UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES

PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”

FACULDADE INTEGRADA AVM

MODELAGEM DE UMA USINA TÉRMICA

Por: Reginaldo Santos Andrade

Orientador

Prof. Nelsom Magalhães

Rio de Janeiro

2011

2

UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES

PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”

FACULDADE INTEGRADA AVM

MODELAGEM DE UMA USINA TÉRMICA

Apresentação de monografia à Universidade

Candido Mendes como requisito parcial para

obtenção do grau de especialista em Gestão de

Projetos.

Por: . Reginaldo Santos Andrade.

3

AGRADECIMENTOS

Gostaria de agradecer primeiramente a

Deus, pela saúde, fé e perseverança

que tem me dado. A Michelle, minha

fiel companheira. A meus amigos pelo

incentivo a busca de novos

conhecimentos. A todos os professores

da AVM, que contribuíram para nosso

crescimento, obrigado pelo

conhecimento transmitido, e por

estarem sempre dispostos a nos

atender.

4

DEDICATÓRIA

Eu dedico este trabalho a minha mãe,

Ana Lúcia Andrade, e ao meu irmão

Antônio Andrade, que de muitas formas

me incentivaram e ajudaram para que

fosse possível a concretização deste

trabalho.

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RESUMO

A cogeração de energia é o processo operado numa instalação

específica para fins da produção combinada das utilidades calor e energia

mecânica, esta geralmente convertida total ou parcialmente em energia

elétrica, a partir da energia disponibilizada por uma fonte primária. Isto pode

resultar no benefício econômico da redução de custos de combustíveis,

quando comparada à produção das utilidades em separado, e também em

benefícios ambientais como a redução de emissões de poluentes decorrentes

da queima de combustíveis.

A modelagem de uma usina térmica, inserida no contexto da

cogeração, envolve diversos fatores, tais como o preço da eletricidade, do

combustível, obtenção de licenças ambientais e a liquidez da venda de

excedentes elétricos. Por isso a decisão do investidor deverá ser amparada

numa análise que envolva a tecnologia empregada, o benefício econômico e a

estratégia de atuação no mercado de eletricidade.

Busca-se com esta monografia fazer uma abordagem sistêmica dos

aspectos tecnológicos, econômicos e legais, de forma a consolidar a visão

atual do empreendimento de cogeração como parte intrínseca do sistema

elétrico nacional, em suas várias vertentes.

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METODOLOGIA

A metodologia da pesquisa foi a de pesquisa bibliográfica de natureza

qualitativa e descritiva. No desenvolvimento desta monografia foram

pesquisados diversas obras bibliográficas, artigos e leis, que ajudaram na

elaboração do trabalho.

7

SUMÁRIO

INTRODUÇÃO 08

CAPÍTULO I – GERAÇÃO DISTRIBUÍDA 09

CAPÍTULO II – COGERAÇÃO 11

CAPÍTULO III – VIABILIDADE ECONÔMICA 13

CONCLUSÃO 32

BIBLIOGRAFIA CONSULTADA 33

ÍNDICE 34

ÍNDICE DE FIGURAS 36

ÍNDICE DE TABELAS 37

FOLHA DE AVALIAÇÃO 38

8

INTRODUÇÃO

O objetivo deste Trabalho é propor uma metodologia para avaliação

técnico-econômica de uma usina térmica, levantando questões tanto na área

financeira como nas legislações vigentes, expondo assim as necessidades e

barreiras que envolvem o projeto, utilizando todo o conhecimento adquirido

durante a Pós graduação em Gestão de Projetos..

A geração de energia elétrica, através de uma usina térmica, pode ser

um importante gerador de renda extra para os sucroalcooleiros porque utiliza

como combustível o bagaço de cana.

A figura do gerente de projeto e de uma equipe bem qualificada nesse

processo é de fundamental importância, pois são necessários diversos estudos

para definir se a geração de energia é vantajosa ou não, sendo que esta

análise parte da verificação da quantidade de bagaço de cana disponível, e a

partir desta verificação calcula-se a quantidade de energia a ser absorvida em

relação à disponibilidade de bagaço.

Após esta verificação preliminar, é possível partir para a definição das

características da máquina a ser instalada e obter o custo-benefício dessa

possível geração de energia, que também integra outros fatores a serem

discutidos, tais como a necessidade de implantação de uma linha de

transmissão; ou promovendo a geração distribuída; medidores de energia e o

custo de operação e manutenção da usina.

Neste trabalho são apresentadas todas as questões apresentadas

anteriormente buscando sempre identificar as variáveis envolvidas e

apresentando os pontos que devem ser trabalhados para que se tenha uma

visão geral da viabilidade econômica.

