia elétrica.

Dados do Governo Federal, indicam um investimento na ordem de US$ 1,5 Bilhões para a produção de 2.000 MW em termelétricas a gás, ou seja, cerca de US$ 700 Mil / MW instalado.

Comparando-se com os investimentos da Cogeração a partir do bagaço da Cana, as termelétricas são de um elevado valor de investimentos. Esta diferença deve-se à racionalização dos processos industriais nas Usinas e Destilarias, que já se encontram com uma capacidade instalada e mal aproveitada, reduzindo assim os investimentos iniciais, bastando apenas otimizar seus processos, com uma ressalva de que o potencial de cogeração obtido com pouco investimento não se compara ao potencial obtido com uma completa reformulação do sistema energético das Usinas.

Na mídia foi divulgado : ” Usina de Açúcar e Álcool da região de Ribeirão Preto SP, investiu um total de R$ 25 milhões para cogerar 23 MW, cerca de R$ 1,08 milhões por MW instalado, atingindo um preço de venda de R$ 55,00 / MW ” .

Especialistas indicam que a partir de US$ 50,00 / MW, o preço começa a se tornar tentador, despertando projetos de grande porte para a geração de energia elétrica.

Quanto aos valores de venda da energia elétrica, o que podemos observar também é a grande volatilidade nos preços do mercado spot, variando de R$ 3,00 / MW até a R$ 200,00 / MW conforme época do ano e horário de comercialização.

Há Usinas que mostram certo interesse em produzir para vender neste mercado volátil, só que são volumes ínfimos de energia elétrica que não trarão ganhos marginais às Usinas Produtoras, mesmo que sejam sobras de sua produção através de otimização dos recursos energéticos, ainda falta aí a visão segura de longo prazo para o retorno de seus investimentos, o que seria inviável para um Fluxo de Caixa de um projeto de Investimento sem horizontes bem definidos de receitas.

As grandes compradoras de energia elétrica oferecem a produtores sazonais (Usinas e Destilarias) através de Contratos de Compra, um valor entre R$ 30,00 e R$ 80,00 / MW, tudo dependendo da qualidade e disponibilidade da energia, chamada de “energia firme” e seu potencial de produção/expansão.

Para complicar mais, as compradoras firmam contratos de compra de energia elétrica por um prazo de 4 a 6 anos no máximo, ou seja, mais ou menos o período de retorno do investimento ( Payback ), sendo que após esta data, deverão ser renegociados os contratos e estipulados novos valores para futuras vendas.

Até ocorrer o momento do ROI (Return of Investiment) ou Payback (Tempo de Retorno) das Usinas e Destilarias, as grandes termelétricas já estarão produzindo energia e disponibilizando ao mercado numa escala bem maior que a cogeração a partir do bagaço e palha da cana.

O que tange neste cenário é a baixa produção da cogeração a partir do bagaço e palha da cana em relação às Termelétricas a Gás, pois, mesmo se agrupando em cooperativas, alianças estratégicas ou alguma alternativa de criar volume nas vendas, os volumes negociados não serão tão expressivos para poder atingir ganhos de escala.

Mesmo que se discuta sobre as Conversões para Energia Útil entre os processos de Termelétricas ( 30,35% ), Ciclo Combinado ( 50,55% ) e Cogeração ( 75,80 % ), as Usinas e Destilarias ainda estariam em desvantagem devido a sua escala.

As usinas poderão no máximo vender excedentes de 30 MW, sendo que para chegarem a este nível necessitam de altos investimentos e as termelétricas através de Ciclo Combinado, podem atingir mais de 400 MW em uma única unidade.

Neste cenário, o Programa Prioritário de Termelétricas do Governo Federal é visto pelos técnicos do governos e da iniciativa privada, como a única solução plausível para se ampliar a produção de energia elétrica no curto prazo e evitar déficit na oferta.

O mesmo não acontece com as hidrelétricas, como no caso da Empresa Hidrelétrica Binacional – Itaipu, quando seu investimento em 18 Turbinas ficou em torno de US$ 184 Milhões por turbina para a produção de 12.600 MW, e até 2003 mais US$ 150 Milhões, para gerar mais 1.400 MW, sem contar o tempo para entrada em operação e os impactos ambientais que causam um investimento deste porte.

