a interconexão elétrica dos sistemas isolados da amazônia

UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PRODUÇÃO

PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES

A INTERCONEXÃO ELÉTRICA DOS SISTEMAS ISOLADOS DA AMAZÔNIA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL

Dissertação de Mestrado

FLORIANÓPOLIS 2003

ii

UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PRODUÇÃO

PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES


Dissertação apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal de Santa Catarina como parte dos requisitos para obtenção do título de Mestre em Engenharia de Produção. Área: Gestão de Negócios Orientador: Prof. Edvaldo Alves de Santana

FLORIANÓPOLIS 2003

iii

PAULO CESAR MAGALHAES DOMINGUES


Esta Dissertação foi julgada adequada para obtenção do título de Mestre em Engenharia de Produção e aprovada em sua forma final pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal de Santa Catarina.

______________________________________ Prof. Edson Pacheco Paladini, Dr.

Coordenador

Banca Examinadora:

______________________________________ Prof. Edvaldo Alves de Santana, Dr.

Orientador

______________________________________ Prof. Paulo Roberto Cavalcanti de Souza, Dr.

______________________________________ Prof. Pedro Paulo Bramont, Dr.

iv

Ficha Catalográfica

DOMINGUES, Paulo Cesar Magalhães. A Interconexão Elétrica dos Sistemas Isolados da Amazônia ao Sistema

Interligado Nacional. Florianópolis, UFSC, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção, 2003.

xiv, 135 p. Dissertação: Mestrado em Engenharia de Produção (Área: Gestão de Negócios) Orientador: Edvaldo Alves de Santana 1. Energia Elétrica 2. Sistemas de Transmissão 3. Sistema Interligado Nacional 4. Sistemas Isolados 5. Interligação/interconexão elétrica 6. Amazônia

I. Universidade Federal de Santa Catarina II. Título

v

Este trabalho é dedicado à minha esposa Susana e a meus filhos, Paulo Henrique e João Vitor, pelo carinho, compreensão e incentivo permanente durante a elaboração do mesmo.

vi

AGRADECIMENTOS

Aos meus pais, Paulo e Pompéia, pela educação e exemplo de dedicação e honestidade.

Ao Professor Edvaldo Alves de Santana, pela orientação e confiança que depositou no

trabalho, levando-me a aceitar o desafio.

À Eletronorte, pela oportunidade de realização do mestrado.

À Éden Damasceno e aos colegas do curso de mestrado, pelo incentivo nos momentos mais

difíceis.

Aos meus colegas da Gerência de Planejamento Energético da Eletronorte, cujas idéias me

inspiraram à realização desse projeto.

Aos engenheiros Vanderlei Machado e José Daldegan, pelas importantes contribuições.

A todos aqueles que, de maneira direta ou indireta, contribuíram e me estimularam para a

realização desta dissertação.

vii

SUMÁRIO

LISTA DE FIGURAS................................................................................................. IX

LISTA DE TABELAS..................................................................................................X

LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E SÍMBOLOS........................................ XI

RESUMO.................................................................................................................. XIII

ABSTRACT ............................................................................................................. XIV

1 – INTRODUÇÃO .......................................................................................................1

2 – O DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E A ENERGIA ELÉTRICA NA

AMAZÔNIA - UMA ABORDAGEM HISTÓRICA ...........................................4

2.1 - O DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO DA AMAZÔNIA.................................4

2.2 - A EVOLUÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA NA AMAZÔNIA ..............................9

3 - O SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO ...........................................................17

3.1 - CARACTERÍSTICAS ...............................................................................................17

3.2 – OS SISTEMAS ELÉTRICOS DA AMAZÔNIA ....................................................18

3.2.1 – O Sistema Elétrico Interligado da Amazônia ............................................19

3.2.2 – Os Sistemas Elétricos Isolados da Amazônia ............................................20

3.2.3 – O Mecanismo da CCC-ISOL......................................................................37

4 – INTERLIGAÇÕES DE SISTEMAS ELÉTRICOS REGIONAIS ...................41

4.1 – CARACTERIZAÇÃO E CONCEITOS..................................................................41

4.2 – AS INTERLIGAÇÕES DE SISTEMAS ELÉTRICOS NO MUNDO..................45

4.2.1 – As Interconexões Elétricas na Europa.......................................................45

4.2.2 – As Interconexões Elétricas na América do Norte ......................................49

4.2.3 – As Interconexões Elétricas na América Central ........................................51

4.2.4 – As Interconexões Elétricas na América do Sul ..........................................51

4.2.5 – As Interconexões Elétricas na África.........................................................53

4.2.6 – As Interconexões Elétricas na Ásia............................................................53

4.3 – AS INTERLIGAÇÕES DOS SISTEMAS ELÉTRICOS BRASILEIROS ... .55

viii

4.3.1 – A Evolução das Interligações ....................................................................55

4.3.2 - As Principais Interligações Elétricas Brasileiras ......................................58

4.3.3 - As Interligações Elétricas e os Submercados de Energia ..........................61

5 - A INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DOS SISTEMAS ISOLADOS DA

AMAZÔNIA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL ...........................64

5.1 - MOTIVAÇÕES ..........................................................................................................64

5.1.1 - A Falta de uma Política Energética para a Amazônia...............................64

5.1.2 - A Inexistência de um Modelo do Setor de Energia Elétrica para os

Sistemas Isolados da Amazônia.............................................................................69

5.1.3 - As Indefinições Relativas aos Contratos de Suprimento de Energia Elétrica

nos Sistemas Isolados ............................................................................................74

5.1.4 - O Incentivo à Competição no Segmento de Geração nos Sistemas

Isolados ..................................................................................................................75

5.1.5 – O Alto Custo de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados ....77

5.1.6 – O Elevado Consumo de Combustíveis e os Dispêndios da CCC-ISOL.....79

5.1.7 - A Falta de Remuneração dos Ativos de Transmissão ................................80

5.1.8 – A Incidência de ICMS na Produção de Energia Elétrica..........................82

5.2 - POSSIBILIDADES ....................................................................................................85

5.3 – PROJETOS DE INTERCONEXÃO ELÉTRICA PROPOSTOS ........................86

5.3.1 – A Interligação dos Sistemas Elétricos de Manaus, Amapá e Margem

Esquerda do rio Amazonas ao SIN........................................................................87

5.3.2 – A Interligação do Sistema Acre-Rondônia ao SIN ....................................96

5.3.3 – A Interligação do Sistema Roraima ao SIN .............................................103

6 – CONCLUSÕES....................................................................................................112

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................116

ANEXO A – SISTEMAS ISOLADOS DA AMAZÔNIA .....................................121

ANEXO B – DETALHAMENTO DOS PROJETOS DE INTERCONEXÃO

ELÉTRICA PROPOSTOS ................................................................129

ix

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 – Investimentos da Eletronorte na Amazônia .................................................16

Figura 2.2 – Concessionárias de Energia Elétrica da Amazônia .....................................16

Figura 3.1 – Sistemas Interligados da Amazônia .............................................................19

Figura 3.2 – Participação no Mercado dos Sistemas Isolados da Amazônia ..................21

Figura 4.1 – Sistema Elétrico Interligado Europeu ..........................................................46

Figura 4.2 – Sistemas Interconectados da América do Norte ..........................................50

Figura 4.3 – Submercados de Energia Elétrica ................................................................62

Figura 5.1 – Mapa Eletrogeográfico da Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá ........91

Figura 5.2 – Geração Média Esperada nos Sistemas Manaus, Amapá e Margem Esquerda do Rio Amazonas ........................................................................94

Figura 5.3 – Mapa Eletrogeográfico da Interligação Rondônia – Mato Grosso ..............99

Figura 5.4 – Geração Média Esperada no Sistema Acre – Rondônia ............................101

Figura 5.5 – Geração Média Mensal das UHEs Tucuruí, Belo Monte e Guri ...............106

Figura 5.6 – Mapa Eletrogeográfico da Interligação Boa Vista – Manaus ....................107

Figura 5.7 – Geração Média Esperada no Sistema Boa Vista .......................................110

Figura A.1 – Sistemas Isolados de Roraima ...................................................................122

Figura A.2 – Sistemas Isolados do Amapá .....................................................................123

Figura A.3 – Sistemas Isolados do Amazonas ................................................................124

Figura A.4 – Sistemas Isolados do Acre ........................................................................125

Figura A.5 – Sistemas Isolados de Rondônia ..................................................................126

Figura A.6 – Sistemas Isolados do Pará ..........................................................................127

Figura A.7 – Sistemas Isolados de Mato Grosso ............................................................128

Figura B.1 – Diagrama Unifilar da Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá ..............130

Figura B.2 – Diagrama Unifilar da Interligação Rondônia – Mato Grosso ....................132

Figura B.3 – Diagrama Unifilar da Interligação Boa Vista – Manaus ...........................134

x

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1 – Evolução da Indústria da Eletricidade na Amazônia entre 1920 e 1940 .....11

Tabela 3.1 – Sistemas Isolados da Amazônia ..................................................................21

Tabela 3.2 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados de Roraima ............23 Tabela 3.3 – Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte/Bovesa ............24

Tabela 3.4 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Amapá ..............25 Tabela 3.5 – Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte no Amapá ........26 Tabela 3.6 – Características do Sistema de Distribuição da CEA ....................................26 Tabela 3.7 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Amazonas ........28 Tabela 3.8 – Características do Sistema de Transmissão da Manaus Energia .................28 Tabela 3.9 – Características do Sistema de Distribuição da Ceam ..................................29 Tabela 3.10 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Acre .................30 Tabela 3.11 – Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte no Acre ...........30 Tabela 3.12 – Características do Sistema de Distribuição da Eletroacre ...........................31 Tabela 3.13 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados de Rondônia ..........33 Tabela 3.14 – Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte em Rondônia ...33 Tabela 3.15 – Características do Sistema de Transmissão da Ceron .................................34 Tabela 3.16 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Pará ..................35 Tabela 3.17 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados de Mato Grosso ....36 Tabela 3.18 – Características do Sistema de Transmissão da Cemat .................................36 Tabela 3.19 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Maranhão .........37 Tabela 4.1 – Capacidade de Interconexão Elétrica na América do Sul ............................52 Tabela 5.1 – Excedente de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados da Eletronorte .........76 Tabela 5.2 – Custos e Receitas dos Sistemas Isolados da Eletronorte em 2002 ..............78 Tabela 5.3 – Previsão de Consumo de Combustíveis em 2003 nos Sistemas Isolados

da Amazônia ................................................................................................79

Tabela 5.4 – Créditos de ICMS Acumulados pela Eletronorte até 2002 ..........................84 Tabela 5.5 – Benefícios Econômicos da Interligação Tucuruí–Manaus–Macapá ............95 Tabela 5.6 – Benefícios Econômicos da Interligação Rondônia–Mato Grosso .............102 Tabela 5.7 – Benefícios Econômicos da Interligação Boa Vista–Manaus .....................111 Tabela B.1 – Investimentos na Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá .....................131 Tabela B.2 – Investimentos na Interligação Rondônia – Mato Grosso ...........................133 Tabela B.3 – Investimentos na Interligação Boa Vista – Manaus ..................................135

xi

LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E SÍMBOLOS

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

APM – Aproveitamento de Uso Múltiplo

ATSOI – Association of Transmission System Operators in Ireland

BOVESA – Boa Vista Energia S.A.

CCC – Conta de Consumo de Combustíveis

CCC-ISOL – Conta de Consumo de Combustíveis dos Sistemas Isolados

CCPE – Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos

CEA – Companhia de Eletricidade do Amapá S.A.

CEAM – Companhia Energética do Amazonas S.A.

CEM – Companhia de Eletricidade de Manaus S.A.

CEMAR – Companhia Energética do Maranhão S.A.

CEMAT – Centrais Elétricas de Mato Grosso S.A.

CEMIG – Companhia Energética de Minas Gerais S.A.

CENAEE – Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica

CENTREL – Central Europe Transmission System Operators

CER – Companhia Energética de Roraima S.A.

CERON – Centrais Elétricas de Rondônia S.A.

CHESF – Companhia Hidro Elétrica do São Francisco S.A.

CIGÁS – Companhia de Gás do Amazonas

CTDO – Comitê Técnico para Desenvolvimento da Oferta

CTEM – Comitê Técnico de Estudos de Mercado

CTET – Comitê Técnico de Estudos de Transmissão

DOE – U.S. Department of Energy

EDELCA – Electrificación del Caroni C.A.

ELETROACRE – Companhia de Eletricidade do Acre S.A.

ELETROBRÁS – Centrais Elétricas Brasileiras S.A.

ELETRONORTE – Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A.

ENERAM – Comitê Coordenador dos Estudos Energéticos da Amazônia

GASPETRO – Petrobrás Gás S.A.

GCOI – Grupo de Coordenação para a Operação Interligada

xii

GCPS – Grupo Coordenador de Planejamento dos Sistemas Elétricos

GLP – Gás Liquefeito de Petróleo

GNL – Gás Natural Liquefeito

GTON – Grupo Técnico Operacional da Região Norte

LT – Linha de Transmissão

MAE – Mercado Atacadista de Energia Elétrica

MESA – Manaus Energia S.A.

MINFRA – Ministério da Infra-Estrutura

MME – Ministério de Minas e Energia

NERC – North American Electric Reliability Council

NORDEL – Nordic Transmission System Operators

NORDPOOL – Nordic Electricity Market

OC – Óleo Combustível

OD – Óleo Diesel

O&M – Operação e Manutenção

ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico

PCH – Pequena Central Hidrelétrica

PETROBRÁS – Petróleo Brasileiro S.A.

PGE – Óleo Combustível para Geração Elétrica

PIB – Produto Interno Bruto

PIE – Produtor Independente de Energia

PTE – Óleo Leve para Turbina Elétrica

SE – Subestação

SIN – Sistema Interligado Nacional

UCTE – Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity

TSO – Transmission System Operator

UHE – Usina Hidrelétrica

UKTSO – United Kingdom Transmission System Operator Association

UPS/IPS – Unified Power System/Interconnected Power System

UTE – Usina Termelétrica

xiii

RESUMO

Devido à sua forma de organização econômica e geográfica, grande parte da

Amazônia é suprida eletricamente por diversos sistemas isolados. O custo da energia elétrica

produzida nesses sistemas é extremamente elevado, por ser ela, predominantemente, de

origem térmica. Não obstante o mecanismo de cobertura dos gastos com combustíveis para

geração de energia elétrica, as concessionárias da Amazônia se deparam com uma situação de

bastante dificuldade, já que as tarifas praticadas não chegam a cobrir estes custos. Por outro

lado, no Sistema Interligado Nacional, a energia elétrica é produzida, majoritariamente, por

usinas hidrelétricas, implicando custos de produção bem abaixo dos verificados nos sistemas

isolados. Dentro desse contexto, o objetivo dessa dissertação é o estudo e a proposição de

alternativas que possibilitam a interligação elétrica entre os sistemas isolados da Amazônia e

o Sistema Interligado Nacional. O estudo demonstra que a maioria dos sistemas isolados da

Amazônia não proporciona possibilidades de receitas e/ou redução de despesas que

promovam a recuperação do capital investido em obras de interligação elétrica, à exceção dos

sistemas que atendem as capitais dos estados do Amazonas, Amapá, Acre, Rondônia e

Roraima. Os projetos de interligação elétrica desses sistemas ao SIN, além de apresentarem

viabilidade econômica, através da economia com combustível evitado e de dispêndios com a

CCC, permitem o compartilhamento das reservas operativas e da capacidade instalada,

evitando assim investimentos adicionais em infraestrutura, melhoram a confiabilidade no

suprimento de energia elétrica aos estados amazônicos, aumentam a competitividade da

Região, permitem o desenvolvimento de outros recursos energéticos, como o gás natural de

Urucu e estimulam o desenvolvimento econômico. Estes projetos constituem-se, portanto, em

importantes instrumentos de desenvolvimento regional, uma vez que possibilitará a integração

da Região Amazônia ao processo de desenvolvimento nacional.

xiv

ABSTRACT

Due to its economical organization and geographical location, the electrical energy

supply of the most part of Brazilian Amazon region is made by hundreds of isolated

generation systems, based on thermal plants. The cost of the electric power produced of these

systems is extremely high, because it is largely based on diesel fired units. In spite of the

Brazilian electrical sector mechanism of subsidizing the fuel expenditures for power

generation (CCC), the utilities of the Brazilian Amazon region face a difficult situation,

because the tariffs practiced in that region are not sufficient to cover such costs. On the other

hand, in the National Interconnected System (SIN), electricity is produced almost entirely by

hydroelectric plants with a lower production cost, when compared with the isolated systems.

In this context, the objective of this dissertation is the study and proposition of alternatives to

make possible the electric interconnection of the isolated systems of the Amazon region to the

National Interconnected System. The study demonstrates that most of the isolated systems of

the Amazon region do not provide possibilities of revenues and/or reduction of expenses in a

level that promotes the profitability of investments in works of electric interconnection,

except for those systems that supply the capitals of the states of Amazonas, Amapá, Acre,

Rondônia and Roraima. The projects of electric internnection of these systems to SIN, besides

presenting economical feasibility, due to the economy with avoided fuel and expenditures

with CCC, permit the sharing of the operative reserves and installed capacity, so avoiding

additional investments in infrastructure. They also improve the reliability of the electricity

supply of the Amazon states, increase the competitiveness of the region, allow the

development of other energy resources, such as the natural gas of Urucu, and stimulate the

economical development. Therefore, these projects represent an important instrument for

regional development, once they will make possible the integration of the Amazon region to

the process of national development.

1

1 – INTRODUÇÃO

A ocupação agropastoril, os projetos minero-metalúrgicos e os demais projetos de

infra-estrutura, dentre eles os do setor elétrico, provocaram profundas transformações na

Amazônia nas últimas décadas, alterando o panorama econômico da região. No entanto, o

desenvolvimento econômico proporcionado por essas transformações não ocorreu de forma

homogênea. Ainda hoje, uma ampla parcela da população amazônica permanece inteiramente

à margem de serviços sociais básicos, como saneamento, educação, saúde, transporte,

comunicação e energia elétrica.

Uma das explicações para o crescimento desigual da região reside no fato de que as

localidades da Amazônia se estruturaram de forma isolada, não chegando a formar economias

regionais integradas. Nas capitais e cidades mais desenvolvidas da região concentra-se a

maior parte da população e o desenvolvimento econômico, ficando o interior extremamente

desassistido.

Apesar dos grandes avanços da energia elétrica na Amazônia, principalmente a partir

da década de 80, a grande extensão territorial e a baixa densidade demográfica constituem

ainda obstáculos para a universalização da energia elétrica na região. Pode-se dizer que a

energia elétrica continua a ser um fator de inibição do desenvolvimento regional e, sua falta,

em muitas localidades menores e mais isoladas, um fator de marginalização econômica, social

e cultural.

Dentro desse contexto, o vetor energia elétrica assume importância significativa no

processo de integração da Amazônia ao desenvolvimento nacional. O atendimento às

necessidades de energia elétrica da Amazônia adquire, portanto, prioridade, dentro dos

objetivos constitucionais de redução das desigualdades regionais.

Como reflexo da sua forma de organização econômica e geográfica, a Amazônia se

distingue das demais regiões do país por ser suprida eletricamente por diversos sistemas

isolados que abrangem uma área de 45% do território brasileiro e cerca de 3% da população

nacional, ou seja, aproximadamente 4,5 milhões de habitantes, sendo 1,2 milhões de

consumidores. Certamente a imensa maioria da população brasileira, principalmente aquela

beneficiada pelo Sistema Interligado Nacional – SIN, desconhece a existência, a

complexidade e a função social dos sistemas isolados.

2

Em sua maioria, os sistemas elétricos isolados da Amazônia são de pequeno porte e

apresentam baixa confiabilidade e baixa eficiência econômica, reflexo dos altos custos de

produção da energia, oriunda, principalmente, de geração térmica à base de óleo diesel e óleo

combustível.

Não obstante os subsídios que atenuam os altos custos de produção de energia nesses

sistemas, como a Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, o suprimento de energia

elétrica aos sistemas isolados da Amazônia é, ainda assim, extremamente oneroso, pois esses

subsídios cobrem apenas parte dos custos das concessionárias. Tal fato vem dificultando o

processo de incorporação de novas localidades – a maioria de pequeno porte – aos sistemas

elétricos das concessionárias.

Outro agravante é que a maior parte desses subsídios é destinada ao suprimento de

energia elétrica das capitais dos estados e cidades do interior de maior porte, por apresentarem

maior demanda energética. No entanto, muitas dessas localidades já exibem condições

favoráveis para se tornarem independentes desses subsídios, que poderiam então ser

direcionados às localidades de menor porte, possibilitando a universalização da energia

elétrica na Região.

Por outro lado, no Sistema Interligado Nacional, a geração é predominantemente de

origem hidráulica, muitas vezes obtida de usinas hidrelétricas já amortizadas, implicando

custos de produção de energia elétrica bem abaixo dos verificados nos sistemas isolados da

Amazônia.

A experiência mundial tem demonstrado que as interconexões elétricas regionais

constituem um importante instrumento para a promoção do desenvolvimento econômico das

regiões envolvidas, proporcionando benefícios tais como: melhorias no suprimento elétrico,

otimização dos investimentos, desenvolvimento dos recursos energéticos regionais, aumento

da competitividade, estímulo ao desenvolvimento econômico, mitigação dos impactos

ambientais negativos, entre outros.

Dentro do contexto acima, o objetivo deste trabalho é o estudo e a proposição de

alternativas de suprimento de energia elétrica aos sistemas isolados da Amazônia,

principalmente aqueles mais proeminentes, baseados em projetos de interligações elétricas

que possibilitam a integração da Região Amazônica ao Sistema Interligado Nacional, de

3

modo a se obter um fornecimento de energia elétrica a menor custo, maior confiabilidade e

menor dependência de subsídios financeiros.

Com este objetivo, a presente dissertação está organizada em sete capítulos, incluindo

esta introdução, onde se aborda as justificativas e os objetivos do trabalho. No capítulo 2 é

feita uma abordagem histórica do desenvolvimento das atividades econômicas e da evolução

da energia elétrica na Amazônia. No capítulo 3 são apresentadas as principais características

do sistema elétrico brasileiro e uma descrição dos sistemas elétricos na Região Amazônica,

particularmente dos sistemas isolados. O capítulo 4, por sua vez, aborda as interligações de

sistemas elétricos regionais, com caracterização e conceitos, além de apresentar a experiência

mundial e brasileira em projetos de interconexões elétricas. No capítulo 5, foco da

dissertação, são apresentados os motivos para se propor a interligação dos sistemas elétricos

isolados da Amazônia ao Sistema Interligado Nacional, as reais possibilidades desta

alternativa e avaliados os projetos de interligação propostos. Por último, no capítulo 6 são

apresentadas as conclusões.

4

2 – O DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E A ENERGIA ELÉTRICA

NA AMAZÔNIA - UMA ABORDAGEM HISTÓRICA

Para que seja possível compreender os aspectos a serem discutidos neste trabalho faz-

se necessário, inicialmente, conhecer as origens e as causas do desenvolvimento da indústria

de energia elétrica na Amazônia.

Segundo Greiner (1994), um conhecimento mínimo da história é sempre indispensável

para que possamos situar as raízes dos problemas com que nos confrontamos.

Nos itens apresentados a seguir serão abordados, de forma cronológica e sintética,

como se deu o crescimento das atividades econômicas na Amazônia e o desenvolvimento da

indústria de energia elétrica na região.

2.1 - O DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO DA AMAZÔNIA1

Até meados do século XIX, a ocupação da Amazônia era extremamente rarefeita.

Excetuando-se os aborígenes que ocupavam todo o território, o povoamento da região foi

norteado pela penetração de frentes extrativistas e pela expansão do comércio e da

administração civil, militar e religiosa.

As atividades econômicas restringiam-se às regiões da Amazônia Oriental, com

pequenas incursões na direção do rio Negro, onde surgiu, posteriormente, a cidade de

Manaus. As cidades de Belém do Pará, Óbidos, Santarém e Manaus constituíam os centros de

difusão do poder central, que permitia a manutenção e continuidade da ocupação militar e

religiosa na região.

As atividades extrativistas e comerciais, até meados do século XVIII, eram voltadas

unicamente para o atendimento do consumo local, devido às facilidades do transporte fluvial.

A exploração econômica da Região Amazônica iniciou-se somente por volta de 1750,

com o estabelecimento de uma companhia de comércio apoiada pela coroa portuguesa. A

1 Tal histórico está fortemente baseado no relatório “Déficits Sociais na Amazônia”, elaborado por Medice et alli (1987).

5

Companhia de Comércio detinha o monopólio do comércio de escravos, oriundos da África, e

a exclusividade na venda de todas as mercadorias produzidas na Amazônia.

No período entre 1750 e 1800 houve um significativo aumento da produção agrícola e

extrativista da Região, principalmente nas províncias do Maranhão e do Pará, que resultou na

criação de um fluxo de mercadorias entre a Amazônia e a metrópole, gerando um substancial

volume de lucros à Coroa portuguesa.

A primeira metade de século XIX foi marcada pela estagnação econômica da

Amazônia. A baixa produtividade agrícola e as dificuldades de se implementar uma

exploração extrativista intensiva – devido, principalmente, ao baixo nível de capitalização dos

produtores amazônidas, que não lhes permitia adquirir grandes quantidades de escravos

africanos - reduziram o interesse comercial da Coroa portuguesa nas províncias da Região,

com exceção do Maranhão, que ainda mantinha um crescimento econômico muito superior ao

das demais províncias.

O caso do Mato Grosso é específico, por representar um prolongamento e uma

expansão retardatária do ciclo do ouro ocorrido no século XVIII em Minas Gerais. As frentes

de mineração, que penetraram no Mato Grosso através de Goiás, garantiram a essa região

uma ocupação mais monetarizada de extrativismo, contribuindo para o surgimento de núcleos

urbanos com forte presença do comércio e da administração.

Somente no final do século XIX, com o surto da borracha, é que a Amazônia entrou

para a história econômica brasileira e mundial. O ciclo da borracha alterou substancialmente o

quadro de pouco dinamismo e de estagnação econômica da região.

Os quase quarenta anos (1877-1913) que assistiram o surgimento, o apogeu e a crise

do ciclo da borracha foram caracterizados por intensas mudanças sociais e econômicas na

região. No período 1898-1910 a borracha respondeu por cerca de 26% das exportações

brasileiras, só perdendo para o café, cultivado na Região Sudeste. Nesse período emigraram

para a Região Amazônica entre 300 e 350 mil pessoas, notadamente do Nordeste brasileiro.

Este contingente populacional representava, na época, cerca da metade da população

recenseada da região.

6

As cidades, estimuladas pela circulação de riquezas provenientes da comercialização

da borracha, experimentaram um grande crescimento demográfico e econômico, que se

refletiu em padrões internacionais de urbanização.

Nas quatro décadas de dinamismo econômico da região, garantiu-se o perfil atual das

fronteiras brasileiras, com a incorporação efetiva de extensas áreas atualmente pertencentes

aos estados do Acre, Rondônia e oeste do Amazonas. O crescimento acentuado propiciou a

consolidação e a distribuição regional de uma rede urbana ao longo das vias fluviais de

penetração, garantindo-se um processo, ainda que pequeno, de circulação de dinheiro e

mercadorias.

Em áreas específicas e periféricas do que hoje constitui a chamada Amazônia Legal,

registraram-se alguns processos peculiares, tais como a expansão da economia voltada às

atividades pecuaristas no Mato Grosso e à produção de alimentos no Pará e Maranhão.

A entrada no mercado internacional da borracha extraída nos seringais racionalmente

cultivados da Malásia e Indonésia provocou uma queda abrupta no preço do produto,

reduzindo a competitividade e, conseqüentemente, a procura pela borracha brasileira.

No período 1914-1918 a exportação da borracha nas exportações brasileiras havia

caído para 12%, não ultrapassando 3% no período 1919-1923. As estimativas feitas por

Santos (1980) indicam que a renda per capita da Amazônia no auge da “febre da borracha”

cresceu 5 vezes em relação à fase anterior ao ciclo da borracha. Em 1915, porém, havia

regredido aos níveis de 1850.

Lopes e Patarra (1975) estimam que no vintênio 1920-1940, cerca de 190 mil pessoas

tenham emigrado da Amazônia para outras regiões do país.

Durante os anos que vão desde 1910 ao início da Segunda Guerra Mundial, o governo

federal permaneceu mais ou menos passivo, em relação à crise da economia amazônica.

(Gomes e Vergolino, 1997). Durante a guerra, por razões estratégicas ligadas à segurança

nacional, o governo voltou a estimular a produção de borracha na região. Em 9 de julho de

1942 foi criado o Banco de Crédito da Borracha, origem do atual Banco da Amazônia.

7

Com o incentivo governamental, a década de 40 foi marcada pelo aumento da

produção da borracha e das atividades econômicas destinadas ao mercado interno regional.

Ampliaram-se também as exportações de castanha e madeira.

Após 1950, a produção industrial da região passou a crescer rapidamente. Na década

de 50 foram construídas importantes obras de infra-estrutura na região, sobretudo viária,

ligando o Norte a outras regiões do país. A rodovia Belém-Brasília é o exemplo maior. O

crescimento da agricultura, da indústria extrativa mineral e manufatureira alavancou a

economia regional. Os investimentos na exploração do manganês, no Amapá, e a refinaria de

petróleo em Manaus se constituíram nos principais elementos de elevação do PIB regional no

período.

A partir da década de 60, a Amazônia tornou-se uma frente de povoamento e de

urbanização induzida pelo governo federal, bem como de investimentos internacionais e

nacionais, que provocaram mudanças nas formas tradicionais de ocupação de espaço.2 Antes

de 1960, as principais aglomerações humanas na Amazônia concentravam-se exclusivamente

nas calhas dos grandes rios da região. Segundo Mendes (1971), a partir do início da década de

60 começaram a agir “forças centrífugas ao arrepio da geografia, que conduziram à

desarticulação regional”.

A criação da Superintendência de Desenvolvimento da Amazônia – SUDAM em

1966, sucessora da Superintendência do Plano de Valorização Econômica da Amazônia –

SPVEA, fortaleceu a presença do Estado na região.

A descoberta das jazidas minerais de Carajás na segunda metade dos anos 60, a

criação da Zona Franca de Manaus em 1968, a construção de rodovias de integração nacional,

como a Santarém-Cuiabá e a Transamazônica, associados aos projetos de exploração da

madeira e à ocupação agropastoril em Rondônia, Mato Grosso e sul do Pará, alteraram

profundamente o panorama econômico da região.

Em 1970 o governo federal lançou o Programa de Integração Nacional – PIN, que

propiciou a construção de rodovias, portos e ancoradouros fluviais, a implementação de

2 Para Medice et alli (1987), foi somente com a implementação das políticas oficiais baseadas em incentivos fiscais e financeiros, adotadas a partir de 1960, que ocorreu a integração econômica da Amazônia à dinâmica interna de acumulação e desenvolvimento econômico urbano-industrial.

8

programas de colonização e reforma agrária por meio de projetos agropecuários e

agroindustriais.

O aproveitamento dos recursos minerais, notadamente ferro e bauxita, e a implantação

de empreendimentos eletrometalúrgicos, tendo como base o complexo alumínio-alumina,

assumiram expressão relevante na economia nacional em meados da década de 80.

Nas décadas de 70 e 80, o governo federal, com suas empresas e seus fundos

financeiros (FINAM, FNO, fundo de participação de Estados e Municípios, etc.), seja através

de investimentos diretos ou de financiamento e de estímulo fiscal ao investimento privado,

influenciou decisivamente na manutenção do crescimento econômico da região. Isto nos leva

a uma conclusão irrefutável: o governo tem sido e continua sendo o principal fator de

manutenção e de expansão da demanda da região amazônica. Para Gomes e Vergolino (1997),

a economia amazônica é, em grande parte, uma “invenção” do governo. Tal afirmativa é

corroborada pelas avaliações de Benchimol (2001), segundo as quais, “a Amazônia não

sobrevive sem a presença do Estado com seus investimentos e incentivos fiscais”.