9

CAPÍTULO I

GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

A geração distribuída (GD) é o termo utilizado para a geração elétrica

junto ou próxima dos consumidores, com a vantagem de economizar

investimentos em transmissão e reduzir as perdas nestes sistemas,

melhorando assim a qualidade e a estabilidade do serviço de energia elétrica.

Hoje, no Brasil, a GD busca consolidar seu espaço dentro do setor elétrico e o

tema é amplamente discutido. A GD inclui:

ü Cogeradores;

ü Geradores que usam como fonte de energia resíduos combustíveis de

processo;

ü Geradores de emergência;

ü Geradores para operação no horário de ponta;

ü Painéis foto-voltáicos;

ü Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCH's.

1.1. Definição de Geração Distribuída

A literatura apresenta diferentes conceitos para a Geração Distribuída,

embora características inerentes a este tipo de geração possam ser

consideradas como essenciais. De acordo com o Decreto Nº. 5.163, de 30 de

Julho de 2004 (Art. 14)

Considera-se geração distribuída a produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários, permissionários ou autorizados, incluindo aproveitamento de potenciais hidráulicos, iguais ou inferiores a 1.000 kW, e usinas termelétricas de potência igual ou inferior a 5.000 kW, conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto aquela proveniente de empreendimentos hidrelétrico com capacidade instalada superior a 30 MW e termelétrico, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento.

10

Os empreendimentos termelétricos que utilizem biomassa ou resíduos

de processo como combustível não estarão limitados ao percentual de

eficiência energética previsto acima.

Segundo o Instituto Nacional de Eficiência Energética – INEE, 2001 a

Geração distribuída é

O termo que se usa para geração elétrica junto ou próxima dos consumidores, com potências normalmente iguais ou inferiores a 30 MW. Estão incluídos cogeradores, geradores de emergência, geradores para operação no horário de ponta, módulos fotovoltaicos e PCH’s.

Diferentes definições mostram uma falta de consenso quanto ao

tamanho da tecnologia caracterizada como GERAÇÃO DISTRIBUÍDA, bem

como o nível de tensão para conexão com a rede elétrica. Entretanto existem

aspectos comuns na definição de GERAÇÃO DISTRIBUÍDA, como sendo, em

geral, centrais de pequeno ou médio porte, com geração próxima às cargas,

para o atendimento do consumidor local ou regional, não estando sujeita às

complexidades das operações do sistema convencional, como por exemplo,

despacho centralizado pelo ONS.

11

CAPÍTULO II

COGERAÇÃO

A Cogeração (Combined Heat and Power - CHP) é a tecnologia de

produção combinada de calor e potência, qualquer que seja o ciclo

termodinâmico e qualquer que seja a fonte de energia. As tecnologias

envolvidas são conhecidas desde o fim do século XIX, mas foi valorizada

somente após os anos 1980. Através da cogeração busca-se, em termos

gerais, o uso eficiente de energia associado ao emprego da geração distribuída

de energia elétrica.

2.1. Tecnologias de Cogeração

As plantas de cogeração mais comuns são concebidas com caldeira e

turbina a vapor, utilizando o ciclo termodinâmico de Rankine. Na Figura 1, o

combustível, fonte de toda a energia produzida pela planta, é introduzido para

queima numa caldeira e o vapor gerado, de alta pressão, é levado a uma

turbina a vapor, de contrapressão ou de condensação com extração, que

aciona o gerador elétrico.

Figura 1- Cogeração com ciclo de Rankine (Fonte: BARJA, G. J. A. (2006).

12

O vapor que sai da turbina é utilizado para atender à demanda de

energia térmica do consumidor. Uma vantagem dessa concepção é a

possibilidade de uso de diferentes combustíveis, tais como gás, lenha, carvão,

bagaço de cana, cascas de arroz, óleo combustível, resíduos orgânicos em

geral, etc. Por outro lado, o projeto conceitual que apresenta mais eficiência é

o da turbina ou motor a gás associados a uma caldeira de recuperação.

Figura 2 - Cogeração com turbina ou motor(Fonte : BARJA, G. J. A. (2006).

Na Figura 2, o combustível é queimado na câmara de combustão de

uma turbina ou detonado nos cilindros de um motor a pistões, que acionam o

gerador. Os gases de combustão, quentes, rejeitados pelas máquinas (turbina

ou motor) são então conduzidos a um equipamento de recuperação do calor,

que utiliza o calor sensível deste “sopro quente” para gerar vapor. Por exemplo,

uma turbina a gás natural descarrega grande quantidade de ar com cerca de

2% de dióxido de carbono, a 500 ºC ou mais, e esse "sopro quente" pode

produzir vapor saturado seco de 10 atm de pressão a 180ºC. Com isso, o

aproveitamento da energia contida no gás natural pode chegar a 80%,

enquanto que gerando apenas energia elétrica ficaria em torno de 30% [3]

13

CAPÍTULO III

VIABILIDADE ECONÔMICA

A análise da viabilidade econômica de empreendimentos de cogeração

é feita através do levantamento das demandas para definição do porte da

central cogeradora, os estudos de mercado, o suprimento de combustível, o

ponto de conexão à rede elétrica, a localização e os estudos de engenharia/

ambientais.