Atualmente o mercado de energia elétrica esta favorável devido a necessidade imediata de aumento na produção de energia elétrica, fazendo com que as concessionária de energia elétrica comprem qualquer quantidade de energia excedente das Usinas de Açúcar e Álcool. Mas com os investimentos em termelétricas, daqui a quatro anos teremos um incremento de 15.000 MW no sistema elétrico. Será que nesta data as concessionárias de energia estarão remunerando bem o KW produzido sazonalmente e em baixa escala?

Por exemplo, uma concessionária do interior do estado de SP faz parte de um consórcio que controlará uma termelétrica também instalada no interior deste estado, prevista para funcionar até 2.003, com capacidade de produção de 765 MW. Será que esta concessionária continuará a comprar energia dos pequenos cogeradores? E a que preço?

Um fator muito importante pode estar influenciando a tomada de decisão dos empreendedores sucroalcooleiros – o Payback. Numa pequena demonstração de Fluxo de Caixa podemos observar as restrições deste tipo de análise.

Considerando uma venda de energia elétrica através de contrato com preço estável, usaremos valores fictícios para demonstrar os efeitos da Análise de Payback :

Supomos que uma Usina ou Destilaria está por optar entre investir no Projeto de Cogeração de Energia e outro investimento alternativo chamado de Project 01.

Projeto A = Cogeração de Energia Elétrica

Projeto B = Project 01

Investimento para ambos os investimentos R$ 5.000 Mil

Ano 1

R$ Mil

Ano 2

R$ Mil

Ano 3

R$ Mil

Ano 4

R$ Mil

Ano 5

R$ Mil

Ano 6

R$ Mil

Ano 7

R$ Mil

Ano 8

R$ Mil

Ano 9

R$ Mil

Ano 10

R$ Mil

Projeto A

1.000

1.000

1.000

1.000

1.000

?

?

?

?

?

Projeto B

700

700

700

700

700

700

700

700

700

700

Observamos que nesta simples demonstração, o projeto de menor Payback é o Projeto A, pois o retorno de seus investimentos será em torno de 5 anos, contra o Projeto B que está com um Payback em torno de 7,2 anos, o que nos indica que o projeto A é mais viável em termos de tempo de retorno.

Não estamos considerando aqui as análises de VPL (Valor Presente Líquido), TIR (Taxa Interna de Retorno) e MTIR (Taxa de Retorno em Fluxo de Caixa Reaplicado), o que nos daria índices de maior valor para a decisão de investir entre os dois projetos.

Neste quadro podemos observar que muitos investimentos podem esbarrar-se neste pequeno detalhe de horizonte das receitas.

O que mais preocupa o setor sucroalcooleiro é o futuro das contratações de vendas de energia elétrica.

Deixamos aqui novamente as perguntas :

Será que as concessionárias continuarão a comprar energia elétrica dos pequenos cogeradores? Até quando ? E a que preço?

Ms. Adm. Emp. Luís Fernando Manfrim

Depto de Custos – custos@grupoandrade.com.br

Grupo Andrade S/A

( Andrade Açúcar e Álcool S/A e Agropecuária Piratininga S/A )

Eng.º Marcelo Arantes Severi

Depto de Manutenção Elétrica

Andrade Açúcar e Álcool S/A

CREA-SP: 5060659923 – Engenheiro Eletricista

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É proibida reprodução, cópia ou disponibilização pública sem

Algumas novidades no Setor da Cogeração de energia

Com a atual necessidade de ampliar o parque nacional de geração de energia elétrica, devido a tendência de aumento do consumo de energia elétrica, associado à diminuição dos níveis dos reservatórios das hidrelétricas, fazem com que as usinas de açúcar e destilarias de álcool fiquem em evidência.

Com o potencial de geração de energia elétrica destas empresas avaliado em 2.000 MW, no país inteiro, cria-se , então, uma expectativa sobre a utilização desta energia na forma de cogeração.

Paralelamente, desenvolvem-se projetos para cogeração de energia através do gás natural, projetos que podem chegar a um total de 15.000 MW de energia elétrica, disponibilizados no país inteiro.

Com a atual política de comércio de energia, para pequenas quantidades de energia, geradas em um período de 6 a 8 meses ao ano, pouca remuneração se consegue, mas já para grandes quantidades, geradas durante o ano todo, tem-se uma remuneração maior e a possibilidade de venda de energia no mercado atacadista de energia (MAE), recentemente criado para negociar grandes lotes de energia (acima de 50 MW ), diretamente com grandes consumidores, conseguindo assim melhores remunerações.