A década de 90 se caracterizou pela forte aderência da economia da Amazônia à

economia brasileira, fazendo a região praticamente “flutuar”, acompanhando os ciclos de

crescimento do Brasil. Isto pode ser comprovado pela participação da região no PIB

Brasileiro, que se manteve estável no decênio em, aproximadamente, 6,5%.

Os vários ciclos econômicos que ocorreram na Amazônia - muitas vezes efêmeros e de

baixo impacto para o desenvolvimento regional – associados aos programas governamentais

implementados, propiciaram a interiorização e a urbanização da região, mas não foram

capazes de promover um desenvolvimento econômico e social similar ao verificado nas

demais regiões do país.

Não obstante os esforços governamentais das últimas cinco décadas, a integração da

região com o restante do país ainda é bastante frágil. A Amazônia brasileira continua

fortemente estruturada numa economia extrativista, atrasada em relação ao restante do país. A

exploração econômica da região se restringe em fornecer, para as demais regiões e para o

resto do mundo, suas riquezas naturais. Não que se condene essa forma de exploração, mas

sim que lhe seja permitido acrescentar valor econômico a essas riquezas, de modo a beneficiar

a população amazônica e reduzir as desigualdades regionais. Segundo Benchimol (2001), “o

9

potencial econômico de uma região é dado pela sua capacidade de criar cadeias produtivas.

Não basta, por exemplo, apenas extrair o minério de ferro da Amazônia, é preciso também

entrar profundamente na cadeia produtiva da metalurgia, produzindo o ferro-gusa, o ferro-

liga, etc.”

Neste aspecto, a energia elétrica apresenta-se como um importante vetor de

desenvolvimento regional e de valorização econômica da região.

2.2 - A EVOLUÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA NA AMAZÔNIA3

O desenvolvimento da indústria da eletricidade na Amazônia está intimamente

relacionado com os ciclos de desenvolvimento econômico ocorridos na região. O

conhecimento da dinâmica da economia da Amazônia é fundamental para o entendimento de

como se deu a expansão da energia elétrica.

As atividades de geração e distribuição de energia elétrica na Região Amazônica

iniciaram-se no final do século XIX e início do século XX, impulsionadas pelo apogeu

econômico proporcionado pelo ciclo da borracha.

O significativo crescimento da exportação da borracha que, junto com o café,

constituía a base da economia brasileira, impulsionou a modernização da infra-estrutura

urbana e industrial da região amazônica.

Os primeiros equipamentos de produção de eletricidade chegaram à região trazidos

por industriais e comerciantes, e visavam o atendimento às sua necessidades particulares.

A primeira concessionária de energia elétrica a se instalar na Amazônia foi a Pará

Railways and Lightining Company Ltd. – Pará Electric. Criada em Londres em 16 de

dezembro de 1905, a Pará Electric era responsável pela produção de energia termelétrica para

o abastecimento da cidade de Belém.

3 Para a elaboração de uma retrospectiva sobre a formação e evolução histórica da energia elétrica na Amazônia, foram utilizadas várias publicações do Centro da Memória da Eletricidade no Brasil, que centraliza a maior parte das informações históricas do setor elétrico brasileiro. Os trabalhos do professor José Luiz Lima [(Lima, 1984) e (Lima, 1995)] foram, da mesma forma, fundamentais para a elaboração deste capítulo.

10

Em 1910 foi criada pela iniciativa privada inglesa a Manaus Tramways and Light

Company Ltd. – Manaus Tramways, que instalou uma termelétrica para suprir a cidade de

Manaus. Posteriormente, por meio de contrato de arrendamento, a Manaus Tramways passou

a explorar os serviços de bonde na mesma cidade.

Até 1920 várias pequenas empresas se instalaram na região, produzindo energia

elétrica através de unidades termelétricas de pequeno porte, muitas delas mantidas pelas

prefeituras locais, para o suprimento energético do município – iluminação pública, em geral.

Outras empresas se instalaram para atender as necessidades de suas instalações industriais –

mineração, beneficiamento de produtos agrícolas e serrarias, principalmente.

Enquanto na Região Sudeste e em alguns estados do Sul e do Nordeste a energia

elétrica já era, em sua maioria, de origem hidráulica, na Região Norte a energia era gerada,

em sua quase totalidade, por máquinas térmicas, geralmente a vapor, com expressiva

utilização da lenha como combustível.

Na década de 20, enquanto a capacidade instalada brasileira cresceu cerca de 123%,

na Amazônia este crescimento foi de apenas 57%, ou seja, menos da metade do crescimento

brasileiro, apesar do número de empresas geradoras de energia que se instalaram na região ter

quase que triplicado. Esta redução na participação nacional é explicada pela maior evolução

econômica das regiões Nordeste e Sudeste, principalmente, e pela estagnação econômica da

região amazônica no período pós-ciclo da borracha.

Em 1928 a Ulen Management Company, uma companhia norte-americana ligada às

atividades de energia elétrica, obteve concessão do governo do Maranhão para explorar os

serviços de água, esgoto, iluminação pública e bondes elétricos na capital São Luis.

Em 1930, a capacidade instalada na Amazônia representava apenas 1,6% da

capacidade instalada brasileira. No mesmo período, a Região Sudeste, respondia por cerca de

80% da produção nacional de energia elétrica, impulsionada pelo dinamismo dos mercados

urbanos das grandes cidades, principalmente Rio de Janeiro e São Paulo, com a difusão dos

bondes elétricos e da iluminação pública, principais consumidores de energia elétrica. O

mesmo crescimento não ocorreu na indústria da energia elétrica da Região Amazônica. A

decadência do comércio internacional da borracha acarretou um refluxo das atividades

econômicas e do crescimento demográfico da Região.

11

Na década de 30 ocorreu uma pequena retomada no crescimento da indústria da

energia elétrica na Amazônia, implicando no aumento da capacidade instalada da região em

109% no decênio. Por outro lado, nas regiões mais desenvolvidas do país, o crescimento foi

mais modesto. A capacidade instalada nestas regiões no mesmo período cresceu apenas 58%.

Um dos motivos foi a promulgação do Código de Águas em 1934.

Por abordar apenas a questão das águas, o Código deixou à margem o segmento

termelétrico. Como a expansão da geração de energia elétrica na Amazônia se baseava na

termeletricidade, as imposições do Código não afetaram o aumento da capacidade instalada na

região. O mesmo, porém, não aconteceu com as demais regiões, onde cerca de 80% da

capacidade instalada era de origem hidráulica. Em suas disposições, o Código de Águas

determinava que enquanto não fossem realizadas as revisões dos contratos existentes, as

empresas de energia elétrica não poderiam ampliar ou modificar seus parques geradores

hidrelétricos. Tal fato gerou uma paralisia total em todas as empresas elétricas do Brasil,

tornando-se difícil a outorga de novas concessões entre 1934 e o início da Segunda Guerra.

Somente a partir de 1940 as empresas foram autorizadas a expandir suas instalações

hidrelétricas.

A Tabela 2.1 apresenta a evolução do número de empresas, do número de usinas

elétricas e da potência instalada dos estados da Amazônia entre 1920 e 1940, e uma

comparação com o Brasil.

Tabela 2.1 – Evolução da Indústria da Eletricidade na Amazônia entre 1920 e 1940

No DE EMPRESAS No DE USINAS ELÉTRICAS

POTÊNCIA INSTALADA (kW) ESTADOS

1920 1930 1940 1920 1930 1940 1920 1930 1940 Amazonas 3 9 28 3 10 30 1.751 2.824 4.489 Maranhão 2 10 14 2 10 14 246 1.320 2.550 Mato Grosso 7 10 17 8 10 21 967 1.413 4.554 Pará 4 16 48 4 16 51 4.998 6.998 14.751 Acre 2 7 9 4 7 9 143 197 283 TOTAL AMAZÔNIA 18 52 116 21 53 125 8.105 12.752 26.627 TOTAL BRASIL 306 1.009 1.617 343 1.211 1.914 349.604 778.802 1.247.753 AMAZÔNIA/BRASIL 5,9% 5,2% 7,2% 6,1% 4,4% 6,5% 2,3% 1,6% 2,1% Fonte: CENTRO DA MEMÓRIA DA ELETRICIDADE NO BRASIL. Panorama do Setor de Energia Elétrica

no Brasil. Rio de Janeiro: Centro da Memória da Eletricidade no Brasil, 1988.

12

Na década de 40, devido à guerra, houve uma considerável restrição na importação de

máquinas e equipamentos necessários à expansão do sistema elétrico brasileiro. No decênio, a

capacidade instalada nacional cresceu 51%. No mesmo período, contrastando com as

dificuldades das demais regiões, a capacidade do parque gerador da região amazônica cresceu

84%, impulsionada pelo estimulo dado pelo Governo Federal à produção de borracha durante

a guerra.

Enquanto na Região Sudeste a intervenção do Estado no campo da energia elétrica

iniciou-se nos primórdios dos anos 30, em consonância com o espírito nacionalista que

marcou o advento do Estado Novo, na região amazônica, esta intervenção permaneceu

bastante limitada até meados da década de 50. Até então as atividades da indústria da energia

elétrica na Amazônia eram monopolizadas pelo capital privado.

A partir da década de 50, um novo modelo institucional para o setor elétrico foi

implementado no Brasil, com a criação de empresas públicas federais e estaduais. Na

Amazônia este processo não foi diferente. Apresenta-se a seguir a cronologia de criação das

concessionárias estaduais de energia elétrica na região no período compreendido entre 1950 e

1970:

Em 1952 foi criada, por lei estadual, a Companhia de Eletricidade de Manaus –

CEM, que incorporou a Manaus Tramways and Light Company Ltd. – Manaus

Tramways, com o objetivo de gerar, transmitir e distribuir energia elétrica à cidade

de Manaus.

Em 1956, por autorização federal, foi criada a Companhia de Eletricidade do

Amapá - CEA, a mais antiga concessionária pública estadual de energia elétrica da

Região Norte. Destinada a construir e explorar os sistemas de geração, transmissão

e distribuição de energia elétrica no Estado do Amapá, deu início aos estudos da

construção da UHE Coaracy Nunes, no rio Araguari.

Em 1956 foi criada por lei estadual a Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. –

Cemat, constituída em 1958 com a finalidade de gerar, transmitir e distribuir

energia elétrica para Cuiabá. A empresa passou a gerenciar as UHEs Casca I e

Casca II, além de pequenas termelétricas existentes no interior do Estado.

13

Em 1958, para exercer os serviços de eletricidade antes elaborados pelo Serviço de

Água, Esgoto, Luz e Prensa de Algodão – Saelpa, no Maranhão, foi criada, por lei

estadual, a Companhia Energética do Maranhão – Cemar.

Em 1960 foi criada a Centrais Elétricas do Pará S.A. – Celpa, constituída em 1962

como um desdobramento da Comissão Estadual de Energia – CEEE, com o

objetivo de implantar o 1o Plano Estadual de Eletrificação no Estado do Pará. Em

1969 a Celpa passou a atender a capital do estado, em virtude da incorporação da

Força e Luz do Pará S.A. – Forluz. Essa empresa de economia mista, cujo maior

acionista era a prefeitura municipal de Belém, produzia e distribuía energia elétrica

na capital paraense desde 1956.

Em 1963, por iniciativa do governo estadual, foi criada a Centrais Elétricas do

Amazonas S.A. – Celetramazon, com o objetivo de distribuir energia elétrica no

Estado do Amazonas. Em 1983 a Celetramazon mudou de razão social, passando a

se denominar Companhia Energética do Amazonas – Ceam, atualmente

responsável pela distribuição de energia elétrica em todo o Estado do Amazonas, à

exceção de Manaus.

Em 1965, por lei estadual, foi criada a Companhia de Eletricidade do Acre –

Eletroacre que, posteriormente, encampou diversas unidades térmicas municipais,

com a finalidade de fornecer e distribuir energia elétrica para todos os municípios.

Em 1968 foi criada, por lei federal, a Centrais Elétricas de Rondônia S.A. – Ceron,

constituída em 1969 com o objetivo de gerar, transmitir e distribuir energia elétrica

para Porto Velho. Após sua criação a empresa incorporou o Serviço de

Abastecimento de Água, Luz e Força do Território – SAALFT, que atendia Porto

Velho e Guajará-Mirim, e os serviços de eletricidade das demais prefeituras

municipais.

Em 1968 foi criada a Centrais Elétricas de Roraima – CER, pela mesma lei federal

que criou a Ceron. A empresa foi constituída em 1969 com a finalidade de

transmitir e distribuir energia elétrica para o então Território de Roraima.

Atualmente é denominada Companhia Energética de Roraima – CER.

A partir dos anos 50, o consumo de energia elétrica no Brasil cresceu a taxas bastante

elevadas, superiores à taxa de crescimento econômico, fruto da rápida expansão da produção

14

industrial e da extensão do suprimento elétrico a novas regiões do território nacional. Para

suportar o desenvolvimento econômico do país, fez-se necessária a criação de uma infra-

estrutura de energia elétrica baseada na construção de usinas hidrelétricas de grande porte

para atender a mercados mais amplos, não mais restritivos a um estado e sim, abrangendo

toda ou mais de uma região.

Vale ressaltar que antes de 1960, as usinas hidrelétricas eram construídas sem um

conhecimento detalhado da bacia hidrográfica e dos sistemas de transmissão a elas

associados. A necessidade de investigações de novos projetos hidrelétricos, de estudos de

mercado integrados e de interligação dos sistemas elétricos, passaram a exigir estudos

energéticos de maior amplitude. Com esse objetivo, o Ministério de Minas e Energia formou

comitês específicos para as regiões brasileiras.

Em 31 de dezembro de 1968 foi criado o Comitê Coordenador dos Estudos

Energéticos da Amazônia – Eneram, cuja principal atribuição era a de supervisionar estudos

visando a investigação das possibilidades de aproveitamentos hidrelétricos para suprimento

das áreas prioritárias e pólos de desenvolvimento criados na Amazônia pelo governo federal.

Os estudos do Eneram contribuíram para a revisão de uma crença generalizada acerca

da impossibilidade do aproveitamento dos rios da Amazônia para a geração de energia

elétrica.

Em 6 de janeiro de 1972 o Eneram encerrou suas atividades recomendando que o

prosseguimento dos estudos hidroenergéticos da Amazônia deveria ficar a cargo de entidade

especializada, subsidiária da Eletrobrás, a qual, permanentemente integrada na problemática

da região, pudesse acompanhar a dinâmica de sua evolução. Nessa altura, as idéias de

constituir uma empresa de energia elétrica de âmbito regional para a Amazônia, atendendo as

sugestões do Eneram, já estava bastante amadurecida.

A criação da Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte foi prevista na

Lei no 5.824, promulgada em 14 de novembro de 1972. Em 20 de junho de 1973 a Eletronorte

foi oficialmente constituída. Sua área de atuação inicialmente abrangia os estados do

Amazonas, Pará, Acre, Mato Grosso (ao norte do paralelo 18o) e Goiás (ao norte do paralelo

15o) e os antigos territórios do Amapá, Roraima e Rondônia.

15

Entre 1976 e 1980 a Eletronorte assumiu o planejamento, a operação e a manutenção

dos parques geradores termelétricos de Belém, Manaus, Porto Velho e Rio Branco. Em

Manaus assumiu também a distribuição de energia elétrica, por intermédio da incorporação da

CEM.

Em março de 1980, a área de atuação da Eletronorte foi alterada, passando a incluir o

Estado do Maranhão, todo o atual Estado de Mato Grosso e a área de Goiás ao norte do

paralelo 12o, totalizando quase 5.000.000 km2 (58% do território brasileiro).

Na década de 80, a Eletronorte assumiu o papel de grande supridora de energia

elétrica da Região Amazônica, atendendo às demandas das concessionárias estaduais e dos

consumidores industriais eletrointensivos.

Em 1981 a Eletronorte absorveu as instalações e os equipamentos de transmissão de

Furnas no Estado do Mato Grosso e em 1989 incorporou o sistema de geração, transmissão e

distribuição de Boa Vista (RR).

A criação da Eletronorte representou um marco para a promoção do desenvolvimento

econômico da região amazônica, dotada até então de precárias condições de infra-estrutura,

através da garantia do suprimento de energia elétrica.

No período compreendido entre o final da década de 70 e início da década de 90 o

Governo Federal, através da Eletronorte, investiu maciçamente na ampliação e na recuperação

dos parques geradores e dos sistemas de transmissão da Amazônia. Nesse período foram

construídas as usinas hidrelétricas de Coaracy Nunes (no Amapá), Tucuruí (no Pará), Balbina

(no Amazonas) e Samuel (em Rondônia) e recuperados os parques termelétricos de Manaus,

Rio Branco, Porto Velho e Belém, além dos grandes sistemas de transmissão para escoar a

energia produzida pelas usinas hidrelétricas.

A Figura 2.1, a seguir, apresenta os investimentos realizados pela Eletronorte na

Região Amazônica no período compreendido entre 1976 e 2000, totalizando mais de 13 US$

bilhões. Tal montante representa uma significativa parcela do total de investimentos federais

na região, o que consolida o papel da Eletronorte como uma verdadeira agência de

desenvolvimento econômico da Amazônia.

16

Figura 2.1 - Investimentos da Eletronorte na Amazônia

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milh

ões

1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Fonte: ELETRONORTE

Em conseqüência da criação do Estado do Tocantins, em 20 de março de 1989 foi

criada a Companhia Energética do Estado do Tocantins – Celtins, empresa privada de energia

elétrica, que passou a ser a responsável pelo atendimento de energia elétrica ao Estado.

Oriundas da cisão parcial da Eletronorte, em 4 de fevereiro de 1998, foram criadas as

empresas Manaus Energia S.A. e Boa Vista Energia S.A., que se transformaram em

subsidiárias integrais da Eletronorte.

A Figura 2.2 apresenta a relação de concessionárias estaduais e federais de energia

elétrica que atuam na Região Amazônica atualmente.

Figura 2.2 - Concessionárias de Energia Elétrica da Amazônia

ELETRONORTEELETRONORTEELETRONORTE

Mesa

Bovesa

ELETRONORTEELETRONORTEELETRONORTE

Mesa

Bovesa

17

3 - O SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

3.1 - CARACTERÍSTICAS

O sistema elétrico brasileiro é constituído por um grande sistema interligado de porte

continental, que conecta as regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região

Norte, e de centenas de pequenos sistemas isolados, localizados principalmente na região

amazônica.

Apesar das dimensões continentais do Brasil, o fornecimento de energia elétrica é um

dos serviços públicos mais universalizados, ao atender cerca de 92% dos domicílios do país.

Em 2002, a carga própria atendida (consumo próprio + perdas) foi de cerca de 310,1 TWh,

beneficiando 40 milhões de consumidores. O consumo residencial foi responsável por 23,6%

do total da carga própria, o consumo industrial respondeu por 41,9%, com um número

substancial de usuários eletro-intensivos de grande porte. A demanda comercial respondeu

por 14,6% , os demais setores por 14,2%, enquanto que as perdas totalizaram 5,7%.

(CTEM/CCPE: 2002).

Nos últimos 10 anos, o mercado de energia elétrica brasileiro tem crescido a uma taxa

média de 4,2% ao ano. Nos próximos 10 anos, prevê-se um crescimento da carga própria de

energia da ordem de 5,2% ao ano no SIN e de 6,7% ao ano nos sistemas isolados

(CTEM/CCPE: 2002).

Para atender a um mercado com essa abrangência, o sistema elétrico brasileiro se

baseia em um parque gerador hidrotérmico, constituído predominantemente por usinas

hidrelétricas, e uma complexa malha de linhas de transmissão e de redes de distribuição

interconectadas, dada a grande distância entre as fontes geradoras e os centros de carga.

Segundo dados do Ministério de Minas e Energia (2003), no final de dezembro de

2002 o Brasil possuía 1.174 empreendimentos de geração, totalizando cerca de 81.286 MW

de capacidade instalada, dos quais 96,8 % encontravam-se instalados no SIN e os 3,2%

restantes nos sistemas isolados. Deste total, 80,4% é de origem hidráulica, 14,7% de origem

térmica a base de combustíveis fósseis, 2,5% de origem termonuclear, 2,3% de origem

térmica a base de biomassa e apenas 0,1% de origem eólica. Além dessa capacidade de

geração própria, a importação de energia elétrica respondia por uma capacidade de 8.000

18

MW, totalizando uma disponibilidade de 89.286 MW para o suprimento do mercado de

energia elétrica brasileiro.

No mesmo período, a rede de transmissão do sistema elétrico brasileiro era formada

por cerca de 74.000 km de linhas de transmissão em tensões superiores a 230 kV.

Desde meados da década de 70, o sistema elétrico brasileiro é operado de forma

coordenada, visando obter ganhos sinérgicos a partir da interação entre os agentes.

Uma característica marcante do sistema elétrico brasileiro é a existência de um grande

número de usinas hidrelétricas com reservatórios de regularização. A interconexão elétrica

entre as várias regiões do país possibilita um importante ganho energético ao sistema, devido

à interligação de bacias hidrográficas, possibilitando o proveito das diferentes sazonalidades e

garantindo a complementaridade entre os diversos regimes hidrológicos. Além disso, é

comum a existência, em um mesmo rio, de usinas de diferentes proprietários, ressaltando

ainda mais a importância da operação coordenada. (Santana e Oliveira, 1998).

A interconexão de vários sistemas brasileiros tornou possível a troca otimizada de

energia e de potência elétrica. Isto é, há a possibilidade de complementação energética de um

sistema com a importação da energia secundária de outro. Para o sistema receptor, o ganho

energético ocorre com a possibilidade de armazenamento de vazões afluentes nos

reservatórios, com a redução do deplecionamento, ou com a retirada de operação de uma

usina térmica.

Assim, o sistema beneficia-se globalmente com a obtenção de custos médios de

geração mais baixos, como conseqüência do menor consumo de combustível. Por esse

motivo, e pela opção de desenvolvimento do parque gerador a partir do vasto potencial

hidrelétrico do país, o sistema elétrico brasileiro é peculiar e não encontra paralelo no mundo.

3.2 – OS SISTEMAS ELÉTRICOS DA AMAZÔNIA

Em função das características da Amazônia, o sistema elétrico da região não é único,

contínuo e integrado. A grande extensão territorial e a dispersão dos centros de carga

constituem ainda um impedimento para a existência de um sistema totalmente interligado.

19

Atualmente os sistemas elétricos amazônicos podem ser classificados em dois grandes

grupos:

Sistema Interligado da Amazônia

Sistemas Isolados da Amazônia

3.2.1 – O Sistema Elétrico Interligado da Amazônia

O Sistema Interligado Brasileiro apresenta ramificações que suprem de energia elétrica

algumas regiões e/ou estados amazônicos, constituindo alguns subsistemas elétricos regionais.

Estes subsistemas são divididos geograficamente em dois grupos: Subsistema Interligado

Mato Grosso e Subsistema Interligado Norte, conforme ilustrado na Figura 3.1.

Figura 3.1 – Sistemas Interligados da Amazônia

O Subsistema Interligado Mato Grosso é uma extensão radial do Sistema

Sudeste/Centro-Oeste. Este sistema atende o sul do Estado do Mato Grosso, região polarizada

por Cuiabá, além das regiões sudoeste, sudeste e nordeste daquele Estado. Parte da região

norte e a totalidade das regiões noroeste e oeste de Mato Grosso ainda são supridas por

sistemas isolados.

20

A energia consumida neste sistema é fornecida por Furnas e por produtores

independentes de energia e autoprodutores, e distribuída pela Cemat, tanto na capital, quanto

no interior.

O sistema de transmissão em operação no Estado é de responsabilidade da Eletronorte

e da Cemat.

O Subsistema Norte atende os estados do Pará, Maranhão e Tocantins. Este sistema

iniciou sua operação em outubro de 1981, através da interligação dos Sistemas Norte-

Nordeste e foi ampliado em 1998, com a construção da LT Norte – Sul.

O Subsistema Norte é suprido majoritariamente com a energia gerada pela UHE

Tucuruí, e os seus excedentes transferidos para os Subsistemas Nordeste (Chesf) e

Sudeste/Centro-Oeste (Furnas), com os quais são feitos intercâmbios, objetivando otimizar a

operação dos seus reservatórios. Nos períodos de seca do rio Tocantins, há eventuais fluxos

de energia das Regiões Sudeste e Nordeste para a Região Norte.

No Estado do Pará, este sistema atende a capital, Belém, as regiões do Baixo

Tocantins e as regiões nordeste, sudeste, oeste e leste do Estado, via suprimento ao Sistema

Celpa. Atualmente, cerca de 95% do mercado total da Celpa é atendido pelo Subsistema

Norte Interligado. Algumas localidades situadas no sul, sudoeste e norte do Pará,

principalmente na margem esquerda do rio Amazonas, ainda são supridas por sistemas

isolados.

No Estado do Maranhão, o Subsistema Norte Interligado atende quase a totalidade do

Estado4. O Estado do Tocantins é totalmente atendido pelo SIN, seja através do Subsistema

Norte, quanto pelo Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.

3.2.2 – Os Sistemas Elétricos Isolados da Amazônia

Segundo dados do GTON (2003), no início de 2003, existiam em operação na região

amazônica 290 sistemas isolados autorizados pela ANEEL, totalizando 1.150 unidades

geradoras e 2.633 MW de potência nominal instalada, conforme apresentado na Tabela 3.1, a

seguir. 4 O Estado do Maranhão possui apenas um pequeno sistema isolado.

21

Tabela 3.1 - Sistemas Isolados da Amazônia (janeiro/2003)

ESTADO No DE SISTEMAS No DE UNIDADES GERADORAS

POTÊNCIA NOMINAL (MW)

Acre 14 105 171,4 Amapá 5 20 205,0 Amazonas 89 399 1.263,7 Maranhão 1 1 0,9 Mato Grosso 32 192 97,2 Pará 40 150 82,9 Rondônia 40 179 643,0 Roraima 69 104 168,8

TOTAL 290 1.150 2.632,9 Fonte: GTON - Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados

Destacam-se entre esses sistemas os que atendem às capitais Manaus, Porto Velho,

Rio Branco, Macapá e Boa Vista, e localidades a elas interconectadas, por representarem

cerca de 81% do mercado total dos sistemas isolados da Amazônia.

A Figura 3.2 apresenta a participação dos sistemas isolados das capitais no mercado

total dos sistemas isolados da Amazônia previsto para 2003.

Figura 3.2 - Participação no Mercado dos Sistemas Isolados da Amazônia - 2003

Para o ano 2003, o mercado de carga própria prognosticado pelo CTEM (2002) para

os sistemas isolados da Amazônia é de 9.454 GWh (1.079 MW médios), representando um

crescimento médio global de 6% em relação ao ano de 2002. No horizonte 2003-2012, prevê-

se que este mercado terá um crescimento médio anual de 6,7% ao ano, superior, portanto, ao

Sistema Macapá7,7%

Sistema Manaus47,4%Sistema Porto Velho

16,6%

Sistema Rio Branco4,9%

Sistema Boa Vista4,6%

Demais Sistemas18,7%

Fonte: GTON - Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados

22

crescimento de 5,2% ao ano previsto para as regiões atendidas pelo Sistema Interligado

Nacional.

Enquanto na maioria das capitais dos estados amazônicos a geração de eletricidade

provém de sistemas hidrotérmicos, no interior, os sistemas isolados são atendidos

majoritariamente por unidades dieselétricas de pequeno porte, embora existam também 25

pequenas centrais hidrelétricas instaladas nos Estados de Rondônia, Roraima e Mato Grosso,

que auxiliam no suprimento de energia elétrica.

a) Sistemas Isolados do Estado de Roraima

No Estado de Roraima existem 69 sistemas isolados, sendo 1 atendido pela Boa Vista

Energia S.A. - Bovesa, subsidiária integral da Eletronorte, e 68 de responsabilidade da

Companhia Energética de Roraima S.A. – CER. A Figura A.1, do Anexo A, apresenta a

distribuição geográfica dos sistemas isolados do Estado de Roraima.

A Boa Vista Energia atende a capital do Estado, Boa Vista, onde responde pela

geração e distribuição de energia elétrica, e realiza o suprimento a sete localidades do interior,

pertencentes ao sistema CER: Mucajaí, Tamandaré, Vila Iracema, São Raimundo, Cantá,

Santa Cecília e Bonfim. Os demais sistemas isolados do interior são supridos pela CER.

O sistema elétrico da Boa Vista Energia é responsável pelo atendimento de 85,8% da

demanda de energia elétrica do Estado, enquanto o sistema CER responde por 14,2% do total

requerido.

Os sistemas isolados do Estado de Roraima beneficiam uma população de cerca de

277.000 habitantes, o que equivale a 77,8% do total da população do Estado. A população não

atendida por energia elétrica ou atendida precariamente por outros meios que não os das

concessionárias, totalizam cerca de 80 mil habitantes, que representam 22,2% do total da

população.

A grande extensão territorial, a população rarefeita e o grande número de reservas

indígenas dificultam o pleno atendimento energético do Estado. Os estudos de planejamento

da Eletronorte projetam para os próximos 10 anos, a incorporação de mais algumas

localidades aos sistemas da Boa Vista Energia e da CER, o que possibilitaria ampliar o

23

atendimento de energia elétrica para 80% da população do Estado ao final de 2011

(Eletronorte, 2002e).

Em julho de 2001 o sistema elétrico da Boa Vista Energia foi interligado ao sistema da

empresa venezuelana Edelca, através de uma LT em 230 kV, com capacidade máxima de

intercâmbio de 200 MW. Essa interligação possibilitará o suprimento ao sistema da Boa Vista

Energia por cerca de 20 anos, com a energia gerada pelas usinas hidrelétricas do rio Caroni,

na Venezuela, dentre elas a UHE Guri, a maior hidrelétrica venezuelana e uma das maiores do

mundo.

Em conseqüência desta interligação, o parque gerador termelétrico da Boa Vista

Energia foi parcialmente desativado. Apenas as unidades da UTE Floresta permanecem como

reserva operativa para atendimento emergencial, até que a interligação elétrica com a

Venezuela atinja níveis operativos confiáveis5.

Para o atendimento às localidades do interior do Estado, a CER possui instaladas 97

unidades dieselétricas de pequeno porte (apenas 6 usinas possuem potência instalada superior

a 500 kW), além da PCH Alto Jatapu, com duas unidades de 2,5 MW de potência.

A Tabela 3.2 apresenta a capacidade do parque gerador instalado no Estado de

Roraima.

Tabela 3.2 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados de Roraima (janeiro/2003)

POTÊNCIA TOTAL (MW) SISTEMA Número de

Unidades Nominal Efetiva

Boa Vista Energia 5 147,8 133,0

CER 99 21,0 17,0

TOTAL 104 168,8 150,0 Fonte: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados

A demanda máxima prevista em 2003 no sistema da Boa Vista Energia é de 71,3

MWh/h, enquanto no sistema da CER é de 13,9 MWh/h.

5 Segundo informações da Eletronorte, no período de 22/07/2001 a 17/06/2002 a disponibilidade desse sistema de transmissão foi de 99,97%, índice que comprova o excelente desempenho da interligação até o momento.

24

O sistema de transmissão sob responsabilidade da Eletronorte/Boa Vista Energia em

Roraima é constituído por subestações e LTs em 230 kV e 69 kV. A Tabela 3.3 resume as

características principais desse sistema de transmissão.

Tabela 3.3 - Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte/Bovesa

Capacidade de Transformação 383,5 MVA

Linha de Transmissão 230 kV 211,0 km

Linha de Transmissão 69 kV 46,2 km

Linha de Distribuição - AT 649,4 km

Linha de Distribuição - BT 820,3 km Fonte: Boa Vista Energia

As localidades do interior do Estado, atendidas por grupos geradores dieselétricos da

CER, são abastecidas por redes de distribuição locais em 13,8/0,22 kV. O sistema de

transmissão associado à PCH Alto Jatapu supre nove localidades nas tensões de 13,8 kV e 69

kV.

b) Sistemas Isolados do Estado do Amapá

No Estado do Amapá existem 5 sistemas isolados, sendo 1 atendido pela Eletronorte e

4 de responsabilidade da Companhia de Eletricidade do Amapá - CEA. A Figura A.2 do

Anexo A apresenta a distribuição geográfica dos sistemas isolados do Estado do Amapá.