Os aspectos econômicos dos custos energéticos da operação podem

ser observados a partir da Figura 3. Nesta figura está representado o perfil de

demanda elétrica e térmica ao longo do ano. A análise das curvas mostradas

da na figura é feita a seguir:

• Na linha “d” tem-se a representação do custo da energia, adquirida

convencionalmente da rede, para o atendimento das demandas

térmicas de calor e frio;

• Na linha “e” tem-se a representação do custo da energia obtida através

do auto-suprimento, esta é a opção que apresenta maior custo, pois

toda a demanda térmica está sendo suprida por esta energia;

• Entretanto, ao utilizar-se a cogeração, são descontados do custo

representado pela linha “e”, o custo evitado do aquecimento (linha “b”) e

da refrigeração (linha “a”), resultando da linha “c”.

14

Figura 3 - Economia gerada por uma planta de cogeração (Wartsilä) (Fonte :

Walter, A.C., 1994)

A economia obtida através da utilização da cogeração, em comparação

com o custo da energia convencional, é mostrada pela área laranja entre as

curvas “d” e “c” da figura.

15

3.1. Critério de Seleção dos Sistemas de Cogeração

O suprimento das demandas térmicas e eletromecânicas de um sistema

de cogeração pode ser obtido através de diversas soluções, buscando-se as

melhores condições econômicas, técnicas, comerciais e legalmente viáveis.

Desta forma, existem importantes variáveis a serem consideradas nesta

análise e mostradas a seguir:

• relação de demanda calor/ eletricidade;

• regime operativo da central;

• porte do empreendimento;

• custo da energia térmica;

• custo da energia elétrica;

• custo da tecnologia;

• desempenho da tecnologia;

• ponto de conexão à rede;

• importação/ exportação de eletricidade;

• modo de contratação de compra/ venda da eletricidade;

• disponibilidade de combustível;

• aspectos legais e regulatórios/ impacto ambiental;

• qualidade da energia elétrica (cogeração/ rede elétrica);

• confiabilidade dos sistemas (cogeração/ rede elétrica).

A relação entre as demandas de eletricidade/calor é um dos fatores

mais importantes na escolha do sistema de cogeração mais apropriado ao

processo, afim de que não haja faltas nem excessos de calor ou de

eletricidade. A partir da curva de carga de um determinado processo, são

definidas as capacidades dos sistemas de produção de calor e eletricidade.

Deste ponto parte-se então para a escolha da tecnologia mais adequada ao

processo, considerando a relação de produção entre eletricidade e calor, a

disponibilidade do sistema, a eficiência (ou custo de combustível) e o custo de

implantação.

16

3.2. Avaliação Econômica de Projetos de Energia

O objetivo desta Monografia é buscar as informações e instrumentos

gerais necessários à análise de projetos, para o auxílio na tomada de decisão

sobre investimentos em cogeração. O método de avaliação econômica

utilizada nesta Monografia foi desenvolvida por CARVALHO (2004), pois ela é

plenamente adequada à análise custo-benefício de projetos de energia.

A principal característica desta ferramenta é a sua flexibilidade, pois

permite a incorporação dos fatores de riscos e custos ambientais de maneira

simples, bem como permite a comparação das alternativas independentemente

da vida útil do empreendimento considerado.

A seguir será mostrado o fluxo de caixa de um empreendimento, tal

fluxo é necessário para dar-se início a metodologia a ser mostrada. Numa

distribuição típica dos custos de um empreendimento energético, os custos

distribuídos são modelados através de Fluxos de Caixa uniformes.

A Figura 4 representa com pouca simplificação o Fluxo de Caixa real ao

longo da vida de uma instalação para produção ou economia de energia, onde:

I é o Investimento Inicial

CM é o Custo de Manutenção e Operação

CC é o Custo do Insumo Energético (Combustível)

VS é o Valor do Subproduto

R é o Valor Residual do investimento ao fim da vida útil da instalação

V é a Vida Útil da Instalação

17

Figura 4 - Fluxo de Caixa de um Empreendimento Energético. (Fonte : Walter,

A.C., 1994)

A análise do Fluxo de caixa é a seguinte: projeta-se o Investimento

Inicial para uma data futura ao fim de um tempo de construção e de instalação.