Recentemente, vimos, entre protestos, a inauguração da unidade de geração de energia elétrica Angra II, com capacidade de gerar 1.300 MW, localizada entre grandes centros consumidores, com um custo de R$ 47 por MWh gerado.

Como podemos esperar uma boa remuneração do, pouco, MWh gerado pelas usinas e destilarias?

E, na atual circunstância, os maiores interessados são os fabricantes de equipamentos, que teriam um retorno rápido da venda de equipamentos, e das concessionárias de energia, que a curto prazo atenderiam a demanda de energia utilizando a energia da biomassa e, posteriormente, se ainda houver interesse neste excedente, com certeza os valores pagos seriam ainda menores.

Neste quadro perguntamos : A cogeração de Energia Elétrica a partir da queima do Bagaço da Cana é uma atividade Competitiva?

As Unidades Produtoras – Usinas e Destilarias

Diante do cenário volátil que vem acompanhando o setor sucroalcooleiro, é inevitável se pensar em diversificação de produtos e formas de melhor aproveitar os recursos disponíveis como fonte incremental de receitas.

Consequentemente visualizou-se neste setor um potencial até então pouco explorado que é a cogeração de energia elétrica através da queima do bagaço da cana ( Biomassa ) e posterior venda de excedentes às concessionárias.

Atualmente tem-se falado muito na cogeração como fonte de renda nas Usinas e Destilarias, mas há um grande intervalo entre “aumento de receitas” e “viabilização de projetos”, que poderá impactar o avanço desta exploração, visto o termo “competitividade da atividade de cogeração” pesar muito na Análise do Investimento.

Neste trabalho, discutiremos os fatores que podem ser chamados como Gargalos da Energia Elétrica e a Cogeração no Setor Sucroalcooleiro.

Cenário atual da energia elétrica

Estimativas apontam que para um crescimento do PIB em torno de 4,7 % a.a., haverá um aumento no consumo de energia elétrica em cerca de 6% a.a.. Alguns especialistas do setor elétrico acreditam que a cada acréscimo de 1% do PIB, há necessidades de um crescimento de 1,5% na geração de energia elétrica.

No quadro abaixo podemos observar que em azul (negrito), estão os valores realizados do Consumo de Energia Elétrica e em vermelho (normal) os valores estimados em GWH para os próximos anos.

COMPORTAMENTO NACIONAL DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA :

Neste gráfico, podemos observar do quanto foi produzido, qual foi o total de energia consumido :

Na análise deste gráfico podemos notar que sobram apenas alguns percentuais de reserva na geração, com uma média de consumo em torno de 89%. Com os baixos níveis dos reservatório hídricos de geração de energia elétrica (1999 e 2000), há uma grande preocupação quanto a falta de energia , pois o volume dos reservatórios estão perto dos 20% ( 2% acima de 1999 ).

Há um grande risco de apagões, pois a quantidade de energia de reserva do sistema nacional durante os horários de maior demanda, ficam em torno de 4%, abaixo do mínimo de 5% recomendado. Os maiores prejudicados no momento são os grandes consumidores industriais, porque a tensão da rede cai prejudicando sua produção.

Estudos indicam que o déficit nacional de energia elétrica está em torno de 4.000 MW ano, visto que para 2001 há um risco de 10% de um colapso no fornecimento. Diante disto, vários dos grandes consumidores industriais vem investindo na auto-suficiência da produção/consumo de energia elétrica, como por exemplo a CSN e a Petrobrás que estão implantando projetos que visam não só a auto-suficiência, mas também uma eventual venda de excedentes, e o Governo está disponibilizando para investimentos no setor nada menos que R$ 90,8 bilhões até 2004.

Até o momento, 287 projetos de geração e distribuição estão em execução totalizando R$ 12,6 bilhões, e mais 498 projetos deverão sair do papel nos próximos quatro anos, acrescentando R$ 78,2 bilhões.

Dentre os 49 projetos tidos como prioritário pelo Ministérios de Minas e Energia, 43 são de origem termelétricas a gás. Tal propensão dá-se ao rápido ciclo de construção das térmicas em relação às hidrelétricas.

Num cronograma do Governo, o Ministério das Minas e Energias programou a instalação de 16 usinas termelétricas a gás fornecendo 3.362 MW ( 20 milhões m3 de gás natural ao dia )para 2001, 3.097 MW em 2002 e 7.366 MW em 2003, bem perto da demanda estimada – 4.000 MW ao ano.