O sistema da Eletronorte supre a capital, Macapá, além dos municípios de Santana,

Mazagão, Porto Grande, Ferreira Gomes, Serra do Navio, Água Branca do Amapari, Cutias,

Itaubal do Piririm, Tartarugalzinho, Amapá e Calçoene.

O suprimento energético aos demais sistemas isolados do interior é de

responsabilidade da CEA, que os atende através de 4 pólos de geração – Laranjal do Jarí,

Lourenço, Pracuúba e Oiapoque.

A Eletronorte é responsável pelo atendimento de 93,4% da demanda de energia

elétrica do Estado, enquanto a CEA responde por 6,6% do total requerido.

Os sistemas elétricos do Amapá beneficiam uma população de cerca de 429.000

habitantes, o que equivale a 92% da população total do Estado. A população não atendida por

25

energia elétrica ou atendida precariamente por outros meios que não os das concessionárias,

corresponde a aproximadamente 82 mil habitantes, que representam 8% da população total do

Amapá.

A expansão dos sistemas de transmissão da Eletronorte e da CEA, prevista para os

próximos dez anos, possibilitará atender uma população da ordem de 668.000 habitantes ao

final de 2011, o que equivalerá a 97% do total da população residente no Estado (Eletronorte,

2002b).

O parque gerador da Eletronorte é de natureza hidrotérmica, sendo constituído pela

usina hidrelétrica de Coaracy Nunes (68 MW), localizada no rio Araguari, município de

Ferreira Gomes, e pela usina termelétrica de Santana, localizada no município de Santana.

Esse parque gerador apresenta uma capacidade efetiva de 184,8 MW.

O parque gerador sob responsabilidade da CEA totaliza 8,6 MW de capacidade efetiva

instalada, distribuído em 10 unidades geradoras dieselétricas instaladas nos municípios de

Laranjal do Jarí, Lourenço, Pracuúba e Oiapoque.

A Tabela 3.4 apresenta a capacidade do parque gerador instalado no Estado do

Amapá.

Tabela 3.4 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Amapá (janeiro/2003)



Eletronorte 10 194,9 184,8

CEA 10 10,1 8,6


A demanda máxima no sistema da Eletronorte para 2003, prevista pelo CCPE/CTEM,

é de 117,5 MWh/h, enquanto no sistema da CEA é de 8,7 MWh/h.

O sistema de transmissão da Eletronorte no Amapá é constituído por subestações e

LTs em 138 kV e 69 kV. A Tabela 3.5 resume as principais características desse sistema de

transmissão.

26

Tabela 3.5 - Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte no Amapá

Capacidade de Transformação 667 MVA

Linha de Transmissão 138 kV 196 km


Fonte: Eletronorte – Gerência de Planejamento de Sistemas Elétricos

As localidades do interior do Estado, atendidas pela CEA, constituem sistemas

isolados com geração térmica local, não existindo nenhum sistema de transmissão associado,

a exceção de redes de distribuição urbana ou rural de baixa tensão (13,8/0,22 kV). A Tabela

3.6 resume as principais características desse sistema de distribuição.

Tabela 3.6 - Características do Sistema de Distribuição da CEA

Linha de Distribuição - Rede Rural AT 1.005,6 km

Linha de Distribuição - Rede Rural BT 24,2 km

Quantidade de Transformadores 633

Capacidade de Transformação 6,7 MVA

Linha de Distribuição - Rede Urbana AT 1.081,8 km

Linha de Distribuição - Rede Urbana BT 1.067,8 km

Quantidade de Transformadores 2.580

Capacidade de Transformação 203,1 MVA Fonte: CEA

c) Sistemas Isolados do Estado do Amazonas

No Estado do Amazonas existem 89 sistemas isolados, sendo 1 atendido pela Manaus

Energia S.A., subsidiária integral da Eletronorte, e 88 de responsabilidade da Companhia

Energética do Amazonas S.A. – Ceam, distribuídos no interior do Estado. A Figura A.3 do

Anexo A apresenta a distribuição geográfica dos sistemas isolados do Estado do Amazonas.

O sistema elétrico da Manaus Energia atende a capital do Estado, Manaus,

respondendo pela geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, além de realizar o

suprimento a três localidades do interior pertencentes ao Sistema Ceam: Presidente

Figueiredo, Rio Preto da Eva e Puraquequara. O suprimento energético aos demais sistemas

27

isolados do interior é de responsabilidade da Ceam, que os atende através de 88 pólos de

geração.

Desde 1997 a Manaus Energia, através de contrato de fornecimento, adquire energia

elétrica do produtor independente El Paso, para complementar a geração própria para

atendimento ao seu sistema.

O sistema elétrico da Manaus Energia é responsável pelo atendimento de 85,1% da

demanda de energia elétrica do Estado do Amazonas, enquanto o sistema da Ceam responde

por 14,9% do total requerido.

Os sistemas elétricos da Manaus Energia e Ceam beneficiam uma população de cerca

de 1,89 milhões de habitantes, o que equivale a 63,4% da população total do Estado. A

população ainda não atendida por energia elétrica ou atendida precariamente por outros meios

que não os das concessionárias é bastante alto, cerca de 1,1 milhões de habitantes, que

representam 46,6% do total da população.

O Amazonas é um dos estados que apresenta as maiores taxas de desabastecimento de

energia elétrica do Brasil. A grande extensão territorial, as localidades esparsas, o acesso

difícil e o grande número de unidades de conservação e de reservas indígenas, dificultam o

pleno atendimento energético do Estado6.

Estudos da Eletronorte prevêem que , até o final de 2011, a população beneficiada com

energia elétrica será de aproximadamente 3,02 milhões de habitantes, o que equivalerá a 68%

do total da população residente no Estado (Eletronorte, 2002c).

O parque gerador instalado para o atendimento ao sistema da Manaus Energia

apresenta uma capacidade efetiva de 946 MW, distribuída em unidades geradoras da própria

Manaus Energia e da El Paso.

O parque gerador da Manaus Energia é de natureza hidrotérmica, possuindo 17

unidades geradoras, que totalizam uma capacidade efetiva instalada de 554 MW, distribuídas

em 3 termelétricas - Aparecida, Mauá e Eléctron - e na UHE Balbina (250 MW), localizada

6 O atendimento energético à maioria dos sistemas isolados do interior do Estado do Amazonas é extremamente difícil. O combustível para o suprimento dos grupos geradores é transportado, desde Manaus, por via fluvial. Em algumas localidades mais distantes chega-se a gastar 40 dias no transporte do combustível.

28

no rio Uatumã, município de Presidente Figueiredo. O parque gerador da El Paso é

constituído por 4 usinas termelétricas – Plantas A, B, D e W - que possuem 16 unidades

geradoras, totalizando 392 MW de capacidade efetiva instalada.

O parque gerador da Ceam totaliza uma capacidade efetiva instalada de 160,6 MW,

distribuída entre 366 unidades geradoras.

A Tabela 3.7 apresenta a capacidade do parque gerador instalado no Estado do

Amazonas.

Tabela 3.7 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Amazonas (janeiro/2003)



Manaus Energia 33 1.063,0 946,0

Ceam 366 200,7 160,6

TOTAL 399 1.263,7 1.106,6 Fonte: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados

A demanda máxima prevista pelo CCPE/CTEM para 2003 no sistema da Manaus

Energia é de 725 MWh/h, enquanto no sistema da Ceam é de 118,8 MWh/h.

Os sistemas de transmissão e distribuição da Manaus Energia é constituído por

subestações e LTs em 230 e 69 kV que suprem a capital e localidades no entorno de Manaus.

A Tabela 3.8 resume as principais características desse sistema de transmissão.

Tabela 3.8 - Características do Sistema de Transmissão da Manaus Energia

Capacidade de Transformação 2.402,5 MVA (*)



Rede de distribuição 13,8 kV 1.873 km (*) Inclui capacidade de transformação do PIE Fonte: Manaus Energia

As localidades do interior do Estado, atendidas pela Ceam, constituem sistemas

isolados com geração térmica local, dispondo apenas de redes de distribuição urbana. Em

29

algumas localidades existem também redes para atendimento a área rural. A Tabela 3.9

resume as principais características desse sistema de distribuição.

Tabela 3.9 - Características do Sistema de Distribuição da Ceam

Rede de Distribuição (Urbana e Rural) 2.358,1 km

Quantidade de Postes 53.260

Quantidade de Transformadores 3.366

Capacidade de Transformação 165,5 MVA Fonte: Ceam

d) Sistemas Isolados do Estado do Acre

No Estado do Acre existem 14 sistemas isolados, sendo 1 atendido pela Eletronorte, e

13 de responsabilidade da Companhia de Eletricidade do Acre S.A. – Eletroacre. A Figura

A.4 do Anexo A apresenta a distribuição geográfica dos sistemas isolados do Estado do Acre.

O sistema elétrico da Eletronorte no Estado do Acre atende a capital, Rio Branco, e

mais sete localidades do interior: Porto Acre, Plácido de Castro, Acrelândia, Redenção,

Bujarí, Senador Guiomard e Campinas, via suprimento à concessionária estadual Eletroacre,

que é responsável pela distribuição de eletricidade na capital e também pelo atendimento no

interior do Estado através de geração térmica local.

A Eletronorte é responsável pelo atendimento de 78% da demanda de energia elétrica

do Estado, enquanto a Eletroacre responde por 22% do total requerido.

Os sistemas elétricos atendidos pela Eletronorte e pela Eletroacre beneficiam uma

população de cerca de 439.162 habitantes, o que equivale a 75,2% do total da população do

Estado. A população não atendida por energia elétrica ou atendida precariamente por outros

meios que não os das concessionárias, corresponde a aproximadamente 145 mil habitantes,

que representam 24,8% da população total do Estado.

A expansão dos sistemas de transmissão da Eletronorte e da Eletroacre, prevista para

os próximos dez anos, possibilitará que, no final de 2011, cerca de 623.000 habitantes sejam

atendidos por energia elétrica, o que equivalerá a 79% do total da população residente no

Estado (Eletronorte, 2002a).

30

O parque gerador da Eletronorte no Estado do Acre é totalmente termelétrico,

possuindo 55 unidades geradoras, distribuídas em 4 termelétricas – Rio Branco I, Rio Branco

II, Rio Acre e Barro Vermelho - que perfazem 127,8 MW de capacidade efetiva instalada.

O suprimento de energia elétrica aos sistemas isolados da Eletroacre é realizado

através de 13 termelétricas operadas pelo PIE Guascor do Brasil, totalizando 21,9 MW

efetivos, distribuídos entre 50 unidades geradoras.

A Tabela 3.10 apresenta a capacidade do parque gerador instalado no Estado do Acre.

Tabela 3.10 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Acre (janeiro/2003)


Unidades Nominal Efetiva Eletronorte 55 144,0 127,8 Eletroacre 50 27,4 21,9 TOTAL 105 171,4 149,7

Fonte: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados

A demanda máxima prevista pelo CCPE/CTEM para 2003 no sistema da Eletronorte é

de 725 MWh/h, enquanto no sistema da Eletroacre é de 118,8 MWh/h.

O sistema da Eletronorte no Acre está em vias de se interligar ao sistema elétrico da

Eletronorte em Rondônia. Segundos informações da Eletronorte, após a efetivação da

interligação Porto Velho – Rio Branco, o parque gerador instalado em Rio Branco deverá ser

parcialmente desativado, permanecendo apenas as unidades da UTE Rio Acre como reserva

operativa, até que a interligação apresente níveis operacionais confiáveis.

O sistema de subtransmissão da Eletronorte no Acre é constituído de subestações e

LTs em 13,8 e 34,5 kV que atendem a capital e localidades próximas a Rio Branco. A Tabela

3.11 resume as principais características desse sistema de transmissão.

Tabela 3.11 - Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte no Acre


Linha de Transmissão 34,5 kV 156 km

Linha de Transmissão 13,8 kV 112 km Fonte: Eletronorte - Gerência de Planejamento de Sistemas Elétricos

31

As localidades atendidas pela Eletroacre, constituem sistemas isolados com geração

térmica local, não existindo nenhum sistema de transmissão associado, a exceção de redes de

distribuição urbana ou rural de baixa tensão (13,8/0,22 kV). A Tabela 3.12 resume as

principais características do sistema de distribuição da Eletroacre em Rio Branco e no interior.

Tabela 3.12 - Características do Sistema de Distribuição da Eletroacre


Linha de Distribuição – Alta Tensão 1.949 km

Linha de Distribuição – Baixa Tensão 2.514 km Fonte: Eletroacre

e) Sistemas Isolados do Estado de Rondônia

No Estado de Rondônia existem 40 sistemas isolados, sendo um atendido pela

Eletronorte, e 39 de responsabilidade da Centrais Elétricas de Rondônia S.A. – Ceron. A

Figura A.5 do Anexo A apresenta a distribuição geográfica dos sistemas isolados do Estado

de Rondônia.

A Eletronorte atende a capital, Porto Velho, e diversas localidades ao longo da BR-

364, onde se destacam Ariquemes, Ji-Paraná, Rolim de Moura, Abunã e Guajará-Mirim, via

suprimento à Ceron, que é responsável pela distribuição de energia elétrica em todo o Estado

e também pela geração de energia elétrica no interior, geralmente através de parque gerador

termelétrico e de pequenas centrais hidrelétricas.

Desde 2000 a Eletronorte, através de contrato de fornecimento, adquire energia

elétrica do produtor independente Termo Norte, instalado em Porto Velho, de modo a

complementar a geração própria para atendimento ao seu sistema.

O sistema elétrico da Eletronorte é responsável pelo suprimento de 77,5% da demanda

de energia elétrica do Estado de Rondônia, enquanto o sistema da Ceron responde por 22,5%

do total requerido.

Os sistemas elétricos da Eletronorte e da Ceron beneficiam uma população de cerca de

931.000 habitantes, o que equivale a 65% do total da população do Estado. A população não

atendida por energia elétrica ou atendida precariamente por outros meios que não os das

32

concessionárias, corresponde a aproximadamente 500 mil habitantes, que representam 35% da

população total do Estado.

A expansão dos sistemas de transmissão da Eletronorte e da Ceron, prevista para os

próximos dez anos, possibilitará que, no final de 2011, a população beneficiada seja de

aproximadamente 1.329.000 habitantes, o que equivalerá a cerca de 72% da população total

do Estado (Eletronorte, 2002e).

O parque gerador instalado para o atendimento ao sistema da Eletronorte no Estado de

Rondônia apresenta uma capacidade efetiva de 517,9 MW, distribuídos em quinze unidades

geradoras da própria Eletronorte e do PIE Termo Norte.

O parque gerador da Eletronorte é de natureza hidrotérmica, sendo composto de uma

usina termelétrica (UTE Rio Madeira) e da UHE Samuel (216 MW), localizada no rio Jamari,

que juntas totalizam 306,3 MW efetivos, distribuídos em nove unidades geradoras. O parque

gerador do PIE Termo Norte é composto por duas usinas termelétricas – Termo Norte I e II -

que possuem atualmente seis unidades geradoras, totalizando 211,6 MW de capacidade

efetiva instalada. Em julho de 2003, entrarão em operação nesse sistema mais duas unidades

geradoras do PIE Termo Norte, que elevará a capacidade efetiva do parque gerador desse

sistema para 715,3 MW.

O suprimento de energia elétrica às localidades do interior do Estado é realizado pela

Ceron, através de geração própria ou pela aquisição de energia elétrica de produtores

independentes e autoprodutores.

A partir de 1998, todo o parque gerador termelétrico da Ceron, passou a ser operado

pelo PIE Guascor do Brasil. O parque térmico da Ceron/Guascor é composto por 138

unidades geradoras dieselétricas, totalizando uma potência efetiva de 58 MW.

Além da geração termelétrica, a Ceron adquire energia de treze pequenas centrais

hidrelétricas (sendo uma própria e doze de terceiros) que totalizam uma potência nominal

instalada de 39 MW.

A Tabela 3.13 apresenta a capacidade do parque gerador instalado no Estado de

Rondônia.

33

Tabela 3.13 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados de Rondônia (janeiro/2003)



Eletronorte 15 531,5 517,9

Ceron 164 111,5 95,5

TOTAL 179 643,0 613,3 Fontes: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados

Ceron

A demanda máxima prevista pelo CCPE/CTEM para 2003 no sistema da Eletronorte é

de 275,7 MWh/h, enquanto no sistema da Ceron é de 90,1 MWh/h.

O sistema de transmissão da Eletronorte em Rondônia é constituído por subestações e

linhas de transmissão em 230 kV e 69 kV que atendem a região polarizada por Porto Velho e

diversas localidades ao longo da BR-364. A Tabela 3.14 resume as principais características

desse sistema de transmissão.

Tabela 3.14 - Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte em Rondônia

Capacidade de Transformação 1.428 MVA



Linha de Transmissão 69 kV 83,4 km Fonte: Eletronorte - Gerência de Planejamento de Sistemas Elétricos

O sistema de transmissão da Ceron é composto por diversas linhas de transmissão e

subestações que interligam cerca de 30 localidades do interior ao sistema de transmissão da

Eletronorte. Além desse sistema, existem ainda os sistemas de transmissão isolados do

interior, que interligam alguns pólos de geração aos centros de carga, além dos sistemas de

distribuição da capital e cidades do interior. A Tabela 3.15, a seguir, resume a principais

características desse sistema de transmissão.

34

Tabela 3.15 - Características do Sistema de Transmissão da Ceron


Linhas de Transmissão 138 kV* 100 km

Linhas de Transmissão 69 kV 59 km

Linhas de Transmissão 34,5 kV 607 km

Linhas de Transmissão 13,8 KV (AT+BT) 11.022 km (*) Atualmente energizada em 69 kV Fonte: Ceron

f) Sistemas Isolados do Estado do Pará

No Estado do Pará existem 40 sistemas isolados autorizados pela ANEEL. Destes, 37

são de responsabilidade da Centrais Elétricas do Pará – Celpa e 3 de responsabilidade da Jarí

Celulose - Jarcel. A Figura A.6 do Anexo A apresenta a distribuição geográfica dos sistemas

isolados do Estado do Pará.

Dos 37 sistemas isolados de responsabilidade da Celpa, 23 têm a sua operação e

manutenção contratada ao PIE Guascor do Brasil. Todos esses sistemas são puramente

térmicos a base de óleo diesel. Na divisa do Pará com o Amapá opera a Jarcel, que fornece

energia elétrica às localidades de Monte Dourado, São Miguel e Munguba.

O parque gerador da Celpa nos sistemas isolados é constituído por 137 unidades

geradoras dieselétricas que totalizam 53,6 MW de capacidade efetiva instalada.

O parque gerador da Jarcel totaliza uma capacidade efetiva instalada de 12,8 MW,

distribuída entre 13 unidades geradoras, das quais 4 operam com óleo combustível e 9 com

óleo diesel.

A Tabela 3.16 apresenta a capacidade do parque gerador instalado nos sistemas

isolados do Estado do Pará.

35

Tabela 3.16 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Pará (janeiro/2003)



Celpa 137 66,9 53,6

Jarcel 13 16,0 12,8


A demanda máxima prevista pelo CCPE/CTEM para 2003 nos sistemas isolados da

Celpa é de 46,6 MWh/h, enquanto nos sistemas da Jarcel é de 3,1 MWh/h.

As localidades atendidas pelos sistemas isolados da Celpa e Jarcel não apresentam

sistema de transmissão associado, a exceção de redes de distribuição urbana ou rural de baixa

tensão (13,8/0,22 kV).

g) Sistemas Isolados do Estado de Mato Grosso

No Estado de Mato Grosso existem 32 sistemas isolados autorizados pela ANEEL sob

responsabilidade da Centrais Elétricas de Mato Grosso - Cemat. A Figura A.7 do Anexo A

apresenta a distribuição geográfica dos sistemas isolados do Estado de Mato Grosso.

Destes sistemas, 27 são puramente térmicos e utilizam o óleo diesel como combustível

e 5 são hidrotérmicos7.

O parque gerador da Cemat nos sistemas isolados é constituído por 192 unidades

geradoras que totalizam 77,7 MW de capacidade efetiva instalada.

A Tabela 3.17 apresenta a capacidade do parque gerador instalado nos sistemas

isolados do Estado de Mato Grosso.

7 Existem 10 PCHs instaladas no interior do Estado de Mato Grosso que suprem de energia elétrica alguns sistemas isolados.

36

Tabela 3.17 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados de Mato Grosso (janeiro/2003)



Cemat 192 97,2 77,7


A demanda máxima prevista pelo CCPE/CTEM para 2003 nos sistemas isolados da

Cemat é de 53,6 MWh/h.

O sistema de transmissão da Cemat é composto por diversas linhas de transmissão e

subestações de baixa e alta tensão que interligam 32 pólos de geração aos centros de carga. A

Tabela 3.18, a seguir, resume a principais características desse sistema de transmissão.

Tabela 3.18 - Características do Sistema de Transmissão da Cemat

Capacidade de Transformação 1.400 MVA

Linhas de Transmissão 138 kV 2.937 km

Linhas de Transmissão 69 kV 322 km

Linhas de Transmissão 34,5 kV 3.514 km

Linhas de Distribuição AT e BT 9.515 km Fonte: Cemat (www.redecemat.com.br)

h) Sistemas Isolados do Estado do Maranhão

No Estado do Maranhão existe apenas um sistema isolado que atende a localidade de

Batavo. A Companhia Energética do Maranhão – Cemar é a empresa responsável pelo

atendimento a esta localidade através de um pequeno grupo gerador dieselétrico. A Tabela

3.19 apresenta a capacidade instalada neste sistema isolado.

37

Tabela 3.19 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Maranhão (janeiro/2003)



Cemar 1 0,9 0,7


A demanda máxima prevista pelo CCPE/CTEM para 2003 neste sistema isolado é de

0,3 MWh/h.

Nesta localidade o suprimento de energia elétrica é realizado através de uma rede de

distribuição de baixa tensão (13,8/0,22 kV).

3.2.3 – O Mecanismo da CCC-ISOL

O mecanismo da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, foi criado pelo Decreto

no 73.102/73, que regulamentou a Lei no 5.899/73, para atender as necessidades dos sistemas

interligados. A CCC trata-se de um fundo destinado à cobertura de parte dos custos de

geração termelétrica que utilizam combustíveis fósseis.

A partir dos anos 90, com a situação do setor elétrico começando a dar os primeiros

sinais de fadiga, quando se verificavam altos índices de inadimplência entre empresas

distribuidoras e fornecedoras de energia elétrica8, surge a Conta de Consumo de Combustíveis

dos Sistemas Isolados - CCC-ISOL. Em 28 de agosto de 1991, o então Ministério da Infra-

Estrutura editou a Portaria n° 179, estendendo a sistemática da CCC aos concessionários com

sistemas isolados de todas as regiões do país, que passaram a ter a cobertura da CCC-ISOL a

partir de janeiro de 1992. Esta medida visava diminuir a reação contrária à criação da CCC-

ISOL por parte dos concessionários das regiões Sudeste e Sul, uma vez que também

passariam a ter o benefício da CCC-ISOL9.

8 Inclusive com a consolidação das diretrizes da Constituição Federal de 1988, que retirou do setor os recursos oriundos do Imposto Único sobre Energia Elétrica e do Empréstimo Compulsório da Eletrobrás, e, com o acúmulo dos débitos com fornecedores de combustíveis, particularmente nos sistemas isolados da Região Norte. 9 Atualmente, cerca de 73% dos dispêndios com a CCC-ISOL são cobertos por consumidores das regiões Sul e Sudeste.

38

Entretanto, esta portaria não veio a definir, especificamente, as empresas com

obrigatoriedade de recolhimento à CCC-ISOL, bem como o tratamento a ser dado pela

Eletrobrás aos recursos criados com sua efetivação.

Após um ano de operacionalização, foram editadas a Lei n° 8.63110, de 04 de março de

1993, e o Decreto n° 774, de 18 de março de 1993, que visavam redefinir os participantes na

CCC e a sua forma de rateio.

Finalmente, e com o objetivo de dirimir todas as dúvidas oriundas das lacunas

deixadas pelas legislações anteriores com relação ao funcionamento da CCC-ISOL, foi

editada a Portaria n° 218, de 05 de abril de 1993, do então Departamento Nacional de Águas e

Energia Elétrica – DNAEE, estabelecendo procedimentos e critérios para a CCC.

Com a escassez cada vez maior dos recursos disponíveis para investimentos no setor

elétrico, estabeleceu-se a necessidade de abrir a possibilidade de entrada de recursos privados,

principalmente na geração de energia elétrica.

A Lei n° 9.074, de 07 de julho de 1995, possibilitou a operação dos Produtores

Independentes de Energia – PIE, estando estes sujeitos a regras operacionais e comerciais

próprias. Com vistas a regulamentar a produção de energia elétrica do PIE, foi editado, em 10

de setembro de 1996, o Decreto n° 2.003, determinando como encargo financeiro da

exploração de energia elétrica, dentre outros, as cotas mensais da CCC-ISOL e estabelecendo

que a parcela de energia elétrica por autoprodutor que operar usinas térmicas em Sistemas

Isolados fará jus ao ressarcimento do custo de combustíveis instituído na CCC, mediante

autorização do órgão regulador e fiscalizador do poder concedente.

Após a edição de várias Medidas Provisórias, foi publicada em 27 de maio de 1998, a

Lei n° 9.648, que além de alterar vários dispositivos legais anteriores, estabeleceu a

manutenção da CCC-ISOL por 15 anos (referendando a Lei no 8.631), sendo seu término

previsto para maio de 2013, abrindo ainda a possibilidade da utilização da sistemática da CCC

para a viabilização de alguns empreendimentos de geração que venham a ser instalados em

10 A Lei n° 8.631 extinguiu a Conta de Resultados a Compensar - CRC e a Reserva Nacional de Compensação de Remuneração – RENCOR, instrumentos que viabilizavam, principalmente este último, a equalização das tarifas de energia elétrica, sendo necessário, em função da sua extinção, a criação de uma nova forma de amenizar as altas tarifas da Região Norte, oriundas dos altos custos de geração, baseados em usinas térmicas a óleo diesel.

39

sistemas isolados, em substituição à geração termelétrica que utilize derivados de petróleo. A

Resolução ANEEL no 245, de 11 de agosto de 1999, regulamentou a forma, valores e prazos

para a sub-rogação dos benefícios do rateio da CCC, estabelecendo que os empreendimentos

de geração enquadrados na Lei n° 9.648, poderão ser ressarcidos em até 75% do valor do

investimento.

A Lei no 10.438, de 26 de abril de 2002, por meio de seu Artigo 18, alterou o Artigo

11 da Lei n° 9.648. Pela nova redação, qualquer empreendimento (e não apenas alguns) que

promova a substituição de derivados de petróleo ou que permita a redução do dispêndio da

CCC-ISOL, fará jus à sub-rogação dos benefícios do rateio da CCC. Em função das alterações

estabelecidas pela Lei no 10.438 houve a necessidade de se adequar a Resolução ANEEL no

245. Para tanto a ANEEL emitiu a Resolução no 784, de 24 de dezembro de 2002,

estabelecendo as condições e prazos para a sub-rogação dos benefícios do rateio da CCC.

A Lei no 10.438, ampliou ainda o prazo para o término do benefício da CCC nos

sistemas isolados, que passou de maio de 2013 para abril de 2022.

Entende-se que a ampliação do período para a utilização da CCC-ISOL por um prazo

mais longo, representa a confirmação da necessidade de sua existência enquanto mecanismo

de transferência de recursos, no sentido de reduzir o impacto econômico-financeiro causado

pelo elevado custo com combustíveis na geração termelétrica nos sistemas isolados,

principalmente da Amazônia, enquanto não forem encontradas alternativas de suprimento

energético capazes de promoverem o desenvolvimento auto-sustentado dessa Região, visto

que seus concessionários não teriam, pelo menos por um certo período, condições de

adotarem os mesmos procedimentos de comercialização de energias como os que estão sendo

implantados no Sistema Interligado Nacional.

Rodrigues (1999), através da definição da CCC-ISOL, demonstra a importância social

e econômica desse mecanismo para os Sistemas Isolados:

A CCC-ISOL é um condomínio administrado pela Eletrobrás, em nome de todos os concessionários de energia elétrica do país, que transfere mensalmente recursos financeiros para os concessionários proprietários das usinas termelétricas dos Sistemas Isolados a título de reembolso da maior parte daqueles custos. Estes recursos têm origem na receita de fornecimento dos concessionários que possuem venda direta de energia a consumidores finais. Na composição da tarifa de fornecimento destes concessionários está incluído um percentual relativo à CCC-ISOL. Portanto, quando os consumidores finais de todo o território nacional pagam suas contas relativas aos

40

seus consumos de energia, estão contribuindo para a diminuição do impacto do alto custo energético dos Sistema Isolados. Do contrário, a ausência deste socorro financeiro provocaria valores de tarifa muito elevados para os consumidores finais daqueles Sistemas Isolados.

41

4 – INTERLIGAÇÕES DE SISTEMAS ELÉTRICOS REGIONAIS

4.1 – CARACTERIZAÇÃO E CONCEITOS11

Diz-se que dois ou mais sistemas estão eletricamente interligados quando existe um

elo de ligação entre eles, constituído por redes de interligação regionais, de forma que a

decisão tomada na operação de um deles afeta o funcionamento dos outros.

Entende-se por redes de interligação os equipamentos e instalações de transmissão

destinados a permitir a transferência de grandes blocos de energia entre sistemas elétricos de

regiões geográficas distintas.

O correto dimensionamento das redes de interligação depende fundamentalmente do

conhecimento das magnitudes e direções esperadas de fluxo de energia nos elementos

componentes desta rede. Estes fluxos, por sua vez, dependem do balanço entre as

disponibilidades e os requisitos energéticos de cada subsistema, isoladamente considerados.

No caso de sistemas hidrotérmicos predominantemente hidrelétricos, como o

brasileiro, as disponibilidades energéticas são função, basicamente, das vazões afluentes a

cada usina do sistema e do grau de regularização propiciado pelos reservatórios do sistema.

Como as afluências, por sua natureza, são estocásticas, resulta que as disponibilidades

energéticas e, por conseqüência, o balanço energético de cada subsistema e os fluxos de

intercâmbio decorrentes são grandezas aleatórias.

Em vista deste fato, a definição dos requisitos de transmissão associados a cada

interligação entre subsistemas deve considerar, necessariamente, o comportamento do parque

gerador de cada subsistema frente a uma seqüência de vazões histórica ou sintética.

Através da transferência de energia de um subsistema para outro, dando sempre

prioridade à geração de energia de mais baixo custo disponível no sistema a cada instante e

respeitadas eventuais limitações de intercâmbio estabelecidas para os elos de interligação,

pode-se conseguir a redução do custo global de operação e dos níveis de vertimento, bem

como eliminar ou atenuar eventuais déficits de energia.

11 Os fundamentos conceituais que nortearam a elaboração deste capítulo foram extraídos dos documentos elaborados pelo GCPS (GCPS, 1984) e CCPE (CCPE, 2001).

42

Para a definição dos níveis de intercâmbio entre subsistemas, dos custos operacionais

e dos riscos de déficit associados, são necessários estudos energéticos que utilizam modelos

matemáticos de simulação. Estes modelos procuram reproduzir o comportamento do sistema,

buscando operá-lo de forma a garantir o suprimento de energia a cada subsistema, ao mesmo

tempo em que buscam minimizar o custo de operação.

Por meio de simulações energéticas são obtidos os níveis e os sentidos dos

intercâmbios entre os subsistemas considerados, bem como os benefícios energéticos

associados, que irão subsidiar os estudos de dimensionamento elétrico das redes de

interligação.12 Esses benefícios, juntamente com os custos das interconexões, permitem a

realização de análises de viabilidade e de comparação econômica dos esquemas alternativos

de implementação das redes de interligação visualizadas.