Assim procedendo, estima-se o valor do Investimento Inicial, como sendo o

Valor Futuro relativo ao custo do equipamento, somado ao Valor Futuro

equivalente à série uniforme dos custos de instalação. Esse último custo deve

refletir eventuais custos ambientais decorrentes do impacto causado ao meio

ambiente pela instalação da tecnologia. Na fase inicial do projeto são

utilizadas diversas informações imprecisas que dependem fortemente de

cenários especulativos (hipóteses), portanto torna-se o exagero de esmero na

modelagem dos custos de pouca valia.

De posse do fluxo de caixa da figura anterior, propõe-se que a análise

comparativa seja sempre feita em um tempo infinito, com reposições

sucessivas ao final da vida útil (v), para todas as alternativas consideradas.

Assim, o Fluxo de Caixa da Figura 4 pode ser decomposto em dois outros,

sendo o primeiro uma série uniforme de valor CC + CM – VS, e o segundo um

investimento inicial I aplicado no tempo zero, somado a uma série uniforme de

18

valores I – R. A série uniforme equivalente à soma destas duas composições

de fluxo de caixa corresponde ao Custo Distribuído Total (CDTotal).

(eq.1)

De posse do CDTotal, temos agora que calcular a energia produzida

(En), em [kWh], pela alternativa estudada, que no período de um ano será

igual à Potência Instalada (PI) em [kW], vezes o número de horas de um ano

(8760 horas), corrigido pelo Fator de Capacidade (FC), conforme a equação

2.O Fator de Capacidade pode ser definido como sendo a razão entre a

energia efetivamente gerada ao longo de um ano e aquela que seria produzida

se a instalação operasse a plena carga no mesmo período.

(eq. 2)

A razão entre as equações (1) e (2), isto é, o Custo Distribuído Anual

Total sobre a Energia Anual Produzida, é o principal indicador oferecido, ao

passo que permite a comparação de alternativas de geração ou de economia

de energia com sucessivas reposições ao fim da vida útil de cada uma. Esse

indicador avalia o custo da energia produzida ao ano, e tem a vantagem

adicional de permitir uma comparação direta com os preços da energia

praticados pelas concessionárias de energia elétrica.

(eq. 3)

Onde:

C/B é a relação Custo/Benefício em [$/kWh]

CC é o Custo Anual do Insumo Energético em [$/ano]

19

CM é o Custo de Manutenção Específico em [$/ano]

VS é o Valor do Subproduto Específico em [$/ano]

R é o Valor Residual em [$]

I é o investimento inicial em [$]

FC é o Fator de Capacidade

V é a vida [anos]

PI é a Potência Instalada em [kW]

i é a taxa de juros [aa]

Nesta equação, a relação C/B de um Empreendimento Energético é

expressa de forma ampla com poucas restrições. No entanto é conveniente

detalhar os parâmetros que compõem essa análise e, particularizá-la, quando

for o caso, para as aplicações mais comuns e de interesse mais freqüente.

A seguir serão analisadas todas as variáveis (hipóteses) envolvidas nas

equações acima:

3.2.1. Custo Anual do Insumo Energético

No caso a ser estudado, este insumo é o combustível utilizado, estimado

como sendo proporcional à energia produzida. Desta forma, denominando

Preço Específico do Combustível por PEC em [R$/kg], o Poder Calorífico

Inferior do Combustível por PCI em [kWh/kg] e o Rendimento do Equipamento

Gerador de Energia por η, chega-se à expressão:

(eq. 4)

Quando o insumo se tratar de Energia Elétrica, devemos substituir na

expressão anterior, onde PEE é a tarifa de energia elétrica em [R$/kWh],

obtendo-se:

(eq. 5)

20

3.2.2. Custo Anual de Manutenção

Esse custo se deve a gastos com reparos decorrentes do

funcionamento da instalação, além dos custos rotineiros de manutenção.

Também aí devem estar incluídos eventuais gastos com prevenção ou

mitigação de danos causados ao meio ambiente. O custo de manutenção pode

ser estimado como sendo um custo fixo, proporcional ao do investimento

inicial, por ano de operação. Alternativamente pode-se estimá-lo como um

custo variável, proporcional à energia anual produzida. Adotando aqui essa

última abordagem temos para o Custo de Manutenção a seguinte expressão,

onde CEM é o Custo de Manutenção Específico dado em [R$/kWh].