No gráfico abaixo, podemos observar como serão distribuídos os recursos pelo Ministério de Minas e Energia :

O setor sucroalcooleiro

A entrada das Usinas de Açúcar e Álcool no segmento de energia elétrica dá-se ao fato que diante dos 4.000 MW deficitários ao ano, há uma capacidade de fornecimento de 2.000 MW pelas Usinas, sendo que 1.000 MW está centrada na região de Ribeirão Preto, São Paulo. Não podemos nos esquecer que esta capacidade de cogeração de energia elétrica pelas Usinas e Destilarias, é um valor fixo, não havendo crescimento conforme o aumento da demanda de energia elétrica.

Atualmente as usinas produzem 700 MW de energia e vendem às operadoras apenas 40 MW, o que corresponde ao excedente de sua produção, que pode iluminar uma cidade de aproximadamente 600 mil habitantes.

As usinas da região de Ribeirão Preto colhem cerca de 30% da cana produzida no Brasil e já existem organizações de coordenação consolidadas para oferecer cerca de 183 MW.

Do ponto de vista energético, as usinas sempre produziram um volume grande de bagaço, que por ventura foi um grande transtorno quanto à disposição deste bagaço na natureza. Diante deste fato, as Usinas instalaram ao longo dos anos, modelos que consomem todo esse resíduo sem deixar nada sobrar, dessa forma, evita-se o consumo de combustíveis externos e se dispões do bagaço produzido, não preocupando-se em ter equipamentos eficientes do ponto de vista energético.

Normalmente o bagaço que queima nas caldeiras contem 50% de umidade, reduzindo a 1/3 a sua eficiência calórica, e as caldeiras em modo geral aproveitam cerca de 65% desse calor.

Numa planta otimizada, pode-se obter uma sobra de 25% do bagaço produzido, podendo assim gerar cerca de 200 wh por tonelada de bagaço.

Numa breve análise podemos observar como está a produção nacional de energia elétrica e como se posiciona o setor sucroalcooleiro neste cenário:

O que é a cogeração

Cogeração é um processo simultâneo de energia mecânica e térmica, a partir de uma mesma fonte primária de energia.

O processo de cogeração de energia elétrica consiste em aproveitar o vapor produzido pela queima de combustível (biomassa) para movimentar os equipamentos da própria indústria e, simultaneamente, acionar conjuntos geradores de energia elétrica. Essa energia é usada para consumo próprio e quando há excedente, este é comercializado junto às distribuidoras e concessionárias do setor elétrico. A cogeração é uma tecnologia normalmente implantada em indústrias de açúcar e álcool, de madeira e de papel e celulose, dentre outras.

Nos quadros abaixo estão sendo apresentados dois tipos de ciclos de geração de Energia elétrica .

1. Ciclo Rankine : ciclo de conversão termomecânica que emprega turbina a vapor cujo o objetivo é a geração de eletricidade e/ou potência mecânica para acionamento de equipamentos, muito usado em usinas de açúcar a álcool.

2. Ciclo Combinado : Ocorre quando associamos dois ciclos de potência em série, ou seja o rejeito de um deles é insumo do outro, objetivando otimizar o uso do insumo energético consumido pelo primeiro ciclo para melhorar o rendimento global dos dois ciclos, usualmente aplicado em termelétricas.

SISTEMA DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

CICLO Rankine

Usinas de Açúcar e Álcool

EFICIÊNCIA MÉDIA = 45 %

SISTEMA DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

CICLO COMBINADO

Altas Potências – Termelétricas

EFICIÊNCIA MÉDIA = 80%

PRIVATIZAÇÕES COMO FONTE DE RECEITAS FEDERAIS

O que estava formulado para ser um vetor de desenvolvimento industrial foi subestimado e o processo de privatização se transformou simplesmente em uma cunha arrecadatória. Sem dúvida, o impacto no ânimo dos investidores foi grande e a confiança profundamente abalada causando um quadro preocupante e ruim ao país.

Neste cenário de Privatizações ( Investimentos Externos ), os totais dos Ativos foram todos realizados em Reais ( R$ ) contrário aos Passivos que estão fixados em Dólares ( US$ ). Em virtude da insegurança instalada, o Governo estuda formas de dolarizar as tarifas de energia elétrica como fonte variáveis de receitas para que os investidores estrangeiros possam planejar melhor o retorno de seus investimentos diante de uma moeda estável.