A análise da viabilidade econômica da instalação de equipamentos e de instalações de

transmissão, em geral, é realizada implicitamente, uma vez que a não colocação em serviço

desses bens conduz à redução da qualidade de suprimento e, em casos extremos, ao não

atendimento aos requisitos dos consumidores, que se traduz, num caso ou no outro, em custos

econômicos elevados, bastante superiores aos custos dos equipamentos e instalações de

transmissão sob análise (CCPE, 2001). Em vista desse raciocínio, as análises de viabilidade

econômica de sistemas de transporte, de repartição e de distribuição de energia se reduzem à

comparação econômica de alternativas, já que mesmo a mais onerosa delas é suposta viável

do ponto de vista econômico.

No caso das interligações regionais, a diversidade de funções que esta modalidade de

sistema de transmissão pode desempenhar exige uma análise detalhada do valor econômico de

cada tipo de interligação, não só no momento de sua implantação, mas ao longo de toda a vida

útil de seus equipamentos e instalações.

Do ponto de vista de benefícios, a implantação de um elo de interligação pode

redundar em:

12 Cabe salientar que os limites de fluxos entre subsistemas utilizados nos modelos de simulação energética são obtidos a partir de estudos de comportamento do sistema elétrico. Por sua vez, este comportamento depende fortemente dos despachos de geração nas usinas hidráulicas e térmicas. Dado que os despachos refletem as condições hidrológicas e o estado da reserva energética de cada usina do sistema e também da quantidade de energia recebida ou enviada através dos elos de interligação, infere-se que a política de operação do sistema hidrotérmico, a capacidade de transferência dos elos de interligação e o desempenho do sistema estão fortemente correlacionados. Isto torna complexo o processo de dimensionamento de redes de interligação.

43

aumento de disponibilidade de energia total do sistema – a energia do sistema

interligado pode ser maior que a soma das disponibilidades de energias firmes dos

subsistemas individualmente considerados;

redução dos requisitos de ponta – a existência de diversidade de carga entre os

subsistemas pode acarretar uma redução dos requisitos de ponta do sistema

interligado, em relação à soma dos requisitos de cada subsistema individualmente

considerado;

operação mais eficiente – a existência de interligação entre subsistemas com

estruturas diferenciadas permite substituir a geração de usinas térmicas de alto

custo de produção por outras de custo mais baixo, térmicas ou hidráulicas;

redução do custo de instalação de novas unidades geradoras – a diferença nos

custos de novos aproveitamentos disponíveis no sistema interligado permite

expandir o sistema gerador de forma otimizada, através da substituição de

instalação de centrais hidro ou termelétricas de alto custo unitário por outras mais

econômicas; em casos extremos, o aumento da disponibilidade de energia

propiciado pela consecução da interligação, pode reduzir ou até mesmo adiar a

necessidade de instalação de novas usinas; e

redução nas necessidades de transmissão de um ou mais sistemas interligados – a

implantação de elos de interligação entre pontos estratégicos dos subsistemas a

interligar pode evitar a necessidade de reforços de transmissão para atendimento a

cargas locais em certos casos.

Além dos benefícios energéticos e econômicos já apontados, outros benefícios, em

termos de operação do sistema elétrico, podem ser auferidos a partir da implantação das redes

de interligação. Alguns deles são:

intercâmbio de reserva girante;

melhores condições para a programação da reserva girante;

apoio durante emergências;

melhores condições para a regulação de freqüência; e

aumento do nível de confiabilidade global.

44

Em contrapartida aos benefícios potenciais apontados, a implantação de elos de

interligação traz consigo uma série de inconvenientes, cuja superação ou atenuação pode

implicar a necessidade de investimentos adicionais, que deverão ser computados e

adicionados aos custos de implantação ou de reforço dos elos de interligação propriamente

ditos.

Os principais problemas técnicos que podem ser originados pelas interligações são:

propagações de distúrbios – a ocorrência de distúrbios em um dos subsistemas pode

acarretar interferência na operação dos demais subsistemas a ele interligados, pela

propagação ou até mesmo ampliação de oscilações de potência ativa ou reativa

através dos elos de interligação;

problemas de estabilidade – podem emergir ou serem amplificados, quando

existentes, em função da modificação da estrutura dos subsistemas interligados, que

se reflete em novas condições de distribuição de fluxos e perfil de tensões;

aumento do nível de curto-circuito – a implantação de interligações em corrente

alternada pode implicar o aumento da potência de curto-circuito no âmbito das

estações terminais, eventualmente conduzindo a superação da capacidade de

interrupção dos disjuntores já existentes ou programados;

os subsistemas receptores devem ser preparados para escoar os níveis mais

elevados de intercâmbios previstos e, ao mesmo tempo, para operar com fluxos nas

redes de interligação próximos de zero, durante todos os patamares de carga.

Dependendo da amplitude dos problemas técnicos causados por interligações, a sua

superação ou atenuação pode implicar a necessidade de:

reforços adicionais da interligação propriamente dita;

reforços adicionais dos sistemas receptores;

utilização de sinais adicionais nos reguladores de tensão de algumas unidades

geradoras;

utilização de resistores de frenagem;

mudança no modo de transmissão previsto para elos de interligação (C.A. para

C.C.) .

45

Como se depreende do exposto, a quantificação dos benefícios e custos associados a

realização de uma interligação entre distintos sistemas elétricos pode ser uma tarefa muito

complexa, pelo elevado número de fatores tangíveis e intangíveis envolvidos.

Assim sendo, a viabilidade econômica de uma alternativa de interligação regional só

pode ser definida em função da análise criteriosa dos benefícios e custos, quer direto, quer

indiretos, decorrentes de sua implantação.

4.2 – AS INTERLIGAÇÕES DE SISTEMAS ELÉTRICOS NO MUNDO

Em todo o mundo, as interconexões elétricas entre países e regiões tem proporcionado

vários benefícios, tais como: melhorias no suprimento elétrico, otimização dos investimentos,

desenvolvimento dos recursos energéticos regionais, aumento da competitividade, estímulo ao

desenvolvimento econômico, mitigação dos impactos ambientais negativos, entre outros. Tais

benefícios têm proporcionado ganhos de economia de escala e de escopo para os países e

regiões envolvidos.

Os avanços tecnológicos na transmissão de grandes blocos de energia a longa

distância, associados ao crescente processo de globalização da economia mundial e ao

esgotamento das fontes de energia em determinadas regiões, estão ampliando a integração

elétrica e energética entre países e regiões.

Em alguns países mais desenvolvidos, seja devido à formação de blocos geopolíticos

ou geo-econômicos, como também pelo fato de terem iniciado mais cedo suas reformas no

setor elétrico, as interconexões elétricas iniciaram-se mais cedo.

Nos itens a seguir são apresentadas algumas experiências de integração elétrica entre

alguns países e regiões dos diversos continentes.

4.2.1 – As Interconexões Elétricas na Europa

O sistema elétrico europeu é formado por uma variedade de diferentes interconexões

elétricas de âmbito regional, nacional e internacional. Alguns desses sistemas são operados

centralizadamente sob o mesmo regime de controle de freqüência, sendo interconectados por

46

um grande número de linhas de transmissão em corrente alternada e corrente contínua,

formando, na realidade, um único e denso sistema, que permite o intercâmbio energético entre

diferentes regiões e países. Outros sistemas, devido às condições geográficas, são operados

como sistemas isolados. Além disso, existem interconexões além dos limites geográficos da

Europa, o que transforma o sistema elétrico europeu como o sistema mais amplo e abrangente

do mundo.

A Figura 4.1, obtida dos estudos de Schwarz (2001), apresenta de forma simplificada,

os sistemas elétricos interconectados da Europa, seus “tamanhos” elétricos em termos de

consumo e os elos físicos de intercâmbio de energia elétrica, bem como as estruturas

organizacionais sob as quais se reúnem esses sistemas.

Figura 4.1 – Sistema Elétrico Interligado Europeu

Fonte: SCHWARZ, Jürgen. Recent Developments in the

European Interconnected Power System.

A parte central da Europa é constituída pelo sistema denominado Union for the Co-

ordination of Transmission of Electricity (UCTE), que engloba os sistemas de transmissão de

20 países europeus, onde se concentra uma população de cerca de 400 milhões de pessoas,

correspondendo a uma demanda de energia elétrica de mais de 2.000 TWh. Trinta e dois

Transmission System Operators (TSOs) mantém um forte controle de freqüência comum – 50

47

Hz – de forma a mantê-la estável, mesmo em caso de perda de 3.000 MW de capacidade de

geração.

Com a interconexão do sistema CENTREL (sistema de elétrico da Polônia, República

Tcheca, Eslováquia e Hungria) ao sistema UCTE em 1997, cerca de 60 GW de capacidade

geradora instalada foram acrescentados aos 400 GW da UCTE. No entanto, devido à

ampliação do UCTE, foram necessárias medidas para a estabilização do sistema de potência

de modo a evitar oscilações de freqüência13.

Como conseqüência da guerra na ex-Yuguslávia, a grande parte da península balcânica

(incluindo o sistema da Grécia) esteve desconectada do sistema UCTE desde 1991. Todas as

iniciativas para superar essa separação falharam.

Além disso, já existiam algumas interconexões além dos limites do sistema UCTE. Por

um longo tempo, a parte continental do território da Dinamarca foi sincronizada com o

sistema UCTE. Em 1997, um cabo submarino em corrente alternada foi posto em operação

para conectar a Espanha com o Marrocos, através do Estreito de Gibraltar. As interconexões

entre Marrocos, Argélia e Tunísia possibilitaram que esta região norte da África fosse

sincronizada ao sistema UCTE.14

Dentro do sistema UCTE existem alguns subsistemas menores , tais como os das ilhas

da Sardenha e Córsega, que são interconectados com o sistema principal do UCTE através de

cabos submarinos em corrente contínua. No início de 2002 entrou em operação a interconexão

entre a Itália e a Grécia, através de um cabo submarino, em corrente contínua, lançado no Mar

Adriático, que possibilitou a ampliação do intercâmbio energético entre o sistema helênico e o

UCTE.

Enquanto o sistema UCTE está baseado na geração termelétrica (sendo 51% na

geração termelétrica convencional e 35% na geração termonuclear), dos 516 GW de

capacidade instalada15, os quatro países escandinavos – Noruega, Suécia, Finlândia e

Dinamarca – juntamente com a Islândia, caracterizam-se por uma forte representatividade da

13 A distância mais longa coberta pelo UCTE é de aproximadamente 3.000 km, entre Portugal e a região leste da Polônia. 14 Devido à localização geográfica e à coincidência de freqüência, Schwarz (2001) propõe o uso do termo “Trans European Synchronously Interconnected System (TESIS)” para este sistema geograficamente ampliado. 15 Fonte: www.ucte.org. Dados de dezembro de 2000.

48

geração hidrelétrica (61% de um total de 89 GW de capacidade instalada16). Os TSOs

nórdicos operam dentro de uma organização semelhante ao UCTE, chamada NORDEL. O

sistema NORDEL está conectado ao UTCE (inclusive a parte continental da Dinamarca), por

cabos submarinos em corrente contínua de grande capacidade.

Segundo Rosa, Tolmasquim e Pires (1998), as trocas de energia inter-países no

sistema NORDEL podem alcançar 2.700 MW, na interligação entre Noruega e Suécia, e

1.070 MW, entre Noruega e Suécia. O crescente aumento do intercâmbio de energia elétrica

entre os países que participam do NORDEL, fez com que surgisse o NORDPOOL, que

administra os mercados de energia elétrica desses países.

Os países da NORDEL se interconectam à Rússia através da Finlândia (conexão

elétrica de 1.000 MW, back-to-back), e do norte da Noruega (conexão fraca de 50 MW).

O sistema elétrico britânico, organizado através da United Kingdom TSO Association

(UKTSOA), inclui os sistemas de transmissão da Inglaterra, País de Gales e Escócia. Esse

sistema se interliga com a França (UCTE) por um cabo submarino em corrente contínua com

capacidade de 2.000 MW. Na República da Irlanda o sistema elétrico é operado por

concessionárias de eletricidade que se reúnem através da Association of TSOs in Ireland

(ATSOI). Esse sistema é isolado, apresentando apenas uma conexão fraca com a Irlanda do

Norte.

Além do limite da fronteira oriental da UCTE, há poucas interconexões elétricas

atualmente em operação. O regime de controle da freqüência em alguns países da Europa

Oriental difere amplamente da filosofia da UCTE, o que dificulta a interconexão elétrica em

corrente alternada com esses países. Somente uma pequena parte do sistema elétrico

ucraniano ocidental está conectada por corrente alternada ao sistema UCTE/CENTREL.

Na década de 60, os sistemas elétricos dos países do leste europeu, denominado

Interconnected Power System (IPS), foram interconectados com o sistema elétrico da ex-

União Soviética, formando o Unified Power System (UPS). Durante muitos anos o UPS/IPS

foi o maior sistema elétrico do mundo. Em 1989, ano em que foi segmentado, o UPS/IPS

apresentava uma capacidade de 287.000 MW, com um pico de carga anual de 230.000 MW.

Esse sistema operava em diferentes freqüências, o que dificultava a operação centralizada. O

16 Fonte: www.nordel.org. Dados de dezembro de 2000.

49

sistema elétrico da Rússia está também conectado aos sistemas elétricos da Ásia Central e do

leste asiático.

4.2.2 – As Interconexões Elétricas na América do Norte

O grande sistema interconectado norte-americano é formado por quatro sistemas

principais, independentes entre si, que abrangem o Canadá continental, os Estados Unidos

(apenas os estados contíguos) e o norte do México:

Eastern Interconnected Network (leste das Montanhas Rochosas): é um dos

maiores sistemas interconectados do mundo. Possui milhares de fontes geradoras,

centenas de milhões de quilômetros em linhas de transmissão e mais de um bilhão

de cargas individuais. Apesar de sua complexidade, esta rede opera em perfeito

sincronismo, como um sistema único. Fazem parte deste sistema quase todos os

conselhos regionais de confiabilidade norte-americanos, com exceção do ERCOT,

WECC e parte do NPCC.

Quebec: abrange parte da região do NPCC.

Texas: abrange toda a região do ERCOT.

Western Interconnected Network (oeste das Montanhas Rochosas): abrange toda a

região do WECC.

Estes quatro sistemas são assíncronos e se interligam somente por interconexões em

corrente contínua. Segundo dados do U.S. Department of Energy - DOE (2002) referentes a

2001, os sistemas interconectados norte-americanos geridos pelo NERC, são constituídos por

cerca de 252.500 km de linhas de transmissão em alta tensão (> 230 kV), dos quais 5.300 km

são em corrente contínua e o restante em corrente alternada.

Estes quatro sistemas são geridos por vários conselhos regionais de confiabilidade17,

que foram formados após o blecaute de 1965 no Nordeste dos Estados Unidos. A associação

desses conselhos regionais de confiabilidade resultou na criação, em 1968, do North

American Electric Reliability Council (NERC). A Figura 4.2 apresenta a distribuição

17 Atualmente existem 10 conselhos regionais de confiabilidade em atividade.

50

geográfica dos sistemas interconectados da América do Norte e dos conselhos regionais de

confiabilidade.

Figura 4.2 – Sistemas Interconectados da América do Norte

Fonte: DOE – U.S. Department of Energy

Embora a organização e o funcionamento de cada conselho seja diferente, todos eles

estabelecem padrões mínimos de confiabilidade, segundo seus próprios critérios, e trocam

informações entre si para análise, planejamento e operação dos sistemas.

Além desses quatro sistemas, existem os sistemas elétricos do Alasca, do México e do

Labrador (no Canadá), que não fazem parte dos NERC.

Em 2001, segundo o DOE (2003), o Canadá exportou aproximadamente 38 GWh de

eletricidade para os Estados Unidos, principalmente das províncias de Quebec, Ontário e New

Brunswick para os estados de New England e New Iorque. Intercâmbios menores de energia

ocorrem também entre a Colúmbia Britânica e Manitoba com os estados de Washington,

Minnesota, Califórnia e Oregon. Os Estados Unidos exportaram para o Canadá, no mesmo

ano, cerca de 18 GWh.

Existem nove pontos de conexão entre os sistemas elétricos do México e dos Estados

Unidos. Duas dessas conexões são com o estado da Califórnia e sete conexões são com o

Estado do Texas. O sul do México está também interconectado através de um sistema em 69

kV com Belize.

51

Canadá, México e Estados Unidos estão discutindo atualmente uma estratégia comum

para a completa integração dos sistemas de transmissão dos três países, visando eliminar as

restrições de intercâmbio existentes, principalmente entre o México e os Estados Unidos.

4.2.3 – As Interconexões Elétricas na América Central

São ainda poucas as interconexões elétricas existentes entre os países da América

Central. Os sistemas de transmissão da Guatemala e de El Salvador são interligados através de

uma linha de transmissão em 230 kV. Outro sistema de transmissão em 138 kV, porém já

velho e com baixa confiabilidade, interconecta Honduras, Nicarágua, Costa Rica e Panamá.

Os seis países acima citados discutem atualmente a construção de um grande sistema

interconectado na América Central, a fim de suprir eventuais déficits de energia, reduzir

custos operacionais, otimizar o uso racional da energia hidrotérmica, criar um mercado

competitivo na região e atrair o investimento estrangeiro.

Segundo Drosdoff (2001), o sistema proposto totalizará 1.800 km em linhas de

transmissão em 230 kV e requererá investimentos da ordem de US$ 300 milhões para a sua

implementação, que serão financiados pelo Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID.

4.2.4 – As Interconexões Elétricas na América do Sul

Os projetos de integração elétrica realizados até o presente momento na América do

Sul limitaram-se, na maioria das vezes, às regiões de fronteira. Durante muitos anos os países

sul-americanos recearam lançar mão de sua proximidade geográfica para um equacionamento

mais racional dos seus investimentos em energia elétrica. A principal barreira à essa

integração elétrica foi a ideologia de “Segurança Nacional”, implementada pelos regimes

autoritários que governaram a região nas décadas de 60 e 70. A escassez de recursos

financeiros foi e tem sido também outro grande obstáculo.

A energia hidráulica responde por cerca de 80% da produção de eletricidade na

América do Sul, sendo que, na maioria dos países, representa mais de 50% da produção total.

Além disso, as variações hidrológicas na região são grandes, o que permite tirar proveito da

complementaridade hidrológica na integração energética entre os países.

52

Certos países como a Venezuela, o Peru, a Colômbia, a Bolívia e a Argentina possuem

abundantes reservas de gás natural. Para Sergent (2001), os dois processos de integração de

eletricidade e gás natural se desenvolvem em paralelo na região. A interligação elétrica é

geralmente uma forma indireta de comércio do gás natural, pois este é utilizado, em sua

maioria, na geração termelétrica.

Estudos desenvolvidos pela CIER (2000) indicam que a completa interconexão

elétrica entre os países da América do Sul proporcionaria um ganho energético de 13,5 GW

para os sistemas interconectados. Para se ter uma idéia, este acréscimo de potência instalada é

superior à soma do parque gerador instalado na Bolívia, no Equador, no Peru e no Uruguai.

Atualmente, os principais exemplos de intercâmbio de energia elétrica na América do

Sul são relativos às parcerias em projetos de usinas hidrelétricas desenvolvidos entre dois

países. O maior exemplo é a usina hidrelétrica de Itaipu, com 12.600 MW, construída em

parceria pelo Brasil e o Paraguai. As usinas hidrelétricas de Yacyreta, com 3.000 MW,

construída em parceria pela Argentina e Paraguai, e Salto Grande, com 1.890 MW, construída

pela Argentina e Uruguai, são outros exemplos de projetos significativos na região.

A Tabela 4.1 apresenta a capacidade de interconexão existente entre os países da

América do Sul.

Tabela 4.1 - Capacidade de Interconexão Elétrica na América do Sul

PAÍSES CAPACIDADE DE

INTERCONEXÃO ELÉTRICA (MW)

Brasil - Paraguai 6.300 Brasil - Argentina 2.200 Brasil - Venezuela 200 Argentina - Uruguai 2.000 Argentina - Paraguai 800 Argentina - Chile 600 Colômbia - Venezuela 380 Colômbia - Equador 40 Fonte: SERGENT, Hugo Rincón. Prospects for Integration of the Power Sector in

South America. Revue ELECTRA/CIGRÉ Numeró Spécial: 53-63, 2000.

53

4.2.5 – As Interconexões Elétricas na África18

Apesar das adversidades financeiras e políticas, já existem diversas interconexões

elétricas entre os países africanos.

Na África Central, a energia gerada pela usina hidrelétrica de Inga, da República

Popular do Congo, abastece a terça parte das necessidades do país. A energia restante é

exportada para a região norte de Zâmbia, através de uma linha de transmissão em 500 kV/220

kV.

No leste da África, uma linha de transmissão de aproximadamente 420 km de extensão

em 500 kV supre a capital do Kenia, Nairobi, com a energia gerada pela usina hidrelétrica

Uganda Owen Falls, localizada em Uganda.

No oeste da África, um sistema de transmissão interconecta a usina hidrelétrica

Ghana’s Akosombo Dam, situada em Ghana, com os países vizinhos Togo e Benin. O sistema

consiste de uma linha de transmissão de 130 km em 220 kV entre Akosambo (Ghana) e Lome

(Togo) e outra de 176 km entre Akosambo e Cotonou (Benin).

No norte da África, desde 1998 encontra-se em operação a interconexão elétrica entre

Egito e Líbia. Líbia, Tunísia, Argélia e Marrocos são eletricamente interligados por uma linha

de transmissão em 220 kV, que deverá ser ampliada para 400 kV. Este sistema interliga-se

também com o sistema elétrico europeu, através de um cabo submarino em 400 kV que

interliga o Marrocos à Espanha.

Em março de 2001 foi inaugurado um sistema de transmissão que interliga os

continentes africano e asiático. Esta interconexão apresenta diferentes voltagens (220 kV, 400

kV e 500 kV) e interliga três países: Egito (na África) e Jordânia e Síria (na Ásia).

4.2.6 – As Interconexões Elétricas na Ásia

No sul da Ásia, existe uma cooperação elétrica entre Índia, Butão e Nepal. Desde

1998, a Índia importa 240 MW de uma usina hidrelétrica do Butão denominada Chukka

Hydropower Station. A exportação de energia dessa usina hidrelétrica corresponde a maior

18 Fonte: http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs

54

fonte de recursos do Butão. Outros projetos de intercâmbio energético entre Índia e Butão

estão em desenvolvimento.

O sistema elétrico da Índia está também conectado com o do Nepal. De acordo com

Naik (1999), em 1998 a Índia exportou 41 MW médios para o Nepal, suprindo o mercado de

energia elétrica de 13 localidades nepalesas. No mesmo período, o Nepal exportou para a

Índia 26 MW médios, suprindo 5 localidades indianas.

Estudos desenvolvidos pela Usaid-Sari (2002) demonstram viabilidade técnica e

econômica da interconexão elétrica dos sistemas de transmissão de Bangladesh, Butão, Índia

e Nepal. Esta interconexão, a ser implementada entre 2005 e 2010, permitirá um intercâmbio

de até 500 MW entre esses países, possibilitando ainda uma redução nas perdas na

transmissão de cerca de 90 MW.

No leste da Ásia, a Malásia encontra-se conectada com Tailândia e Singapura.

Na Ásia Central, os sistemas elétricos que servem o Uzbequistão, Quirguistão,

Tadjiquistão, Turcomenistão e cinco distritos no sudeste do Cazaquistão, foram interligados

em 1960, sob a administração soviética. Metade da região norte do Cazaquistão é parte

integrante do sistema elétrico russo. Em 1992, um acordo de cooperação assinado entre o

Paquistão e o Tadjiquistão, permitirá que este último exporte para o Paquistão 1.000 MW de

energia hidrelétrica. Entretanto, devido aos conflitos internos no Tadjiquistão, esta

interconexão ainda não ocorreu. Da mesma forma, a guerra no Afeganistão tem obstruído a

implementação da integração energética do Paquistão com os países da Ásia Central.

No Oriente Médio, desde 2001, a Jordânia, a Síria e a Turquia estão interconectadas

por uma LT em 400 kV. Este sistema também está interligado ao norte da África, através do

Egito. Uma linha de transmissão em 220 kV interliga também a Síria e o Líbano.

55

4.3 – AS INTERLIGAÇÕES DOS SISTEMAS ELÉTRICOS BRASILEIROS

4.3.1 – A Evolução das Interligações19

Para Greiner (1994), a grande extensão territorial do país, a baixa densidade de

ocupação demográfica e as grandes distâncias entre os centros de consumo, aliadas à relativa

inexpressividade das demandas, fizeram com que no Brasil a questão da interligação dos

sistemas e os correspondentes intercâmbios energéticos surgisse com relativo atraso em

relação aos países mais desenvolvidos.

Até o final da década de 20, não havia uma preocupação muito grande nas

interligações entre os sistemas elétricos ou entre as diversas empresas de energia elétrica que

atuavam no Brasil. Geralmente as centrais geradoras de eletricidade eram instaladas próximas

dos centros de carga. A interligação usina - carga era do tipo “ponto-a-ponto”.

Com o crescimento do mercado consumidor da capital paulista, a São Paulo Light,

impossibilitada de investir em novos projetos de geração na capital, centrou sua política

empresarial na aquisição de pequenas concessionárias que produziam e distribuíam energia

em municípios paulistas do Vale do Paraíba, em direção ao Rio de Janeiro. Entre 1927 e 1928

a empresa construiu linhas de transmissão para integrar ao seu sistema, várias empresas

adquiridas naquela região. Este foi o primeiro caso de interligação, em maior escala, de

diferentes sistemas elétricos registrado no Brasil. Nessa ocasião, o Grupo Light já antevia a

futura interligação elétrica entre São Paulo e Rio de Janeiro.

A Light Rio também promoveu, no final da década de 20 e início da década de 30,

processo semelhante de incorporação e integração de pequenas empresas fluminenses do Vale

do Paraíba, tal qual sua co-irmã paulista. Ao final de 1934, todo o Vale do Paraíba estava

integrado ao sistema da Light Rio ou ao sistema da Light São Paulo.

No entanto, a interligação elétrica entre o Rio de Janeiro e São Paulo ainda demoraria

mais alguns anos. A dualidade de freqüência – 50 e 60 ciclos – era um entrave para a

interligação não só das duas capitais, mas de vários sistemas elétricos brasileiros.

19 Mais uma vez, os trabalhos do Prof. José Luiz Lima e da Memória da Eletricidade, listados na Referência Bibliográfica, contribuíram para a elaboração deste capítulo.

56

Um das primeiras intervenções do governo federal para equacionar a problemática da

dualidade de freqüências se deu com a promulgação do Decreto-Lei no 852, de 11 de

novembro de 1938. Este dispositivo fixava um prazo de oito anos para que a freqüência fosse

padronizada em 50 Hz em todo o território nacional.

A padronização de freqüências não era tão simples como parecia inicialmente. Os

elevados custos da transformação de sistemas e equipamentos elétricos de 60 Hz para 50 Hz,

num período de restrições orçamentárias devido à II Guerra Mundial, acabaram levando o

governo, em 1942, a prorrogar por tempo indeterminado, o prazo para a unificação de

freqüências.

Em 1939 foi criado o Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica – CNAEE, que

entre suas atribuições estava a de organizar os planos de interligação de usinas e sistemas

elétricos. No mesmo ano o CNAEE já definia as primeiras regras para a interligação dos

sistemas elétricos.

Apesar dos esforços iniciais do CNAEE para promover a interligação dos sistemas

elétricos, pouco foi feito neste sentido, refletindo a dificuldade do Estado em remodelar um

setor controlado, na época, por empresas estrangeiras.

Em 1942, uma missão técnica americana chefiada por Morris Cooke (Missão Cooke)

elaborou, com a colaboração de técnicos brasileiros, um diagnóstico econômico do país. A

deficiência do setor elétrico foi apontada como um dos principais entraves para o

desenvolvimento do Brasil. O relatório da Missão Cooke preconizava como uma das metas a

serem perseguidas pelo governo brasileiro no campo da política energética, a interligação das

usinas elétricas.

Esse diagnóstico serviu de bases para o trabalho da Comissão Técnica Especial

constituída no final de 1943 para elaborar o primeiro Plano Nacional de Eletrificação.

Antes da conclusão do Plano Nacional de Eletrificação, a Comissão Estadual de

Energia Elétrica – CEEE, criada em fevereiro de 1943 no Rio Grande do Sul, concebeu, no

âmbito do Plano Geral de Eletrificação do Estado, o primeiro sistema elétrico interligado

regional.

57

Concluído em 1946, o Plano Nacional de Eletrificação privilegiava a criação de

sistemas interligados regionais, apontando a necessidade da expansão da eletrificação no

âmbito regional, nos moldes do modelo inglês. Nesse sentido, para a estruturação de um plano

nacional, o país deveria ser dividido em regiões auto-suficientes em recursos energéticos. O

plano estabelecia as ligações entre as fontes potenciais de energia e os centros de carga.

Ao final da década de 50, a interligação dos sistemas elétricos – e das empresas

elétricas - tornou-se um requisito fundamental para a expansão do setor. O crescimento da

demanda induzia à construção de usinas de grande porte, mais distantes e, portanto,

requerendo transporte a distâncias maiores em tensões elevadas. Além do mais, a evolução

tecnológica já permitia a transmissão de energia em alta tensão e em extra-alta tensão.

A criação da Cemig e a consolidação de empresas regionais, como Furnas e Chesf

contribuíram decisivamente para o amadurecimento de uma visão integrada dos sistemas

elétricos. Neste aspecto, Furnas desempenhou um papel pioneiro. Em 1959, a empresa tomou

a iniciativa de reunir as principais concessionárias do Sudeste – estatais e estrangeiras – com a

finalidade de conduzir um estudo de suprimento energético para toda a região.

Com a criação da Eletrobrás, em 1962, o planejamento do setor elétrico brasileiro

passou a ser feito de forma abrangente e integrada, favorecendo a integração dos diferentes

sistemas elétricos regionais.

A entrada em operação da usina hidrelétrica de Furnas, em 1963, constituiu o primeiro

passo para a formação do sistema interligado brasileiro, estabelecendo os elos de interligação

elétrica de grande porte (345 kV) entre os estados de Minas Gerais, São Paulo e Rio de

Janeiro.

Na Região Sul, com a construção da LT Tubarão-Farroupilha no final da década de 60,

foi possível interligar as empresas em 230 kV e 138 kV. No Nordeste, a partir de 1965, com a

construção da LT Paulo Afonso – Fortaleza, a Chesf deu início à implantação de um extenso

sistema de transmissão para suprir de energia elétrica as distribuidoras estaduais.

Apesar dos avanços até então obtidos, a expansão da interligação dos sistemas

elétricos esbarrava ainda nas dificuldades proporcionadas pela dualidade de freqüências. Em

1965, sob a coordenação da Eletrobrás, foi implementado o Plano Nacional de Unificação de

58

Freqüências, que adotou o padrão de 60 Hz definido pela Comissão para Unificação de

Freqüências – CUF, criada pelo CNAEE em 1961.

Os trabalhos para a unificação de freqüência se iniciaram pelo Rio de Janeiro, estendo-

se ao Espírito Santo e parte de Minas Gerais, sendo concluído no Rio Grande do Sul, no início

da década de 70. Estava, portanto, aberto o caminho para a interconexão dos diversos sistemas

de transmissão no Brasil.

A expansão dos sistemas interligados proporcionou uma melhor utilização da

capacidade de geração instalada, o aproveitamento da diversidade hidrológica entre as

diversas bacias hidrográficas e uma melhoria na qualidade dos serviços, por meio de menores

variações de freqüência e maior controle de tensão.

4.3.2 - As Principais Interligações Elétricas Brasileiras

a) A Interligação Sul-Sudeste

Até o início da década de 80, os sistemas elétricos das regiões Sul e Sudeste eram

fracamente interligados. Esta interligação era em 230 kV e se dava através da UHE Xavantes

e na subestação de Assis.