(eq. 6)

3.2.3. Custo Anual de Subproduto

No caso de cogeração a ser estudado, o vapor será considerado um

subproduto de valor econômico. O Valor Anual do Subproduto poderá também

refletir eventuais impactos positivos causados ao meio ambiente ou à

sociedade, assim como a geração de emprego e o crédito de carbono. A

hipótese de que o Valor do Subproduto seja proporcional à energia anual

produzida é bastante realista na maioria dos casos. Defini-se, portanto, o Valor

Anual Específico do Subproduto, VES como sendo a razão entre o Valor Anual

do Subproduto e a Produção Anual de Energia, chegando então a:

(eq. 7)

21

3.2.4. Vida Útil Efetiva

A Vida Útil costuma depender fortemente do Fator de Capacidade da

instalação. Freqüentemente a vida útil da instalação aumenta na proporção

inversa do FC, já que, com menor utilização, em geral temos menor desgaste e

ampliação de sua vida efetiva. Essa hipótese não se verifica indistintamente

para qualquer instalação, embora seja freqüentemente uma boa aproximação.

Definindo Vida Útil Efetiva, vE, como sendo o inverso do Fator de Capacidade

FC multiplicado a vida útil da instalação calculada para a plena utilização,

temos:

(eq.8)

3.2.5. Valor Residual

Ao final da vida útil se atribui a uma instalação um Valor Residual (R)

como sendo um percentual do seu Investimento Inicial. Não é um parâmetro de

fácil estimativa. Os números apresentados pela literatura especializada, pelos

fabricantes e pelos usuários da tecnologia freqüentemente divergem. No

entanto, o Valor Residual claramente deve ser considerado quando, ao fim da

vida útil, partes da planta inicialmente instalada encontram-se em bom estado

de conservação.

Desta forma, agregando-se as hipóteses e considerações apresentadas

desde a equação 1, obtemos uma expressão de grande interesse para o

cálculo da relação Custo/Benefício:

(eq.9)

22

Onde:

PEC é o Preço Específico do Combustível (Insumo Energético) [$/kg]

PCI é o Poder Calorífico Inferior do Combustível em [kWh/kg]

η é o Rendimento do Equipamento Gerador de Energia

CEM é o Custo de Manutenção Específico em [$/kWh]

VES é o Valor do Subproduto Específico em [$/kWh]

Ressalta-se que nem todas as simplificações feitas na equação 9 são

necessariamente adequadas para qualquer empreendimento, onde na

equação 1 podemos montar a expressão específica para o empreendimento

cuja Análise Custo/Benefício se deseje realizar.

3.2.6. Riscos

O risco envolvido em determinada tecnologia também pode ser

contabilizado durante a avaliação econômica na forma de Seguro contra falha,

acidente ou dano ambiental, por exemplo. Uma vez quantificado esse custo,

podemos incluí-lo juntamente com os demais custos fixos considerados no

Fluxo de Caixa.

3.2.7. Análise em Condições Limites

A Análise das Condições Limites da viabilidade (Break Even Point) é

uma abordagem que permite estimar o valor que deve assumir um

determinado parâmetro para que a viabilidade econômica da alternativa

considerada se verifique, mantidos fixos os demais parâmetros. Tal estratégia

é conveniente quando desconhecemos o valor de algum parâmetro necessário

à análise usual. Nesse caso arbitramos que o Custo Distribuído Total deva ser

inferior a determinado limite e calculamos o valor máximo ou mínimo que pode

assumir o parâmetro selecionado, de forma a atender à condição imposta.

23

3.2.8. Análise de Sensibilidade

Basicamente, para uma determinada tecnologia e um determinado

cenário econômico, a Análise de Sensibilidade consiste em relacionar a

variação da relação C/B causada pela perturbação de determinado parâmetro

que compõe o custo. Essa análise é muito rica, pois indica os parâmetros cuja

variação mais influencia a eficiência econômica do empreendimento.

24

3.3. Aplicação do Método de Avaliação Econômica

Os parâmetros utilizados a seguir foram retirados de CARVALHO,

Fabiano da Rosa; NOGUEIRA, Luiz Augusto Horta; TEIXEIRA, Flávio

Neves.Cogeração e Geração Distribuída. In: LORA, Electo Eduardo Silva;

NASCIMENTO, Marco Antônio Rosa do (2004), e são referentes a uma Central

de Cogeração com Motor a Gás Natural.

Parâmetros considerados:

o Preço Específico do Combustível = 1,605 R$/kg

o Poder Calorífico Inferior do Combustível = 16,24 kWh/kg

o Rendimento do Equipamento Gerador de Energia Elétrica = 35 %

o Razão eletricidade/calor = 0,8

o Potência Instalada (demandada na produção de vapor) = 450 kW

o Fator de Capacidade térmico = 27,7 %

o Custo Específico de Manutenção = 0,018 R$/kWh

o Valor Específico do Subproduto = 0,253 R$/kWh

o Taxa de Juros = 16,5 % a.a.

o Investimento Inicial = R$ 752.000,00

o Valor Residual = R$ 75.200,00

o Tempo de Vida Útil = 20 anos

o Fator de Capacidade elétrico = 38,1 %

o Potência Instalada de Energia Elétrica = 360 kW

A relação Custo/ Benefício Específico é de C/Be = 0,15062 R$/kWh,

sendo que este custo corresponde ao custo total da produção simultânea das

duas utilidades geradas, calor e eletricidade, já abatida a remuneração pela

produção elétrica (como subproduto a 0,253 R$/kWh).