O Brasil hoje é o segundo maior receptor de investimentos diretos estrangeiros no mundo. Em 1980 o Brasil obteve um total de R$ 1 Bilhão de investimentos e, no mandato de FHC chegamos a R$ 20 Bilhões com perspectiva de chegar a R$ 30 Bilhões neste ano ( 2001 ). No planejamento de médio e longo prazo, o Banco Central trabalha com 4% do PIB de participação do foreign direct investiment (investimentos diretos estrangeiros).

Certamente o que o Brasil fez foi vender cerca de R$ 20 Bilhões de seus ativos e criar uma expectativa nos agentes, pois esse montante foi aportado e pego pela desvalorização cambial que alterou todo o cálculo financeiro do negócio. O Brasil passou por uma primeira onda de investimentos na infra-estrutura de energia e não conseguiu manter a atratividade e, agora, vai para a segunda onda.

ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS / CONCLUSÕES

Quanto a avaliação dos investimentos, fica aqui uma grande lacuna devido à volatilidade das informações que são transmitidas através da mídia, observe os dados abaixo :

Investimentos em cogeração através do bagaço da cana :

De US$ 150 mil / MW

Até US$ 270 mil / MW

Variação 44,5 %

Esta variação depende do grau de otimização que se encontra a planta fabril, pois quanto menor for o aproveitamento do vapor, maiores serão os investimentos para aproveitar a energia térmica disponível e transforma-la em energia elétrica.

Dados do Governo Federal, indicam um investimento na ordem de US$ 1,5 Bilhões para a produção de 2.000 MW em termelétricas a gás, ou seja, cerca de US$ 700 Mil / MW instalado.

Comparando-se com os investimentos da Cogeração a partir do bagaço da Cana, as termelétricas são de um elevado valor de investimentos. Esta diferença deve-se à racionalização dos processos industriais nas Usinas e Destilarias, que já se encontram com uma capacidade instalada e mal aproveitada, reduzindo assim os investimentos iniciais, bastando apenas otimizar seus processos, com uma ressalva de que o potencial de cogeração obtido com pouco investimento não se compara ao potencial obtido com uma completa reformulação do sistema energético das Usinas.

Na mídia foi divulgado : ” Usina de Açúcar e Álcool da região de Ribeirão Preto SP, investiu um total de R$ 25 milhões para cogerar 23 MW, cerca de R$ 1,08 milhões por MW instalado, atingindo um preço de venda de R$ 55,00 / MW ” .

Especialistas indicam que a partir de US$ 50,00 / MW, o preço começa a se tornar tentador, despertando projetos de grande porte para a geração de energia elétrica.

Quanto aos valores de venda da energia elétrica, o que podemos observar também é a grande volatilidade nos preços do mercado spot, variando de R$ 3,00 / MW até a R$ 200,00 / MW conforme época do ano e horário de comercialização.

Há Usinas que mostram certo interesse em produzir para vender neste mercado volátil, só que são volumes ínfimos de energia elétrica que não trarão ganhos marginais às Usinas Produtoras, mesmo que sejam sobras de sua produção através de otimização dos recursos energéticos, ainda falta aí a visão segura de longo prazo para o retorno de seus investimentos, o que seria inviável para um Fluxo de Caixa de um projeto de Investimento sem horizontes bem definidos de receitas.

As grandes compradoras de energia elétrica oferecem a produtores sazonais (Usinas e Destilarias) através de Contratos de Compra, um valor entre R$ 30,00 e R$ 80,00 / MW, tudo dependendo da qualidade e disponibilidade da energia, chamada de “energia firme” e seu potencial de produção/expansão.

Para complicar mais, as compradoras firmam contratos de compra de energia elétrica por um prazo de 4 a 6 anos no máximo, ou seja, mais ou menos o período de retorno do investimento ( Payback ), sendo que após esta data, deverão ser renegociados os contratos e estipulados novos valores para futuras vendas.

Até ocorrer o momento do ROI (Return of Investiment) ou Payback (Tempo de Retorno) das Usinas e Destilarias, as grandes termelétricas já estarão produzindo energia e disponibilizando ao mercado numa escala bem maior que a cogeração a partir do bagaço e palha da cana.

O que tange neste cenário é a baixa produção da cogeração a partir do bagaço e palha da cana em relação às Termelétricas a Gás, pois, mesmo se agrupando em cooperativas, alianças estratégicas ou alguma alternativa de criar volume nas vendas, os volumes negociados não serão tão expressivos para poder atingir ganhos de escala.

