UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO

USP

Programa Interunidades de Pós-Graduação em Energia

PIPGE

(EP, FEA, IEE e IF)

USINAS TERMELÉTRICAS A GÁS NATURAL: NO SETOR

ELÉTRICO PERUANO SITUAÇÃO ATUAL E SUAS

PERSPECTIVAS FUTURAS

Wilbert Demetrio Alvarez Lupaca

São Paulo

2011

WILBERT DEMETRIO ALVAREZ LUPACA

Usinas Termelétricas A Gás Natural: No Setor Elétrico Peruano

Situação Atual E Suas Perspectivas Futuras

Monografia apresentada ao Instituto de Eletrotécnica e Energia da Universidade de São Paulo para a obtenção do Certificado de Especialista em Gestão de Usinas Termelétricas.

Orientador: Prof. Dr. Lineu Belico dos Reis

São Paulo

2011

ii

AUTORIZO A REPRODUÇÃO E DIVULGAÇÃO TOTAL OU PARCIAL DESTE TRABALHO, POR QUALQUER MEIO CONVENCIONAL OU ELETRÔNICO, PARA FINS DE ESTUDO E PESQUISA, DESDE QUE CITADA A FONTE .

FICHA CATALOGRÁFICA

Alvarez, Wilbert Usinas termelétricas a gás natural: no setor elétrico peruano situação atual e suas perspectivas futuras/ Wilbert Demetrio Alvarez Lupaca; Orientador Lineu Belico dos Reis. – São Paulo, 2010.

68p.: Il.; 30cm.

Monografia Instituto de Eletrotécnica e Energia da Universidade de São Paulo.

1. Usinas termelétricas a gás natural 2. Turbinas a gás e ciclo

combinado 3. Setor elétrico peruano 4. Perspectivas do mercado elétrico peruano.

iii

DEDICATÓRIA

Dedicado a meus pais, pelos sábios conselhos, incentivo, e apoio outorgados a minha

formação, gratidão que sempre terei com eles. A minha esposa que sempre acredito em mim e

com sua atenção, motivação, amor e compreensão colaboraram na conclusão deste trabalho. A

meu querido irmão por essas mesmas tantas coisas. Finalmente, a todas aquelas pessoas

envolvidas com o desenvolvimento do presente curso que acrescentou minha formação

profissional sob a gestão de usinas termelétricas. Ao Deus por ser fonte divina de inspiração e

ajuda espiritual.

iv

AGRADECIMENTOS

Agradeço ao Prof. Dr. Lineu Belico dos Reis, pela orientação e apoio no desenvolvimento da

presente monografia. Agradeço também ao prof. Burani pelo apoio na realização do curso, à

Profa. Eliane Fadigas pelo apoio e paciência, com o desenvolvimento de meu trabalho. Ao

IEE pelo apoio financeiro oferecido para o desenvolvimento do curso.

A meus amigos, Norman, Teddy, Lenin, Roberto e muitos outros que me apoiaram

incondicionalmente, com o intercambio de experiências e conhecimentos.

Sou muito grato, também, a todos os funcionários do IEE em especial a Erika que, de certa

forma, colaboraram na conclusão da monografia e do curso. Aos demais colegas pela amizade

e convívio agradável durante as aulas do curso e as informações que compartilharam comigo.

v

RESUMO

ALVAREZ, WILBERT. Usinas Termelétricas a Gás Natural: No Setor Elétrico

Peruano Situação Atual e Suas Perspectivas Futuras. 2011. Monografia - Especialista

em Gestão de Usinas Termelétricas - Instituto de Eletrotécnica e Energia. Universidade

de São Paulo, São Paulo, 2011.

A presente monografia faz uma abordagem das principais características, processo de

evolução e situação atual da termeletricidade no setor elétrico peruano. Descrevendo seus

inícios na utilização das usinas termelétricas em forma isolada e em menor quantidade, a

reestruturação do setor elétrico peruano e até a chegada do gás natural de Camisea na cidade

de Lima e sua posterior utilização e aproveitamento na geração de energia elétrica.

Dado que atualmente o setor elétrico peruano encontra-se com uma demanda elétrica

crescente, pelo bom momento macroeconômico do país, já que nos últimos anos da presente

década teve um crescimento econômico constante. Demanda elétrica que é refletida nos

índices de expansão e produção energética do setor, fazendo que o setor atravesse câmbios

importantes em sua matriz elétrica. Permitindo ao setor ter mudanças grandes em quanto ao

aproveitamento adequado dos recursos de fonte primaria como o gás natural de Camisea.

Permitiram-nos fazer uma descrição e analise das principais características da geração

termelétrica a gás natural, inseridas num ambiente competitivo como é definido o segmento

da geração do setor elétrico peruano, após reestruturação do setor na década dos anos 90.

Mostrando na situação atual a geração termelétrica a gás natural como a segunda fonte mais

importante do mercado elétrico peruano, seus impactos favoráveis no deslocamento da

geração de outros combustíveis, mas caros e mais poluentes, como o diesel e óleo

combustível. A expansão no curto e médio prazo contemplado nos planos referenciais de

eletricidade do setor mostrou a participação majoritária da termeletricidade em base a gás

natural em relação a outros combustíveis, com uma maior participação na capacidade térmica

instalada, com usinas de ciclos simples com turbinas a gás, ciclo combinando e unidades a

diesel reconvertidas a queimarem gás natural.

Palavras-chave: Usinas Termelétricas a Gás Natural, Gás Natural, Geração Termelétrica,

Setor Elétrico Peruano, Energia Elétrica, Ciclo Simples, Ciclo Combinado.

vi

ABSTRACT

ALVAREZ, WILBERT. Natural Gas Thermal Power Plants: Electricity Sector in Perú

Current Status and Its Future Prospects. 2011. Monograph - Specialist in Management of

Thermal Power Plants - Institute for Electrical and Energy. University of São Paulo, São

Paulo, 2011.

This monograph is an approach of the main characteristics, the development and the current

situation in the thermal electric sector Peruvian. Describing their early in the use of thermal

power plants, in isolation and smallest quantity, the restructuring of the Peruvian electric

sector and until the arrival of Camisea natural gas in the city of Lima, and its subsequent use

and recovery in the generation of electric energy. Given that at present the sector electric

Peruvian find with an electrical demand increasing, by god time macroeconomic the country,

since in recent years of this decade had an economic growth constant. Electric demand which

is reflected in the rates of growth and energy production sector, making the sector across

currency exchange important electricity matrix. Allowing the sector has large changes

regarding the correct exploitation of resources source primary as natural gas of Camisea.

Enabled-us a description and analysis of the main characteristics of thermal generation natural

gas, inserted in a competitive environment as is defined the segment of the generation of the

electric sector Peruvian, after restructuring the sector in decade of the 1990s. In the current

situation showing thermal generation with natural gas as the second most important source of

the market electrical Peruvian, their impacts favorable in displacement of the generation of

other fuels, but expensive and more pollutants, such as diesel fuel and oil. The expansion in

the short and medium term covered by the plans frameworks electricity sector, showed the

majority of thermal participation in the natural gas in relation to other fuels, with greater

participation in thermal capacity installed, with plants of cycles simple with gas turbines,

cycle combining units and diesel converted to burn natural gas.

Keywords: Thermal Power Plants to Natural Gas, Natural Gas, Thermal Power Generation,

Peruvian Electricity Sector, Electricity, Simple Cycle, Combined Cycle.

vii

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ..................................................................................................................... 1 2. TERMELÉTRICAS A GÁS NATURAL ............................................................................. 3 2.1 Breves Considerações de Termelétricas a Gás Natural ....................................................... 3 2.2 Usinas Termelétricas e Tecnologia Existente ...................................................................... 6 2.2.1 Usinas Termelétricas com Turbinas de Gás ..................................................................... 6 2.2.2 Usinas Termelétricas com Turbinas de Vapor ................................................................. 8 2.3 Configurações das Usinas Termelétricas a Gás Natural ...................................................... 9 2.3.1 Ciclo Simples .................................................................................................................... 9 2.3.2 Ciclo Combinado ............................................................................................................ 10 2.4 Principais Características de Termelétricas a Gás Natural. ............................................... 11 2.4.1 Operação ......................................................................................................................... 13 2.4.2 Manutenção .................................................................................................................... 14 2.5 Gás Natural ........................................................................................................................ 16 3. SETOR ELÉTRICO PERUANO ........................................................................................ 17 3.1 Antecedentes do Setor Elétrico Peruano ........................................................................... 18 3.2 Caracterização do Mercado Elétrico Peruano ................................................................... 20 3.2.1 Sistema Elétrico Interligado Nacional (SEIN) ................................................................ 21 3.2.2 Geração ........................................................................................................................... 25 3.2.3 Transmissão .................................................................................................................... 29 3.2.4 Distribuição .................................................................................................................... 29 3.2.5 Composição do Mercado Elétrico .................................................................................. 31 3.2.5.1 Mercado Regulado ....................................................................................................... 32 3.2.5.2 Mercado Livre ............................................................................................................. 32 3.2.5.3 Mercado Inter Geradores ............................................................................................. 32 3.2.5.4 Exportação ................................................................................................................... 33 3.2.6 Situação Atual do Mercado Elétrico ............................................................................... 33 3.3 Principais Órgãos Institucionais do Setor Elétrico Peruano .............................................. 35 3.3.1 Ministerio de Energía y Minas (MEM) .......................................................................... 36 3.3.2 COES .............................................................................................................................. 36 3.3.2 OSINERGMIN ............................................................................................................... 36 3.3.3 INDECOPI ..................................................................................................................... 37 3.4 Integração Elétrica Peru - Brasil ........................................................................................ 39 3.5 Principais Políticas Regulatórias do Setor ......................................................................... 37 4. TERMELÉTRICAS A GAS NATURAL NO PERU ......................................................... 40 4.1 O Gás Natural no Peru ....................................................................................................... 41 4.2 Evolução das Termelétricas a Gás Natural no Peru .......................................................... 44 4.3 Características mais Importantes das Termelétricas a GN no Peru ................................... 47 4.3.1 Participação no Mercado Elétrico................................................................................... 54 4.4 Planejamento e Expansão da Geração Termelétrica a GN no Peru .................................. 57 5. CONCLUÇÕES .................................................................................................................. 61 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 63

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1: Geração de Eletricidade do Mundo .......................................................................... 5 Figura 2.2: Esquema básico de funcionamento de turbina a gás ................................................ 7 Figura 2.3: Esquema básico de funcionamento de turbina a vapor ............................................ 8 Figura 2.4: Esquema básico de funcionamento de ciclo combinado ........................................ 10 Figura 3.1: Mapa do Sistema Elétrico Interligado Nacional Peruano (SEIN) ao 2010. ........... 24 Figura 3.2: Porcentagem de participação por fonte energética na potencia efetiva do SEIN em

2009. ...................................................................................................................... 26 Figura 3.3: Evolução da Potencia Efetiva, Reserva e Demanda Máxima do SEIN até 2009... 27 Figura 3.4: Produção de Energia por Empresas no SEIN 2009................................................ 28 Figura 3.5: Produção de Energia por Fonte de Energia no SEIN 2009. ................................... 28 Figura 3.6: Venta de Energia Por tipo de Empresa e Sistema no Setor Elétrico Peruano 2009.

............................................................................................................................... 30 Figura 3.7: Esquema de tipos de Transações no Mercado Elétrico Peruano. ........................... 32 Figura 3.8: Produção Nacional de Energia Elétrica, Por Destino e Recurso Energético Julho

2010. ...................................................................................................................... 34 Figura 3.9: Venta de Energia Elétrica por Mercado e Tipo de Empresa, Julho 2010. ............. 35 Figura 4.1: Esquema da localização e participação das jazidas de gás natural no total nacional

peruano. ................................................................................................................. 42 Figura 4.2: Evolução de Consumo de Gás natural no Setor Elétrico. ...................................... 43 Figura 4.3: Evolução da produção de energia com participação de gás natural na matriz

elétrica do SEIN - Peru .......................................................................................... 47 Figura 4.4: Evolução da participação por fonte de energia na produção nacional termelétrica

do Peru. .................................................................................................................. 50 Figura 4.5: Produção de energia elétrica por recurso energético no mês de julho 2010 do SEIN

– Peru ..................................................................................................................... 51 Figura 4.6: Custo variável combustível 2009 no SEIN ............................................................ 53 Figura 4.7:Evolução da participação da termeletricidade na produção total de energia no SEIN

2009 ....................................................................................................................... 55 Figura 4.8: Produção Termelétrica por Empresa e Tipo de Tecnologia do SEIN, 2009. ......... 56 Figura 4.9: Evolução da Participação do Gás Natural na Produção Total de Energia do SEIN,

2009. ...................................................................................................................... 56 Figura 4.10: Participação de Gás Natural na Produção Total de Energia no SEIN 2009. ....... 57 Figura 4.11: Projeção do preço do GN de Camisea e comparação com referencia internacional

“Henry Hub”. ......................................................................................................... 59 Figura 4.12: Esquema da participação de termelétricas a gás natural no SEIN - Peru ............ 60

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LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Evolução da Potencia Efectiva por Fonte, Reserva e a Máxima Demanda do SEIN

............................................................................................................................... 26 Tabela 2 - Venta de Energia em (GW.h) por Setores Economicos do SEIN .......................... 31 Tabela 3 - Reservas de Gas Natural no Peru ........................................................................... 42 Tabela 4 - Capacidade Instalada Total do SEIN peruano 2009. .............................................. 48 Tabela 5 - Capacidade Termica Instalada por fonte energetica no SEIN 2009. ...................... 49 Tabela 6 - Capacidade Termica Instalada por tipo de tecnologia no SEIN 2009. ................... 49 Tabela 7 - Capacidade Termica Instalada por fonte energetica no SEIN 2009. ...................... 50 Tabela 8 - Produção termelétrica por tipo de tecnologia no SEIN 2009. ................................ 51 Tabela 9 - Custo variável de termelétrica no SEIN com Diesel e Gas Natural . ..................... 54 Tabela 10 - Produção Termelétrica do SEIN por Empresas 2009. .......................................... 55

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LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

SEIN Sistema Elétrico Interligado Nacional

LCE Lei de Concessões Elétricas

COES Comitê de Operação Econômica do Sistema

OSINERGMIN Organismo Supervisor do Investimento em Energia e Minería

EAT Extra-alta tensão

MMPCD Milhões de Pés Cúbicos Diários

EEPSA Empresa Eléctrica Piura S.A.