25

3.4. Aspectos Regulatórios

Para construir um empreendimento de geração de energia elétrica, é

necessário que o empreendedor execute uma série de atividades que dizem

respeito a diferentes órgãos e entidades do setor elétrico. A quantidade de

providências a serem tomadas depende de vários fatores como o porte da

usina, sua localização física, o tipo de despacho, a fonte utilizada ou o destino

da energia produzida.

Este documento pretende apresentar um esquema prático das

atividades necessárias à implantação de um tipo específico de usinas: as

centrais geradoras termelétricas, eólicas ou de outras fontes alternativas de

energia.

A seguir será mostrado resumo da legislação específica ou relacionada

à implantação de usina termelétrica, dá-se o destaque à cogeração de energia

que, também, se enquadram nestas resoluções:

3.4.1. Resumo da Legislação específica ou relacionada

3.4.1.1. Resolução Normativa 112/99

Estabelece os requisitos necessários à obtenção de Registro ou

Autorização para a implantação, ampliação ou repotenciação de centrais

geradoras termelétricas, eólicas e de outras fontes alternativas de energia.

• Não contempla as centrais geradoras cuja fonte de energia primária seja

hidráulica

• O Registro de implantação, ampliação ou repotenciação de centrais geradoras

termelétricas,

• Usinas eólicas e de outras fontes alternativas de energia, com potência igual

ou inferior a 5.000 kW, deverão possuir registro na ANEEL. O registro deve ser

solicitado mediante requerimento, acompanhado de Ficha Técnica preenchida,

na forma dos modelos anexos a esta resolução.

26

• A realização de estudos de viabilidade de centrais geradoras

termelétricas, eólicas e de outras fontes alternativas de energia não necessita

de prévia autorização (a mesma poderá ser solicitada à ANEEL,

facultativamente)

• Empreendimentos com potência instalada superior a 5.000 kW

precisam de autorização da ANEEL para operar. Essa autorização para

implantação, ampliação ou repotenciação de centrais geradoras termelétricas,

eólicas e de outras fontes alternativas de energia, com potência superior a

5.000 kW, deverá ser solicitada mediante requerimento acompanhado de

relatório contendo diversos requisitos.

• Para fins de início das obras de implementação e início de

operação, a Autorizada deverá remeter à ANEEL, obrigatoriamente,

previamente ao início da construção e de sua operação, cópia das Licenças de

Instalação (LI) e de Operação (LO), respectivamente.

3.4.1.2. Resolução Normativa 433/03

Estabelece os procedimentos e as condições para início da

operação em teste e da operação comercial de empreendimentos de geração

de energia elétrica.

• Para iniciar tanto a operação em teste quanto a operação comercial

deve-se obter liberação da ANEEL.

• Para a operação em teste é preciso submeter à ANEEL os seguintes

documentos:

• Relatórios de fiscalização da ANEEL, as condições da Autorização ou

do Contrato de Concessão e os documentos dos processos, relativos ao

empreendimento

• Declaração emitida pelo ONS sobre o atendimento aos

requisitos dos Procedimentos de Redes e/ou declaração emitida pelo

27

agente de distribuição a cujo sistema estiver conectado, referente ao

atendimento ao parecer de acesso e aos Procedimentos de Distribuição

• A solicitação do início da operação comercial somente poderá ser

efetuada após a conclusão da operação em teste.

• Os Procedimentos de Redes possuem informações sobre os

prazos e condições de que deverão ser atendidos para emissão das

declarações citadas anteriormente.

3.4.1.3. Resolução Normativa 235/06

Estabelece os requisitos para a qualificação de centrais

termelétricas cogeradoras de energia.

• Define cogeração (ver definição acima)

• Define cogeração qualificada: atributo concedido a cogeradores

que atendem os requisitos definidos nesta Resolução, segundo aspectos de

racionalidade energética, para fins de participação nas políticas de incentivo à

cogeração

• Para se enquadrar na modalidade de geração qualificada a

central termelétrica cogeradora deve:

o Estar regularizada conforme a Resolução nº 112;

o Atender os seguintes fatores:

(eq.10)

(eq.11)

Onde: X e FC são dados por uma tabela dessa resolução.