Com o advento da construção da UHE Itaipu, concebeu-se um sistema de transmissão

com a característica de escoar a energia produzida pela usina e, ao mesmo tempo, reforçar a

interligação entre as regiões Sul e Sudeste. Parte desse sistema entrou em operação no ano de

1982 com a construção da LT 750 kV Ivaiporã-Tijuco Preto e das LTs 500 kV Salto Santiago-

Ivaiporã e Foz do Areia-Ivaiporã. Em 1984 entrou em operação o sistema de transmissão em

corrente alternada de 750kV, com aproximadamente 900 km de extensão, interligando Itaipu

à subestação de Tijuco Preto, em São Paulo (Pegado et alli, 2000). Este sistema foi reforçado,

em 1986, com a construção da LT Foz do Iguaçu-Ivaiporã em 750 kV.

A maior integração energética do Brasil com o Mercosul, em particular com o Uruguai

e a Argentina, possibilitou intercâmbios de energia com esses países, através da implantação

59

da conversora em Garabi 50/60 Hz de 2.000 MW e a construção da UTE Uruguaiana.20

Esses novos acréscimos de energia elevaram a oferta de energia no subsistema Sul, o

que exigiu o reforço da interligação Sul-Sudeste, que será implementada com a construção no

ano de 2003 da LT 500 kV Bateias-Ibiúna, em circuito duplo, além da conversão para 500 kV

da LT Ibiúna-Campinas.

Recentemente foi recomendado pelo CCPE à ANEEL, a licitação da LT 500 kV

Londrina-Araraquara para aumentar a confiabilidade do sistema, reduzir a diferença de preços

entre os subsistemas Sul e Sudeste e servir de elemento indutor para a exploração do grande

potencial hidrelétrico da região Sul.

Vale ressaltar que devido à diversidade hidrológica entre as duas regiões, no período

de fevereiro a maio, o fluxo nesta interligação é no sentido Sudeste para Sul, e no período de

julho a novembro o intercâmbio ocorre no sentido Sul para Sudeste.

b) A Interligação Norte-Nordeste

Em outubro de 1981 entrou em operação o sistema de transmissão Norte-Nordeste,

composto de uma LT de cerca de 800 km de extensão, em 500 kV, circuito simples,

interligando as regiões Norte e Nordeste. Instalado antes mesmo da conclusão da UHE

Tucuruí, o sistema de transmissão Norte-Nordeste permitia que o excedente de energia da

Chesf fosse repassado à Eletronorte para o suprimento à Belém e aos consumidores

eletrointensivos instalados no Pará e Maranhão.

A energização desse sistema permitiu a desativação de diversas usinas termelétricas da

Eletronorte, proporcionando substancial economia em derivados de petróleo e evitando os

constantes desligamentos e racionamentos de energia no Sistema Eletronorte.

Com a entrada em funcionamento da UHE Tucuruí, em novembro de 1984, foi

possível estabelecer o intercâmbio energético entre essa usina e as usinas do Sistema Chesf.

20 Segundo Silveira et alli (2002), as interligações com os países do Mercosul apresentam-se como uma consorciação bastante interessante, sob o ponto de vista energético, dado o caráter de complementaridade que se manifesta entre o nosso sistema, de composição fundamentalmente hidrelétrica, e o sistema da Argentina, por exemplo, de forte base térmica que utiliza o gás natural como combustível.

60

Até recentemente esta interligação era constituída por duas linhas de transmissão que

interligavam a UHE Tucuruí à Presidente Dutra, no Maranhão. Com a construção da 2a etapa

da UHE Tucuruí, tornou-se necessária a expansão desse sistema. Em março de 2003 entrou

em operação mais um circuito em 500 kV interligando Tucuruí à Presidente Dutra. Está

prevista ainda a implantação de um 4o circuito interligando Tucuruí à Açailândia, no

Maranhão, também em 500 kV, que entrará em operação em janeiro de 2005. Presidente

Dutra se interliga à São Luiz, no Maranhão, através de dois circuitos em 500 kV, à Teresina e

Fortaleza, através de um circuito em 500 kV e à UHE Boa Esperança, da Chesf, também

através de uma linha de transmissão em 500 kV.

O atual limite de intercâmbio energético entre as regiões Norte e Nordeste é de 1.300

MW.

c) A Interligação Norte-Sul

Até 1998 o sistema elétrico brasileiro era constituído pelos sistemas de transmissão

Norte-Nordeste e Sul-Sudeste, que operavam separadamente até a entrada em operação da

interligação Norte-Sul, formando o Sistema Interligado Nacional - SIN.

A interligação Norte-Sul, que promoveu a integração dos sistemas Norte-Nordeste e

Sul-Sudeste, é constituída de um circuito simples em 500 kV que interliga a subestação de

Imperatriz, no Maranhão, até a subestação de Samambaia, no Distrito Federal, passando por 4

subestações intermediárias. Esta interligação apresenta uma capacidade de 1.000 MW e

possibilitou um ganho energético para o sistema interligado de cerca de 600 MW médios.

A duplicação da interligação Norte-Sul se tornou uma necessidade devido à

construção da 2a etapa da UHE Tucuruí e da UHE Lajeado. Este reforço na Norte-Sul

possibilitará ampliar a capacidade da interligação para 2.500 MW. Em outubro de 2003 está

prevista a conclusão do trecho Samambaia (DF) – Miracema (TO) e em março de 2004 a

conclusão do trecho Miracema (TO) – Imperatriz (MA). O ganho energético para o sistema

com a duplicação da interligação Norte-Sul é avaliado em 800 MW médios.

61

d) A Interligação Sudeste-Nordeste

Em abril de 2003 entrou em operação a LT 500 kV Serra da Mesa (GO) – Governador

Mangabeira (BA) que possibilitará o escoamento da energia da região Sudeste para a região

Nordeste num montante de até 1.000 MW.

4.3.3 - As Interligações Elétricas e os Submercados de Energia

Os submercados de energia elétrica foram instituídos no Brasil pelo Decreto no 2.655,

de 03/07/1998, que estabeleceu, em seu Artigo 15, que os preços do mercado de curto prazo

seriam determinados separadamente, por áreas de mercado, segundo as regras do Acordo do

Mercado, levando em conta o ajuste de todas as quantidades de energia pela aplicação do

fator de perdas de transmissão.

O critério determinante para a definição das áreas de mercado seria a presença e

duração de restrições relevantes de transmissão nos fluxos de energia dos sistemas

interligados.

Segundo estudos desenvolvidos pela a consultora PSR (2001), em sistemas com

restrições de transmissão, o preço da energia pode ser diferente em cada barra. Entretanto,

devido às dificuldades para se adotar um modelo de precificação por barra, decidiu-se adotar

um esquema de precificação por submercados.

A solução encontrada foi simplificar a representação do sistema de transmissão,

preservando apenas os sinais locacionais mais importantes. Isto foi feito relaxando os limites

de transmissão “conjunturais”, por exemplo, restrições internas a uma região que podem ser

eliminadas num futuro próximo através de reforços programados, mas mantendo as restrições

“estruturais”, isto é, restrições de transmissão entre regiões de caráter mais permanente.

A Resolução ANEEL no 290/2000, de 03/08/2000, definiu para o Sistema Interligado

Nacional a existência, até 31/12/2005, de quatro submercados: Sul, Sudeste/Centro-Oeste,

Nordeste e Norte, havendo, portanto, preços distintos de energia elétrica para cada um deles.

A tarefa de definir as fronteiras do SIN em submercados foi atribuída ao ONS, que se baseou,

fundamentalmente, na divisão eletrogeográfica em subsistemas até então utilizada nos estudos

de planejamento da expansão e da operação.

62

Posteriormente a Resolução ANEEL no 402/2001, de 21/09/2001, alterou as fronteiras

entre os submercados vigentes até então, incluindo o Estado do Mato Grosso do Sul e a

subestação de Miracema, no Tocantins, no submercado SE/CO.

A Figura 4.3 apresenta os quatro submercados e as principais interligações elétricas

entre eles.

Figura 4.3 – Submercados de Energia Elétrica

Fonte: Plano Anual de Operação 2003 - ONS

Mais recentemente, o Decreto no 4.562, de 31/12/2002, estabeleceu a redução do

número de submercados de quatro para dois – Sul/Sudeste/Centro-Oeste e Norte-Nordeste,

seguindo as diretrizes da Resolução no 06 do CNPE, de 21/08/2002. A justificativa para tal

alteração, foi meramente comercial, uma vez que os investimentos em linhas de transmissão

efetuados ou previstos para um futuro próximo, não permitem a eliminação plena das

restrições de transmissão na interligação Norte-Nordeste e Sul-Sudeste/Centro-Oeste. Tal fato

pode ser comprovado nos estudos de planejamento da expansão e da operação do SIN,

desenvolvidos, respectivamente pelo CCPE e ONS, que ainda consideram os quatro

subsistemas anteriores.

63

No novo modelo adotado pelo setor elétrico, qualquer transferência de energia entre os

submercados passou a ser considerada como uma operação comercial de compra e venda,

respectivamente nos submercados importadores e exportadores, sujeita a preços do Mercado

Atacadista de Energia Elétrica - MAE de cada região, e não apenas um simples intercâmbio

de energia.

Embora as usinas sejam despachadas de forma a minimizar os custos operacionais

totais do SIN e, conseqüentemente, tentando igualar os custos marginais de operação dos

submercados, ocorrem situações em que a necessidade de transferência de energia entre

regiões supera a capacidade de intercâmbio entre submercados. Nessa situação, haverá

aumento nos custos marginais de operação da região importadora e o montante de energia

transferido do submercado exportador (preço menor) para o importador (preço maior) fica

exposto a diferença de preços. O superávit líquido entre os pagamentos e recebimentos cria o

chamado excedente financeiro ou surplus.

Como o sistema elétrico brasileiro é suprido, majoritariamente, por usinas hidrelétricas

e devido à diversidade hidrológica entre as bacias hidrográficas, as diferenças de preços entre

submercados podem atingir valores extremamente altos em determinadas ocasiões, expondo

os agentes que participam do mercado a riscos insuportáveis.

Como se pode observar, as atuais regras do MAE, passaram a ter uma grande

influência nas decisões quanto ao papel das interligações elétricas entre regiões. Segundo

Silva (2001), embora fisicamente o papel fundamental da transmissão e distribuição seja o de

conectar os produtores de energia elétrica aos seus consumidores, no modelo atual do setor

elétrico, a transmissão se equipara a um agente econômico que tem o importante papel de

promover a eficiência econômica da industria como um todo, permitindo que os geradores

possam escoar sua produção sem qualquer tipo de restrição.

64

5 - A INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DOS SISTEMAS ISOLADOS DA

AMAZÔNIA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL

5.1 - MOTIVAÇÕES

Vários são os motivos que justificam a necessidade de se interligar os sistemas

isolados da Amazônia ao Sistema Interligado Nacional. Alguns motivos são de ordem técnica,

outros de ordem política e regulatória, e outros de ordem econômica. No entanto, o principal

motivo é a possibilidade de integração da Região ao processo de desenvolvimento nacional.

Um conjunto de fatores, a seguir apresentados, tem inibido os investimentos das

concessionárias na expansão da oferta de energia elétrica na Amazônia, apesar dos avanços

ocorridos nos últimos 20 anos, o que tem relegado a região a um enclave de

subdesenvolvimento. Nesse sentido torna-se fundamental avaliar alternativas de suprimento

auto-sustentáveis que possam promover o desenvolvimento social e econômico da região.

5.1.1 - A Falta de uma Política Energética para a Amazônia

Tal como todo o setor elétrico brasileiro, a Região Amazônica também sofre

atualmente da carência de uma política energética integrada a nível nacional.

Na verdade nunca houve a definição de uma política energética clara para a Amazônia,

apesar de sua importância para o país em termos de desenvolvimento econômico devido às

suas potencialidades energéticas, o que a coloca na condição de “nova fronteira energética”.

A primeira iniciativa de se estabelecer uma política de crescimento econômico para a

Amazônia sustentada nas suas potencialidades energéticas, ocorreu com a criação do Eneram,

em 1968. O Eneram iniciou, efetivamente, o reconhecimento do potencial hidrelétrico para o

suprimento dos sistemas elétricos já existentes ou que viessem a ser implantados, para o

suprimento dos pólos de desenvolvimento criados na Amazônia pelo governo federal.

Apesar de não se tratar de uma política integrada de recursos energéticos para a

Amazônia, os estudos do Eneram contribuíram para a revisão de uma crença generalizada

acerca da impossibilidade do aproveitamento dos rios da Amazônia para fins de geração de

65

energia elétrica. A construção das usinas hidrelétricas de Tucuruí, Balbina, Samuel e Coaracy

Nunes, da Eletronorte, e Curuá-Una, da Celpa, são exemplos dos resultados dos estudos

Eneram para o suprimento dos pólos de desenvolvimento econômico de Belém, Manaus,

Porto Velho, Macapá e Santarém, respectivamente.

A segunda iniciativa de se estabelecer as bases de uma infra-estrutura energética para a

Amazônia ocorreu em 1995, a partir de uma reunião, na cidade de Manaus, do presidente

Fernando Henrique Cardoso com os nove governadores da Amazônia Legal. Na ocasião foi

estabelecido um prazo de 120 dias para a formulação de alternativas de suprimento de energia

elétrica à região de modo a equacionar o atendimento elétrico aos nove estados, visando a

redução das desigualdades regionais.

A Portaria MME no 128, de 02/05/95, designou uma Comissão constituída por

representantes da Secretaria de Energia/MME, DNDE/MME, Eletrobrás, Eletronorte e

Petrobrás para analisar e identificar a alternativa mais adequada - quanto aos aspectos

estratégicos, de desenvolvimento regional, técnico-econômico-ambiental e de viabilização da

sua implantação - referente ao suprimento de energia elétrica aos nove estados da Amazônia

Legal, a partir dos seguintes projetos âncoras:

aproveitamento do gás natural da Bacia do Solimões para a geração termelétrica

nos sistemas isolados;

interligação elétrica Brasil-Venezuela (linha de transmissão UHE Guri-Manaus);

interligação, via linha de transmissão, da UHE Tucuruí a Manaus, com extensão a

Macapá;

alternativas convencionais (usinas hidrelétricas, termelétricas e linhas de

transmissão).

Os projetos considerados na época tinham em comum o prazo de implantação e o

horizonte de atendimento. Todos eram possíveis de serem implantados até dezembro de 1998

e atendiam às necessidades energéticas da região até o ano 2010.

Apesar de não ser também um amplo estudo de avaliação das potencialidades e

disponibilidades das diversas fontes energéticas da Amazônia para o suprimento energético à

região, pela primeira vez abordou-se, de forma integrada, a utilização dos potenciais

hidrelétricos, de gás natural e de importação de energia de países vizinhos, buscando-se a

66

solução economicamente mais viável e de maior efeito multiplicador sobre o desenvolvimento

sustentável da região como um todo.

As conclusões apresentadas pela Comissão buscaram potencializar os benefícios de

desenvolvimento regional associados ao projeto do gás natural amazônico, bem como a

importância da integração entre o Brasil e a Venezuela, recomendando que o atendimento de

energia elétrica aos nove estados da Amazônia Legal fosse equacionado através da

combinação de projetos que maximizassem os benefícios relacionados com os aspectos

estratégicos, de desenvolvimento regional, técnicos, econômicos, ambientais e de viabilização

da implantação, na forma a seguir descrita:

O atendimento aos Estados de Rondônia e Acre deverá ter como fonte primária de

energia o gás natural da bacia do Urucu e Juruá, através do seu transporte até Porto

Velho por barcaças fluviais (GNL) ou gasoduto, a depender da solução dada a

Manaus. Em Porto Velho será implantado um pólo de geração termelétrica com

extensão de linhas de transmissão para Rio Branco e para o sudeste do estado de

Rondônia. Essa solução potencializa a busca da ampliação de mercado desse

combustível no Estado de Rondônia, através da oferta de GLP e outros usos, tais

como: automotivo, industrial, residencial e matéria prima. Além disso, deverá ser

buscada a compatibilização entre a demanda e a oferta de gás na região visando a

máxima redução dos preços do gás de modo a se atingir um custo compatível com a

capacidade de pagamento do consumidor da região, sem prejuízo do equilíbrio

econômico-financeiro dos empreendimentos.

O atendimento aos Estados do Amapá e Pará, nesse último no que se refere às

localidades situadas à margem esquerda do rio Amazonas, deverá ter como fonte

primária de energia o gás natural da bacia do Urucu e Juruá, através da implantação

de sistema de liquefação e transporte por barcaças fluviais. Deverá ser buscada a

ampliação de mercado desse combustível nas localidades a serem atendidas em

função da escala, através da oferta de GLP e de outros usos, tais como: automotivo,

industrial, residencial e matéria prima. Adicionalmente deverá ser buscada a

compatibilização entre a demanda e a oferta de gás na região visando a máxima

redução dos preços do gás de modo a se atingir um custo compatível com a

capacidade de pagamento do consumidor da região, sem prejuízo do equilíbrio

econômico-financeiro dos empreendimentos.

67

O atendimento ao Estado do Amazonas, no que tange às localidades polarizadas por

sua capital, deverá se basear na alternativa que contempla o projeto âncora do gás

natural (Alternativa Recomendada) ou na interligação elétrica entre o Brasil e a

Venezuela (Alternativa Viabilizável), caso as negociações em curso cheguem a

bom termo em tempo hábil, visando a seu início de operação até dezembro/98.

O atendimento ao Estado de Roraima deverá ser a princípio baseado na evolução

convencional (Alternativa Recomendada), podendo vir a ser beneficiada pelo

suprimento através da interligação elétrica entre o Brasil e a Venezuela (Alternativa

Viabilizável), a depender da evolução das negociações em curso com aquele país.

O atendimento das localidades situadas na área oeste do Estado do Pará, na margem

direita do rio Amazonas, deverá ser realizado através da interligação com a UHE

Tucuruí, ampliando a interiorização da oferta de energia dessa usina.

As regiões geoelétricas não contempladas por nenhuma das alternativas analisadas,

terão o seu atendimento equacionado da seguinte forma:

- O atendimento ao Estado de Mato Grosso, deverá ter uma solução própria

preconizada no âmbito do Grupo Coordenador de Planejamento dos Sistemas

Elétricos - GCPS, através de reforços no sistema tronco de interligação

Sudeste/Centro-Oeste e novas fontes de geração, independente dos projetos

âncora analisados nesse trabalho; e

- O atendimento aos Estados do Maranhão, Tocantins e Pará, atualmente

interligados ao Sistema Elétrico Norte-Nordeste, já tem as suas linhas mestras

definidas pelo GCPS e se baseiam na expansão do sistema de transmissão

existente, na complementação da motorização da UHE Tucuruí e na

implantação de novas usinas hidrelétricas no médio Tocantins.

Um dos grandes méritos de tal trabalho foi propor a diversificação da matriz energética

da região, não se concentrando em uma única fonte primária. No entanto, decorridos cerca de

oito anos do término desses estudos, o que se percebe é que apenas o setor elétrico cumpriu o

seu papel, apesar de um pouco atrasado em relação ao prazo anteriormente determinado. No

setor petróleo e gás natural, as ações não passaram de projetos e negociações preliminares.

Os Estados de Rondônia e Amapá, a cidade de Manaus e as localidades da margem

esquerda do Pará, cujo atendimento deveria ser através do gás natural, ainda encontram-se

68

sendo supridos majoritariamente por geração dieselétrica, apesar da Eletronorte ter promovido

ações nestes estados para a utilização do gás natural, como a aquisição/contratação de usinas

termelétricas bi-combustíveis.

Para o atendimento ao Estado do Acre, a Eletronorte construiu a linha Porto Velho -

Rio Branco, conforme recomendação dos estudos. No entanto, com o atraso na construção do

gasoduto Urucu – Porto Velho, tanto o parque térmico da capital de Rondônia, quanto o

parque térmico de Rio Branco ainda continuam operando com óleo diesel. No momento não

há fluxos energéticos na LT Porto Velho – Rio Branco.

As negociações para a importação de energia elétrica da Venezuela progrediram, mas

avaliações posteriores demonstraram ser esta alternativa atrativa apenas para o suprimento de

Boa Vista, sendo o gás natural a melhor alternativa para Manaus. Em julho de 2001 o sistema

da Boa Vista Energia foi interligado ao sistema da empresa venezuelana EDELCA.

A ampliação da UHE Tucuruí e a interiorização de sua energia, com a construção do

Tramo Oeste, possibilitando o atendimento a Altamira, Itaituba, Santarém e Rurópolis, foram

outras ações conduzidas pela Eletronorte em atendimento às recomendações dos estudos da

Comissão criada pela Portaria MME no 128/95.

No atendimento ao Estado de Mato Grosso, uma vez mais o setor elétrico cumpriu o

seu papel, com a implantação, pela Eletronorte, de uma linha de transmissão em 230 kV que

permitiu a interligação elétrica do norte do Estado ao Sistema Interligado Nacional, a

construção, pela iniciativa privada, da UTE Cuiabá I (450 MW), e a construção do APM

Manso (210 MW), por Furnas. Atualmente o estado é exportador de energia elétrica.

Da mesma forma, as obras da ampliação da UHE Tucuruí (2a casa de força), da

interligação Norte – Sul e outros empreendimentos hidrelétricos como a UHE Lajeado,

contribuíram para o suprimento de energia elétrica aos Estados do Maranhão e Tocantins.

A definição pelo governo federal, de uma política energética para a Amazônia,

integrada a uma política de desenvolvimento econômico nacional, é fundamental no

momento, uma vez que se questiona o interesse da Petrobrás na venda de gás natural para a

região. Apesar das jazidas de gás serem suficientes para atender aos mercados de Manaus,

Porto Velho e Rio Branco por cerca de 20 anos, os lucros obtidos com a venda do óleo diesel

pela Petrobrás são maiores do que aqueles que ela teria com a venda do gás natural.

69

Vale ressaltar que somente o setor elétrico é capaz de alavancar o processo de

exploração do gás natural na Bacia do Solimões. Os demais usos do gás são insignificantes na

região, comparados com as necessidades do setor elétrico.

Com a interligação elétrica dos sistemas isolados da Amazônia ao sistema interligado

brasileiro, é possível estabelecer, a nível nacional, uma política energética integrada das

diversas fontes de energia, das potencialidades regionais e dos potenciais mercados

consumidores, de tal forma que não se exclua uma determinada fonte primária em detrimento

de outra. Com a interligação, é possível otimizar e diversificar a matriz energética brasileira,

proporcionando maior competitividade ao setor elétrico.

5.1.2 - A Inexistência de um Modelo do Setor de Energia Elétrica para os Sistemas

Isolados da Amazônia

O processo de reestruturação do setor elétrico brasileiro, iniciado com a promulgação

da Lei de Concessões, em 1995, e até hoje inacabado, não abordou, com a devida

importância, a necessidade da criação de um modelo para os sistemas isolados da Amazônia.

Em meados de 1996, o governo federal contratou a consultoria internacional Coopers

& Lybrand para reformular as regras setoriais e criar um modelo compatível com o programa

de desestatização almejado.

O modelo recomendado pelos consultores procurou instaurar a competição na geração

e na comercialização de energia elétrica e garantir o livre acesso aos sistemas de transmissão e

distribuição. No entanto, algumas características dos sistemas isolados, abaixo listadas,

tornam a introdução da competição algo complexo e de difícil aplicação nos sistemas isolados

da Amazônia:

Elevado grau de concentração na geração;

Limitada rede de transmissão, sub-transmissão e distribuição;

Alto custo de geração, baseada, majoritariamente, na utilização de combustíveis

derivados de petróleo;

Receitas insuficientes para cobrir os custos operacionais das concessionárias, quer

sejam elas geradoras, quer sejam distribuidoras;

70

Impedimento do repasse de todos os custos operacionais das concessionárias para a

tarifa, devido ao baixo nível de renda dos consumidores locais;

Elevadas perdas técnicas nos sistemas de geração, transmissão e distribuição,

implicando grandes perdas financeiras;

Mercado consumidor reduzido e disperso, com demanda reprimida acentuada,

exigindo a aplicação de elevados recursos financeiros para o seu suprimento e

expansão;

Maioria das empresas de energia elétrica da região apresentam resultados

econômico-financeiros extremamente desfavoráveis, algumas delas com patrimônio

líquido já deteriorado, com ativos insuficientes para honrar seus compromissos;

Falta de uma regulamentação específica para os sistemas isolados.

O foco principal dos estudos da Coopers & Lybrand era o sistema interligado. Os

sistemas isolados foram tratados de forma marginal. No entanto, apesar de não procurar

formular um modelo do setor elétrico para os sistemas isolados, os estudos apresentaram

algumas recomendações ao Governo Federal que poderiam ser adotadas em médio prazo,

enquanto estivesse em andamento a reestruturação do setor elétrico (leia-se sistema

interligado).

Estas recomendações, extraídas do Relatório Consolidado – Etapa VII – Volume II

(1997), são apresentadas resumidamente a seguir:

Os ativos de geração existentes da Eletronorte serão divididos em duas empresas,

uma, a Eletronorte 1, detendo os ativos do sistema interligado (UHE Tucuruí e UTE

São Luis) e a outra, Eletronorte 2, detendo os ativos dos sistemas isolados (item

3.32 do relatório da Coopers & Lybrand);

A Eletronorte 2 herdará todos os ativos da Eletronorte localizados em sistemas

isolados (inclusive transmissão, sub-transmissão e distribuição) (item 3.34 do

relatório da Coopers & Lybrand);

De maneira a permitir economias de escala e de escopo, as empresas que detenham

ativos em sistemas isolados poderão operar como empresas verticalmente

integradas. Uma única empresa poderá participar da geração, transmissão,

71

distribuição, comercialização e operação do sistema (item 3.54 do relatório da

Coopers & Lybrand);

Não deve haver exigência de desagregação vertical abaixo de um determinado

porte. Para pequenos sistemas isolados a separação vertical seria antieconômica.

Acima de um certo limite, deverá ser exigida a separação contábil das diferentes

funções. Caberá à ANEEL definir o limite de porte adequado a partir do qual será

exigida a separação contábil (item 3.55 do relatório da Coopers & Lybrand);

Nos sistemas isolados de maior porte, deveria ser incentivada a concorrência em

geração, de modo a ampliar o acesso ao capital de investimento e facilitar a

transição para um ambiente competitivo. Para permitir a concorrência na geração,

as atividades da empresa hospedeira na área devem ser segregadas, com a formação

de uma subsidiária geradora separada, que firmará contratos com as demais partes

da empresa. Caberá à ANEEL definir o limite adequado de porte acima do qual será

exigida a formação de uma geradora separada (item 3.56 do relatório da Coopers &

Lybrand);

Em alguns sistemas isolados, todos os ativos pertencerão a uma única empresa, que

terá o monopólio efetivo sobre o suprimento de energia elétrica. Quando os ativos

forem detidos por mais de uma empresa, uma delas (a empresa dominante ou a que

detiver a maioria dos ativos de transmissão) será a responsável pela operação e

planejamento do sistema. Esta empresa desempenhará também o papel de

comprador único de toda a geração distribuída (item 3.57 do relatório da Coopers &

Lybrand);

A ANEEL precisará monitorar cuidadosamente o comportamento das empresas dos

sistemas isolados para garantir que não abusem de sua posição monopolista (item

3.58 do relatório da Coopers & Lybrand);

A formação da Eletronorte 2, proporciona uma solução prática para os ativos

federais em sistemas isolados no curto e médio prazo. A mais longo prazo, as

possíveis opções para a Eletronorte 2 são: Opção 1 - manutenção como empresa

federal separada; Opção 2 - transferência/venda dos ativos às empresas estaduais

para posterior privatização (item 3.60 do relatório da Coopers & Lybrand);

72

A Opção 1 do item anterior é atraente se o Governo Federal desejar manter um

veículo de intervenção direta no setor elétrico da região Norte, de modo a ajudar os

estados no desenvolvimento de seus sistemas elétricos e incentivar o

desenvolvimento dos potenciais hidrelétricos da região (item 3.61 do relatório da

Coopers & Lybrand);

Na Opção 2, uma única empresa seria responsável pelo suprimento de energia

elétrica em cada estado. Isto seria uma solução prática e eficiente, pois poderia

garantir eficiência operacional e de planejamento. A empresa estadual deveria,

contudo, estar disposta e capacitada a absorver os ativos de geração e transmissão.

A concentração de ativos numa só empresa, poderia, no entanto, inibir o

desenvolvimento da concorrência. Assim parece adequada a fusão dos ativos de

distribuição e transmissão, devendo os ativos de geração ser vendidos

separadamente ao setor privado (item 3.62 do relatório da Coopers & Lybrand);

A escolha entre as Opções 1 e 2 é uma questão política federal em médio prazo, não

necessitando ser feita enquanto estiver em andamento a reestruturação do setor

elétrico. Vendas individuais de sistemas isolados podem ocorrer no curto prazo (por

exemplo, Manaus), sem afetar a decisão de médio prazo (item 3.63 do relatório da

Coopers & Lybrand).

Como se pode observar pelo item 3.63 do relatório da Coopers & Lybrand, não havia

um interesse imediato na criação de um modelo do setor elétrico para os sistemas isolados da

Amazônia. Acreditava-se que o modelo proposto para o sistema interligado pudesse ser

aplicado satisfatoriamente aos sistemas isolados, apesar de suas diferenças marcantes.

Algumas das recomendações da consultora, no entanto, merecem ser comentadas,

considerando as especificidades dos sistemas isolados:

Caso os ativos da Eletronorte fossem divididos entre duas empresas, a Eletronorte 1

(do sistema interligado) teria, seguramente, receita suficiente para se manter e se

expandir. Já a Eletronorte 2 (dos sistemas isolados), não teria receita suficiente para

manter-se operando, necessitando, permanentemente, de subsídios do Governo

Federal. Atualmente, através de subsídios cruzados praticados pela Eletronorte,

parte das receitas obtidas com a venda da energia da UHE Tucuruí é transferida

para cobrir os déficits financeiros dos sistemas isolados;

73

O sistema verticalizado proposto pela consultora, onde uma única empresa atua na

geração, transmissão e distribuição em cada estado, já funciona há vários anos nos

sistemas Manaus e Boa Vista sem, contudo, conseguir-se o equilíbrio financeiro. O

problema maior é o alto custo de geração nos sistemas isolados, que não pode ser,

na sua totalidade, transferido para as tarifas;

A busca da competição na geração nos sistemas isolados, com o incentivo a

instalação de produtores independentes, deve ser avaliada com cuidado. Existem

contratos de suprimento de longo prazo firmados entre os atuais concessionários de

geração e de distribuição que garantem a venda de toda a energia disponível21. A

competição na geração, se feita sem regras bem definidas, poderá causar sérios e

imediatos prejuízos aos agentes geradores, uma vez que não há outro mercado onde

possa ser comercializada sua energia não contratada;

A proposta de um comprador único de toda a geração distribuída dos sistemas

isolados atualmente ganha força, sendo esta uma das premissas do novo modelo do

setor elétrico proposta pelo governo do presidente Luís Inácio Lula da Silva.

O modelo do setor elétrico, proposto pelo governo do presidente Fernando Henrique

Cardoso, objetivou criar um ambiente competitivo onde, por enquanto, isto só é possível em

partes do sistema interligado. Não foi definida uma legislação específica para os sistemas

isolados, gerando uma lacuna legal e criando dificuldades para que o órgão regulador possa

exercer sua função.

É preciso, antes de tudo, estabelecer um modelo adequado para o setor elétrico que

venha a adaptar e contemplar as características dos sistemas isolados.

A interligação entre os sistemas elétricos isolados e interligados possibilitará que, para

qualquer que seja o modelo que venha a ser implementado, haja respaldo físico entre os

sistemas, através dos seus elos de ligação.