ETEVENSA Empresa de Generación Termoeléctrica Ventanilla S.A.

EDEGEL Empresa de Generacíón de Lima S.A.

ENERSUR Empresa de Energía del Sur S.A.

HRSG Heat Recovery Steam Generators

EIA International Energy Agency

BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social do Brasil

NTCSE Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos

1

1. INTRODUÇÃO

Os países em desenvolvimento econômico chamam-se de economias emergentes,

como o caso do Peru, que tem dentro de seus objetivos principais de desenvolvimento manter

o ritmo de crescimento econômico positivo num ambiente global de desenvolvimento

sustentável, busca ter todos os recursos disponíveis para manter esse objetivo. O que leva ao

país a ter uma maior demanda crescente de energia e precisar cada vez de maiores

quantidades de energia para o suprimento eficiente de sua demanda, com maiores exigências

ambientais.

Os fatores que contribuem ao bom momento macroeconômico peruano, desde a

última década, estão baseados no desenvolvimento de sua capacidade extrativa,

principalmente da matéria prima no segmento da mineração, sendo o motor de seu

desenvolvimento. Somado a ele o desenvolvimento de sua demanda interna, e a inserção de

sua economia produtiva com produtos de exportação não tradicionais a grandes mercados de

países como EUA, China, Singapura, a União Européia entre outras com os que têm tratados

bilaterais de livre comercio.

Mantendo este crescimento econômico médio anual estimado em 6% do PIB durante

os anos pré – crise econômica mundial, ligeiro crescimento positivo durante a crise e a

recuperação atual pos crise, a níveis de acima de 8% do PIB durante o ano 2010.

A busca permanente do Peru do desenvolvimento sustentável, que lhe permita ter

suficientes recursos energéticos, e suprir sua demanda atual e futura sem nenhuma

dificuldade, para acompanhar seu desenvolvimento econômico, implica grandes desafios no

suprimento de sua demanda energética e também as oportunidades do aproveitamento

eficiente de seus recursos energéticos como o gás natural de Camisea.

Com a construção do gasoduto desde as jazidas de Camisea até a cidade de Lima,

capital do Peru, e a exploração do gás natural de Camisea a partir do ano 2004. Apresentou-se

uma grande oportunidade para o Peru, a disponibilidade do recurso energético na cidade de

maior demanda do país, permitindo o aproveitamento do gás na geração de energia elétrica

em usinas termelétricas antigas e novas, mudando assim a matriz energética peruana, com a

expansão da geração termelétrica a gás natural.

O que permitiu o desenvolvimento do parque gerador térmico a gás natural peruano,

transformando e renovando algumas usinas que se tinha operando com óleo diesel, passando

embora a queimar gás natural, em suas operações.

2

O processo da conversão a operação dual ou bicombustível das usinas termelétricas

já existentes, não demorou em ser adotado, nas principais usinas térmicas, incentivados pela

disponibilidade e preço mais barato do gás natural, que se tem atualmente no Peru.

Isso pelos benefícios financeiros e econômicos que traz o consumo de gás natural nas

termelétricas pelo menor custo do combustível, o que conseqüentemente, permitiu a mudança

da matriz elétrica peruana, trazendo impactos favoráveis ao sistema elétrico peruano. Além

disso, trouxe também benefícios ambientais parciais pela diminuição das emissões de gases de

efeito estufa, pela substituição de combustíveis mais pesados e poluidores como o óleo

combustível pelo gás natural.

Então rapidamente foram vislumbrados os projetos de expansão com termelétricas a

gás natural, para atender a crescente demanda peruana, tendo cada ano mais participação na

produção total de energia do mercado elétrico peruano. Estas são algumas das considerações

iniciais do presente trabalho.

Nesse cenário o presente trabalho pode contribuir na construção de informações e

conhecimentos, sob o estudo da influencia e características das termelétricas a gás natural nos

mercados elétricos de tipo hidrotérmico. Em sua estrutura principal da gestão da

termoeletricidade no Peru, além disso, a importância do gás natural como combustível, para

este tipo de geração, como no caso peruano.

O objetivo do estudo busca explorar, analisar e explicar as características da geração

em usinas termelétricas a gás natural no Peru. No foco de sua gestão, operação, implantação,

desempenho, gerenciamento operacional e planejamento, descrevendo sua situação atual e

perspectivas futuras de expansão.

Para conseguir os objetivos propostos neste trabalho, a metodologia utilizada foi, a

revisão bibliográfica, análise de dados e valoração das informações do setor elétrico peruano

adotando estritamente o método científico.

Procuro-se manter o foco dos estudos bibliográficos no período da ultima década, até

o ano 2010. As ferramentas de buscas foram empregadas nas bases de dados eletrônicas de

instituições ligadas ao setor elétrico peruano, organismos internacionais do setor energético,

Universidades do Peru e Brasil como a Universidade de São Paulo (USP) entre outras. Bem

como o acesso ao acervo do Instituto de Eletrotécnica e Energia (IEE) da USP.

A partir da coleta desses dados, foram elaboradas a análise, síntese e a apresentação

das informações, visando conhecer o estado da arte dos conceitos estudados, no escopo da

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monografia e contribuir com a análise critica das termelétricas a gás natural no setor elétrico

peruano. Feito isso o trabalho foi dividido em quatro partes.

A primeira introduz o tema enfocando a descrição e caracterização das usinas

termelétricas a gás natural em forma sucinta, os antecedentes, configuração em ciclo simples e

combinado, tipos de turbina, tecnologia existente, modo de operação e manutenção, alem de

suas principais características.

Na segunda apresentam-se antecedentes do setor elétrico peruano, no foco dos

principais acontecimentos e sua direita relação em seu processo evolutivo, como a

reestruturação do setor, descrição de sua estrutura e caracterização de seu mercado elétrico,

órgãos que compõem o setor, as interligações internacionais, além disso, as implicâncias da

interligação elétrica Peru-Brasil, pra finalmente descrever a regulação do setor.

A terceira parte apresenta características mais importantes das termelétricas a gás

natural no Peru, sua participação no mercado elétrico, análise de alguns indicadores de gestão,

e a importância do gás natural de Camisea no despacho das usinas, além disso, a participação

da termeletricidade na expansão e planejamento do mercado elétrico peruano.

Na quarta parte, são apresentadas as considerações finais que trazem um panorama

atual da geração termelétrica a gás natural no Peru, seus desafios e perspectivas futuras no

setor elétrico peruano, apenas, buscam-se gerar motivações e reflexões do assunto.

2. TERMELÉTRICAS A GÁS NATURAL

Esta seção apresenta os principais conceitos referentes a geração de energia elétrica

mediante o aproveitamento da queima do gás natural em usinas termelétricas, que serviram de

base para o melhor entendimento da análise proposto, a gestão deste tipo de usinas.

2.1 Breves Considerações de Termelétricas a Gás Natural

A procura pela humanidade de obter energia, cada vez, mais limpa, com melhores

características e a custos menores, levaram a desenvolver tecnologias que aproveitam melhor

essas qualidades nos combustíveis, um dos combustíveis com melhores qualidades para gerar

energia elétrica em usinas termelétricas é o gás natural, em comparação aos tradicionais como

o óleo combustível, diesel ou carvão.

O descobrimento de novas jazidas de gás natural fez que desde os anos 80 fossem

desenvolvidas tecnologias de aproveitamentos mais eficientes deste recurso energético, como

4

na geração de energia elétrica em usinas termelétricas com motores de combustão interna,

turbinas a gás, e ciclo combinado.

Recurso energético que nos anos seguintes teve uma maior participação na produção

mundial de energia elétrica, mediante usinas termelétricas implantadas em diferentes partes

do mundo, substituindo a outros tipos de combustíveis mais poluentes ou complementando a

outros tipos de geração. No sentido de gerar menos impacto na emissão de gases de efeito

estufa e outras vantagens adicionais relacionadas a os custos de operação e manutenção.

A geração termelétrica é definida conceitualmente no aproveitamento da conversão

da energia térmica contida no combustível, por exemplo, obtida a partir do processo de

queima do gás natural, cuja energia química contida no combustível é liberada na combustão,

que em forma de calor libera energia que é aproveitada e convertida em energia térmica, logo

esta é convertida em energia mecânica de eixo, através de um fluido em expansão em turbinas

ou maquinas, o que finalmente é transformada em energia elétrica, mediante o gerador

elétrico acoplando ao eixo das turbinas.

Compete mencionar que a definição anterior descreve as usinas em ciclo simples e

ciclo combinado, da utilização e aproveitamento energético em turbinas a gás e vapor. Por

outro lado também, se considera a utilização de motores de combustão interna de ciclo Otto e

Diesel na geração de energia elétrica como parte da geração termelétrica, em alguns casos até

mesmo pelas adaptações na admissão do combustível nos motores, para o aproveitamento do

gás natural como combustível.

Além disso, os motores de ciclo Diesel originalmente desenhada para o trabalho com

óleo diesel, foram adaptadas ou convertidas para queimar gás natural, pelo fato de oferecer

maiores vantagens na combustão, emissão de gases de exaustão, custos mais baixos do

combustível, e a prolongação de vida útil dos Motores.

Em alguns casos inclusive, vem substituindo parcialmente o uso de óleo diesel,

misturado em forma de bicombustível em sua combustão, (MacLean e Lave1, 2003 apud;

Pereira; Braga S.; Braga C., 2003), nesta os motores operam num ciclo bicombustível,

consumindo simultaneamente tanto óleo Diesel quanto o gás natural, seus resultados

experimentais mostraram que os bicombustíveis podem ter rendimentos térmicos superiores

aos de operação original diesel.

O desenvolvimento da tecnologia e aproveitamentos mais eficientes do gás natural na

geração de energia elétrica foi empuxado, pelo crescimento acelerada da demanda mundial

1 MacLean, H. L. and Lave, L. B. Evaluating Automobile Fuel / Propulsion System Technologies; Progress in

Energy and Combustion Science; 29; pp. 1 – 69, 2003.

5

elétrica na década dos anos 70. As turbinas a gás passaram a ser utilizadas em centrais de

geração elétrica concorrendo com sucesso com as usinas com turbinas a vapor, tendo um

crescimento significativo no mercado, devido a seu custo menor e às facilidades de instalação,

operação e manutenção (BRANCO, 2005).

Desta forma, o World Energy Outlook (EIA, 2010) mostra o consumo e projeções

mundiais de gás natural na geração de energia elétrica no período 2007 – 2035, nela se

observam que ainda o gás natural será um dos combustíveis mais importantes na geração

elétrica mundial. Terá um crescimento acentuado, permanecendo como a segunda fonte

primaria mais importante, só detrás do carvão, que tem ainda uma participação maior na

geração de energia elétrica mundial.

Dados que sim duvida assinalam que a geração termelétrica de gás natural esta ainda

em plena expansão, principalmente em países que tem disposição do recurso energético, como

se mostra na figura 2.1.

Figura 2.1: Geração de Eletricidade do Mundo

__________________ Fonte: EIA, International Energy Outlook, 2010.

Os dados mostrados nos permitem ter uma visão geral do panorama mundial do

aproveitamento e participação dos diferentes recursos energéticos na matriz mundial elétrica.

Pelo visto fica claro que a termoeletricidade é ainda a fonte mais importante de suprimento de

energia, visto de forma global.