Ef = energia recebida pela central termelétrica cogeradora

Ee = energia cedida pela central termelétrica cogeradora

28

Et = energia cedida pela central termelétrica cogeradora, no seu regime

operativo médio

Tabela 1 – Fonte/Potência elétrica instalada x FC(%) (Fonte : Brasil, N. P. :

COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, Fevereiro de 2000)

• Para qualificar a central cogeradora deve ser enviado um

requerimento à ANEEL, acompanhado de uma série de documentos:

o memorial descritivo simplificado da central e do processo

associado;

o planta geral do complexo destacando onde está inserida a

central;

o diagrama elétrico unifilar geral da central;

o caracterização do calendário do ciclo operativo da central;

o balanço da energia elétrica em kWh/h;

o fluxograma do balanço térmico na “carga plena” e na “carga

média”;

29

o demonstração da eficiência energética individual dos principais

equipamentos integrantes do ciclo térmico de cogeração;

o demonstração do atendimento aos requisitos de racionalidade.

• Uma vez reconhecida a qualificação, o agente obriga-se a manter

em arquivo o registro mensal dos montantes energéticos referentes à Ef, Ee e

Et.

3.4.1.4. Resolução Normativa 304/08

Regulamenta a contratação e comercialização de reserva de

capacidade por autoprodutor ou produtor independente para atendimento a

unidade consumidora diretamente conectada às suas instalações de geração.

• A contratação de reserva de capacidade é opcional e tem caráter

emergencial.

• O atendimento à solicitação de reserva de capacidade deve ser

feito com base na utilização de capacidade remanescente do sistema elétrico

de transmissão ou de distribuição, devendo a existência desta capacidade ser

avaliada no início de cada ciclo contratual em parecer emitido pelo ONS ou

pela concessionária ou permissionária de distribuição, a depender das

instalações acessadas pelo autoprodutor ou produtor independente de energia.

• O autoprodutor ou produtor independente de energia é

responsável pela instalação do sistema de medição necessário à

contabilização e ao faturamento do uso da reserva de capacidade

• O contrato de reserva de capacidade deve ser único por ponto de

conexão ao sistema elétrico acessado e o valor do montante de uso dos

sistemas de transmissão ou de distribuição a ser contratado deve ser limitado

ao valor, em MW, da potência nominal instalada de geração da usina do

contratante

30

• A solicitação para atendimento à reserva de capacidade deve ser

feita com antecedência mínima de 60 dias e não superior a 180 dias

• Na hipótese de o número acumulado de dias em que houve

utilização da reserva de capacidade ultrapassar 60 dias, as tarifas aplicáveis

ao cálculo do encargo mensal pelo uso da reserva de capacidade relativo aos

dias excedentes serão de valor igual a quatro vezes as tarifas de uso do

sistema de transmissão ou de distribuição estabelecidas para os horários de

ponta e fora de ponta.

Após o resumo geral da legislação específica, feita anteriormente,

chega-se a um organograma completo tanto para autorização de um

empreendimento de cogeração de energia quanto para outras fontes de

energia, o organograma é mostrado na Figura 5, a seguir

31

Figura 5 – Organograma completo com o processo legislativo para autorização de

empreendimentos de cogeração (Fonte : Criado a partir Legislação específica)

32

O organograma mostra o quão complexo e burocrático é o

processo de implantação de uma usina termelétrica. As principais atividades

componentes do organograma serão discutidas nos parágrafos seguintes.

A análise de viabilidade constitui a etapa inicial para a

implantação de qualquer central geradora. Ela requer uma série de

procedimentos técnicos e varia de acordo com as características individuais da

usina.

Depois de concluída a análise de viabilidade, cabe ao

empreendedor solicitar a Licença Ambiental Prévia (L.P.) aos órgãos

ambientais competentes. O órgão concedente da L.P. dependerá da natureza

do empreendimento, podendo ser o Instituto Brasileiro de Meio Ambiente

(IBAMA) ou a Secretaria Estadual de Meio Ambiente (SEMA) do estado onde a

usina será instalada. A seguir, tem-se a Solicitação de Licença Ambiental de

Instalação.

O pedido de registro se aplica apenas às centrais geradoras

termelétricas, eólicas e de outras fontes alternativas de energia com potência

igual ou inferior a 5.000 kW. Para as usinas com potência instalada superior a

esse valor, não é necessário encaminhar à ANEEL um pedido de registro, mas

sim de autorização.

O Registro de implantação deverá ser solicitado à ANEEL

mediante requerimento, acompanhado de Ficha Técnica preenchida, na forma

do modelo anexo à resolução normativa nº112, conforme o caso.