21 A questão dos contratos de suprimento nos sistemas isolados será abordada em item posterior.

74

5.1.3 - As Indefinições Relativas aos Contratos de Suprimento de Energia Elétrica nos

Sistemas Isolados

Os contratos de compra e venda de energia elétrica nos sistemas isolados foram

celebrados atendendo os dispositivos da Lei no 8.631, de 04/03/1993, que em seu artigo 3o

determinava que os concessionários supridores deveriam celebrar contratos de suprimento de

energia elétrica. Esta determinação foi cumprida integralmente pelos concessionários

existentes a época.

Posteriormente, o artigo 20o da Lei no 9.648, de 27/05/1998, acabou com a

obrigatoriedade da celebração de novos contratos de suprimento, revogando, assim, o artigo

3o da Lei no 8.631/93, mas não determinou a extinção dos contratos celebrados anteriormente.

O artigo 10o da Lei no 9.648/98 estabeleceu as condições de livre negociação de compra e

venda de energia elétrica sem, contudo, esclarecer sua abrangência, se restrita somente ao

sistema interligado ou a todo o território brasileiro.

O artigo 26o do Decreto no 2.655/98, que regula a substituição dos contratos ajustados

nos termos do artigo 3o da Lei no 8.631/93 pelos Contratos Iniciais, na forma do disposto no

artigo 10o da Lei no 9.648/98, dispõe que as diferenças apuradas entre os montantes

contratados e os montantes efetivamente apurados sejam tratadas de acordo com as regras de

comercialização do Grupo de Coordenação para a Operação Interligada – GCOI e do Comitê

Coordenador de Operações Norte/Nordeste – CCON (posteriormente sucedidos pelo ONS e

MAE), que são instituições exclusivas do sistema interligado. A lei não cita nada em relação

aos contratos de suprimento dos sistemas isolados, definidos de acordo com os critérios do

Grupo Técnico Operacional da Região Norte – GTON.

A falta de clareza regulatória para os sistemas isolados fez com que a ANEEL

propusesse uma minuta de Resolução que estabelece as condições gerais para a celebração de

Contratos Iniciais de compra e venda de energia elétrica nos sistemas isolados, nos termos do

artigo 10o da Lei no 9.648/98.

Tal resolução é questionável sob o ponto de vista jurídico, uma vez que o artigo 10o

da Lei no 9.648/98 é aplicável somente ao sistema interligado.

75

Segundo avaliações da Eletrobrás (2003), há conflito entre os termos da Portaria

MINFRA no 895, de 29/11/1990, que criou o GTON e a Resolução da ANEEL. Pela Portaria

do MINFRA, ainda em vigor, cabe ao GTON a definição dos montantes contratados de

energia elétrica nos sistemas isolados, o que implica dupla legislação sobre o assunto.

Verifica-se, portanto, que a legislação evoluiu considerando o modelo do setor elétrico

preconizado para os sistemas interligados, não sendo muitas vezes clara e correta sua

aplicação para os sistemas isolados.

A interligação dos sistemas isolados da Amazônia ao sistema interligado brasileiro

facilitará a regulação e a legislação do setor elétrico.

5.1.4 - O Incentivo à Competição no Segmento de Geração nos Sistemas Isolados

Os atuais contratos de suprimento obrigam o gerador a suprir o mercado contratado

junto à concessionária de distribuição que, anualmente, é definido pelo GTON. Para atender

essa determinação, os geradores investiram pesadamente durante anos, seja através da

ampliação do parque gerador próprio, como contratando energia elétrica de produtores

independentes. Alguns desses contratos têm validade de até 20 anos. Tudo isto ocorreu dentro

da ótica do modelo setorial então vigente.

Além do mais, é usual e necessário manter nos sistemas isolados uma sobre-oferta de

geração atuando como reserva fria, para situações de contingências, uma vez que não há

outras opções de suprimento complementar a ser buscada no curto prazo.

Com esses investimentos e aquisições de energia de produtores independentes, o

concessionário de geração se capacitou a suprir todas as necessidades atuais e futuras dos

concessionários de distribuição.

O incentivo à entrada de novos agentes de geração nas regiões onde não existe um

mercado amplo para estabelecer um esquema competitivo, como nos sistemas isolados, pode

resultar num processo danoso para os geradores atuais. Este incentivo, proporcionado pelo

reembolso de grande parte dos investimentos em novas usinas geradoras, através da sub-

76

rogação dos benefícios do rateio da CCC22, implicará grandes prejuízos financeiros aos

agentes de geração já estabelecidos, uma vez que o custo da energia gerada por usinas novas

que se utilizarem deste benefício será inferior ao custo de geração das usinas velhas ou do

custo dos contratos já firmados com os PIEs, o que levará as distribuidoras a adquirir esta

energia subsidiada, em detrimento da geração velha. Uma vez que não há outro mercado onde

os geradores atuais possam comercializar sua energia, o prejuízo financeiro torna-se evidente.

A Tabela 5.1, a seguir, apresenta a disponibilidade máxima de geração em 2003 da

Eletronorte e de suas subsidiárias integrais, Manaus Energia e Boa Vista Energia, nos

sistemas isolados por elas atendidos, além dos montantes anuais contratados neste ano para

suprimento às concessionárias estaduais e ao mercado próprio.

Tabela 5.1 – Excedente de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados da Eletronorte

ESTADO MERCADO

CONTRATADO 2003 (MWh)

DISPONIBILIDADE MÁXIMA DE GERAÇÃO

(MWh)

EXCEDENTE DE ENERGIA ELÉTRICA

(MWh)

Acre 464.044 822.739 358.695

Rondônia 1.519.318 2.576.441 1.057.123

Amapá 680.000 1.447.152 767.152

Roraima 436.333 933.115 496.782

Amazonas 4.480.679 4.755.804 275.125

Fontes: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados Eletronorte - Gerência de Planejamento Energético

Do quadro anterior observa-se que a redução dos valores de energia contratados, na

mesma proporção dos montantes de energia adquiridos dos empreendimentos de geração com

sub-rogação sistemática da CCC-ISOL, conforme intenção da ANEEL, aumentará ainda mais

o desequilíbrio econômico-financeiro da Eletronorte, que já é grave devido ao aumento da

inadimplência das distribuidoras locais e à queda do consumo de energia elétrica na região.

Ora, tal intenção contraria o Anexo I, do Decreto no 2.335, de 06/10/97, que em seu artigo 3o

diz que “a ANEEL orientará a execução de suas atividades finalísticas de forma a

proporcionar condições favoráveis para que o desenvolvimento do mercado de energia

elétrica ocorra com equilíbrio entre os agentes e a sociedade”.

22 Segundo a Resolução ANEEL no 784, de 24/12/2002, qualquer empreendimento que promova a substituição ou a redução de dispêndios com derivados de petróleo, será ressarcido em até 75% do total nele investido.

77

É importante incentivar a participação de novos agentes de geração na expansão do

sistema elétrico brasileiro, notadamente nos sistemas isolados. No entanto, deve-se procurar

respeitar os contratos de suprimento vigentes, de modo a não trazer prejuízo às partes e

infringir princípios constitucionais.

A interconexão elétrica entre os sistemas isolados da Amazônia e o Sistema

Interligado Nacional proporcionará que o excedente de energia das regiões superavitárias

possa ser transferido para regiões deficitárias, possibilitando a entrada de novos agentes de

geração no mercado, sem implicar prejuízos financeiros às geradoras já estabelecidas.

5.1.5 – O Alto Custo de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados

O principal fator de desequilíbrio financeiro dos agentes de geração e inibidor da

expansão da oferta nos sistemas isolados da Amazônia é o alto custo de produção de energia

elétrica, por ser esta predominantemente térmica23 à base de óleo diesel, com menor

participação do óleo combustível.

Apesar da cobertura de parte dos custos com combustíveis pela CCC-ISOL, outros

fatores, tais como vida útil elevada do parque gerador e as altas temperaturas ambientes,

aumentam os custos de operação e manutenção, e elevam o consumo de combustíveis. Outras

despesas operacionais típicas de sistemas isolados, tais como a necessidade de unidades de

reserva operativa e de equipamentos sobressalentes, oneram ainda mais o custo de geração.

A Tabela 5.2, a seguir, apresenta os custos da energia produzida pela Eletronorte no

ano de 2002, nos sistemas isolados que atendem as capitais dos estados da região amazônica.

Estes custos são confrontados com a receita obtida na venda dessa energia.

23 De acordo com o GTON, 71% da geração total nos sistemas isolados em 2002 foi de origem térmica e 29% de origem hidráulica.

78

Tabela 5.2 - Custos e Receitas dos Sistemas Isolados da Eletronorte em 2002

SISTEMA MERCADO

CONTRATADO 2002 (MWh)

TARIFA MÉDIA

(R$/MWh)

RECEITA (R$ mil)

CUSTO MÉDIO

(R$/MWh)

CUSTO TOTAL (R$ mil)

RESULTADO (R$ mil)

Acre 424.066 53,40 22.644 178,50 75.696 -53.052

Rondônia 1.459.420 51,27 74.825 185,11 270.149 -195.324

Amapá 641.018 50,08 32.100 80,52 51.615 -19.515

Roraima 412.350 83,59 34.467 232,18 95.740 -61.273

Manaus 2.833.172 147,90 419.020 230,48 652.993 -233.973

TOTAL 5.770.026 583.056 -563.137

Fonte: Eletronorte – Diretoria Financeira

Conforme se observa, o prejuízo operacional da Eletronorte em 2002 nos sistemas

Acre, Rondônia, Amapá, Roraima e Manaus, foi superior a R$ 563 milhões. Em nenhum

desses sistemas, a tarifa de venda da energia produzida foi suficiente para cobrir os custos da

energia (inclui os custos de geração, mais os custos de transmissão).

Interessante observar do quadro anterior que, o custo de “produção” de energia elétrica

no sistema Roraima refere-se, basicamente, ao custo da energia adquirida da empresa

venezuelana Edelca. Apesar dessa energia ser de origem hidráulica, seu preço foi definido em

Dólar24. Além do mais, parte dos investimentos para a construção da linha de transmissão em

território venezuelano foi custeado pela Eletronorte, que ainda hoje paga por essa obra,

também em Dólar.

Somente com a utilização de subsídios cruzados, via receita advinda da venda da

energia da UHE Tucuruí, e pelo fato da Eletronorte ser uma empresa estatal, é possível ainda

manter o suprimento energético a esses sistemas isolados. Do contrário, a ausência de

constantes socorros financeiros a esses sistemas, seja da própria Eletronorte e/ou Eletrobrás,

seja através de aportes de recursos da União, provocaria valores de tarifas muito elevados para

os consumidores finais destes sistemas.

A interligação dos sistemas isolados da Amazônia ao sistema interligado brasileiro

possibilitará o suprimento a esses sistemas com energia elétrica produzida, muitas vezes, por

usinas hidrelétricas já amortizadas, com reflexos na redução do custo da energia. 24 Na época da assinatura com contrato de compra da energia venezuelana, havia uma paridade entre o Real e o Dólar. Com a desvalorização cambial, o custo da energia elétrica adquirida ficou altíssimo e, neste caso, não há cobertura da CCC-ISOL.

79

5.1.6 – O Elevado Consumo de Combustíveis e os Dispêndios da CCC-ISOL

Conforme mencionado no item 5.1.5, uma das características que mais diferem os

sistemas isolados da Amazônia dos demais sistemas elétricos brasileiros é a predominância da

geração termelétrica sobre a geração hidrelétrica. Esta dependência da geração termelétrica

faz com que os consumos e os dispêndios financeiros com derivados de petróleo sejam

extremamente elevados na região.

No ano 2002 o consumo de combustíveis nos sistemas isolados da Amazônia alcançou

cerca de 1,55 bilhões de litros de óleo leve25 e 408,3 mil toneladas de óleo pesado26. No ano

de 2003 o GTON (2003) prevê um aumento na geração termelétrica de 9% em relação a 2002,

que resultará no consumo de 1,84 bilhões de litros de óleo leve e 387,5 mil toneladas de óleo

pesado. Este montante representa cerca de 92% de todo o combustível previsto para ser

utilizado no Brasil na geração de energia elétrica.

A Tabela 5.3, a seguir, apresenta a previsão de consumo de combustíveis nos estados

da Amazônia em 2003, na geração termelétrica.

Tabela 5.3 - Previsão de Consumo de Combustíveis em 2003 nos Sistemas Isolados da Amazônia

PREVISÃO DE CONSUMO DE COMBUSTÍVEL ESTADO Óleo Leve

(1000 l) Óleo Pesado

(t) Acre 39.537

Amapá 103.807

Amazonas 1.005.080 384.581

Maranhão 344

Mato Grosso 47.410

Pará 72.580 2.977

Rondônia 538.257

Roraima 30.761

TOTAL 1.837.776 387.558

Fonte: GTON – Plano de Operação de 2003 dos Sistemas Isolados

25 Óleo leve = óleo diesel e óleo PTE 26 Óleo Pesado = óleo combustível e óleo PGE

80

Os dispêndios com o consumo de combustíveis na geração termelétrica dos sistemas

isolados da Amazônia em 2003 estão estimados em R$ 2,6 bilhões, sem considerar o ICMS

que é cobrado na compra do combustível. Deste montante, cerca de R$ 1,86 bilhões serão

cobertos pela CCC-ISOL27 .

Segundo os Plano Indicativos de Atendimento de Energia Elétrica 2002-2011, da

Eletronorte, caso não ocorra uma alteração na matriz energética dos sistemas isolados da

Amazônia, prevê-se nos próximos 10 anos um consumo de cerca de 23,5 bilhões de litros de

óleo leve e 4,2 milhões de toneladas de óleo pesado apenas nos sistemas atendidos pela

Eletronorte, implicando gastos da ordem de R$ 32,8 bilhões, sem considerar a cobertura da

CCC.

Apesar de algumas ações promovidas pelo setor elétrico nos últimos três anos que

proporcionaram uma substancial redução do consumo de combustíveis em alguns sistemas

isolados, tais como a construção da LT Tramo Oeste, que interligou ao SIN importantes

cidades do Estado do Pará, como Altamira, Santarém, Rurópolis e Itaituba, e a interligação

Brasil-Venezuela, que beneficiou Roraima, verifica-se ainda uma tendência de elevação dos

gastos com combustíveis para a geração termelétrica nos sistemas isolados, devido às altas

taxas de crescimento do mercado consumidor da região e a incorporação de novas localidades

ainda não supridas pelas concessionárias estaduais.

A interconexão elétrica dos sistemas isolados da Amazônia ao Sistema Interligado

Nacional proporcionaria uma grande redução no consumo de derivados de petróleo e,

conseqüentemente, possibilitaria uma redução nas tarifas de energia elétrica, uma vez que

todos os consumidores brasileiros contribuem para que as populações daquela região possam

usufruir da eletricidade a preços compatíveis com os das demais regiões do país.

5.1.7 - A Falta de Remuneração dos Ativos de Transmissão

O modelo implantado pelo setor elétrico no sistema interligado pressupõe um sistema

de transmissão com múltiplos proprietários, cuja rede básica é operada por empresas

prestadoras de serviço de transmissão, sob coordenação centralizada do ONS. Estas empresas

27 Segundo Resolução ANEEL no 39, de 30 de janeiro de 2003, que fixa os valores provisórios dos dispêndios com a CCC-ISOL, referentes ao período de janeiro a dezembro de 2003 .

81

de transmissão detêm a propriedade dos ativos da rede e são remuneradas pelos investimentos

nestes ativos e pelo uso de suas instalações de transmissão.

A remuneração dos ativos de transmissão é chamada de receita permitida, cujo valor é

definido pela ANEEL. Esta receita permitida garante à proprietária dos ativos de transmissão

uma remuneração do empreendimento à uma taxa de desconto de 11% ao ano.

Outro tipo de remuneração recebida pelas empresas transmissoras é aquela devido ao

uso de suas instalações de transmissão por terceiros. A legislação em vigor assegura o livre

acesso de geradores e consumidores livres de energia às redes de transmissão, mediante

ressarcimento do custo de transporte envolvido, calculado com base em critérios definidos

pela ANEEL.

No caso dos sistemas isolados, onde as empresas atuam de forma verticalizada, a

remuneração dos investimentos de transmissão encontra-se agregada às atuais tarifas de

suprimento. Caso houvesse uma desagregação dos ativos de geração e transmissão, estima-se

que a tarifa necessária para remunerar os ativos de transmissão de alguns sistemas isolados

alcance valores de até 45% da tarifa atual, com é o caso do Sistema Acre-Rondônia. Neste

caso, a tarifa restante não remuneraria os custos de geração.

A desagregação dos ativos de geração e transmissão, conforme era orientação da

ANEEL até pouco tempo atrás, aumentaria profundamente o desequilíbrio econômico-

financeiro existente, sinalizando a inviabilidade do uso dessa metodologia para os sistemas

isolados. Por outro lado, o baixo nível de renda dos consumidores locais impediria o repasse

dos custos adicionais provocados por essa desagregação para a tarifa.

A solução para essa questão passa pela consideração desse sistema de transmissão

como parte do sistema de transmissão interligado nacional, que poderia absorver um adicional

de despesa sem grandes impactos, uma vez que a variação na Tarifa de Uso do Sistema de

Transmissão - TUST, seria relativamente baixa.

O uso dos equipamentos das transmissoras dos sistemas isolados28 por geradores e

consumidores livre ainda não é uma realidade nos sistemas isolados. Os pequenos produtores

28 Atualmente apenas a Eletronorte e a Manaus Energia possuem instalações de transmissão nos sistemas isolados. As demais concessionárias possuem apenas sistemas de sub-transmissão e distribuição de energia elétrica.

82

de energia têm acessado apenas as redes de distribuição e sub-transmissão das concessionárias

estaduais. Contudo, novos empreendimentos de geração de grande porte previstos para serem

construídos por produtores independentes de energia, tais como as UHEs Rondon (73 MW),

em Rondônia, e Santo Antônio do Jarí (100 MW), no Amapá, farão que sejam celebrados

Contratos de Uso do Sistema de Transmissão – CUST entre as concessionárias de transmissão

(no caso em questão, a Eletronorte) e os usuários das instalações.

Atualmente as concessionárias de transmissão dos sistemas isolados não recebem nada

pelo uso de seus sistemas. A interligação dos sistemas isolados ao sistema interligado

brasileiro, motivaria a entrada de novos agentes de geração no sistema, que passariam a

utilizar as redes de transmissão existentes, possibilitando receitas extras para as transmissoras.

5.1.8 – A Incidência de ICMS na Produção de Energia Elétrica

ICMS é a sigla que identifica o Imposto sobre Operações relativas à Circulação de

Mercadorias e sobre Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de

Comunicação. É um imposto que cada um dos Estados e o Distrito Federal podem instituir,

como determina a Constituição Federal de 1988.

O ICMS é um imposto não cumulativo, compensando-se o valor devido em cada

operação ou prestação com o montante cobrado anteriormente. Em cada etapa da circulação

de mercadorias e em toda prestação de serviço sujeita ao ICMS deve haver emissão da nota

fiscal ou cupom fiscal.

Para efeito de incidência do ICMS, a energia elétrica é considerada uma mercadoria.

Neste aspecto há de se considerar todas as fases do processo: a produção, a circulação, a

distribuição e o consumo.

Pelo princípio constitucional da não-cumulatividade do ICMS, conforme definido no

Artigo no 155, § 2o da Constituição Federal, o produtor (lê-se gerador de energia elétrica) tem

o direito de se creditar do montante do imposto incidente sobre as suas aquisições, para abatê-

lo (compensá-lo) do imposto incidente sobre as suas operações posteriormente tributadas.

Na compra de combustíveis para a geração de energia elétrica nos sistemas isolados,

incide um percentual de ICMS que é pago pelas geradoras e recolhido aos estados pela

83

Petrobrás ou outra empresa distribuidora de combustível na região. Dessa forma, as empresas

compradoras desse combustível se creditam dos montantes de ICMS pagos, para posterior

compensação quando na venda da energia elétrica. No entanto, tal compensação nem sempre

é possível.

As concessionárias estaduais de energia elétrica que suprem as localidades do interior

dos estados da Amazônia, apresentam uma estrutura verticalizada, ou seja, são responsáveis

por todas as etapas do processo de produção, transporte, distribuição e comercialização de

eletricidade. Assim, os créditos de ICMS adquiridos no ato da compra de combustíveis para a

produção de energia elétrica são compensados quando da venda deste insumo ao consumidor

final. Neste caso, a tributação do ICMS não causa prejuízo algum à concessionária.

Por outro lado, o atendimento às demandas energéticas das capitais dos estados

amazônicos é feito de forma desverticalizada. Geralmente cabe à Eletronorte a geração e o

transporte da energia elétrica, enquanto a distribuição e a comercialização é de

responsabilidade das concessionárias estaduais.29

Na aquisição de combustíveis para a produção de energia elétrica, a Eletronorte se

credita do montante de ICMS pago para posterior compensação. Contudo, Portarias emitidas

pelas Secretarias da Fazenda de vários estados da Amazônia proíbem a incidência de ICMS

na venda de energia elétrica da geradora para a distribuidora, posto que o fato gerador de

ICMS seria apenas a venda ao consumidor final, e que este seria o único contribuinte de

direito do tributo. Ora, inexistindo a incidência de ICMS nessa etapa, tornam-se

inaproveitáveis pela geradora (no caso a Eletronorte), os créditos relativos ao imposto pago na

aquisição do combustível.

Por apresentarem personalidades jurídicas distintas, torna-se ilegítima a transferência

dos créditos da geradora para a distribuidora, para abater nas vendas ao consumidor final.

Neste caso a geradora acumula um grande prejuízo, pois não tem como compensar esses

créditos.

Segundo entendimento do Prof. Sacha Calmon (2000), um dos maiores especialistas

brasileiros em Direito Tributário, todas as operações com energia elétrica – e não apenas a

29 As exceções são os Sistemas Manaus e Boa Vista, atendidos, respectivamente, pela Manaus Energia e Boa Vista Energia, que apresentam estrutura verticalizada.

84

última (comercialização) - são fatos geradores de ICMS, mesmo que, por razões de

praticidade (e isto não ocorre apenas no setor elétrico), a cobrança se dirija apenas a um dos

agentes envolvidos em sua circulação (consumidor final).

A Tabela 5.4 mostra os créditos de ICMS acumulados até 2002 pela Eletronorte e suas

subsidiárias, Manaus Energia e Boa Vista Energia, na compra de combustíveis.

Tabela 5.4 – Créditos de ICMS Acumulados pela Eletronorte até 2002

ESTADO CRÉDITOS DE ICMS

ACUMULADOS ATÉ 2002 (R$ mil)

Acre 47.842

Amapá 13.495

Amazonas 66.575 Rondônia 104.320

Roraima 36.575

TOTAL 268.807 Fonte: ELETRONORTE – Superintendência de Contabilidade

Na maioria dos estados da Região Amazônica supridos com geração termelétrica, a

incidência do ICMS na cadeia produtiva da energia elétrica ocorre, atualmente, na compra do

combustível e na venda da eletricidade ao consumidor final, o caracteriza uma bitributação.

A interligação dos sistemas isolados da Amazônia ao SIN evitaria essa duplicidade de

incidência do ICMS, uma vez que não haveria mais a necessidade da aquisição de

combustível para a geração de energia elétrica, com reflexos positivos na saúde financeira das

geradoras desverticalizadas.

Para demonstrar o peso do ICMS na produção de energia elétrica, tomemos como

exemplo a tributação de ICMS na compra de combustível para a produção de energia elétrica

no Estado do Acre. No mês de fevereiro de 2003, a Eletronorte adquiriu óleo diesel da

Petrobrás ao preço de R$ 1,6641 o litro, incluindo neste preço o ICMS. A parcela do ICMS no

preço do litro do óleo diesel foi de R$ 0,2829. Este óleo foi utilizado pela UTE Rio Acre, da

Eletronorte, para a produção de energia elétrica. O consumo específico desta usina

termelétrica é da ordem de 320 litros/MWh. Constata-se então que a participação do ICMS no

custo total de geração foi de R$ 90,52/MWh. No mesmo mês, a tarifa média de suprimento

85

cobrada pela Eletronorte à Eletroacre foi de R$ 63,02/MWh, ou seja, apenas a parcela do

ICMS cobrada sobre o combustível já é maior que a tarifa de venda da energia elétrica, o que

reforça o que foi dito no item 5.1.5 deste capítulo. Vale ressaltar que o ICMS não é coberto

pela CCC.

5.2 - POSSIBILIDADES

Em geral, projetos que promovem as interligações entre os sistemas elétricos são

acompanhados, em sua maioria, por economias de escala e de escopo, ao mesmo tempo em

que criam pólos de geração.

Pelo que já foi apresentado no Capítulo 3, há 290 sistemas isolados na Amazônia, a

maioria de pequeno porte, com um parque gerador constituído de, aproximadamente, 1.150

unidades geradoras.

Estes sistemas estão distribuídos numa área que representa 45% do território nacional,

ocupada por aproximadamente 4,5 milhões de habitantes (3% da população do país),

resultando em uma baixíssima densidade demográfica, que chega a alcançar 1,5 hab./km2.

Portanto, o aproveitamento de economias de escala nessas áreas fica comprometido devido à

baixa densidade populacional.

É fácil constatar que a grande maioria dos sistemas isolados da Amazônia não

proporciona possibilidades de receitas e/ou redução de despesas que promovam a recuperação

do capital investido em obras de interligação, à exceção dos sistemas que atendem as capitais

dos estados do Amazonas, Acre, Amapá, Rondônia e Roraima, e localidades vizinhas a elas

interligadas. Nestes sistemas se concentra cerca de 81% da carga própria de energia dos

sistemas isolados da Amazônia, que responde atualmente por 73% das despesas com

combustíveis na geração termelétrica. A esses sistemas podem ainda ser conectadas

localidades vizinhas de médio porte, que apresentem potencial de crescimento.

Os sistemas isolados restantes estão localizados no interior dos estados, distantes das

redes de transmissão existentes ou previstas num futuro próximo e apresentam mercados

consumidores de energia elétrica bastante reduzidos. Tais fatores inviabilizam, por ora,

qualquer tentativa de interligar esses sistemas ao SIN, devendo os mesmos permanecerem

ainda por um longo tempo isolados. A solução imediata para esses sistemas seria, pelo lado da

86

geração, promover melhorias de eficiência, através de investimentos em manutenção e

substituição de equipamentos obsoletos por outros de menor consumo específico, e pelo lado

da transmissão, reduzir as perdas técnicas, que na maioria dos sistemas, ultrapassam 20%.

Alternativas energéticas não convencionais, como a energia solar, a biomassa e as pequenas

centrais hidrelétricas, por exemplo, podem assumir importância no suprimento a esses

sistemas de pequeno porte.

Os estudos de Rodrigues (1999) relatam o problema da fragmentação dos mercados

dos sistemas isolados da Amazônia, que prejudica a obtenção de economias de escala. No

entanto, o próprio autor admite que determinados projetos que possam vir a beneficiar

mercados mais expressivos, podem promover economias de escala.

Dentro deste enfoque, a interligação dos sistemas isolados da Amazônia que atendem

as capitais dos estados ao SIN apresenta grandes possibilidades de promoção de economias de

escala e de escopo, o que motiva a proposição de projetos com esse objetivo.

5.3 – PROJETOS DE INTERCONEXÃO ELÉTRICA PROPOSTOS

Face à significativa dominância e expressividade dos sistemas isolados que atendem as

capitais dos estados do Amazonas, Acre, Amapá, Rondônia e Roraima em relação aos demais,

procurou-se contemplar projetos que possibilitam a integração desses mercados mais

representativos da Região Amazônica ao Sistema Interligado Nacional.

As análises dos projetos aqui apresentados são preliminares e carecem de um maior

aprofundamento, mas podem servir como um importante referencial e balizamento para

futuros estudos de planejamento do setor elétrico.

Para efeito de avaliação dos benefícios econômicos dos projetos considerou-se as

seguintes premissas:

Todas os projetos de interligação elétrica propostos são possíveis de serem

implantados até dezembro de 2006, salvo se não houver necessidade do mercado;

A vida útil considerada para os sistemas de transmissão foi de 28 anos30;

30 Corresponde ao período de concessão (trinta anos), menos o tempo de construção (estimado em dois anos).

87

Utilizou-se uma taxa de desconto de 12% ao ano e uma taxa de câmbio

correspondente a US$ 1,0 = R$ 2,90.

5.3.1 – A Interligação dos Sistemas Elétricos de Manaus, Amapá e Margem Esquerda do

rio Amazonas ao SIN

Os primeiros estudos para a interligação de Manaus com o sistema Norte-Nordeste31

foram elaborados pela Eletronorte no ano de 1986 (Eletronorte, 1986). Na época os estudos

elaborados indicavam ser esta interligação uma alternativa economicamente viável, tanto para

o suprimento ao mercado de Manaus, como também para a expansão do sistema Norte-

Nordeste. No entanto esses estudos além de não considerarem o suprimento ao Estado do

Amapá e localidades da margem do rio Amazonas, partiram de premissas atualmente já

superadas, como a previsão da entrada em operação dessa interligação em 1991 e a instalação

da UHE Cachoeira Porteira, no rio Trombetas, no ano 2000. Além do mais, a capacidade de

transporte da linha era limitada a 400 MW, compatível com as necessidades do mercado

consumidor da época. Alternativas de linha de transmissão com capacidade para 1.000 MW

também foram avaliadas, mas apresentaram taxas internas de retorno bastante baixas, devido

aos elevados investimentos necessários para esta expansão.

Dois aspectos fundamentais foram destacados na época como principais obstáculos

técnicos à concretização desse projeto: a grande extensão da linha de transmissão, em plena

região Amazônica, e a travessia do rio Amazonas.

Em 1995, a Comissão Designada pela Portaria MME no 128, de 02 de maio de 1995,

analisou e avaliou diversos projetos alternativos de suprimento de energia elétrica à Amazônia

Legal, dentre eles a interligação Tucuruí-Manaus (MME, 1995), que previa o atendimento a

Manaus, Amapá e Pará (margem direita e esquerda do rio Amazonas). Para o atendimento ao

pólo de Manaus, o relatório final da Comissão recomendou a alternativa de geração

termelétrica, com a utilização do gás natural da bacia de Urucu e Juruá. Para o atendimento ao

Estado do Amapá e localidades do Pará situadas na margem esquerda do rio Amazonas, a

alternativa do gás natural também foi a recomendada, através da implantação de sistema de

liquefação e transporte fluvial por barcaças. O atendimento via energia da UHE Tucuruí por

31 Na época não se cogitava ainda a interligação dos sistemas Norte-Nordeste e Sul-Sudeste-Centro Oeste, que viria a se tornar realidade anos mais tarde, constituindo o SIN.

88

linha de transmissão somente foi recomendado para as localidades do Pará situadas na

margem direita do rio Amazonas.

Visando aprofundar os estudos de travessia do rio Amazonas e de rotas de

transmissão, em 1996 a Eletronorte, com o apoio da Eletrobrás, elaborou uma nova avaliação

da interligação elétrica entre a UHE Tucuruí e os mercados de Manaus, Macapá, e cargas

situadas na margem esquerda do rio Amazonas, no Estado do Pará. Para subsidiar essa

avaliação foram realizados na época sobrevôos e vistorias de campo nos trechos de travessia,

que permitiram a realização de orçamentos mais precisos. Apesar da consistência dos

resultados e da evolução do conhecimento adquirido, conclui-se na época, que os estudos

referentes à interligação Tucuruí-Manaus deveriam ser interrompidos, devido à decisão do

Governo Federal de priorizar o uso do gás natural da bacia dos rios Urucu e Juruá para o

atendimento aos mercados citados.

No entanto, alguns fatos relevantes ocorridos desde então, reforçam a necessidade de

que a interligação Tucuruí-Manaus-Macapá volte a ser considerada nos estudos de

planejamento do setor elétrico:

O atraso no aproveitamento do gás natural de Urucu e Juruá - A Comissão criada

pela Portaria MME no 128/95 recomendou projetos que deveriam ser implantados

até dezembro de 1998, utilizando premissas e critérios consistentes para a época.