6

2.2 Usinas Termelétricas e Tecnologia Existente

Os desenvolvimentos das usinas termelétricas desde a década dos 70 e 80,

principalmente, motivados por maiores fontes de reserva de gás natural, avanço tecnológico e

preços mais competitivos fizeram a expansão e o desenvolvimento desta tecnologia na matriz

elétrica mundial. Que num início trouxe aproveitamentos de potencia e eficiência da energia

empregada na geração de energia elétrica em usinas termelétricas, nas faixas de entre 30% a

40% nas turbinas a gás de ciclo simples.

Posteriormente com os avanços na implantação de usinas em ciclo combinado e a

utilização mais eficiente dos recursos energéticos, exigências ambientais da utilização dos

combustíveis, e o caráter esgotável do gás natural e dos outros tipos de combustíveis

derivados dos hidrocarbonetos, fizeram que a eficiência das termelétricas de ciclo combinado

melhorasse, consideravelmente, chegando perto de 60%, e em alguns casos ate 70% (ANEEL,

2010).

2.2.1 Usinas Termelétricas com Turbinas de Gás

As turbinas de gás são maquinas térmicas que operam em ciclo teórico Brayton,

transformam a energia contida no combustível mediante a expansão de um gás, em potencia

de propulsão, potencia de eixo ou mecânica e finalmente em potencia elétrica. Composta de

três partes principais o compressor, a câmara de combustão e a turbina.

O desenvolvimento da tecnologia das turbinas a gás teve diferentes estágios de

desenvolvimento no passado, com o aumento da demanda energética, na década de 1970,

passou-se a usar na geração de eletricidade. A concorrência com sucesso frente às turbinas de

vapor contribuiu a seu desenvolvimento tecnológico e comercial, pois tinham menor custo e

maiores facilidades para a montagem, operação e manutenção (CARAZAS, 2006).

Estes tipos de usinas podem ter configurações em ciclo aberto e fechado, no caso de

ciclo aberto é a configuração mais simples. Onde o ar extraído da atmosfera passa pelos

processos de compressão, combustão (com adição do combustível), e expansão na turbina, são

devolvidas ao médio na mesma forma de gases. O trabalho total realizado pela expansão dos

gases na turbina deve ser maior que o trabalho necessário para acionar o compressor

(FADIGAS, 1998).

Por outro lado na usina de ciclo fechado o processo é repetitivo com respeito ao

fluxo de ar, pois ela circula continuamente no processo, após sair da turbina, este é reinjetado

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no compressor, depois ter passado por um trocador de calor e um resfriador. Pela

conveniência de obter maior pressão e densidade do ar, o que beneficia na obtenção de maior

potencia.

As usinas com turbinas a gás podem ser de eixo único ou múltiplo, suas

características principais no caso de ter um solo eixo se apresentam na operação a velocidades

grandes, tem menos mancais, com melhores respostas na regulação à mudança de carga. No

entanto os de eixo múltiplo permitem obter melhor rendimento operando em regime de carga

parcial (FADIGAS, 1998).

O combustível que vem sendo utilizado cada vez mais é o gás natural, embora não

seja quase sempre, dada a possibilidade de operar com um segundo combustível, como é o

óleo diesel, como combustível alternativo para evitar interrupções no caso de problemas no

suprimento do gás (GasNet, 2010). Na figura 2.2 é mostrado o esquema básico de

funcionamento de uma usina termelétrica com turbina de gás.

Figura 2.2: Esquema básico de funcionamento de turbina a gás __________________ Fonte: http://www.pantanalenergia.com.br/framestructure.asp?operation.asp. Acesso em 01 Jun. 2010.

A conversão de energia do combustível e o ar comprimido na câmara de combustão

são realizados a altas temperaturas, o que no inicio da expansão na turbina são da ordem de

1260 °C a taxas de compressão de até 18:1. Finalizando o processo com gases de exaustão de

temperaturas próximas de 500 °C reduzida à pressão atmosférica, o produto do processo, os

gases de exaustão nesta temperatura podem ser também utilizados para gerar vapor e ser

aproveitados numa turbina a vapor.

A faixa construtiva e de operação vão desde turbinas de pequenas potências de 0,5

até 50 MW entre elas as aeroderivativas, e os industriais (Heavy Duty) acima de 50 até 250

MW de potencia (MOREIRA, 2009).

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2.2.2 Usinas Termelétricas com Turbinas de Vapor

As turbinas de vapor são maquinas térmicas que operam em ciclo teórico Rankine, é

uma das maquinas mais versáteis usadas atualmente pelas usinas termelétricas, para gerar

energia elétrica, aproveitam o processo da expansão do vapor de água, que é obtido em outras

maquinas térmicas (caldeiras), de onde é transferida a energia contida nos combustíveis, ou

recuperado no caso de termelétricas a ciclo combinado, até as turbinas. Como é mostrado na

figura 2.3, o esquema básico de uma usina termelétrica com turbina a vapor.

Neste caso o fluido de trabalho que é o vapor de água, é turbinado obtendo-se

energia mecânica de eixo o que a sua vez gera potencia elétrica. Este tipo de turbinas tem

aplicações em termelétricas de geração convencional em base ao aproveitamento de diferentes

tipos de combustível (Gás Natural, Carvão, Óleo combustível, Bagaço de cana, Papel

Celulose, Álcool). A energia contida nos combustíveis é transformada numa maquina

geradora de vapor (Caldeira). Os elementos básicos de uma termelétrica de ciclo a vapor são

(NOGUEIRA; ROCHA; DE SOUZA, 2010):

• Caldeira

• Turbina

• Condensador

• Bombas

• Gerador

• Equipamentos Auxiliares

Figura 2.3: Esquema básico de funcionamento de turbina a vapor __________________ Fonte: http://www.mspc.eng.br/termo/termod0540.shtml. Acesso em 01 Jun. 2010.

9

As condições do fluido de trabalho (temperatura e pressão) do vapor numa turbina

variam com as necessidades de cada aplicação, tendo como limite superior condições em

torno de 300 atm e 650 °C. Em quanto à potencia desenvolvida pode-se ter desde 1 kW,

usadas para acionamento mecânico de máquinas de pequeno porte, até turbinas de 1200 MW,

usadas em grandes usinas termelétricas (NOGUEIRA; ROCHA; DE SOUZA, 2010).

Outras características importantes das turbinas de vapor são seus princípios de

funcionamento e construção, como turbinas de ação, de reação, e turbinas de ação e reação. O

aproveitamento da energia cinética no expansor da turbina para realização de trabalho

mecânico é obtida em essas duas formas básicas o principio de ação e o principio de reação.

2.3 Configurações das Usinas Termelétricas a Gás Natural

O avanço da tecnologia dos últimos anos no desenho e construção de turbinas mais

eficientes, os usos mais exigentes do mercado energético pelas questões ambientais, e a busca

do aproveitamento eficiente de recursos energéticos, fizeram o desenvolvimento de

configurações mais eficientes das usinas termelétricas na geração de energia elétrica. Tendo

no primeiro momento usinas termelétricas em ciclo simples, para logo se implantarem

aproveitamentos em ciclo combinado, além disso, dos combustíveis utilizados e as

configurações das usinas sejam em ciclo simples ou combinado, o gás natural é sim duvida a

que oferece maiores vantagens com respeito aos outros tipos de combustível.

2.3.1 Ciclo Simples

Este tipo de ciclo é caracterizado pela operação isolada da usina, como o

aproveitamento energético em turbinas a gás, com características de configuração e operação

em ciclo aberto e fechado. Do mesmo modo em usinas com turbinas a vapor, usinas com

características de configuração que operadas de forma isolada em ciclo a vapor é

caracterizado como ciclo simples. Além disso, as usinas térmicas que possam operar com

maquinas de combustão interna como os de ciclo diesel.

No caso das usinas com turbinas a gás, os gases resultantes do processo de

combustão, logo de seu aproveitamento na turbina, são devolvidos ao médio ambiente, ainda

a altas temperaturas, os que não são reaproveitados eficientemente para gerar trabalho, o que

faz que o ciclo seja ineficiente. O aproveitamento energético só chega aproximadamente na

faixa de 35% na media, então a eficiência térmica das turbinas a gás são relativamente baixas.

10

Isso faz que as usinas isoladas com turbinas a gás, necessitem grandes quantidades

de calor ou aproveitamento da energia, o que traz que os custos operacionais sejam muito

maiores em relação às usinas de ciclo combinado.

2.3.2 Ciclo Combinado

A configuração do ciclo combinado e sua operação consistem na combinação de dois

ou mais ciclos térmicos numa mesma usina, fundamentalmente o objetivo ao se instalarem

este tipo de usinas é para o aproveitamento dos gases de exaustão aquecidos e gerados pelas

turbinas a gás. No aproveitamento dos gases quentes, se gera vapor nas caldeiras de

recuperação de calor HRSG (Heat Recovery Steam Generators), produzindo o vapor

necessário para o acionamento da turbina a vapor.

Formando um sistema para a geração de eletricidade com a maior eficiência possível,

permitindo obter um incremento de potencia de geração acima de 50%, e rendimento superior

ao 60% em conjunto, os ganhos em eficiência em relação ao ciclo simples, permitem que a

usina operando em ciclo combinado tenha custos operacionais muito menores.

O que é tomando em conta no momento de implantação de usinas termelétricas, pelo

fato de ter maior competitividade, em ciclo combinado, no entanto também é possível a

instalação de queima suplementar, nas caldeiras, com o objetivo de incrementar a energia

gerada na turbina a vapor. Na figura 2.4, é apresentado o esquema básico de funcionamento

de uma usina em ciclo combinado.

Figura 2.4: Esquema básico de funcionamento de ciclo combinado __________________ Fonte:http://www.pantanalenergia.com.br/framestructure.asp?operation.asp. Acesso em 01 Jun. 2010.

11

2.4 Principais Características de Termelétricas a Gás Natural.

O posicionamento nos últimos anos como uma opção atrativa e escolhida por grande

parte dos empreendedores, órgãos de financiamento, governos e construtores de usinas

termelétricas, permitiram a expansão da geração da termeletricidade à base de gás natural,

principalmente, em países onde se tem o recurso energético, como no caso de alguns países de

nosso continente como o Brasil, Argentina, Venezuela, Peru e outros países da região,

(GasNet, 2010).

O gás natural é aproveitado como uma fonte energética complementar necessária no

suprimento da demanda elétrica dos mercados elétricos que possuam o recurso, que ao serem

implantadas na maioria dos países passam a formar complementariamente um sistema

hidrotérmico. Tendo principalmente vantagens na flexibilidade operacional que apresenta em

relação a outros tipos de combustíveis, ou mesmo pela melhor eficiência energética obtida a

partir da geração em turbinas a gás e ciclo combinado.

As características mais importantes que apresentam estas usinas estão em seu

processo de utilização do combustível em turbinas a gás e a vapor, associadas ou não numa

mesma usina. Ambas geram energia elétrica a partir da queima do mesmo combustível

(MELLO, 2006).

Pelo fato do combustível possuir melhores propriedades e características, em quanto,

aos custos de suprimento, à poluição e qualidade na combustão, entre outras características

diferenciadas dentre dos hidrocarbonetos, é sim duvida o combustível mais nobre, as

vantagens em comparação aos demais combustíveis fósseis, são significativas, algumas delas

são citadas em (PINHEL, 2000) e que caracterizam as termeletricas de gas natural:

• Apresenta combustão completa;

• Reduz o tempo e o número de paradas para manutenção;

• Aumenta a disponibilidade e vida útil dos equipamentos;

• Dispensa a estocagem e reduz o custo de transporte;

• Proporciona maior rendimento térmico;

• Apresenta composição química constante e isenta de compostos pesados;

• Atende às variações abruptas de vazão e dispensa o pré-aquecimento;

• Não se acumula no ambiente, é mais leve do que o ar, proporcionando maior

segurança operacional; e

• Possui baixo teor de compostos de enxofre e não emite cinzas e particulados.

12

Desde o ponto de vista econômica e ambiental as usinas termelétricas a gás natural

confirmam suas vantagens com respeito a outros combustíveis, com custos de capital menores

em sua construção e manutenção, facilidade na implantação com respeito a outras tecnologias,

caso as nucleares ou do carvão, e com menores indicadores de poluição.

Nas usinas termelétricas geralmente na geração de energia elétrica de grande

capacidade em ciclo combinado, as turbinas a gás representam em geral as 2/3 partes da

geração total de energia da usina, e o restante 1/3, é obtido com uma ou mais turbinas de

vapor. As configurações dessas usinas estão numa composição de uma o mais turbinas a gás,

e o restante com turbinas a vapor, podendo existir usinas com uma única turbina a gás.

Em instalações de uma única turbina a gás dois arranjos são possíveis: O mais

tradicional prevê geradores elétricos separados, acoplados à turbina a gás e à turbina a vapor;

A outra é ter a turbina a gás e a turbina a vapor acopladas num único eixo, para acionarem um

único gerador. Esta ultima, limita a capacidade total da usina pela dificuldade de ter uma

única turbina a gás e traz problemas de parada total, se uma das máquinas apresentarem

problemas. Desta forma, a preferência é para as instalações com mais de uma turbina a gás

(MELLO, 2006).