Mesmo que se discuta sobre as Conversões para Energia Útil entre os processos de Termelétricas ( 30,35% ), Ciclo Combinado ( 50,55% ) e Cogeração ( 75,80 % ), as Usinas e Destilarias ainda estariam em desvantagem devido a sua escala.

As usinas poderão no máximo vender excedentes de 30 MW, sendo que para chegarem a este nível necessitam de altos investimentos e as termelétricas através de Ciclo Combinado, podem atingir mais de 400 MW em uma única unidade.

Neste cenário, o Programa Prioritário de Termelétricas do Governo Federal é visto pelos técnicos do governos e da iniciativa privada, como a única solução plausível para se ampliar a produção de energia elétrica no curto prazo e evitar déficit na oferta.

O mesmo não acontece com as hidrelétricas, como no caso da Empresa Hidrelétrica Binacional – Itaipu, quando seu investimento em 18 Turbinas ficou em torno de US$ 184 Milhões por turbina para a produção de 12.600 MW, e até 2003 mais US$ 150 Milhões, para gerar mais 1.400 MW, sem contar o tempo para entrada em operação e os impactos ambientais que causam um investimento deste porte.

Atualmente o mercado de energia elétrica esta favorável devido a necessidade imediata de aumento na produção de energia elétrica, fazendo com que as concessionária de energia elétrica comprem qualquer quantidade de energia excedente das Usinas de Açúcar e Álcool. Mas com os investimentos em termelétricas, daqui a quatro anos teremos um incremento de 15.000 MW no sistema elétrico. Será que nesta data as concessionárias de energia estarão remunerando bem o KW produzido sazonalmente e em baixa escala?

Por exemplo, uma concessionária do interior do estado de SP faz parte de um consórcio que controlará uma termelétrica também instalada no interior deste estado, prevista para funcionar até 2.003, com capacidade de produção de 765 MW. Será que esta concessionária continuará a comprar energia dos pequenos cogeradores? E a que preço?

Um fator muito importante pode estar influenciando a tomada de decisão dos empreendedores sucroalcooleiros – o Payback. Numa pequena demonstração de Fluxo de Caixa podemos observar as restrições deste tipo de análise.

Considerando uma venda de energia elétrica através de contrato com preço estável, usaremos valores fictícios para demonstrar os efeitos da Análise de Payback :

Supomos que uma Usina ou Destilaria está por optar entre investir no Projeto de Cogeração de Energia e outro investimento alternativo chamado de Project 01.

Projeto A = Cogeração de Energia Elétrica

Projeto B = Project 01

Investimento para ambos os investimentos R$ 5.000 Mil

Ano 1

R$ Mil

Ano 2

R$ Mil

Ano 3

R$ Mil

Ano 4

R$ Mil

Ano 5

R$ Mil

Ano 6

R$ Mil

Ano 7

R$ Mil

Ano 8

R$ Mil

Ano 9

R$ Mil

Ano 10

R$ Mil

Projeto A

1.000

1.000

1.000

1.000

1.000

?

?

?

?

?

Projeto B

700

700

700

700

700

700

700

700

700

700

Observamos que nesta simples demonstração, o projeto de menor Payback é o Projeto A, pois o retorno de seus investimentos será em torno de 5 anos, contra o Projeto B que está com um Payback em torno de 7,2 anos, o que nos indica que o projeto A é mais viável em termos de tempo de retorno.

Não estamos considerando aqui as análises de VPL (Valor Presente Líquido), TIR (Taxa Interna de Retorno) e MTIR (Taxa de Retorno em Fluxo de Caixa Reaplicado), o que nos daria índices de maior valor para a decisão de investir entre os dois projetos.

Neste quadro podemos observar que muitos investimentos podem esbarrar-se neste pequeno detalhe de horizonte das receitas.

O que mais preocupa o setor sucroalcooleiro é o futuro das contratações de vendas de energia elétrica.

Deixamos aqui novamente as perguntas :

Será que as concessionárias continuarão a comprar energia elétrica dos pequenos cogeradores? Até quando ? E a que preço?

Ms. Adm. Emp. Luís Fernando Manfrim

Depto de Custos – custos@grupoandrade.com.br

Grupo Andrade S/A

( Andrade Açúcar e Álcool S/A e Agropecuária Piratininga S/A )

Eng.º Marcelo Arantes Severi

Depto de Manutenção Elétrica

Andrade Açúcar e Álcool S/A

CREA-SP: 5060659923 – Engenheiro Eletricista

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