As mudanças ocorridas na configuração do sistema elétrico brasileiro e as

alterações das premissas anteriormente definidas, são fatores que podem modificar

as conclusões dos estudos anteriores;

A redução da área de abrangência pelo gás natural de Urucu na Amazônia - Estudos

posteriores elaborados pela Petrobrás indicaram ser economicamente inviável o

atendimento do Amapá e localidades da margem esquerda do Pará através de gás

natural liquefeito transportado por barcaças. A maximização do efeito multiplicador

dos projetos sobre o desenvolvimento sustentável da região era fator determinante

para a escolha de uma alternativa em detrimento da outra. A retração do mercado

potencial de atendimento pelo gás natural, reduz sua vantagem competitiva sob a

ótica da abrangência regional;

O aumento do preço do gás natural - O preço do gás natural colocado em Manaus,

considerado na época dos estudos, era de 1,93 US$/MMBTU. Posteriormente,

89

Acordos e Termos de Compromisso firmados entre a Petrobrás, a Gaspetro e a

Cigás, com a interveniência do MME e Eletrobrás, já sinalizavam um preço de gás

natural em Manaus da ordem de 2,73 US$/MMBTU, ou seja, 41% maior do que

aquele considerado nos estudos desenvolvidos em 1995;

O crescimento do mercado consumidor de energia elétrica - Com o crescimento

sócio-econômico da região, o mercado de energia elétrica ganhou novas dimensões,

requerendo uma ampla revisão dos estudos elétricos e energéticos32;

A grande ocupação territorial ocorrida nos últimos anos na região modificou a

estrutura fundiária, a estrutura viária e o meio ambiente, requerendo uma nova

avaliação da área de inserção do projeto da linha de transmissão;

A redução do consumo de derivados de petróleo para a geração de energia elétrica,

uma vez que o mercado a ser atendido pelo projeto representa cerca de 58% do

mercado total dos sistemas isolados da Amazônia, possibilitando a redução dos

dispêndios com a CCC e, conseqüentemente, a redução das tarifas de energia

elétrica para todos os consumidores brasileiros;

A necessidade de dotar os sistemas isolados da região, principalmente o Sistema

Manaus, de uma solução definitiva e confiável, para evitar situações indesejáveis

como o risco de déficit de geração e os racionamentos de energia elétrica33;

A possibilidade de incorporação ao Sistema Interligado Nacional, das UHEs

Balbina e Coaracy Nunes, além de novos aproveitamentos hidrelétricos previstos ao

longo do trajeto da linha, como Belo Monte, Santo Antônio do Jarí, Cachoeira

Porteira, Onça, Katuema, entre outros;

O aproveitamento da diversidade hidrológica entre as bacias hidrográficas da

margem direita e esquerda do rio Amazonas, que possibilitará, inclusive, a

atenuação do fenômeno “El Niño” na região34;

32 A demanda de energia elétrica do mercado de Manaus cresce da ordem de 60 MWh/h por ano, implicando constantes expansões do parque gerador termelétrico. 33 Em 1997 o Sistema Manaus foi submetido a um penoso racionamento de energia. Em 2003 existe um considerável risco de déficit nesse sistema. 34 O fenômeno “El Niño” afeta sobremaneira o regime hidrológico dos rios da margem esquerda do rio Amazonas, provocando a redução da vazão afluente, com conseqüências negativas para as usinas hidrelétricas da região.

90

O avanço tecnológico verificado nos últimos anos na transmissão de grandes blocos

de energia elétrica à longa distância e de compensação de reativos, associados à

experiência brasileira adquirida em empreendimentos desse porte na Região

Amazônica, como as LTs Norte-Sul e Tucuruí-Presidente Dutra.

A interligação Tucuruí-Manaus-Macapá constitui-se num projeto formulado dentro de

um contexto de desenvolvimento regional, uma vez que estará atendendo três estados

brasileiros cujo insumo energia elétrica ainda hoje é fator inibidor de desenvolvimento,

possibilitando um grande impulso à dinâmica social e econômica da Amazônia.

São várias as possibilidades de rotas para se fazer essa interconexão elétrica. Da

mesma forma, os níveis de tensão – 500 kV ou 750 kV – e o tipo de sistema de transmissão –

circuito simples ou duplo, tipo de cabo, número de cabos por fase, etc. – podem proporcionar

várias alternativas de projetos.

Para efeito de avaliação de custos, considerou-se nesse trabalho um sistema de

transmissão à longa distância tradicional, semelhante aos já existentes na Amazônia. Assim, o

sistema proposto compreende a implantação de uma linha de transmissão de 1.430 km de

extensão em 500 kV, circuito simples, ligando a UHE Tucuruí à cidade de Manaus, com 4

subestações seccionadoras/abaixadoras intermediárias, que atravessa o rio Amazonas para

atendimento às localidades do Pará e Amazonas situadas na margem esquerda desse rio, e

extensão de uma linha de transmissão de 315 km de extensão em 230 kV, circuito simples, até

a cidade de Macapá, via Monte Dourado (Projeto Jarí).

A perspectiva de integrar aproveitamentos hidrelétricos já estudados, tanto na margem

direita, quanto na margem esquerda do rio Amazonas, interligando bacias hidrográficas com

regimes hidrológicos distintos, induziu o estabelecimento de um traçado da linha de

transmissão compatível com os sistemas elétricos existentes e projetados. Procurou-se

também evitar, na definição da rota da interligação, a passagem por reservas ambientais e

áreas indígenas.

O sistema de transmissão proposto é detalhado no Anexo B.1. A Figura 5.1 apresenta

o mapa eletrogeográfico esquemático da interligação Tucuruí-Manaus-Macapá.

91

Figura 5.1 – Mapa Eletrogeográfico da Interligação Tucuruí-Manaus-Macapá

A travessia do rio Amazonas pode ser feita aérea ou subaquática. Para essa avaliação

considerou-se uma travessia aérea e o local escolhido foi o mesmo indicado pelo CNEC

(1988) em estudos anteriores, ou seja, através da ilha de Jurupari. Nesse local, a ilha divide o

rio Amazonas em dois vãos de aproximadamente 1.750 m e 2.100 m de largura. As

tecnologias atuais permitem a construção de linhas de linhas de transmissão capazes de

vencer vãos de até 2.500 m de extensão.

Vale ressaltar que a usina hidrelétrica de Belo Monte foi dimensionada prevendo-se

um sistema de transmissão associado para suprir as regiões Norte, Nordeste e Sudeste. O

trecho da LT Tucuruí-Manaus entre Altamira e Tucuruí, constituirá, portanto, numa

antecipação de parte do sistema de transmissão que escoará a energia de Belo Monte para o

Sistema Interligado Nacional.

A implantação da LT Tucuruí – Manaus em circuito simples de 500 kV, permitirá um

intercâmbio médio de aproximadamente 1.000 MW entre o Sistema Manaus e o SIN, podendo

alcançar até 1.200 MW em alguns períodos do ano.

92

Conforme apresentado no Anexo B.1, os investimentos necessários para a implantação

da LT Tucuruí-Manaus-Macapá são da ordem de US$ 994 milhões. Em contrapartida, o

projeto apresenta vários benefícios já citados neste item, sendo o mais significativo

economicamente, aquele que proporciona economia em geração térmica evitada. Esta

economia é caracterizada pelo investimento evitado na implantação de um parque gerador

termelétrico, na operação e manutenção evitada deste parque gerador e no consumo de

combustível evitado.

Considerando-se que nos mercados a serem atendidos pelo da interligação Tucuruí-

Manaus-Macapá já existem parques geradores termelétricos instalados, por simplificação,

desprezou-se os custos de investimento e O&M evitados, sendo os benefícios do projeto

proposto avaliados somente em função do combustível evitado.

Inicialmente determinou-se a máxima economia anual obtida com o consumo de

combustível evitado (situação de utilização da capacidade máxima do sistema de

transmissão). Em seguida foram calculados os benefícios do empreendimento ao longo da sua

vida útil, tomando por base as projeções de mercado35 das localidades a serem beneficiadas.

Os cálculos a seguir demonstram os dispêndios com um parque gerador dieselétrico

com a mesma capacidade do projeto de interligação elétrica proposto. Os dados utilizados são

similares aos verificados nos Sistemas Manaus e Amapá. Por simplificação, considerou-se um

fator de capacidade unitário tanto para a térmica de referência, quanto para a interligação

elétrica:

(1) => Capacidade do Parque Gerador = 1.000 MW

(2) => Número de Horas de Operação/ano = 8.760 h

(3) = (1)x(2) => Geração Máxima Anual de Energia = 8.760.000 MWh

(4) => Consumo Específico Médio de uma UTE = 280 litros/MWh

(5) = (3)x(4) => Máximo Consumo Anual de Óleo Diesel = 2.452,8 106 litros

(6) => Preço Médio do Óleo Diesel com ICMS = 0,52 US$/litro

(7) => Preço Médio do Óleo Diesel sem ICMS = 0,43 US$/litro

(8) = (6)x(5) => Gasto Total com Combustível (inclui ICMS) = 1.275,46 106 US$

35 Projeções de mercado do CTEM/CCPE para o ciclo 2002.

93

(9) => Equivalente Hidráulico (R$25,12/MWh36) = 8,66 US$/MWh

(10) = (9)x(3) => Parcela Anual do Equivalente Hidráulico = 75,88 106 US$

(11) = (5)x(7) => Gasto com Combustível Reembolsável pela CCC-ISOL (não inclui ICMS) = 1.054,70 106 US$

(12) = (11)-(10) => Cobertura da CCC-ISOL = 978,82 106 US$ Conforme se observa dos cálculos apresentados, a interconexão elétrica Tucuruí–

Manaus–Macapá poderá proporcionar uma economia máxima de combustível na geração

termelétrica da ordem de US$ 1,27 bilhões/ano, valor superior ao custo total do sistema de

transmissão proposto – US$ 994,62 milhões. Somente o valor desembolsado pela CCC para a

cobertura das despesas com o combustível consumido em apenas um ano – US$ 978,82

milhões – daria quase para cobrir os custos necessários para a construção da interconexão

elétrica, o que demonstra sua excepcional atratividade.

No entanto, esta economia só será possível quando o fluxo de energia elétrica no

sistema de transmissão atingir sua capacidade máxima, ou seja 1.000 MW, o que certamente

não acontecerá nos primeiros anos de utilização dessa interconexão.

Como todas as localidades a serem beneficiadas com a interligação Tucuruí-Manaus-

Macapá são supridas, totalmente ou majoritariamente, por geração termelétrica, considerou-se

a entrada em operação do sistema de transmissão proposto na sua data mais cedo, ou seja,

janeiro de 2007.

A Figura 5.2 apresenta as gerações médias anuais previstas no período 2007-203437

para o atendimento à carga própria dos Sistemas Manaus, Amapá e localidades da margem

esquerda do rio Amazonas, caso não ocorra a interligação Tucuruí-Manaus-Macapá. A

geração hidrelétrica corresponde a energia média anual produzida pelas UHEs Balbina (AM)

e Coaracy Nunes (AP), que estão instaladas nesses sistemas.

36 Valor definido pela Portaria DNAEE no 541, de 01/12/1995. 37 Corresponde ao período de vida útil econômica do sistema de transmissão proposto.

94

Figura 5.2 – Geração Média Esperada nos Sistemas Manaus, Amapá e Margem Esquerda do Rio Amazonas

No ano de 2007 a carga própria prevista nos Sistemas Manaus, Amapá e localidades

da margem esquerda do rio Amazonas é de 865 MW médios, para uma demanda

correspondente de 1.209 kWh/h. A geração térmica esperada nesse ano é de 696 MW médios.

Com o início de operação do sistema de transmissão nesse ano, será possível substituir toda a

geração termelétrica, possibilitando que o sistema de transmissão opere, já no primeiro ano de

utilização, com 70% de sua capacidade nominal para o atendimento à carga própria de

energia. No sexto ano de operação (2012) o sistema atingirá sua capacidade máxima para o

atendimento a essa carga.

As economias obtidas com os gastos evitados na aquisição de combustível para a

geração termelétrica e em dispêndios com a CCC ao longo da vida útil do sistema de

transmissão Tucuruí-Manaus-Macapá são apresentadas na Tabela 5.5.

��

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

ANO

MW

med

GH GT

Interligação Tucuruí-Manaus-Macapá = 1.000 MW

95

Tabela 5.5 – Benefícios Econômicos da Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá

ANO GERAÇÃO TÉRMICA

EVITADA (MW médios)

ECONOMIA ANUAL COM COMBUSTÍVEL

(R$ milhões)

ECONOMIA ANUAL DE CCC-ISOL

(R$ milhões)

2007 696 887,72 681,26 2008 752 959,14 736,08 2009 811 1.034,39 793,83 2010 872 1.112,20 853,53 2011 941 1.200,20 921,07

2012 a 2034 1.000 1.275,46 978,82 VPL (2007) 10.379,47 7.965,53

Da tabela anterior verifica-se que em menos de dois anos de operação, a interligação

Tucuruí-Manaus-Macapá já apresenta benefícios – proporcionados pela economia de

combustíveis e recursos da CCC – que superam o investimento total no empreendimento

(US$ 994,62 milhões).

Vale ressaltar que este projeto de interligação elétrica se enquadra nas diretrizes da

Resolução ANEEL no 784, de 24/12/2002, já que promove a substituição ou a redução de

dispêndios com derivados de petróleo, podendo ser ressarcido em até 75% do seu

investimento total, o que o transforma em um excelente projeto sob a ótica social, econômica

e empresarial.

É importante destacar que já em 2007, LT Tucuruí-Manaus-Macapá não é capaz de

suprir, individualmente, a demanda de ponta do Sistema Manaus. O aparente

subdimensionamento desse sistema de transmissão é estratégico e visa facilitar o

desenvolvimento de outros recursos energéticos da Amazônia, como o gás natural de Urucu,

que é importante insumo para a matriz energética da Região. A manutenção de um parque

gerador termelétrico utilizando gás natural, na ponta de um sistema tão longo, é fundamental

para garantir confiabilidade ao mesmo.

96

5.3.2 – A Interligação do Sistema Acre-Rondônia ao SIN

Nos últimos anos verificou-se um expressivo crescimento do consumo de energia

elétrica no sistema da Eletronorte no Estado de Rondônia, decorrente, principalmente, de

interligações de novas localidades do interior, feitas pela Ceron.

Visando evitar o racionamento de energia no ano 2000, a Eletronorte adotou um

programa de expansão de modo a ampliar a capacidade geradora instalada neste sistema. Em

dezembro de 1999, em caráter emergencial, a Eletronorte contratou um Produtor

Independente de Energia (PIE) para a instalação de uma termelétrica de 64 MW de potência

(UTE Termo Norte I), por um período de 10 anos. Essa usina entrou em operação no início de

setembro de 2000.

De modo a dar continuidade ao atendimento de energia elétrica aos sistemas elétricos

de Rondônia e do Acre, numa ótica de planejamento de longo prazo, a Eletronorte contratou

em maio de 2000, a implantação de uma nova usina termelétrica de 345 MW (UTE Termo

Norte II) do mesmo PIE, por um período de 20 anos. A primeira etapa dessa usina entrou em

operação em dezembro de 2001 e a sua complementação está prevista para julho de 2003.

Nos contratos de ambas as usinas do PIE Termo Norte, foram previstas

obrigatoriedades de geração mínima anual, do tipo take-or-pay, correspondentes a 85% da

capacidade nominal instalada.

Associada à expansão do parque gerador e, de acordo com as diretrizes do Relatório

Final da Comissão Designada pela Portaria MME no 128/95, foi construído o sistema de

transmissão interligando Porto Velho a Rio Branco, em 230 kV, circuito simples,

possibilitando ainda a incorporação de várias localidades situadas ao longo desta linha, como

Abunã e Guajará-Mirim, cujos mercados passaram a ser atendidos com geração centralizada

em Porto Velho. Está também prevista a interligação Ji-Paraná – Vilhena, também em 230

kV, que possibilitará o atendimento ao sul do Estado de Rondônia, região que faz divisa com

o Estado de Mato Grosso.

Por outro lado, foi construída recentemente pela Eletronorte no Estado de Mato

Grosso, a LT Jauru – Coxipó, em 230 kV – circuito duplo, que permitirá o escoamento da

97

energia produzida pelas usinas hidrelétricas do sudoeste daquele Estado. Esta linha já foi

dimensionada prevendo-se a possibilidade futura da interligação Rondônia – Mato Grosso.

A não efetivação de todas interligações previstas inicialmente aos sistemas elétricos da

Eletronorte nos Estados do Acre e Rondônia, a queda no crescimento do mercado de energia

elétrica, a inflexibilidade de operação das térmicas em 85% de sua capacidade nominal e o

grande número de PCHs que estão sendo construídas no Estado de Rondônia, ocasionaram

um excedente de oferta de energia elétrica nesse sistema. Estudos desenvolvidos pela

Eletronorte (2001) indicam excedentes da ordem de 173 MW médios no período 2003-2008,

podendo alcançar, em alguns meses desse período, 250 MW médios. No entanto, a partir do

segundo semestre de 2008, o parque gerador instalado no Sistema Acre-Rondônia não será

suficiente para atender à demanda de ponta desse sistema, necessitando de uma oferta

complementar de eletricidade.

A interligação elétrica entre os Sistemas Rondônia e Mato Grosso permitirá o

intercâmbio de energia entre o Sistema Rondônia e o Sistema Interligado Nacional, via Mato

Grosso, possibilitando que o excedente de geração do sistema superavitário possa ser

transferido para o sistema deficitário, evitando-se, com isso, investimentos adicionais na

expansão da oferta de energia. Além disso, a interligação possibilita que novos entrantes no

Sistema Acre-Rondônia, principalmente PIEs proprietários de PCHs, possam utilizar-se desta

interligação para comercializar sua energia.

Vale ressaltar que o atual excedente de oferta do Sistema Acre-Rondônia já está

dificultando a implantação de novas PCHs no Estado de Rondônia, uma vez que a Ceron tem

evitado firmar contratos de compra de energia dessas usinas, mesmo daquelas já autorizadas

pela ANEEL38.

Visando manter um entendimento entre todos os agentes envolvidos com a produção e

a comercialização de energia elétrica no Estado de Rondônia, em novembro de 2002, a

Eletrobrás, a Eletronorte e a Ceron promoveram um seminário em Porto Velho, com a

participação da ANEEL e de todos os PIEs estabelecidos ou em vias de se estabelecer naquele

Estado. O que se constatou nesse encontro é que a maioria dos PIEs proprietários de PCHs

desconhecia a existência de um excedente de energia no Sistema Rondônia e acreditavam que 38 A sub-rogação dos benefícios do rateio da CCC tem estimulado a implantação de pequenas centrais hidrelétricas nos sistemas isolados da Amazônia, notadamente nos Estados de Rondônia e Mato Grosso, devido às condições topográficas e hidrológicas dessas regiões, que favorecem projetos desse tipo.

98

a autorização dada pela ANEEL para se constituírem PIEs, implicava a obrigatoriedade da

Ceron em contratar a energia produzida por suas usinas. Conforme relatado no item 5.1.3,

para que isso fosse possível, a Ceron teria que descontratar a energia já contratada com a

Eletronorte, gerando um grande problema jurídico. Como ambas as empresas têm o mesmo

controlador (a Eletrobrás), dificilmente os contratos já firmados serão cancelados, o que

dificulta a entrada de novos agentes de geração nesse sistema.

O projeto de interligação Rondônia – Mato Grosso proposto compreende a

implantação de uma linha de transmissão em 230 kV, circuito simples, composta de dois

trechos: o primeiro trecho, com 278 km de extensão, interligando as cidades de Ji-Paraná

(RO) e Vilhena (RO) e o segundo trecho, com 330 km de extensão, interligando Vilhena à

Jauru (MT). Por conta dessa interligação, será necessário também duplicar o trecho da LT

Samuel–Ariquemes–Ji-Paraná, em 230 kV. No entanto, por exigência do mercado

consumidor, esta duplicação só será necessária por volta do ano 2010.

A implantação dessa interconexão elétrica permitirá um intercâmbio médio de

aproximadamente 200 MW entre o Sistema Acre-Rondônia e o SIN.

Na definição da rota da linha de transmissão, procurou-se seguir o traçado da BR-364

de modo a evitar desmatamentos adicionais, pois toda a região ao longo da rodovia encontra-

se altamente antropizada. No traçado da linha procurou-se também integrar os vários

aproveitamentos hidrelétricos já implantados ou estudados, tanto no sul de Rondônia, quanto

no sudoeste de Mato Grosso.

O sistema de transmissão proposto é detalhado no Anexo B.2. A Figura 5.3 apresenta

o mapa eletrogeográfico esquemático da interligação Rondônia – Mato Grosso.

99

Figura 5.3 – Mapa Eletrogeográfico da Interligação Rondônia – Mato Grosso

Conforme apresentado no Anexo B.2, os investimentos necessários para a implantação

da interligação Rondônia – Mato Grosso são da ordem de US$ 92,6 milhões. Em

contrapartida, o projeto apresenta vários benefícios já citados, sendo o mais significativo

deles, a economia que o mesmo proporciona em geração térmica evitada no Acre e em

Rondônia.

É provável, porém, que a substituição da geração termelétrica em Rondônia pela

energia oriunda do SIN, resulte em problemas contratuais entre a Eletronorte e o PIE Termo

Norte, uma vez que ambos assinaram contratos de longo prazo39 com cláusulas take-or-pay.

No entanto, o que se propõe com esse projeto é indicar as soluções mais adequadas40 para o

Sistema Elétrico Brasileiro, sem se preocupar com questões contratuais.

A economia em geração térmica evitada é caracterizada pelo investimento evitado na

implantação de um parque gerador termelétrico, na operação e manutenção evitada deste

parque gerador e no consumo de combustível evitado.

39 O contrato da UTE Termo Norte I termina em 2010 e o da UTE Termo Norte II em 2023. 40 Estudos desenvolvidos pelo CCPE (2003) indicam que o custo de operação do SIN no período 2003-2012 é reduzido em US$ 400 milhões, aproximadamente, quando o Sistema Acre-Rondônia a ele se interligar, desde que as térmicas existentes nesses sistemas isolados sejam consideradas todas flexíveis (sem obrigatoriedade de geração mínima). Por outro lado, o custo de operação aumenta em cerca de US$ 200 milhões se as térmicas forem consideradas com inflexibilidade de 85%.

100

Considerando-se que nos mercados a serem atendidos pela interligação Rondônia –

Mato Grosso já existem parques geradores termelétricos instalados, por simplificação,

desprezou-se os custos de investimento e O&M evitados, sendo os benefícios do projeto

proposto avaliados somente em função do combustível evitado.




vida útil, tomando por base as projeções de mercado41 dos sistemas a serem beneficiadas.

Os cálculos abaixo demonstram os dispêndios com combustível em um parque gerador

dieselétrico com a mesma capacidade do projeto de interligação elétrica proposto. Os dados

utilizados são similares aos verificados no Sistema Acre-Rondônia. Por simplificação,

considerou-se um fator de capacidade unitário tanto para a térmica de referência, quanto para

a interligação elétrica:

(1) => Capacidade do Parque Gerador = 200 MW




(5) = (3)x(4) => Máximo Consumo Anual de Óleo Diesel = 490,56 106 litros



(8) = (6)x(5) => Gasto Total com Combustível (inclui ICMS) = 255,09 106 US$

(9) => Equivalente Hidráulico (R$25,12/MWh) = 8,66 US$/MWh


(11) = (5)x(7) => Gasto com Combustível Reembolsável pela CCC-ISOL (não inclui ICMS) = 210,94 106 US$

(12) = (11)-(10) => Cobertura da CCC-ISOL = 195,76 106 US$

Conforme se observa dos cálculos apresentados, a interconexão elétrica Rondônia –

Mato Grosso poderá proporcionar uma economia máxima de combustível na geração

41 Projeções de mercado do CTEM/CCPE para o ciclo 2002, relativas aos Sistemas Acre e Rondônia.

101

termelétrica da ordem de US$ 255 milhões/ano, ou seja, quase o triplo do custo do sistema de

transmissão proposto (US$ 92,59 milhões). Apenas a metade do valor desembolsado pela

CCC para a cobertura das despesas com o combustível consumido em um ano – US$ 195,76

milhões – daria para cobrir os custos necessários para a construção da interconexão elétrica, o

que também demonstra a excepcional atratividade desse projeto.


sistema de transmissão atingir sua capacidade máxima, ou seja 200 MW, o que certamente



para o atendimento à carga própria do Sistema Acre-Rondônia, caso não ocorra a interligação

Rondônia–Mato Grosso. A geração hidrelétrica corresponde a energia média anual produzida

pela UHE Samuel e por 10 PCHs43 em operação, além da geração de usinas previstas para

serem construídas nos próximos anos em Rondônia, como a UHE Rondon e mais 8 PCHs44.

Figura 5.4 – Geração Média Esperada no Sistema Acre-Rondônia

42 Corresponde ao período de vida útil do sistema de transmissão proposto. 43 PCHs Rio Vermelho, Cachoeira, Ruttmann, Monte Belo, Castaman, Santa Luzia, Cabixi, Alta Floresta, Altoé I e Altoé II. 44 PCHs que deverão entrar em operação até dezembro/2006 (Cachoeira Formosa, Machadinho I, Rio Branco, São João, Saldanha, Apertadinho, Marcol e Ângelo Cassol).

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0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

1000,0

1100,0

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

ANO

MW

med

GH GT

Interligação Rondônia - Mato Grosso = 200 MW

102

Como o Sistema Acre-Rondônia é suprido majoritariamente por geração termelétrica,

considerou-se a entrada em operação do sistema de transmissão proposto na sua data mais

cedo, ou seja, janeiro de 2007.

No ano de 2007, a carga própria prevista no Sistema Acre-Rondônia é de 256 MW

médios, para uma demanda correspondente de 470 kWh/h. A geração térmica esperada nesse

ano é de 82 MW médios. Com o início de operação do sistema de transmissão nesse ano, será

possível substituir toda a geração térmica, possibilitando que o sistema atenda à carga própria

de energia, utilizando, em média, 41% de sua capacidade nominal. No sexto ano de operação

(2012) o sistema atingirá sua capacidade máxima para o atendimento a essa carga.

As economias obtidas com os gastos evitados na aquisição de combustível para a

geração termelétrica e em dispêndios com a CCC ao longo 28 anos45, devido à implantação da

interligação Rondônia – Mato Grosso, são apresentadas na Tabela 5.6.

Tabela 5.6 – Benefícios Econômicos da Interligação Rondônia – Mato Grosso




(R$ milhões)


(R$ milhões)

2007 81,6 104,59 80,26 2008 105,2 133,92 102,78 2009 130,5 167,08 128,23 2010 157,8 201,52 154,65 2011 187,0 238,51 183,04

2012 a 2034 200,0 255,09 195,76 VPL (2007) 1.903,65 1.460,92

Da tabela anterior verifica-se que em menos de dois anos de operação, a interligação

Rondônia – Mato Grosso já apresenta benefícios proporcionados pela economia de

combustíveis e recursos da CCC que superam o investimento total no empreendimento (US$

92,6 milhões).

Da mesma forma que a interligação Tucuruí-Manaus-Macapá, a interligação

Rondônia-Mato Grosso não é capaz de suprir, individualmente, a demanda de ponta do

Sistema Acre-Rondônia quando do início de sua operação, necessitando de complementação.

45 Vida útil econômica do projeto proposto.

103

Também neste caso, o projeto proposto visa não prejudicar o desenvolvimento do gás natural

de Urucu na matriz energética de Rondônia e do Acre.

A interligação Rondônia-Mato Grosso também pode fazer jus à sub-rogação dos

benefícios do rateio da CCC, conforme previsto na Resolução ANEEL no 784, de 24/12/2002,

já que promove a substituição ou a redução de dispêndios com derivados de petróleo. Assim,

o investimento total necessário a sua implementação pode ser ressarcido em até 75%, sendo,

portanto, um excelente projeto sob a ótica social, econômica e empresarial.

5.3.3 – A Interligação do Sistema Roraima ao SIN

A interligação do Sistema Roraima ao SIN só é possível de ocorrer, se antes houver a

interconexão elétrica do Sistema Manaus ao SIN, via UHE Tucuruí, conforme descrita no

item 5.3.1.

O Estado de Roraima, por sua localização geográfica, encontra-se isolado dos grandes

sistemas de transmissão e seu atendimento de energia elétrica, até bem pouco tempo atrás, era

realizado por um sistema de geração térmica a óleo diesel, composto de unidades antigas e de

elevado custo operacional. Por conta disso, sempre se pensou na possibilidade de interligação

desse sistema ao Sistema Manaus46 ou ao sistema elétrico da Venezuela.

Com assinatura do convênio de amizade e cooperação entre o Brasil e a Venezuela, em

17/11/1977, o relacionamento entre os dois países se intensificou nas diversas áreas de

cooperação bilateral. Em particular na área de energia elétrica, o "Protocolo de Guzmania" de

04/03/1994, adicional ao convênio de amizade e cooperação, estabeleceu a formação de uma

comissão binacional de alto nível para estudar a possibilidade de estender as linhas de

transmissão venezuelanas do Estado de Bolívar, sul da Venezuela, ao Estado de Roraima, no

Brasil, abrindo novas perspectivas de progresso nessas regiões dos dois países.

Independente do trabalho dessa Comissão, no ano de 1995, foi criada a Comissão

Designada pela Portaria MME no 128/95, que recomendou como melhor alternativa de

atendimento energético ao Estado de Roraima a evolução convencional, que consistia na

expansão da geração termelétrica a derivados de petróleo em Boa Vista, até a entrada da UHE 46 Considerando os dois sistemas isolados e desde que associada à implantação de mais uma usina hidrelétrica para o suprimento de Manaus, como a UHE Cachoeira Porteira, por exemplo.

104

Cotingo, usina de 120 MW estudada a nível de viabilidade naquele estado. A interligação

Manaus-Roraima-Venezuela, na época estudada com 1.552 km de extensão, sendo 570 km em

território venezuelano, na tensão de 400 kV, e 982 km em território brasileiro, em 500 kV, foi

descartada em parte (apenas o trecho Manaus-Roraima). Entretanto, a interligação elétrica de

Roraima com a Venezuela foi considerada uma alternativa viabilizável, dependendo da

evolução das negociações em curso entre os dois países.

As negociações entre os governos do Brasil e da Venezuela evoluíram, resultando no

estabelecimento de um Memorando de Entendimentos, assinado em 29/01/1997 pelos

Ministros de Minas e Energia dos dois países e pelas empresas brasileiras Eletrobrás e

Eletronorte, e pela empresa venezuelana Edelca. As condições estabelecidas nesse

Memorando de Entendimentos nortearam a celebração, em 11/04/1997, de um contrato de

prestação de serviço elétrico por parte da Edelca à Eletronorte. Neste contrato as partes

acordaram que o suprimento de energia elétrica iniciar-se-ia até 31 de dezembro de 1998.

Após sucessivos problemas enfrentados pela Edelca na construção da linha, o sistema entrou

em operação em julho de 2001.

A capacidade máxima de transmissão da interligação Brasil – Venezuela é de 200 MW

e a demanda máxima prevista para 2003 no sistema da Boa Vista Energia é de 71,3 MWh/h

(CCPE, 2002b). Segundo avaliações da Eletronorte (ELETRONORTE, 2002e), este sistema

de transmissão permitirá o suprimento ao mercado da Boa Vista Energia até o ano 2017,

aproximadamente. Isto poderia, a princípio, ser uma justificativa convincente para manter este

sistema isolado até esta data, já que a energia comprada da Venezuela é de origem hidráulica

e, portanto, não há dispêndios da CCC no suprimento de energia elétrica a este sistema.