Por outro lado nas instalações com mais de uma turbina a gás, a maioria das usinas a

gás natural adota a configuração de ter uma turbina a gás a mais, pela redução dos riscos de

paralisação e eliminação do limite à capacidade da usina. Um modelo clássico é o chamado 2

+ 1, com duas turbinas a gás iguais, cada uma com seu HRSG, e uma a vapor da mesma

capacidade (MELLO, 2006).

É possível usar três geradores elétricos do mesmo porte para as três turbinas, com

transformadores e demais equipamentos elétricos padronizados. No entanto também existem

usinas com configurações de 2 + 2, 3 + 2, 5 + 1 dependendo da capacidade de cada turbina e

configuração da usina.

O emprego de grandes turbinas a vapor, entretanto, traz dificuldades técnicas à

medida que aumenta o número das caldeiras de recuperação de calor em paralelo. Se for o

caso, na configuração é possível a flexibilidade na operação reduzindo a capacidade total à

metade ou parar uma turbina a gás e seu respectivo HRSG. Caso a turbina a vapor pare, pode-

se operar em modo "bypass", com grande redução na eficiência térmica. Em modo bypass,

todo o vapor produzido nos HRSGs é direcionado diretamente ao condensador, e não produz

trabalho útil na turbina a vapor (PANTANAL ENERGIA, 2010).

13

É importante considerar a divisão equilibrada da carga entre as turbinas a gás e vapor

nas distintas configurações no intuito de harmonizar temperaturas e pressões no vapor

produzido nos HRSGs.

Outra característica importante é a disponibilidade de água, para os sistemas de

resfriamento da usina, para o processo na geração de vapor, e outros usos dentro dos sistemas

auxiliares, o que envolve um alto consumo de água, que tem que ser tomado em conta, no

momento da implantação e sua posterior operação, pelo eventual interação com o meio.

2.4.1 Operação

A operação eficiente de usinas termelétricas de ciclo combinado nos últimos anos

evoluiu bastante, no intuito de assegurar a disponibilidade da usina, a operação em níveis

elevados de eficiência e confiabilidade. Além disso, as melhores adoções na configuração da

usina e a prática dos melhores procedimentos na operação da usina elevaram

consideravelmente os níveis de confiabilidade das usinas.

Têm-se dois frentes, um é a operação propriamente dita da usina, que compete ao

pessoal de operação da usina, com o cumprimento dos procedimentos e regulamentações na

operação eficiente e segura da usina, em regime estacionário, na partida e parada da usina, sua

programação e atividades dos trabalhos de manutenção, etc.

O outro frente e a operação externa do sistema elétrico prevista pelo operador

nacional do sistema, e gerencia a inter-relação com a usina. Caracteriza-se nesta coordenação

da operação a busca de eficiência e custo de operação a diferentes cargas, taxa de tomada e

rejeição de carga, duração da partida e consumo de combustível durante a mesma,

mobilidade, controle da freqüência, etc. Estas características constituem a base da tomada de

decisões durante o despacho econômico do sistema (LORA; NASCIMENTO, 2004).

Nesse sentido também é definido pelos autores que a operação das centrais

termelétricas num mercado competitivo, faz a busca da otimização dos custos operativos da

operação e manutenção da usina, também se precisa garantir a alta disponibilidade e

confiabilidade durante a operação. Atualmente têm-se ferramentas de gestão dos indicadores

como o (benchmarking) na definição de pontos de referencia para a comparação do

desempenho.

14

Algumas das particularidades principais detalhadas da operação de centrais

termelétricas por (LORA; NASCIMENTO, 2004) são:

• Continuidade do trabalho;

• Operação da usina em correspondência com a função e gráfico de carga do

despacho programado, o que exige alta manobrabilidade, disponibilidade do

equipamento, do combustível, condições adicionais de operação e qualificação

do pessoal técnico.

• Participação da usina na regulação da freqüência do sistema elétrico. Pelas

oscilações que ela tem devido à variação continua da carga. As usinas

termelétricas caracterizam-se pela rápida tomada de carga elétrica, quando

mantidas em reserva rotativa;

• Dependência dos regimes e indicadores de operação de fatores meteorológicos.

A temperatura do ar e da água de resfriamento, afeta a eficiência e a carga de

operação, tanto em usinas termelétricas com ciclos a vapor como de ciclo

combinado;

• Prioridade da confiabilidade do equipamento sobre outros indicadores;

• Necessidade da qualificação continua do pessoal de operação.

• Difusão extensa de sistemas de controle automático nas centrais termelétricas;

• Necessidade de satisfação das necessidades próprias da usina com eletricidade;

• Necessidade de controle e supervisão contínuos sobre o estado dos

equipamentos (vibrações, sobreaquecimento das maquinas, estado do metal,

cambio programado de peças, etc.) e da realização de testes de desempenho,

visando à implementação de avançados sistemas de registro de falhas, e

planejamento da manutenção;

• Necessidade de observação rigorosa das normas de segurança e proteção do

trabalho;

• Necessidade de implementação de sistemas de proteção do meio ambiente;

2.4.2 Manutenção

A tendência atual na manutenção de usinas termelétricas é a estruturação de

programas de manutenção que possam evitar as atuações de manutenção corretiva, o

15

desenvolvimento de estratégias planejadas baseadas no monitoramento continuo (on-line).

Assim como a programação adequada dos trabalhos de manutenção e acompanhamento da

condição de operação de seus principais componentes é importante.

Nesse sentido em (LORA; NASCIMENTO, 2004) indica que o sistema de

manutenção nas usinas termelétricas deve garantir:

• O controle do estado, conservação e revisão do equipamento;

• O planejamento da freqüência de manutenção, elaboração de gráficos e

necessidades materiais;

• A preparação da manutenção do ponto de vista da organizacional;

• A realização da supervisão dos trabalhos de manutenção;

• A fiscalização e controle dos custos de manutenção;

Alias que o planejamento da manutenção feito como processo do sistema considera

alguns fatores que influem em sua elaboração e execução, também mencionada pelos autores

citados, estas são:

• As recomendações do fabricante em relação à manutenção;

• Os resultados do diagnostico do estado técnico do equipamento;

• A necessidade de cumprir com um determinado fator de disponibilidade;

• As particularidades do projeto do equipamento;

• O custo das paradas;

• O tipo de combustível utilizado;

• Requerimentos da reserva;

• Necessidade de manter as emissões ao meio ambiente nos níveis requeridos

pelos órgãos ambientais.

A busca da disponibilidade continua e a diminuição de custos de manutenção é tão

importante quanto aos procedimentos de projeto e construção dos equipamentos e operação da

usina. Podem-se utilizar os custos de manutenção como índices gerenciais, ou seja, índices

que auxiliem o gerenciamento da usina. A realização da manutenção é vista como uma boa

prática, uma atividade que produz redução nos custos de produção da usina, e sua medição é

uma ferramenta muito útil para o controle e gestão dela (KONDO, 2007).

16

Existe uma relação e complementaridade da operação com a manutenção de uma

usina termelétrica, uma adequada operação diminui os níveis de indisponibilidade da usina,

assim como um bom planejamento da manutenção traz uma boa operação.

2.5 Gás Natural

O gás natural é um dos principais combustíveis utilizados na matriz energética

mundial, e na geração de energia elétrica, combustível fóssil composto por hidrocarbonetos

com pequenas cadeias de carbono, principalmente o metano (CH4). O que indica que é uma

porção ou derivado do petróleo, em estado gasoso em condições atmosféricas de pressão e

temperatura é inodoro e incolor.

A associação internacional do Gás classifica o gás natural como uma mistura de

hidrocarbonetos, contendo pequenas quantidades de outros compostos químicos, encontrada

em fase gasosa, ou em solução com o petróleo, em reservatórios naturais subterrâneos

(FADIGAS, 1998).

Sua produção e características específicas dependem da jazida, estão referidas como

gás associado e gás não associado em função de sua localização e tipo de jazida, de onde são

exploradas. Podem-se encontrar na forma livre o dissolvido em óleo. Em um reservatório

predominantemente de petróleo o gás é associado, ou de forma livre sim predominância de

petróleo é gás não associado (DEMORI, 2004).

A qualidade do gás natural como combustível comparada a outros combustíveis vem

de suas propriedades químicas e físicas. Ele é limpo de impurezas e com baixo índice de

compostos de enxofre e nitrogenado, fazendo que ela tenha maiores vantagens na combustão

e diminuição na geração de outros compostos poluidores.

Tendo uma menor emissão dos gases de exaustado como os gases carbônicos COx

(gás de efeito estufa, que contribui ao aquecimento global), óxidos de enxofre SOx (gás que

contribui para a chuva ácida) e dos óxidos de nitrogênio NOx (gás que ataca a camada de

ozônio), após a combustão do gás natural nas usinas termelétricas, em relação a outros

combustíveis. Vantagens apresentadas pelo estado gasoso em que se encontra, sendo a

combustão do combustível quase de forma completa e limpa nas usinas.

Algumas vantagens gerais que o gás natural apresenta é sua densidade relativa ao ar

atmosférico, sendo inferior a 1, não apresenta toxidade, seu limite de inflamabilidade inferior

17

é alto, e com faixa entre os limites de inflamabilidade inferior e superior estreita, não é

explosivo (GasNet, 2010).

O suprimento do gás natural em forma geral é por dutos, desde as jazidas até os

locais de consumo como as usinas termelétricas, mais também a cadeia de valor do gás tem

diferentes fases até chegar aos pontos de consumo, elas passam pela exploração e produção

(Upstream), liquefação e compressão (Midstream) e seu transporte, armazenagem e

distribuição (Downstream).

3. SETOR ELÉTRICO PERUANO

O desenvolvimento do mercado elétrico peruano, através de sua história passou por

diferentes etapas. Suas características principais foram desde sua criação, que a iniciativa

privada foi quem desenvolveu o sistema elétrico peruano, mediante concessões outorgadas

pelo estado a agentes privados, após passar pela estatização durante o período da ditadura

militar dos anos 70, a reestruturação do setor num novo modelo na década dos anos 90, até

sua expansão e diversificação atual, teve mudanças significativas.

O setor elétrico peruano, da mesma forma que em outros países da América do Sul,

como em Brasil, quase no mesmo período, início dos anos 90 até o fim dessa década, teve

mudanças significativas, pelas reformas aplicadas no setor e que refletiram diretamente em

sua estrutura operativa.

Tais reformas foram originadas pelos sérios problemas de desequilíbrio

macroeconômico em diversos países com economias emergentes da região. No caso peruano,

os baixos níveis de produtividade das empresas elétricas estatais, problemas de financiamento,

má gestão, resultaram em baixos níveis de qualidade comercial e técnica; além da influência

das políticas macroeconômicas de organismos de financiamento internacional, como por

exemplo, o Fundo Monetário Internacional (FMI), através de incentivos para o investimento

em infraestrutura mediante agentes privados.

Nesse sentido, no Peru foi implantada, mediante a reforma do setor elétrico, em

1992, a liberação do mercado elétrico: a abertura ao livre mercado, privatizações da

infraestrutura do setor, principalmente nos segmentos da geração e transmissão. Agindo no

sentido de desverticalizar aquele setor, da mesma forma que acontecia em outros países.

Constituindo assim uma nova etapa na evolução do setor elétrico peruano, deixando de ser o

18

estado o detentor absoluto da infraestrutura elétrica, passando ao setor privado a

administração do setor.

Desde então, a evolução do setor elétrico peruano em quanto a seu marco

regulatório, à integração de sua infraestrutura elétrica mediante a interligação de suas regiões,

a criação e centralização da operação de seu sistema elétrico, mediante um único operador

nacional, assim como a criação de uma agencia reguladora e o mercado Spot de venda de

energia marcou o ponto de inicio do novo modelo do setor elétrico peruano.

O estado passou a ter a função basicamente de agente promotor e indicador do

planejamento da expansão do setor, deixando à iniciativa privada a responsabilidade quanto à

busca da eficiência econômica no suprimento da energia. Assim, com a adoção de políticas

energéticas na diversificação da matriz elétrica, o estabelecimento de políticas de uso eficiente

de energia, até a recente assinatura de acordo de integração elétrica entre os governos do Peru

e Brasil.

Estas são algumas características gerais do setor elétrico peruano que não são tão diferentes aos de outros países da região.

3.1 Antecedentes do Setor Elétrico Peruano

A história da eletricidade no Peru teve início com participação da iniciativa privada,

que se tem registro em 15 de maio de 1886, através da empresa Peruvian Electric Contruction

and Supply Company, inaugurando uma rede pública elétrica na cidade de Lima. Alimentado

por uma térmica a vapor, uma única máquina de 500 cavalos de força, movida por uma só

caldeira a carvão, sendo similar à primeira máquina a vapor instalada, 4 anos antes na cidade

de Nova York, EUA. ( REP, 2007).