A Solicitação de Autorização do empreendimento aplica-se

apenas às centrais geradoras termelétricas, eólicas e de outras fontes

alternativas de energia com potência superior a 5.000 kW. Para encaminhar o

pedido de autorização, é necessário anexar uma série de documentos.

33

CONCLUSÃO

A utilização da cogeração é viável a partir do momento em que o custo

da energia gerada for menor do que a produção convencional de energia

térmica e eletromecânica separadamente, aliado a essa percepção busca-se a

maior eficiência energética possível.

A análise da viabilidade econômica é feita a partir de diversas hipóteses,

portanto é necessário buscar as variáveis mais realistas para o projeto de

forma a garantir o maior benefício econômico possível.

Em relação às questões legislativas, a burocracia inerente a todo

processo é necessária e deve ser respeitada, para que empreendimentos de

tal importância não sejam feitos de qualquer maneira, o que poderia causar

problemas ao invés de contribuir para a matriz energética do Brasil. O ponto a

ser questionado é a lentidão dos órgãos reguladores para avaliar os projetos,

haja vista a falta, ou poucos, de profissionais contratados por estes órgãos.

Portanto, os projetos de cogeração são uma maneira de

descentralizar a geração de energia elétrica e obter uma menor dependência

das distribuidoras e do mercado regulado.

34

BIBLIOGRAFIA CONSULTADA

BARJA, G. J. A. (2006). A cogeração e sua inserção ao sistema elétrico. Dissertação de Mestrado,Publicação ENM.DM 100A/06, Departamento de Engenharia Mecânica, Universidade de Brasília,Brasília, DF. BRASIL, N. P. : Impactos do Setor Elétrico e da Indústria de Gás Natural na Co-geração no Brasil, tese de mestrado, COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, fevereiro de 2000. CARVALHO, Fabiano da Rosa; NOGUEIRA, Luiz Augusto Horta; TEIXEIRA, Flávio Neves.Cogeração e Geração Distribuída. In: LORA, Electo Eduardo Silva; NASCIMENTO, Marco Antônio Rosa do (2004). Geração termelétrica: planejamento, projeto e operação. Rio de Janeiro: Interciência. 2 volumes. DECRETO Nº. 5.163, DE 30 DE JULHO DE 2004, Art. 14 Instituto Nacional de Eficiência Energética – INEE, 2001 Walter, A.C., 1994, “Viabilidade e Perspectivas da Cogeração e da Geração Termelétrica Junto ao Setor Sucro- Alcooleiro”, Tese de Doutorado, UNICAMP, Campinas - SP.

35

ÍNDICE

FOLHA DE ROSTO 2

AGRADECIMENTO 3

DEDICATÓRIA 4

RESUMO 5

METODOLOGIA 6

SUMÁRIO 7

INTRODUÇÃO 8

CAPÍTULO I

GERAÇÃO DISTRIBUÍDA 9

1.1. Definição de Geração Distribuída 9

CAPÍTULO II

COGERAÇÃO 11

2.1. Tecnologias de Cogeração 11

CAPÍTULO III

VIABILIDADE ECONÔMICA 13

3.1. Critério de Seleção dos Sistemas de Cogeração 15

3.2. Avaliação Econômica de Projetos de Energia 16

3.2.1. Custo Anual do Insumo Energético 19

3.2.2. Custo Anual de Manutenção 20

3.2.3. Valor Anual do Subproduto 20

3.2.4. Vida Útil Efetiva 21

3.2.5. Valor Residual 21

3.2.6. Riscos 22

3.2.7. Análise em Condições Limites 22

3.2.8. Análise de Sensibilidade 23

3.3. Aplicação do Método de Avaliação Econômica 24

3.4. Aspectos Regulatórios 25

36

3.4.1. Resumo da Legislação específica ou relacionada 25

3.4.1.1. Resolução Normativa 112/99 26

3.4.1.2. Resolução Normativa 433/03 26

3.4.1.3. Resolução Normativa 235/06 27

3.4.1.4. Resolução Normativa 304/08 29

CONCLUSÃO 33

BIBLIOGRAFIA CONSULTADA 34

ÍNDICE 35

ÍNDICE DE FIGURAS 37

ÍNDICE DE TABELAS 38

37

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1 – Cogeração com ciclo de Rankine 15

Figura 2 – Cogeração com turbina ou motor 16

Figura 3 – Economia gerada por uma planta de cogeração (Wartsilä) 19

Figura 4 – Fluxo de Caixa de um Empreendimento Energético. 20

Figura 5 – Organograma completo com o processo legislativo para autorização

de empreendimentos de cogeração. 31

38

ÍNDICE DE TABELAS

Tabela 1 – Fonte/Potência elétrica instalada x FC(%) 28

39

FOLHA DE AVALIAÇÃO

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