Entretanto, alguns fatos recentes indicam a necessidade da interligação Manaus - Boa Vista

voltar a ser estudada pelo setor elétrico, principalmente se associada à interligação do Sistema

Manaus ao SIN:

Em março de 2003, o Governo do Estado de Roraima assinou um Protocolo de

Intenções com a Indústria e Comércio de Celulose Ltda. – Celicom, visando a

implantação de uma fábrica de celulose nas cercanias de Boa Vista. Esta indústria

está prevista para entrar em operação em novembro de 2006 e demandará 80 MW

de energia elétrica. Em virtude do impacto dessa carga industrial, será necessário

ampliar a oferta de energia ao Sistema Boa Vista a partir de 2009 para o

atendimento às necessidades de ponta do sistema;

105

A desvalorização do Real frente ao Dólar, ocorrida desde a assinatura do contrato

de compra de energia elétrica da Edelca, tem imposto grandes prejuízos à

Eletronorte, uma vez que o preço da energia foi definido em Dólar47 e a tarifa da

Boa Vista Energia é insuficiente para cobrir o custo de importação dessa energia,

conforme apresentado na Tabela 5.2 do item 5.1.5. Tal fato desestimula a

ampliação da interligação com a Venezuela para suprir novas demandas do sistema

da Boa Vista Energia nas mesmas bases contratuais;

O aproveitamento hidrelétrico de Cotingo, de 120 MW, situado a apenas 200 km da

capital Boa Vista, constitui uma interessante alternativa de suprimento futuro de

energia elétrica ao Sistema Roraima. No entanto, este aproveitamento localiza-se

dentro da área indígena Raposa Serra do Sol, o que dificulta a sua implementação;

A interligação de Boa Vista com o Sistema Manaus e daí, ao Sistema Interligado

Nacional, possibilitaria a Eletronorte vender o excedente de energia adquirida da

Edelca a uma tarifa bem maior do que a praticada no Sistema Boa Vista,

principalmente no período de seca do SIN, devido à diversidade hidrológica

existente entre as bacias hidrográficas brasileiras e venezuelanas.

Apesar do atual desequilíbrio financeiro da Eletronorte no Sistema Boa Vista

provocado pela aquisição da energia elétrica venezuelana, é importante destacar que a

diversidade hidrológica existente entre os rios venezuelanos e brasileiros é, sem dúvida

alguma, um grande motivador para uma interconexão elétrica forte entre os sistemas elétricos

dos dois países. A complementaridade hidrológica é total, ou seja, o período de seca dos rios

das regiões Norte, Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil coincide com o período de

cheias dos rios venezuelanos, e vice-versa. A Figura 5.5 apresenta as curvas de geração média

mensal de duas grandes usinas hidrelétricas brasileiras: uma em operação no rio Tocantins

(Tucuruí) e outra em estudo no rio Xingu (Belo Monte), confrontadas com a curva de geração

média da UHE Guri, construída no rio Caroni, na Venezuela.

47 26 US$/MWh nos primeiros dez anos de contrato e 28 US$/MWh nos dez anos seguintes.

106

Figura 5.5 - Geração Média Mensal das UHEs Tucuruí, Belo Monte e Guri

O projeto de interligação Boa Vista – Manaus consiste na implantação de uma linha de

transmissão com cerca de 650 km de extensão, em 230 kV, circuito simples, com 2

condutores 795 MCM por fase, instalados em torres compactas auto-portantes, interligando a

SE Boa Vista à Presidente Figueiredo, no Amazonas, com o estabelecimento de uma

subestação seccionadora/abaixadora intermediária em 230 kV. O Anexo B.3 detalha o sistema

de transmissão proposto.

Como a capacidade da interligação Brasil – Venezuela permite o suprimento ao

sistema da Boa Vista Energia até o final de 2008, somente a partir de 2009 haveria

necessidade para a implantação desse sistema de transmissão.

A Figura 5.6 apresenta o mapa eletrogeográfico esquemático da interligação Boa Vista

– Manaus.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

JAN FEV MAR ABR MAIO JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

MÊS

ENER

GIA

(MW

med

)GURI

BELO MONTE

TUCURUÍ

107

Figura 5.6 – Mapa Eletrogeográfico da Interligação Boa Vista – Manaus

A definição da rota da linha de transmissão foi orientada pelo traçado da BR-174, que

interliga Boa Vista à Manaus. Essa rodovia passa pela área indígena Waimiri-Atroari (norte

do Amazonas e sul de Roraima). Todavia não se prevê problemas para a passagem da linha de

transmissão, uma vez que a Eletronorte já mantém um convênio há 15 anos com a Funai para

a ajuda a esse grupo indígena.

De acordo com o Anexo B.3, os investimentos necessários para a implantação da

interligação Boa Vista – Manaus são da ordem de US$ 121,6 milhões. Conforme já

mencionado, a interligação Boa Vista – Roraima só é necessária após o esgotamento da

capacidade de transmissão da interligação Brasil – Venezuela (previsto para início de 2009,

caso seja implantado o parque industrial de celulose da Celicom). Dessa forma, os principais

benefícios econômicos desse projeto estão associados ao custo evitado em outras possíveis

alternativas que podem ser adotadas para o suprimento ao Sistema da Boa Vista Energia, tais

como a expansão e produção de energia em parque térmico local ou a construção de uma

segunda linha para a Venezuela para a compra de energia elétrica da Edelca.

108

A implantação de um segundo circuito interligando Boa Vista, no Brasil, à Las

Claritas, na Venezuela, implicaria a construção de uma linha de transmissão em 230 kV,

circuito simples, com 426 km de extensão, sendo 191 km em território brasileiro e 235 km em

território venezuelano. O custo dessa obra é estimado em cerca de US$ 98 milhões, tomando-

se por base os valores orçados pela Edelca na época de assinatura do contrato com a

Eletronorte (1997). Este custo pode ser ainda maior, caso sejam necessários reforços na LT de

250 km em 400 kV que interliga Las Claritas à Macágua. Além do custo de investimento em

infraestrutura, há de se considerar ainda o custo da compra da energia elétrica da Edelca, que

pratica uma tarifa superior à cobrada no SIN.

Apesar da interligação Boa Vista – Manaus apresentar um custo 24% superior à

interligação Brasil – Venezuela, o projeto sendo realizado totalmente em território brasileiro,

potencializa mais os benefícios de desenvolvimento regional, principalmente na região sul do

Estado de Roraima, além de permitir a diversificação do suprimento de energia elétrica ao

Estado. Há de se considerar ainda a questão estratégica, pois a implantação do segundo

circuito da interligação Brasil-Venezuela aumentaria ainda mais a dependência de Roraima da

energia venezuelana. A interligação Boa Vista – Manaus reduziria essa vulnerabilidade e

possibilitaria, ainda que fracamente, a interligação do sistema elétrico venezuelano ao SIN.

No caso do suprimento ao Sistema Roraima pós esgotamento da interligação Brasil-

Venezuela ser feito através de geração termelétrica, o benefício da interligação Boa Vista –

Manaus passaria a ser a economia em geração térmica evitada. Esta economia é caracterizada

pelo investimento evitado na implantação de um parque gerador termelétrico, na operação e

manutenção evitada deste parque gerador e no consumo de combustível evitado.

Considerando-se que a Boa Vista Energia possui um parque gerador termelétrico

instalado na capital do Estado de Roraima para backup do sistema de transmissão, com

capacidade nominal de 62 MW e uma equipe de operação e manutenção desse parque

gerador, desprezou-se, por simplificação, os custos de investimento e O&M, sendo os

benefícios da interligação Boa Vista – Manaus avaliados somente em função do combustível

evitado.



109


vida útil, tomando por base as projeções de mercado48 do sistema a serem beneficiadas.

Os cálculos abaixo demonstram os dispêndios com um parque gerador dieselétrico

com a mesma capacidade do projeto de interligação elétrica proposto. Os dados utilizados são

os mesmos das avaliações anteriores. Por simplificação, considerou-se um fator de capacidade

unitário tanto para a térmica de referência, quanto para a interligação elétrica:

(1) => Capacidade do Parque Gerador = 200 MW




(5) = (3)x(4) => Máximo Consumo Anual de Óleo Diesel = 490,56 106 litros



(8) = (6)x(5) => Gasto Total com Combustível (inclui ICMS) = 255,09 106 US$

(9) => Equivalente Hidráulico (R$25,12/MWh) = 8,66 US$/MWh


(11) = (5)x(7) => Gasto com Combustível Reembolsável pela CCC-ISOL (não inclui ICMS) = 210,94 106 US$

(12) = (11)-(10) => Cobertura da CCC-ISOL = 195,76 106 US$

Conforme se observa dos cálculos apresentados, a interconexão elétrica Boa Vista -

Manaus poderá proporcionar uma economia máxima de combustível na geração termelétrica

da ordem de US$ 255 milhões/ano, ou seja, mais do dobro do custo do sistema de transmissão

proposto – US$ 121,6 milhões. Apenas a metade do valor desembolsado pela CCC para a

cobertura das despesas com o combustível consumido em um ano – US$ 195,76 milhões –

daria quase para cobrir os custos necessários para a construção da interconexão elétrica, o que

também demonstra a excepcional atratividade desse projeto.

48 Projeções de mercado do CTEM/CCPE para o ciclo 2002, relativas aos Sistema Boa Vista, acrescidas da provável carga de 80 MW da indústria de celulose Celicom.

110


sistema de transmissão atingir sua capacidade máxima, ou seja 200 MW, o que certamente



para o atendimento à carga própria do Sistema Boa Vista, caso não ocorra a interligação Boa

Vista – Manaus.

Figura 5.7 – Geração Média Esperada no Sistema Boa Vista

No ano de 2009, a carga própria prevista no Sistema Boa Vista é de 164 MW médios,

para uma demanda correspondente de 201 kWh/h, considerando os 80 MW médios da carga

da Celicom. A interligação Brasil – Venezuela é capaz de suprir a carga própria de energia do

sistema até 2013, no entanto, só atende a demanda de ponta até o ano 2008.

A Tabela 5.7 apresenta as economias obtidas com os gastos evitados na aquisição de

combustível para a geração termelétrica e em dispêndios com a CCC, ao longo da vida útil

econômica do projeto (28 anos), devido à implantação da interligação Boa Vista – Manaus.

49 Corresponde ao período de vida útil econômica do sistema de transmissão proposto.

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0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

ANO

MW

med

GT

LT Brasil-Venezuela

Interligação Boa Vista - Manaus = 200 MW

111

Tabela 5.7 – Benefícios Econômicos da Interligação Boa Vista - Manaus




(R$ milhões)


(R$ milhões)

2009 0,4 0,51 0,39 2010 1,0 1,28 0,98 2011 2,2 2,81 2,15 2012 3,5 4,46 3,43 2013 4,6 5,87 4,50 2014 5,3 6,76 5,19 2015 15,3 19,51 14,98 2016 26,2 33,42 25,65 2017 37,9 48,34 37,10 2018 50,5 64,41 49,43 2019 62,4 79,59 61,08 2020 75,2 95,91 73,61 2021 88,9 113,39 87,02 2022 103,5 132,01 101,31 2023 119,1 151,91 116,58 2024 133,5 170,27 130,67 2025 148,7 189,66 145,55 2026 164,8 210,20 161,31 2027 181,9 232,01 178,05

2028 a 2036 200,0 255,09 195,76 VPL (2009) 525,60 403,37

Da tabela anterior verifica-se que, ao longo de sua vida útil, a interligação Boa Vista –

Manaus apresenta benefícios de economia de combustível que superam em mais de 4 vezes o

investimento nas obras de transmissão, proporcionando um retorno do capital investido (pay

back) em aproximadamente 12 anos. Da mesma forma, a economia com dispêndios da CCC

são superiores em mais de 3 vezes o investimento nas obras de transmissão.

É possível que a interligação Boa Vista – Maus também faça jus à sub-rogação dos

benefícios do rateio da CCC, conforme previsto na Resolução ANEEL no 784, de 24/12/2002,

uma vez que evitará dispêndios com derivados de petróleo, caso a expansão do Sistema Boa

Vista após o esgotamento da interligação Brasil – Venezuela seja através da termeletricidade.

Neste caso, o investimento necessário a sua implementação pode ser ressarcido em até 75%.

112

6 – CONCLUSÕES

Este trabalho tem como objetivo geral o estudo e a proposição de alternativas de

suprimento de energia elétrica aos sistemas isolados da Amazônia. Estas alternativas são

baseadas em projetos de interligação elétrica, que possibilitam a interconexão desses sistemas

isolados ao Sistema Interligado Nacional.

A conclusão principal é que os projetos de interligação elétrica entre o SIN e os

sistemas isolados mais expressivos, além de apresentarem viabilidade econômica,

possibilitam a integração da Região Amazônia ao processo de desenvolvimento nacional.

Entende-se por sistemas isolados mais expressivos aqueles que atendem as capitais dos

estados do Amazonas, Acre, Amapá, Rondônia e Roraima e localidades do interior a elas

interligadas, que respondem por cerca de 81% do mercado de energia elétrica dos sistemas

isolados da Amazônia e por 73% das despesas com combustíveis na geração termelétrica.

A interligação ao SIN dos sistemas isolados que suprem Manaus, Amapá e localidades

do Pará e Amazonas situadas na margem esquerda do rio Amazonas, constitui-se em um

abrangente projeto de desenvolvimento regional, uma vez que estará atendendo três estados

amazônicos. O mercado beneficiado por esse projeto representa 57,5% do mercado total dos

sistemas isolados, onde se concentra atualmente uma população de cerca de 2 milhões de

habitantes.

O sistema de transmissão proposto para essa interconexão demandará recursos da

ordem de US$ 994 milhões. A economia proporcionada devida apenas ao consumo de

combustível evitado em dois anos de operação desse sistema, é suficiente para cobrir os

custos de implantação do empreendimento, o que demonstra sua excepcional atratividade.

Outro projeto de interligação de menor monta, mas de grande importância para a

integração regional da Amazônia é a interconexão elétrica dos Estados do Acre e Rondônia ao

Sistema Interligado Nacional, via Mato Grosso. O mercado beneficiado por esse projeto

representa 21,5% do mercado total dos sistemas isolados, onde se concentra atualmente uma

população de cerca de 1,2 milhões de habitantes.

Os recursos necessários para a implementação desse projeto são da ordem de US$ 92,6

milhões. Em menos de dois anos de operação, a interligação Rondônia – Mato Grosso já

113

apresenta benefícios proporcionados pela economia de combustíveis e recursos da CCC que

superam o investimento total no empreendimento.

A interligação de Boa Vista ao Sistema Interligado Nacional só será possível se

acontecer antes a interligação Tucuruí-Manaus-Macapá. Ainda assim, esta interligação só será

necessária nos próximos 15 anos, se ocorrer um expressivo aumento na demanda de energia

elétrica no Sistema Boa Vista em 2006, provocado pela instalação de uma planta industrial de

celulose no Estado de Roraima, com capacidade de 80 MW. Neste caso, em 2009 já ocorreria

o esgotamento da capacidade da interligação Brasil – Venezuela.

O mercado abrangido por esse projeto responderá por cerca de 5% do mercado total

dos sistemas isolados, onde se concentra, atualmente, uma população de cerca de

aproximadamente 300 mil habitantes.

Os recursos necessários para a implementação desse projeto são da ordem de US$

121,6 milhões. Em contrapartida, os benefícios associados a esse empreendimento são, por

um lado, o custo evitado na construção de uma segunda linha de transmissão desde Boa Vista

até Las Claritas, na Venezuela, além da compra da energia elétrica da Edelca, ambos

dispêndios em Dólar. Por outro lado, caso se opte pelo suprimento ao Sistema Boa Vista, após

o esgotamento da capacidade da interligação com a Venezuela, através de geração

termelétrica, o benefício da interligação Boa Vista – Manaus passaria a ser a economia em

geração térmica evitada. Neste caso, os benefícios de economia de combustível ao longo da

vida útil do empreendimento superam em mais de 4 vezes o investimento nas obras de

transmissão, proporcionando um retorno do capital investido em aproximadamente 12 anos.

Vale ressaltar que os projetos de interconexão elétrica propostos, podem se beneficiar

da sub-rogação do rateio da CCC, conforme previsto na Resolução ANEEL no 784, de

24/12/2002, já que promovem a substituição, a redução ou evitam dispêndios com derivados

de petróleo. Assim, os investimentos necessários a implementação dos mesmos podem ser

ressarcidos em até 75%, o que os qualifica como excelentes projetos sob a ótica social,

econômica e empresarial.

Com a interconexão elétrica ao Sistema Interligado Nacional, estes sistemas isolados

podem ser operados e expandidos como parte de um grande sistema elétrico interligado,

alcançando, em conseqüência disso, economias de escala. Os benefícios da economia de

114

escala são obtidos através do compartilhamento das reservas operativas e da capacidade

instalada, evitando assim investimentos adicionais em infraestrutura.

Além desses benefícios, os projetos de interconexão elétrica propostos possibilitarão a

melhoria e a confiabilidade no suprimento de energia elétrica aos estados amazônicos, o

aumento da competitividade na Região e o estímulo ao desenvolvimento econômico, se

constituindo, portanto, em importantes instrumentos de desenvolvimento regional.

Vale lembrar que, apesar do crescimento econômico vivenciado pela Amazônia nas

últimas décadas, a dinâmica de desenvolvimento da Região está ainda muito aquém das

demais regiões do país. Uma prova disto é a participação da Amazônia no PIB brasileiro, que

é de aproximadamente 6,4% e se mantém estável por mais de uma década, ainda que sua área

territorial corresponda a 58% do território brasileiro.

A integração dos maiores sistemas isolados da Amazônia ao grande Sistema

Interligado Nacional possibilitará também que todas as regiões brasileiras compartilhem uma

mesma política energética e uma mesma legislação aplicável ao Setor Elétrico.

Outra atratividade da interconexão elétrica dos sistemas isolados da Amazônia ao SIN

é a facilitação do desenvolvimento de outros recursos energéticos da Região, como o gás

natural de Urucu, além de possibilitar a interligação elétrica com outros países, como a

Venezuela, por exemplo.

Embora os projetos de interconexões regionais propostos tenham o potencial de

promover benefícios econômicos, alguns problemas técnicos, fiscais, políticos, comerciais e

ambientais, certamente deverão ser superados.

Apesar da experiência brasileira na construção de grandes obras de transmissão, a

travessia do rio Amazonas é um desafio técnico importante a ser superado. Nada porém que

seja impossível de ser realizado.

A perda na arrecadação de ICMS que alguns estados possam sofrer, devido à brusca

redução na compra de combustível para a geração de energia termelétrica, pode ocasionar

restrições aos projetos de interligação elétrica propostos, com implicações políticas, uma vez

que em vários estados da Amazônia, a receita proveniente deste imposto é bastante

representativa.

115

Outros potenciais prejudicados com a redução do consumo de derivados de petróleo na

Amazônia, como a Petrobrás, por exemplo, certamente utilizarão de pressões políticas para

inviabilizar os projetos propostos, haja vista o provável prejuízo que ela terá com a redução na

produção da Refinaria de Manaus – Reman. Vale ressaltar que o maior beneficiário com os

dispêndios da CCC é a Petrobrás.

Outro problema a ser solucionado refere-se à questão comercial. Distorções na

avaliação dos projetos propostos podem ocorrer ao se tentar comparar os preços da energia

elétrica praticada no SIN, com os preços praticados pelas concessionárias que atuam nos

sistemas isolados, devido aos subsídios embutidos na estrutura de preços destas últimas.

Embora os projetos de interconexões elétricas promovam também impacto ao meio

ambiente, este impacto precisa ser comparado aos problemas ambientais provocados pela

queima de combustível fóssil para a produção de eletricidade. Combustíveis fósseis usados na

geração termelétrica emitem poluentes que conduzem a degradação da qualidade do ar e

promovem mudanças climáticas. A crescente emissão desses poluentes numa região tão

sensível quanto a Região Amazônica é motivo de grande preocupação.

O estudo demonstra também que a maioria dos sistemas isolados do interior da

Amazônia não proporciona possibilidades de receitas e/ou redução de despesas que

promovam a recuperação do capital investido em obras de interligação elétrica. Estes sistemas

estão localizados distantes das redes de transmissão existentes ou previstas num futuro

próximo e apresentam, geralmente, mercados consumidores de energia elétrica bastante

reduzidos. Tais fatores inviabilizam a interligação desses sistemas ao SIN num horizonte de

curto e médio prazo.

A utilização de fontes não convencionais de geração de energia elétrica, como a solar,

a biomassa, as microcentrais hidrelétricas, entre outras, são alternativas interessantes para o

suprimento de eletricidade a esses pequenos sistemas isolados, num contexto de

desenvolvimento sustentável.

116

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121

ANEXO A – SISTEMAS ISOLADOS DA AMAZÔNIA

122

Figura A.1 - Sistemas Isolados de Roraima

DMU / Engº Cesar Almeida Téc. Júnior

SEM GERAÇÃOCOM GERAÇÃO AUTORIZADA PELO DNAEECOM GERAÇÃO CERINTERLIGAÇÃO CER/ELETRONORTEINTERLIGAÇÃO UHE ALTO JATAPÚPRINCIPAIS LOCALIDADES CER/DNAEESUBESTAÇÃO ABAIXADORALINHA 69 kWLINHA 13,8 kW

LEGENDA:

SERRA DO SOL

SANTA ELENADE UAIREM

UIRAMUTÃ

PUXA FACA

SOCÓ

MAL. MARACANÃ

CANTA GALONORMANDIA

MAL. NAPOLEÃO

MAL. GUARIBA

MAL. RAPOSA

MAL. VISTA ALEGRE

VILA MILAGRE

BONFIMTUCANO

MAL. MANOÁMAL. PIUMMAL. MOSCOW

SÃO FRANCISCO

MUTUM

ÁGUA FRIA

SUAPI

SOROCAIMAMAL. BANANALMAL. BOCA DA MATA

MAL. OLHO D'ÁGUA

SURUMU

CONTÃO

MAL. XUMINATRÊS CORAÇÕES

MAL. ARAÇADO AMAJARI

MAL. ARAÇADO SURUMU

MAL. FLEXAL

MAL. AMAJARI

AMAJARI

MAL. CURICACAMAL. STA. ROSA

CABO SOBRAL

TEPEQUÉMTRAIRÃO

PACARAIMA

MAL. BALA

NOVA ESPERANÇA

SERRA DA MOÇA

CANAUANIMMAL. TABALASCADA

TITIARRE

PAREDÃO

ALTO ALEGRE

SUCUBA

TAMANDARÉ

MUCAJAÍSÃO RAIMUNDO

SERRA GRANDE II VILA VILENAVILA CENTRAL

CAMPOS NOVOS

SANTA RITAVILA UNIÃO

MAL. DOJATAPUZINHO

CARACARAÍVISTA ALEGREPETROLINA DO NORTE

NOVO PARAÍSOVILA MODERNA

RORAINÓPOLIS

SÃO LUIZ DO ANAUÁ

SÃO JOÃO DA BALIZACAROEBE

ENTRE RIOS

UHE ALTO JATAPU

NOVA COLINA

STA. MARIA DO BOIAÇÚ

SACAÍ

SAMAÚMA

JUNDIÁ

VILA EQUADOR

LAGO GRANDECAICUBI

TERRA PRETA

ITAQUERACACHOIRINHA

DONA COTA

REMANSOFLORESTA

SANTA MARIADO XERUINI

PANACARICAS. FRANCISCO DO BAIXO RIO BRANCO

MARTINS PAREIRA

SERRA DO ITÁ

FELIX PINTO

VILA SÃO JOSÉ

APIAÚVILA DA PENHA

ROXINHO

LAMA PRATA

VILA IRACEMA

SÃO SILVESTRE

ANTÔNIO CAMPOS

SERRA GRANDE CANTÁ

MAL. MALACACHETA

MALOCA DA BARATAPASSARÃO

SANTA CECÍLIA

MAL. S. MARCOS

TAIANOBOA VISTA

VENEZUELA

VENEZUELA

AMAZONAS

PARÁ

GUIANA

123

Figura A.2 - Sistemas Isolados do Amapá

124

Figura A.3 - Sistemas Isolados do Amazonas

125

Figura A.4 - Sistemas Isolados do Acre

126

Figura A.5 - Sistemas Isolados de Rondônia

127

Figura A.6 - Sistemas Isolados do Pará

FaroTerra Santa

Oriximiná

ÓbidosAlenquer

Monte AlegrePrainha

Almeirim

Juruti

Portel

Porto de Moz

Gurupá

Afuá

Breves

CurralinhoS.S.Boa Vista

Oeiras do Pará

MuanáP. Pedras

C. do Arari

SalvaterraSoure

Nova Esperança do Piriá

Barreira do Campo

Bannach

Santana do Araguaia

Jacareacanga

Novo Progresso

Sta. Cruz do Arari

Chaves

Bagre

Anajás

MelgaçoCuruá

Aveir

USINA DIESELÉTRICA EMCONSTRUÇÃO/PLANEJADA

L E G E N D A

USINA DIESELÉTRICA EM OPERAÇÃO

Fordlândia

Castelo dos SonhosSta.Maria das Barreiras

128

Figura A.7 - Sistemas Isolados de Mato Grosso

129

ANEXO B – DETALHAMENTO DOS PROJETOS DE

INTERCONEXÃO ELÉTRICA PROPOSTOS

130

B.1 - Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá

a) Diagrama Unifilar Esquemático

Figura B.1 – Diagrama Unifilar da Interligação Tucuruí-Manaus-Macapá

b) Resumo Descritivo

O sistema de transmissão proposto entre a UHE Tucuruí e Manaus (SE Cariri)

compreende cerca de 1.430 km de linha de transmissão em 500 kV, circuito simples, com um

feixe de 4 condutores 954 MCM por fase, montado em estrutura compacta tipo auto-portante,

com o estabelecimento de 2 subestações abaixadoras em Tucuruí (500/230/13,8 kV) e Cariri

(500/230/13,8 kV) e 4 subestações seccionadoras/abaixadoras localizadas em Altamira/PA

(SE Xingu - 500/230/13,8 kV), em Almeirim/PA (SE Jurupari – 500/230/13,8 kV), em

Oriximiná/AM (SE Oriximiná – 500/138/13,8 kV) e em Itapiranga/AM (SE Itapiranga –

500/138/13,8 kV) para o atendimento às localidades da margem esquerda do Pará e

Amazonas. O atendimento ao Amapá se fará através de uma linha de transmissão com 315 km

de extensão em 230 kV, circuito simples, com 2 condutores 795 MCM por fase, montado em

estrutura compacta tipo auto-portante, interligando a SE Jurupari à SE Santana (230/13,8 kV),

em Macapá, com uma subestação seccionadora/abaixadora intermediária em Monte Dourado

(230/138/13,8 kV).

131

c) Investimentos Necessários

Tabela B.1 - Investimentos na Interligação Tucuruí-Manaus-Macapá

INVESTIMENTOS US$ x mil

SUBESTAÇÕES 541.035,55 - SE Tucuruí 3.151,00 - SE Xingu 97.891,90 - SE Jurupari 105.772,64 - SE Oriximiná 101.263,00 - SE Itapiranga 95.567,13 - SE Cariri 106.096,66 - SE Monte Dourado 14.371,78 - SE Macapá 16.921,44

LINHAS DE TRANSMISSÃO 453.590,00 - Tucuruí – Manaus: LT 500 kV, CS, 4#954 MCM/Fase – 1.430 km 312.550,00 - SE Jurupari – Macapá: LT 230 kV, CS, 2#795 MCM/Fase - 315 km 36.540,00 - Travessia do rio Amazonas 72.000,00 - Acessos + apoio rodoviário 32.500,00

TOTAL 994.625,55

132

B.2 - Interligação Rondônia – Mato Grosso


Figura B.2 – Diagrama Unifilar da Interligação Rondônia – Mato Grosso


O sistema de transmissão proposto que permitirá a interligação elétrica entre os

estados de Rondônia e Mato Grosso, prevê a necessidade da implantação dos seguintes

trechos de linhas de transmissão:

- Segundo circuito da LT Samuel – Ariquemes – Ji-Paraná, com 150 km de extensão, em

230 kV, circuito simples, um condutor 795 MCM por fase;

- LT Ji-Paraná – Pimenta Bueno – Vilhena, com 279 km de extensão, em 230 kV,

circuito simples compacto, 2 cabos 795 MCM por fase;

- LT Vilhena – Jauru, com 330 km de extensão, em 230 kV, circuito simples compacto,

2 cabos 795 MCM por fase.

Todas as linhas serão montadas em estruturas compactas tipo auto-portante.

Além dos reforços nas subestações existentes de Samuel, Ariquemes e Ji-Paraná (RO) e na SE

Jauru (MT), prevê-se a construção das SE’s intermediárias de Pimenta Bueno (230/13,8 kV) e

Vilhena (230/13,8 kV).

133


Tabela B.2 - Investimentos na Interligação Rondônia – Mato Grosso


SUBESTAÇÕES 10.979,15 - SE Samuel 1.015,00 - SE Ariquemes 1.433,79 - SE Ji-Paraná 1.015,00 - SE Pimenta Bueno 2.622,00 - SE Vilhena 3.250,18 - SE Jauru 1.643,18

LINHAS DE TRANSMISSÃO 81.612,00 - Samuel – Ariquemes – Ji-Paraná: LT 230 kV, CS, 1#795 MCM/Fase - 150 km 12.300,00 - Ji-Paraná – Pimenta Bueno: LT 230 kV, CS, 2#795 MCM/Fase - 119 km 13.452,00 - Pimenta Bueno – Vilhena: LT 230 kV, CS, 2#795 MCM/Fase - 160 km 18.240,00 - Vilhena – Jauru: LT 230 kV, CS, 2#795 MCM/Fase - 330 km 37.620,00

TOTAL 92.591,15

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B.3 - Interligação Boa Vista - Manaus


Figura B.3 – Diagrama Unifilar da Interligação Boa Vista – Manaus

SE/UHE BALBINA

SE MANAUS 20km

- D

2 - 2

x636

MC

M

116,5km - D2 - 2x636MCM

116,5 km - D1 - 2x636MCM

41,5

km

- D

1 - 2

x636

MC

M

13,8/69/230kV3x150MVA

230 kV

69 kV

SE CARIRÍ230 kV SE ITACOATIARA

230 kV

230 kV

5 x 50MW

230/13,8kV5 x 62,5MVA

15MVA

13,8 kV

SE P. FIGUEIREDO

LT TUCURUÍ - MANAUS

SE INTERMEDIÁRIA

SE BOA VISTA

VENEZUELA

230/69/13,8kV2x60,0MVA

500/230/13,8kV3x750MVA

SE PEDREIRAS

206,0km - D1 - 1x795MCM

230 kV

230 kV

69 kV

500 kV

41,5

km -

D2

- 2x6

36M

CM

20km

- D

1 - 2

x636

MC

M30

0 km

- 2

x 79

5 M

CM

- C

S35

0 km

- 2

x 79

5 M

CM

- C

S

230 kV

30MVA

69 kV

230 kV

2x100MVA

69 kV


O sistema de transmissão proposto para a interligação de Boa Vista à Manaus (SE

Boa Vista – SE Presidente Figueiredo) compreende cerca de 650 km de linha de transmissão

em 230 kV, circuito simples, com 2 condutores 795 MCM por fase, montado em estrutura

compacta tipo auto-portante, com o estabelecimento de 1 subestação intermediária

seccionadora/abaixadora (230/69/13,8 kV) para o atendimento à região sul do Estado de

Roraima. Na SE Presidente Figueiredo esta linha de transmissão de conectará à LT UHE

Balbina – Manaus (230 kV, circuito duplo, 2#636 MCM/Fase), que por sua vez se conectará

na futura SE Cariri, ponto de chegada da LT Tucuruí – Manaus.

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Tabela B.3 - Investimentos na Interligação Boa Vista – Manaus


SUBESTAÇÕES 24.093,00 - SE Boa Vista 1.990,00 - SE Intermediária 12.610,00 - SE Presidente Figueiredo 9.493,00

LINHAS DE TRANSMISSÃO 97.500,00 - Boa Vista – P.Figueiredo: LT 230 kV, CS, 2#795 MCM/Fase - 650 km 97.500,00

TOTAL 121.593,00

a interconexão elétrica dos sistemas isolados da amazônia

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