Posteriormente, com a construção da central térmica de Santa Rosa em 1899, teve o

verdadeiro início da indústria elétrica no Peru. Dali para frente, todas as empresas que foram

constituídas para o novo negócio da eletricidade se encarregavam de construir suas usinas

térmicas ou hidráulicas, além de suas próprias linhas de transmissão e distribuição no

atendimento dos usuários finais (REP, 2007).

Já no ano 1955, mediante a Lei nº 12378, o estado peruano regulamentou os

mecanismos de participação privada, que instituiu um regime de licenciamento com o

compromisso de aumentar a capacidade de geração em 10% ao ano, no sistema elétrico do

país.

19

No entanto, no inicio dos anos 70, houve profundas mudanças no setor elétrico

peruano, o que aconteceu em 1972 quando o governo militar de fato expropria a indústria da

eletricidade dos agentes privados para convertê-las em empresas estatais através da Lei n.º

19.521 e criou a empresa de eletricidade ELECTROPERU (Companhia de Eletricidade do

Peru). Tornando-se proprietário de todos os ativos em geração, transmissão e distribuição, e

passando a ser responsável pela prestação do serviço e planejamento da expansão e

encarregado pelos novos investimentos, (CAMPODÓNICO, 2008).

Já na década de 90 foi privatizado quase todo o setor de eletricidade e de

hidrocarbonetos, mediante a promulgação da Lei 25844, Lei de Concessões Elétricas (LCE),

que em 1992 estabeleceu uma reforma institucional no setor elétrico peruano, num novo

modelo, transformando o setor, com a desverticalização das atividades elétricas de geração,

transmissão e distribuição em segmentos independentes, e uma nova estrutura tarifaria (custos

marginais), nos anos seguintes o estabelecimento da operação centralizada e a criação de uma

agencia de regulação.

Como parte das transformações entre os anos 1993-94, foi privatizada Electroperú,

empresa estatal que tinha o monopólio da geração, transmissão e distribuição de eletricidade,

após as privatizações o estado ficou com poucas usinas, já que a maior parte das usinas e

linhas de transmissão de propriedade de Electroperú foi vendida, uma das que ficaram ainda

em mãos da empresa estatal é a usina hidrelétrica Mantaro que é a maior usina em operação

atualmente, (CAMPODÓNICO, 2008).

O mesmo aconteceu com as empresas de transmissão de eletricidade, foi privatizada

em sua totalidade em 2002, e atualmente todas as empresas de transmissão são privadas. Em

quanto às empresas de distribuição foram privatizadas parcialmente, a primeira cidade onde

foi privatizada foi em Lima, posteriormente na cidade de Ica em 1996, atualmente ainda

existem algumas empresas estatais de distribuição.

Desde a reestruturação do setor elétrico peruano em 1992 até o presente sofreu

transformações que no contexto de sua política energética, assim como de sua política

econômica, baseia-se na abertura de livre mercado, o estado atua só como uma entidade que

estabelece as normas gerais para a promoção do investimento privado.

Nesse sentido, no Peru foi implantada, mediante a reforma do setor em 1992 a

liberalização de seu mercado elétrico, com base nas privatizações da infraestrutura do setor

principalmente nos segmentos da geração e transmissão e a implantação de infraestrutura

proveniente do setor privado, adotando em sintonia com outros países da região, a

desverticalização de seu setor.

20

Constituíu-se assim uma nova etapa na evolução do setor elétrico peruano, passando

ao setor privado a administração da cadeia de suprimento da energia elétrica tendo a geração,

transmissão, distribuição e comercialização em forma independente, ficando atrás a etapa

onde o estado foi o detentor absoluto da infraestrutura elétrica, mediante empresas

constituídas e administradas pelo estado em todos os segmentos.

Com a reestruturação do setor até a atualidade, a evolução quanto o seu marco

regulatório, a integração de sua infraestrutura elétrica mediante a interligação de suas regiões

num único Sistema Elétrico Interligado Nacional (SEIN), a criação e centralização da

operação de seu sistema elétrico, mediante um único operador nacional, a criação de uma

agencia reguladora, e o mercado Spot de venda de energia, foram importantes em seu

desenvolvimento.

O estado passou a ter a função basicamente de agente promotor e indicador do

planejamento da expansão do setor, deixando ao setor privado a responsabilidade de buscar a

eficiência econômica no suprimento da energia.

A adoção de políticas energéticas de diversificação de sua matriz elétrica, o

estabelecimento de políticas de uso eficiente de energia, o aproveitamento do gás natural de

Camisea e o recente acordo de integração elétrica assinado entre os governos do Peru e Brasil,

são algumas características gerais do setor elétrico peruano que não são tão diferentes aos de

outros países da região.

Estas políticas transformaram o setor de geração elétrica com predominância das

hidroelétricas, num sistema hidrotérmico, com forte participação da geração térmica a gás

natural nos últimos dez anos, projetando se a diversificar sua matriz elétrica com a exploração

de fontes renováveis não tradicionais de energia como a energia eólica, biomassa entre outras

fontes energéticas.

3.2 Caracterização do Mercado Elétrico Peruano

O modelo atual do setor elétrico peruano após o processo de privatização dos

segmentos da geração, transmissão e parte da distribuição, encontra-se numa nova etapa que

traz características similares as de outros países da região. Sua política energética, assim como

sua política econômica, há duas décadas, baseia-se na abertura de livre mercado, ou seja, o

estado atua só como uma entidade que estabelece as normas gerais para a promoção do

investimento privado na expansão da infraestrutura do setor. No planejamento, o governo,

através do ministério do setor, fez o último plano nacional energético em 2002, desde então

21

existem planos referenciais, tanto no setor elétrico quanto no setor de como de

hidrocarbonetos.

3.2.1 Sistema Elétrico Interligado Nacional (SEIN)

A implantação do atual sistema elétrico interligado nacional peruano SEIN, foi muito

complexo. Principalmente por causa da difícil situação geográfica de seu território, pelo

acesso complexo aos lugares por onde as linhas de transmissão foram construídas, alguns

foram construídos acima dos cinco mil metros acima do nível do mar em zonas montanhosas

inacessíveis. Além disso, pelas diferenças existentes na construção das linhas na costa

peruana em comparação com as da serra dos Andes.

No Peru a construção e operação de linhas de transmissão de alta tensão elétrica

inicia-se em 1938, com a entrada em operação comercial da central hidroelétrica Juan Carioso

localizado em Callahuanca perto da cidade de Lima que gerava 36,55 MW. Interligava a

usina com a cidade de Lima, capital do estado Peruano, através uma linha em dois cabos de

60 kV com 52,5 km de extensão, (REP, 2007).

Já nos anos 1956 e 1957 foi elaborado o primeiro plano de eletrificação nacional que

contemplava o desenvolvimento elétrico peruano até 1975. Posteriormente em 1965, com a

entrada em operação da nova central hidrelétrica Huinco, foi construída a primeira linha em

220 kV em dois circuitos, de 62 km que alimentava à cidade de Lima.

No período de 1973 teve início a primeira interligação do sistema elétrico peruano,

com a inauguração de seu maior complexo hidroenergético, o Mantaro. Foram construídos

1000 km de linhas de transmissão elétrica de 220 kV, interligando uma boa parte das cidades

do norte, centro e centro sul do Peru.

Durante a nova tendência de reforma e desverticalização do setor, que teve início em

1992 com a promulgação da LCE, a empresa estatal ELETROPERU, que tinha mais de 80%

de participação no mercado elétrico, iniciou a transferência de seus ativos em geração,

transmissão e algumas empresas de distribuição ao setor privado (REP, 2007). Em 1994 se

configurou os subsistemas ou mercados regionais, o primeiro compreendido na região centro

e norte (ETECEN)2, e o segundo na região sul (ETESUR)3.

2 Empresa transmissora criada para administrar o sistema interligado Centro – Norte peruano. 3 Empresa transmissora criada para administrar o sistema interligado Sul. Logo privatizadas.

22

Finalmente, em 1998, após a outorga da concessão da construção, manutenção e

operação da linha de interligação dos dois subsistemas elétricos entre as regiões Centro–Norte

e Sul, num único sistema elétrico nacional, ao consorcio privado TRANSMANTARO4. Em

08 de outubro do ano 2000 o Sistema Elétrico Interligado Nacional (SEIN) é inaugurado,

entanto, no mesmo período e após interligação, houve a privatização completa das empresas

transmissoras, a partir dessa data a operação comercial em forma integral e centralizada é

realizada no SEIN.

A interligação permitiu ao país garantir um melhor aproveitamento de seus recursos

energéticos e a diversificação da oferta elétrica, além de tornar eficiente a operação, expansão

e diminuir o custo global econômico do setor, mesmo havendo uma estrutura monopólica em

termos de mercado.

Atualmente, a transmissão elétrica no SEIN é realizada através dos sistemas

principais e secundários de transmissão. A partir do ano 2006, na promulgação da LADEGE5,

a denominação foi mudada para o sistema garantido e sistema complementário de transmissão

para as novas linhas a construir no sistema.

A transmissão elétrica no SEIN no momento é feita em três níveis de tensão, em 220

kV, 138 kV e 69 kV. Sendo que no período de 1995 até 2009 as linhas de transmissão nos

níveis de tensão em 220 kV e 138 kV tiveram uma expansão da ordem de 83% e 117%

respectivamente, o que significou um crescimento médio anual de 4% e 6% (PERÚ

MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS, 2009a).

Até o 2009 foram construídas 15950 km de extensão total de linhas de transmissão

elétrica no SEIN e 369 km nos sistemas isolados do setor elétrico peruano. Além disso, no

mesmo ano foi concedida mediante leilão, a construção de duas linhas em 500 kV, e outras

três em 220 kV. Com isso, no curto e médio prazo o SEIN peruano terá interligação elétrica

em linhas de transmissão de 500 kV, entre o Norte, Centro e Sul do país; nível de tensão que

incrementará a segurança e confiabilidade de seu sistema entre suas principais regiões e

cidades.

Na planificação e expansão da transmissão, no presente ano, foi elaborado o Primeiro

Plano de Transmissão (PPT) do SEIN que tenta assegurar sua expansão eficiente, considera as

interligações internacionais e a implantação de novas linhas de transporte de eletricidade.

4 Empresa constituída em 1998 por Hydro Québec, que fez possível a interligação elétrica nacional. 5 Conhecida como lei para assegurar o desenvolvimento eficiente da geração elétrica, promulgada no 2009.

23

Além disso, atualmente o SEIN tem interligação elétrica internacional com o Equador,

mediante uma linha em 220 kV, sendo que no ano 2009 ao Equador foi exportado 58022,7

MWh de energia.

A cobertura elétrica do país no SEIN esta garantido, quase na maior parte do

território peruano como é mostrado na figura 4, cobrindo aproximadamente 85% do território

e atendendo 90% da demanda elétrica do país. Ainda, contudo há cidades com sistemas

elétricos isolados, principalmente na Amazônia devido ao difícil acesso. Alguns fatores

fizeram com que ainda não fosse feita sua interligação ao SEIN, um deles é a demanda

pequena destas cidades e a falta de atratividade em termos de mercado, para a construção de

linhas de longas distâncias e de áreas de difícil acesso.

No entanto, nos últimos anos o governo peruano adotou uma política social

conhecida como “Luz para todos”, programa social que vem subsidiando os investimentos na

ampliação da rede elétrica peruana. Pretende-se alcançar a cobertura elétrica do país em 94%

até 2011.

Além disso, se prevê a expansão do sistema de transmissão do SEIN, com mais

linhas de reforço e ampliação, para ter maior segurança e confiabilidade, em níveis de tensão

elétrica de 500 kV, 220 kV e outros em níveis de tensão menores, para uma maior interligação

e cobertura do país, de acordo com a pré publicação do primeiro plano de transmissão (PPT)

apresentado pelo COES, que ainda está em revisão pelo órgão regulador e o ministério do

setor para sua aprovação e publicação definitiva.

Nos planos de expansão da transmissão do SEIN, também esta sendo considerada a

interligação elétrica com o Brasil, e as linhas que formarão parte do convenio de interligação

elétrica Peru – Brasil, que permitirão a exportação de energia elétrica do mercado elétrico

peruano ao Brasil.

24

Figura 3.1: Mapa do Sistema Elétrico Interligado Nacional Peruano (SEIN) de 2010. __________________ Fonte:http://www.minem.gob.pe/sector.php?idSector=6 . Acesso em 01 Jul. 2010.

25

3.2.2 Geração

O segmento da geração, desde a reforma do setor no ano de 1992, mediante a LCE

foi concebido com o objetivo de gerar competência em termos de mercado, por meio da busca

da otimização dos custos de despacho e geração de energia elétrica no mercado elétrico

peruano.

A LCE estabelece que o despacho econômico das usinas é por ordem de mérito em

função do menor custo variável de geração. As usinas hidrelétricas geram energia na base da

carga por serem as mais baratas do SEIN. No entanto as menos eficientes e mais caras como o

as usinas termelétricas a diesel ao final da curva de carga, ou mantêm-se como reserva. No

meio participam outras tecnologias como as usinas termelétricas a gás natural, carvão e óleo

combustível tendo uma eficiência relativa variável.

Em termos de competitividade das empresas, a busca por um sistema com menor

custo econômico global é importante. Alías, para as empresas geradoras, a melhor localização

na ordem de despacho é estratégica economicamente. Mesmo que o COES possa despachar as

usinas fora da ordem de mérito, no intuito de atender a confiabilidade do sistema e as

congestões nas linhas de transmissão.

Atualmente, a geração ou oferta total do setor elétrico peruano é composta pelas

usinas geradoras do SEIN, sistemas isolados e pelos produtores livres. Desta forma, no ano

2009 a oferta total nacional de geração, ou seja, a potência instalada do país foi de 7953 MW,

dali corresponderam ao SEIN 6656 MW6 e 1296 MW ao sistema isolado, o que corresponde a

84% e 16% da capacidade instalada total do país respectivamente (PERÚ MINISTERIO DE

ENERGIA Y MINAS, 2009).

A evolução da capacidade instalada e participação por tipo de fonte energética no

SEIN do período do ano 2001 até o 2009 são mostrados na tabela 1. Em quanto à capacidade

de geração para o ano 2009 foi de 5848 MW, frente a uma demanda máxima de 4322 MW

tendo uma porcentagem de reserva no SEIN de 35%.

No ano 2009 a capacidade das usinas hidrelétricas representou aproximadamente

48% e o restante 52% proveniente de usinas termelétricas. Então se pode dizer que a

capacidade da matriz elétrica peruana está composta principalmente por geradoras

hidrelétricas e termelétricas a gás natural, óleo combustível, diesel e carvão, formando o

sistema hidrotérmico. O resto é gerado por usinas de fontes não tradicionais como a geração

6 Inclui a capacidade instalada correspondente a geradores livres ou independentes.

26

eólica, bagaço de cana e PCHs em quantidades muito menores (COES, 2010).

Tabela 1 - Evolução da Potencia Efetiva por Fonte, Reserva e a Máxima Demanda do SEIN.

Fonte 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009Hidrica 2603 2626 2626 2626 2785 2789 2789 2781 2858

Gás Natural 238 238 253 602 731 1073 1556 1557 2049

Carbão 141 141 141 141 141 142 142 142 142

Diesel+ Oleo Comb. 1400 1398 1361 966 814 797 685 668 799

Potencia Efetiva Total 4383 4402 4381 4336 4471 4800 5152 5147 5848

Demanda Maxima 2792 2908 2965 3131 3305 3305 3580 3966 4322Reserva 57% 51% 48% 39% 35% 45% 44% 30% 35%

Fonte: Osinergmin, Disponível em: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm. Acesso em 30 Jul. 2010.

A evolução da potencia efetiva do SEIN por fonte energética teve maior crescimento

nos últimos anos, na implantação de termelétricas a partir de gás natural apresentando uma

participação no ano 2009 em torno de 35% como é mostrado na figura 3.2

.

Figura 3.2: Porcentagem de participação por fonte energética na potencia efetiva do SEIN em 2009. __________________ Fonte: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm. Acesso em 30 Jul. 2010.

Para o ano 2009, o crescimento da potencia efetiva do SEIN foi de 13,6%, e a

demanda máxima cresceu em 2,9%, o que permitiu o incremento da margem de reserva em

relação ao ano 2008, mas diminuiu por sua vez em relação ao ano 2001, onde havia uma

margem de 57% contra 35% no 2009, como mostra a figura 3.3.

27

Figura 3.3: Evolução da Potencia Efetiva, Reserva e Demanda Máxima do SEIN até 2009. __________________ Fonte: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm. Acesso em 30 Jul. 2010.

A produção anual, total de energia elétrica gerada no SEIN no ano 2009 foi 29807

GW.h. sendo 62,9% de fonte hidrelétrica e 37,1% termelétrica. Sendo a geração hidrelétrica a

fonte energética com maior participação na produção total de energia, o que mostra que o

mercado elétrico peruano é hidrotérmico (OSINERGMIN, 2010).

Mesmo com a capacidade instalada tendo um maior crescimento de origem térmica,

principalmente das termelétricas a gás natural, a dependência da hidroeletricidade na matriz

elétrica peruana ainda é alta.

No entanto, a produção de energia no SEIN, de forma geral, no ano 2009 teve um

crescimento de 0,8% em comparação a 2008. Crescimento bastante inferior, em relação aos

anos anteriores, originado pelo estancamento da demanda, derivada da crise econômica

internacional ocorrida no mesmo período, o que refletiu diretamente na retração da produção

do setor.

As empresas mais importantes e que tiveram a maior participação na energia

produzida no SEIN peruano no 2009 foram: Edegel, Elétroperú, e Enersur com 25%, 24% e

15,9% do total, respectivamente, e o restante produzido por outras com menor participação,

como é mostrado na figura 3.4, de um total de vinte empresas geradoras em operação

comercial.

28

Figura 3.4: Produção de Energia por Empresas no SEIN 20097. __________________ Fonte: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm. Acesso em 30 Jul. 2010.

A participação das principais fontes energeticas na matriz elétrica durante o ano 2009

são apresentados na figura 3.5, nela se podem observar principalmente a participação

maioritaria da hidrelétricidade complementado por as termelétricas a gás natural e seu

comportamento ao longo do ano em cada mes.

Figura 3.5: Produção de Energia por Fonte de Energia no SEIN 2009. __________________ Fonte: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm. Acesso em 30 Jul. 2010.

7 Nota: Outros incluem as empresas com participação menor ao 0,5% da produção (Shougesa, Egesur, E. Santa

Cruz, GEPSA, AIPSA e CELEPSA).

29

No presente ano, desde janeiro até o primeiro trimestre, a produção de eletricidade no

SEIN vem crescendo consideravelmente, como o acontecido no mês de julho deste ano que

foi de 12,9% em relação ao mesmo mês do ano 2009.

3.2.3 Transmissão

O transporte da energia elétrica no SEIN desde as subestações elétricas das usinas de

geração até os pontos de entrega as subestações das empresas de distribuição é feito em extra-

alta tensão (EAT) e alta tensão8, os níveis de tensão das linhas de transmissão são de 220 kV,

138 kV, até em 60 kV, e a uma freqüência de 60 Hz. O que é feito em 15950 km de extensão

de linhas de transmissão do SEIN e 369 km dos sistemas isolados de transmissão, como foi

mostrado anteriormente no mapa do sistema interligado nacional peruano.

Atualmente vem sendo construídas três linhas de transmissão elétrica em 500 kV que

interligaram a região central do país, com as regiões norte e sul. Devido a que na região

central estão localizadas as usinas de maior produção de energia, e permitirão ao setor ter

maior confiabilidade e segurança na transmissão da energia elétrica no SEIN, acompanhando

a expansão do setor no país.

3.2.4 Distribuição

Segmento do setor elétrico caracterizada como monopólio natural, a distribuição é

operada sob a condição de leilão ou concessão, limitada por áreas geográficas das regiões e

cidades. Comercializam a energia elétrica, atendendo consumidores finais que são

caracterizados em dois grupos, em função do nível de sua demanda: consumidores livres e

consumidores cativos ou regulados.

No segmento de distribuição a transmissão elétrica opera em sistemas de media e

baixa tensão elétrica, que se encarrega da venda e distribuição da energia adquirida das

empresas geradoras para os consumidores cativos e clientes livres, composta pelas redes de

media tensão (1kV < MT < 30 kV) e baixa tensão (menor a 1 kV), níveis de tensão elétrica

necessária para a distribuição da eletricidade desde as redes e subestações transmissoras até o

consumidor final.

8 As classificações no SEIN dos níveis de transmissão são: (EAT) Extra-Alta Tensão, superior a 100 kV; (AT)

Alta Tensão igual ou superior a 30 kV até 100 kV; (MT) Media Tensão, maiores a 1 kV e inferiores a 30 kV; (BT) Baixa tensão, menores de 1 kV.

30

Uma característica da comercialização da energia elétrica no SEIN é dos

consumidores livres que têm demanda superior a 1MW que podem comprar energia no

mercado atacadista de forma livre e direta das empresas geradoras, de empresas distribuidoras

e/ou implantarem sua própria usina de geração como gerador independente.

Cabe sinalar que na comercialização da energia entre os consumidores livres e as

geradoras são cobertos pela livre competência, por outro lado, as tarifas dos consumidores

livres com contrato assinado com as empresas distribuidoras são reguladas por formarem

parte do grupo do mercado cativo.

No ano 2009, o número de clientes livres que registraram contrato com as empresas

geradoras foi 110, e os que registraram com as empresas distribuidoras foram 159, totalizando

269 consumidores livres no mercado elétrico peruano neste ano.

O número de consumidores cativos no 2009 foi 4878730 atendidas pelas empresas

distribuidoras sendo esta cifra superior em 5,5% em relação ao número de consumidores

regulados do ano 2008. No mesmo ano, o número de empresas de distribuição com concessão

e operações comerciais no mercado elétrico peruano foi 24.

A venda de energia ao cliente final compreendido no SEIN e nos sistemas isolados

(SS AA) teve uma participação de 98% e 2% respectivamente do total nacional como é

mostrado nos esquemas da figura 3.6.

Figura 3.6: Venta de Energia Por tipo de Empresa e Sistema no Setor Elétrico Peruano 2009. __________________ Fonte: http://www.minem.gob.pe/sector.php?idSector=6. Acesso em 15 Ago. 2010.

Os maiores consumidores do mercado elétrico peruano no ano 2009 são os clientes

do setor industrial segundo a tabela 2, seguido pelo setor residencial, comercial e iluminação

publica totalizando 27197 GW.h.

31

Tabela 2 - Venda de Energia em (GW.h) por Setores Economicos do SEIN

S e t o r E c o n ó m ic o 2 0 0 9I n d u s tr ia l 1 4 9 6 4C o m e r c ia l 4 9 2 8R e s id e n c ia l 6 6 2 6I lu m in a ç ã o P u b lic a 6 8 0T o t a l 2 7 1 9 7

Fonte: http://www.minem.gob.pe/sector.php?idSector=6. Acesso em 15 Ago. 2010.

3.2.5 Composição do Mercado Elétrico

A partir da reforma de 1992, mediante a Lei de Concessões Elétricas (LCE) e a

adoção de um novo modelo, o setor elétrico foi divido e estruturado na mesma tendência que

outros países da época, na desverticalização do setor adotado em vários países. Neste sentido,

a cadeia de valor da eletricidade no mercado peruano foi estruturada em segmentos de

geração, transmissão, distribuição e comercialização.

Já no inicio da presente década, após a integração dos sistemas elétricos Centro-Norte e Sul,

num único sistema o SEIN, foi centralizada a operação do SEIN, mediante um único operador

o Comitê de Operação Econômica do Sistema (COES).

Além disso, já com o início da reestruturação do setor, foi criado o Organismo

Supervisor de Investimento em Energia e Mineração (OSINERGMIN), com atividades de

revisão, regulação tarifária e supervisão em matéria energética do setor.

Atualmente, a comercialização no mercado elétrico peruano é realizada em distintos

níveis, partindo do ponto em que a geração e a comercialização são segmentos competitivos,

embora a transmissão e distribuição sejam segmentos de monopólio natural.

A composição do mercado elétrico peruano na comercialização de energia elétrica é

composta por o mercado de serviço público ou mercado regulado, o mercado livre, e pelos

intercâmbios e transferências entre geradoras operadas pelo COES; assim como as transações

entre os diferentes agentes do mercado são mostradas no esquema da figura 3.7, (NADIRA;

MERRILL; ARTHUR, 2007).

32

Figura 3.7: Esquema de tipos de Transações no Mercado Elétrico Peruano.

3.2.5.1 Mercado Regulado

São os clientes do mercado cativo ou consumidores com cargas menores, dos

segmentos residencial, comercial e da pequena indústria com cargas inferiores a 1 MW e que

são atendidos pelas empresas distribuidoras. As tarifas dos consumidores finais do mercado

regulado são reguladas em tarifas nos pontos de conexão da subestação principal do SEIN,

conhecido como tarifas de barra, estas são revisadas e fixadas pelo órgão regulador

(OSINERGMIN) a cada ano no mês de maio.

3.2.5.2 Mercado Livre

São os consumidores grandes, com demandas de cargas superiores a 1MW,

principalmente derivada de atividades da indústria pesada como: a mineração, industria do

cimento, siderúrgicas e outras.

Os consumidores no mercado livre são atendidos via contratos bilaterais diretamente

com as empresas geradoras ou através da comercialização das empresas de distribuição com

os clientes livres. Os contratos são celebrados de maneira livre, desde que sejam determinados

o preço, volume e condições de mercado assumidas pelos agentes sem participação externa.

3.2.5.3 Mercado Inter Geradores

Os intercâmbios e transferências de energia entre geradoras operadas pelo COES são

33

comercializados no mercado de curto prazo (mercado Spot). Esta comercialização e

transferência de energia entre agentes geradores no mercado elétrico peruano é feita ao

mínimo custo da energia, buscando gerar a eficiência econômica e segurança na operação do

SEIN.

3.2.5.4 Exportação

Atualmente, o Peru tem interligação elétrica com o Equador, mediante uma linha de

transmissão elétrica em 220 kV, com capacidade de intercâmbio de 160 MW de potencia.

Pela qual no ano 2009, foi exportado 44634,05 MW.h de energia do SEIN.

A quantidade em quanto à capacidade do país, de ter blocos maiores de exportação

de energia elétrica a seus pares vizinhos ainda são limitadas, pela falta de maior investimento

em sua capacidade instalada. No entanto, o Peru vem implementando diferentes acordos

bilaterais de convenio em cooperação técnica e grupos de trabalho para estudar e avaliar as

futuras interligações internacionais com paises como a Colômbia, Chile, Bolívia e Brasil.

Um dos ultimos acordos bilaterais mais importantes é com o Brasil, em junho de

2010, se teve um avanço significativo na integração energética entre os dois países, mediante

um acordo bilateral assinado pelos presidentes Alan Garcia Pérez de Peru, e Luiz Inácio Lula

da Silva de Brasil, na cidade de Manaos, com o encontro concretizaram-se o acordo de

integração energética Peru - Brasil.

No convenio se considera a exportação de energia excedente gerada em território

peruano, de até 7200 MW de potencia, mediante uma interligação elétrica entre os dois países.

Energia que será gerada em futuras usinas hidrelétricas construídas na região amazônica do

Perú. O que indica que nos próximos anos a capacidade instalada para exportação do Peru,

tera um crescimento consideravel, a partir da construcao das usinas e a integracao elétrica,

que trairão vantagens e viabilizará a interligação regional sul americana.

3.2.6 Situação Atual do Mercado Elétrico

A seguir, é apresentado nos gráficos da figura 3.8 as estatísticas da evolução da

produção e venda de energia no ano 2010, mês de julho, que apresentou uma demanda

superior a10,3% em relação ao mesmo mês do ano 2009. As participações na produção das

fontes energéticas também tiveram diferenças significativas comparadas ao mesmo mês do

ano anterior.

34

Tendo participação, quanto ao tipo de fonte, no suprimento da demanda do setor a

hidroeletricidade com 51%, as termelétricas a gás natural 42%, 4% carvão, 3% de diesel e

óleo combustível e 0,3% de biomassa. A produção total nacional alcançou 12,4% acima do

nível do ano anterior, sendo que 50% da energia gerada foi das hidrelétricas e o restante da

termeletricidade (PERÚ MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS, 2010).

Desta forma as empresas com maior produção e nesse mesmo período foram: Edegel

24%, Eléctroperú 22%, Kallpa 14%, Enersur 11% do total de participação entre outras com

menores participações.

Figura 3.8: Produção Nacional de Energia Elétrica, Por Destino e Recurso Energético Julho 2010.

(**) Corresponde a 8,13 GW.h de energia gerada com biomassa __________________ Fonte: http://www.minem.gob.pe/sector.php?idSector=6. Acesso em 15 Ago. 2010.

Algumas características principais da situação atual do setor elétrico peruano por tipo

de mercado e tipo de energia vendida no setor são mostradas nos gráficos da figura 3.9, onde

nos é mostrada a comparação de vendas de energia do ano 2010 em comparação ao mesmo

mês do ano 2009, registrando um crescimento de 12,9%.

Assim mesmo 45% da venda total do mercado, é feita de geradores e distribuidores

aos consumidores livres, e que representou no mês de julho do ano 2010 um incremento de

17,7% em relação a julho do ano 2009; no mesmo mês e comparado ao ano anterior o

consumo do mercado regulado também teve crescimento de 9,2%.

35

Figura 3.9: Venda de Energia Elétrica por Mercado e Tipo de Empresa, Julho 2010. __________________ Fonte: http://www.minem.gob.pe/sector.php?idSector=6. Acesso em 15 Ago. 2010.

3.3 Principais Órgãos Institucionais do Setor Elétrico Peruano

A reestruturação do sistema elétrico peruano trouxe ao país novos paradigmas na

evolução do setor, após as privatizações e desverticalização de sua estrutura, foram definidas

as funções das instituições na LCE promovendo a competição nos segmentos de geração e

comercialização, e tendo monopólio natural na transmissão e distribuição.

Nesse sentido o estado através do Ministério de Energia e Minas tem o papel

promotor de fixar as principais políticas energéticas, passando ao setor privado o papel da

atuação principal em quanto ao negocio da energia elétrica, fazendo que o governo adotasse

políticas energéticas no sentido de promover o melhor aproveitamento de seus recursos

energéticos, relativamente abundantes como a hidroeletricidade e o gás natural, substituindo

os mais caros e mais poluidores como o diesel ou óleo combustível na geração de energia

elétrica.

Adicionalmente tem-se adotado políticas voltadas à implantação de fontes renováveis

de energia não tradicionais como a energia eólica, solar, geotérmica e das PCHs, a promoção

do uso eficiente da energia e as reformas necessárias que permitam a eficiência econômica no

setor para o melhor desenvolvimento do mercado elétrico peruano.

Os principais órgãos institucionais do setor elétrico peruano que são encarregadas

pela promoção e direção da política energética, a operação centralizada, regulação e

supervisão do setor, são as seguintes.

36

3.3.1 Ministerio de Energía y Minas (MEM)

Instituição representativa do Estado que tem o papel fundamental de elaborar,

designar e executar a política energética do país. Propõe e elabora as leis para a

regulamentação do setor energético, assim como promove o desenvolvimento do setor,

mediante o planejamento referencial, promoção de implantação de novas fontes de geração de

energia, entre outras atividades.

Possui poder concedente nas diferentes atividades do negócio da energia, como a

expedição das autorizações e concessões de exploração de recursos energéticos, avaliação dos

impactos ambientais e supervisão na participação das empresas no mercado energético,

atividades que são estabelecidas e executadas principalmente pela Dirección General de

Electricidad (DGE) no setor elétrico, em forma específica.

O DGE é o órgão técnico normativo encarregado de propor e avaliar a política do

subsetor da eletricidade, além disso, também promove o desenvolvimento das atividades de

geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, orientando, promovendo e

supervisionando as atividades do setor, sua competitividade e desenvolvimento do

investimento privado, alias, busca a adequada competência no mercado (MINISTERIO DE

ENERGIA Y MINAS, 2010).

3.3.2 COES

O Comitê de Operação Econômica do Sistema (COES), instituído na reforma do

setor mediante a Lei de Concessões Elétricas (LCE), de caráter privado sem fins lucrativos é

composto pelas empresas geradoras, transmissoras, distribuidoras e consumidores livres. É

um organismo constituído para coordenar a operação de curto, médio e longo prazo do SEIN

peruano, com o objetivo de despachar a energia ao mínimo custo e de forma centralizada.

Sendo assim, nela são feitas as transferências de comercialização no mercado

atacadista de curto prazo de energia, bem como o planejamento da expansão da transmissão

do SEIN.

3.3.2 OSINERGMIN

Organismo Supervisor do Investimento em Energia e Mineração (OSINERGMIN),

órgão autônomo público, criado em 31 de dezembro de 1996, com a lei n° 26734 Inicialmente

37

foi denominado Organismo Supervisor do Investimento em Energia (OSINERG). Já em 24 de

janeiro de 2007, a lei n° 28964, transferiu ao OSINERG as competências de supervisão e

fiscalização do setor de mineração, proteção ao meio ambiente, segurança e saúde na

mineração. Após essa data a denominação alterou-se para OSINERGMIN.

Organismo de regulação, supervisão e fiscalização do setor elétrico encarregado

principalmente, do cumprimento das disposições legais e técnicas das atividades que são

desenvolvidas pelos agentes nos setores de eletricidade, hidrocarbonetos e mineração. Assim,

é o órgão de regulação do setor elétrico que supervisiona e fiscaliza as atividades elétricas,

zelando pela transparência de suas atividades na revisão tarifaria do setor. Além disso,

supervisa o cumprimento das normas e procedimentos técnicos relativo ao cuidado e proteção

ao meio ambiente.

3.3.3 INDECOPI

O Instituto Nacional de Defesa da Competência e da Proteção da Propriedade

Intelectual (INDECOPI), instituição pública especializada, de caráter jurídico, de direito

público, que tem autonomia funcional, técnica, econômica e administrativa, criado em

novembro de 1992 através da Lei n° 25868, tem funções de promoção do mercado e proteção

dos direitos dos consumidores. Além disso, fomenta na economia a competência honesta,

protege os direitos de patente, direitos de autor, entre outros.

No setor elétrico, sua função principal é a regulação ou fiscalização da lei

antimonopólio, fiscalizando as vendas, fusões e aquisições de empresas do setor, bem como

supervisiona as especificações técnicas, construtivas do equipamento e material utilizado no

setor de hidrocarbonetos e energia, autorizando seu uso no mercado.

3.4 Principais Políticas Regulatórias do Setor

Com a reestruturação do setor elétrico mediante a Lei n° 25844, Lei de Concessões

Elétricas (LCE), em novembro de 1992, modificou-se a organização do mercado elétrico e

foram definidas as funções das instituições relacionadas ao setor, incentivando aos agentes na

ampliação e expansão do setor, busca da eficiência econômica e desenvolvimento sustentável

do país. As principais leis e normas que regulam o setor no momento são:

38

• Lei de Concessões Elétricas (LCE)

• Norma técnica de qualidade dos serviços elétricos (Decreto supremo D.S. n°

020-97-EM de novembro de 1997)

• Lei marco dos órgãos reguladores do Peru (Lei n° 27332, julho 2000)

• Lei de promoção do uso eficiente da energia (Lei n° 27345, setembro 2000)

• Norma técnica para a coordenação da operação dos sistemas interligados

(Resolução Diretorial n° 014-2005-EM/DGE)

• Lei para assegurar o desenvolvimento eficiente da geração elétrica (Lei n°

28832, julho 2006)

• Lei de promoção do investimento para a geração de eletricidade com o uso de

energias renováveis (Decreto Legislativo n° 1002, maio 2008)

Os aspectos mais importantes da regulação do setor, emanados pelo poder público

após a reestruturação e promulgação da LCE, contemplam que os investimentos na atividade

da geração elétrica sejam livres, possibilitando que qualquer agente que possa cumprir certos

requisitos (contar com contrato de concessão ou autorização, segundo seja o caso) possa

competir ou ampliar sua capacidade no mercado de forma livre. O que permite que o

segmento seja considerado potencialmente competitivo, com o benefício que traz a econômica

de escala e os custos globais mais eficientes no aproveitamento da energia (ARISTONDO,

2009).

Por outro lado, a transmissão e distribuição são segmentos do setor que apresentam

características de monopólio natural, atuando sob concessão especial que são remunerados

pelos agentes do sistema. Assim como na distribuição existe a regulação e revisão de preços e

tarifas, o que também permite ganhos de economia de escala.

A comercialização é o segmento do mercado elétrico que permite apresentar

características competitivas pela livre competência na geração, participam dela tanto agentes

de geração e de distribuição na comercialização da energia em forma competitiva, atendendo

os consumidores livres e regulados do sistema.

O suprimento de eletricidade dos usuários finais é feita em condições adequadas que

possam cumprir exigências técnicas internacionais de qualidade, em condições seguras e

confiáveis, reguladas pela norma técnica de qualidade de serviços elétricos (NTCSE).

Por sua vez, a evolução do setor e a necessidade de promover seu desenvolvimento

sustentável permitiram ao governo, nos últimos anos, fazer algumas reformas na regulação do

39

setor. Como a lei que busca assegurar o desenvolvimento eficiente do setor, que trouxe

modificações e melhorias na legislação do setor, que contribuem ao maior desenvolvimento

das atividades do setor e a incentivar melhor os agentes na inversão de infraestrutura do setor

elétrico e ampliar assim sua capacidade instalada. Assim como, redefinir as funções do órgão

operador do sistema COES, que atualmente tem o papel da planificação da transmissão. A

maior promoção e incentivo pelo Estado na utilização dos recursos renováveis não

tradicionais, como as fontes de energia eólica, solar, biomassa e pequenas centrais

hidrelétricas, na diversificação de sua matriz elétrica, entre outras políticas energéticas que

acompanham o desenvolvimento do setor.

Quanto á regulação específica da geração termelétrica, ela está inserida no setor

como parte do segmento da geração, pelo qual sua normatividade está contemplada dentro do

setor como um tipo e fonte de geração elétrica, que tem relação e dependência do gás natural

pelo fato de atualmente ser o combustível, dentre os hidrocarbonetos, com maior participação

na produção térmica de eletricidade.

3.4 Integração Elétrica Peru - Brasil

Existe um acordo bilateral de integração energética assinado entre Peru e Brasil. O

acordo e os convênios assinados prevêem a construção de cinco usinas hidrelétricas de

aproximadamente 7000 MW de potência total, localizadas na Amazônia do Peru. O convênio

contempla a cooperação técnica e financeira do governo do Brasil, mediante a Eletrobrás e

outras empresas brasileiras, assim como o financiamento e desenvolvimento dos estudos e

construção das usinas por parte do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

do Brasil (BNDES).

Em junho do presente ano foi assinado o acordo final de integração energética para o

suprimento de eletricidade ao Peru e a exportação dos excedentes ao Brasil. O marco geral do

acordo prevê a promoção e cooperação na construção de infraestrutura elétrica em território

peruano para a produção de eletricidade, que atenda de forma prioritária a demanda do

mercado elétrico peruano e a exportação dos excedentes mediante a interligação elétrica entre

os dois países.

A capacidade máxima de exportação de energia elétrica contemplada no convênio é

de 6000 MW, mais uma tolerância de 20%, desde que sejam determinados os excedentes de

40

potencia e energia. Para este fim, serão organizados leilões de venda de energia pelo

ministério de energia e minas do Peru.

Como prioridade comprometeu-se a venda de energia ao mercado regulado peruano,

logo ao mercado livre, para finalmente determinar os montantes excedentes para exportação

com contrato fixo por um período de 30 anos ao Brasil.

Considera-se a interligação mediante uma linha de transmissão elétrica de 500 km

aproximadamente, que interligara o local da primeira usina em estudo do convenio9 até a

cidade de Rio Branco10 a uma tensão de 500 kV e freqüência de transmissão elétrica de 60

Hz. Já que os dois países utilizam a mesma freqüência de transmissão elétrica. Estima-se a

entrada em operação da primeira usina do convenio para o ano 2015.

4. TERMELÉTRICAS A GAS NATURAL NO PERU

A geração de energia elétrica de fonte térmica foi a primeira fonte energética a ser

utilizada no Peru em 1886, numa térmica a vapor. Posteriormente as usinas termelétricas que

foram construídas acompanhando a evolução do setor, foram construídas tendo em conta

principalmente o tipo de combustível disponível: no caso principalmente o diesel e óleo

combustível; combustíveis que foram utilizados na geração termelétrica em usinas com

turbinas a vapor, a gás e motores diesel.

A primeira usina que utilizou gás natural foi a usina termelétrica de Malacas em

1975, utilizando o gás natural proveniente das jazidas da costa norte do Peru. No entanto, a

maior utilização e evolução da geração termelétrica com gás natural são recentes; foi a partir

de agosto de 2004, ano em que o gás natural foi disponibilizado para a geração em

termelétricas, com o inicio da operação do gasoduto de transporte do gás natural desde a

jazida de Camisea à cidade de Lima, centro de carga principal e capital do Peru, local no qual

foram construídas novas usinas termelétricas e remodelagem para o uso do gás natural

daquelas que operavam com outros combustíveis, como o diesel e óleo combustível. Dali para

frente a implantação das termelétricas a gás natural, vem crescendo dinamicamente e

constitui, atualmente, a segunda fonte mais importante de geração do Peru..

9 A usina hidrelétrica de Inambari. 10 Cidade brasileira importante mais próxima à fronteira peruna, na floresta Amazônica do sul do Peru.

41

4.1 O Gás Natural no Peru

O gás natural no Peru teve pouco desenvolvimento até antes do início da exploração

das jazidas de Camisea. Até esse momento a indústria do gás natural era dependente de duas

jazidas: a jazida Aguaytia, localizada na floresta amazônica central e as jazidas da costa

noroeste. As explorações e produção limitavam-se aos aproveitamentos locais em

processamento de produtos líquidos derivados do combustível e, em menor proporção, na

geração de energia elétrica em usinas termelétricas instaladas perto das jazidas.

Pelo fato de terem quantidades de reserva menores e a demanda reduzida do

combustível, inviabilizavam o transporte em dutos até os principais lugares de demanda ou

cidades importantes que poderiam aproveitar melhor o recurso energético.

Camisea é atualmente a jazida mais importante de gás natural no Peru. Sua

descoberta data entre os anos 1984 e 1987, na floresta amazônica, sul do Peru, região de

Cusco, a 431 km a leste da cidade de Lima. A operação comercial da jazida teve início em

agosto de 2004 com a chegada do combustível à cidade de Lima, após a inauguração do duto

de transporte e sua disponibilidade para seu uso (OSINERGMIN, 2010).

A partir da exploração das jazidas de Camisea, o Peru teve uma grande oportunidade

de aproveitar seus recursos e diversificar sua matriz energética, além de diminuir sua

dependência da importação do petróleo. A geração de eletricidade com gás natural de

Camisea também trouxe mudanças importantes na matriz elétrica nacional, permitindo ter

uma fonte complementar à hidroeletricidade, com menores custos finais de energia e impactos

ambientais.

As reservas de gás natural de Camisea11 dos lotes 88 e 56 são sem dúvida, as maiores

jazidas de gás natural exploradas até o momento no Peru, permitindo a evolução do setor

energético peruano organizado numa segmentação vertical de quatro fases: exploração,

produção, transporte, e distribuição até o usuário final, por intermédio de dutos de transporte

desde a jazida de Camisea até os pontos de consumo.

11 Jazida adjudicada no ano 2000 para a exploração ou produção até 40 anos, ao consorcio Camisea, formado

por PLUSPETROL 36% (Argentina), Hunt Oil Co. 36% (EE.UU.), SK CorP. 18% (Corea) e Hidrocarburos Andinos 10% (Argentina). O transporte e distribuição por 33 anos, no caso do transporte ao consórcio liderado por Techint 30% (Argentina), PLUSPETROL 19,2% (Argentina), Hunt Oil Co. 19,2% (EE.UU.), SK CorP. 9,6% (Corea), Sonatrach 10% (Argélia) e Graña y Montero 12% (Perú). Após a conformação do consórcio, foi constituída a empresa Transportadora de Gás do Perú (TGP). A distribuição de gás natural na cidade de Lima foi concedida à Tractebel (Grupo Suez, Bélgica) em 2002, posteriormente foi constituída a empresa Gás Natural de Lima e Callao S.A. (Cálidda).

42

Atualmente, o gás natural no Peru é produzido em três áreas geográficas, na zona da

costa do noroeste peruano (jazidas de Talara), a floresta amazônica central (jazida Aguaytia) e

as jazidas da floresta amazônica sul (jazidas de Camisea) como é mostrado na figura 4.1.

Figura 4.1: Esquema da localização e participação das jazidas de gás natural no total nacional peruano. __________________ Fonte: Ministério de Energia y Minas Perú, DGH.

As características do gás natural entre jazidas têm algumas diferenças, visto que as

reservas do noroeste caracterizam-se pelo gás natural associado com o petróleo cru, e,

entanto, as reservas de Aguaytía e Camisea têm as características de serem gás não associado

(BELTRÁN, 2004).

Das reservas totais nacionais provadas as jazidas de Camisea são as mais importantes

pela quantidade de reservas de gás natural que têm em comparação às outras jazidas como é

mostrado na tabela 3.

Tabela 3 - Reservas de Gas Natural no Peru

ZONAProvadas

(TCF)Probave is e

Posive is (TCF)Total Reservas

(TFC)Noroeste 0,51 5,95 6,46Amazonia Central 0,44 0,14 0,36Amazonia Sul

Camisea (Lote 88) 8,73 5,88 14,61Camisea (Lote 56) 2,45 1,54 3,99

Outras áreas 7,46 7,46Total País 12,13 20,97 32,43

Fonte: Elaboração Própria com dados do Ministério de Energia y Minas e Osinergmin (Peru).

43

Como em outros países da América Latina, a indústria energética do Peru sofreu

profundas transformações na década de 1990. Novos mecanismos de regulação viabilizaram

uma transição de um controle central (predomínio estatal com alguma participação privada)

em direção a um mercado mais aberto, livre e competitivo.

Segundo a cadeia de valor do gás natural, os segmentos de mercado do gás se

caracterizam em upstream (exploração e produção), midstream (transporte e logística) e

downstream (refino, distribuição e comercialização). Neste sentido no Peru também adotou-se

a mesma estrutura e configuração mencionada anteriormente (ZAMALLOA, 2004).

Estima-se uma produção inicial de 450 MMPCD12, na jazida Camisea após o

processo de estabilização do gás condensado, separação dos líquidos associados, e

compressão do gás para, assim, ser transportado por um duto de 730 km até o City Gate de

Lurin, perto da cidade de Lima, de onde é disponibilizado para a geração de eletricidade em

usinas termelétricas instaladas perto do ponto principal de chegada e distribuição do gás na

cidade de Lima.

O consumo do recurso desde então, teve um crescimento acentuado, principalmente

na geração de energia elétrica do SEIN, conforme a figura 4.2, a seguir.

Figura 4.2: Evolução de Consumo de Gás natural no Setor Elétrico. __________________ Fonte: Relatório Estatístico anual de operações 2009, (COES-PERÚ).

12 Milhões de pés cúbicos diários

44

O gás natural é distribuído também ao setor industrial, comercial, residencial, e uso

automotivo. Além disso, atualmente se vem exportando o gás natural liquefeito (LNG) ao

mercado internacional como México, pelos compromissos assumidos pelo consórcio na

exportação do recurso energético. Após construção e inauguração no presente ano da planta

de liquefação Pampa Melchorita, 169 km ao Sul de Lima, o gás natural é processado para sua

exportação e transportado em barcos metaneiros ao exterior, pela empresa PERU LNG13.

A participação do estado é feita através do Ministério de Energia e Minas (MEM),

pela Direção Geral de Hidrocarbonetos (DGH), órgão concedente, promotor e normativo do

setor, encarregada das concessões, licenças para exploração e todas as atividades relacionadas

aos hidrocarbonetos, entre elas, as mais importantes as do petróleo e gás natural.

Atualmente, a regulação tarifária no transporte, distribuição e supervisão do mercado

de gás natural é realizado pelo OSINERGMIN. Algumas das primeiras leis mais importantes

da regulação no setor são: a lei orgânica de hidrocarbonetos, promulgada em agosto de 1993,

e a lei n° 27133, conhecida por lei de promoção do desenvolvimento da indústria do gás

natural, promulgada em junho de 1999.

Os preços e tarifas do gás natural no mercado peruano são regulados e determinados

pelo marco normativo do setor, formado pelas leis, regulamentos e resoluções de

cumprimento obrigatório por todos os agentes que participam da indústria do gás natural, nas

diferentes zonas de concessão (OSINERGMIN, 2010).

O preço do gás natural na jazida ou boca de poço não é regulado pelo

OSINERGMIN, são determinados de forma livre, segundo o contrato de licença de

exploração e produção do consórcio. Existem limites máximos de preço do gás no caso do

fornecimento das termelétricas do setor elétrico e outros grandes consumidores, embora que

no transporte e distribuição são reguladas para todos os casos e para todos os clientes.

4.2 Evolução das Termelétricas a Gás Natural no Peru

Com a entrada em operação da primeira usina termelétrica a gás natural no Peru, a

usina de Malacas, localizada a 1120 km ao norte da cidade de Lima, em 1975, com três

unidades de turbinas a gás em ciclo simples (Mitsubishi MW-191) de 19,35 MW de

capacidade cada, que totalizava 58 MW de potência instalada. A, partir daí, deu-se inicio à

13 PERU LNG Company S.R.L. Consorcio dirigido pela Hunt-Oil e SK Corporation de Corea, empresa

encarregada com contrato para a exportação do gás natural liquefeito (LNG).

45

utilização deste recurso energético que até então se tinha registrado reservas em quantidades

muito pequenas no país.

No entanto, nesta usina aproveitavam-se os gases associados explorados das jazidas

de petróleo da costa norte, que após processado na planta Pariñas o gás natural seco era

transportado por um duto de 10 km até a usina, onde gerava-se energia elétrica a partir do gás

natural. Já em 1998 incrementaram sua capacidade instalada a 140 MW com uma nova

unidade adicional turbina a gás em ciclo simples (ABB GT – 11NM) de 100,65 MW de

potência, pelo que atualmente a usina térmica de Malacas da Empresa Eléctrica de Piura S.A.

(EEPSA), é uma empresa geradora membro do COES.

Outro fato importante também foi a entrada em operação em 20 julho de 1998 da

usina Aguaytia da empresa Termoselva, subsidiária da Duke Energy International Company.

Com duas unidades de turbinas a gás (ABB GT11NMC) em ciclo simples, 85,58 MW de

potência cada, totalizando 171,16 MW de capacidade instalada da usina. Gera energia elétrica

aproveitando a exploração do gás natural das jazidas de Aguaytia14, usina que atualmente

também forma parte do grupo das termelétricas a gás natural do SEIN peruano.

Até esse momento e no inicio da década do presente século, o mercado elétrico

peruano tinha predominância da hidroeletricidade na produção de energia para o país. Após a

viabilização e exploração das jazidas de Camisea, o gás natural passou a ter importância na

geração de energia elétrica como a segunda fonte energética mais importante do país.

Já no início da década, com a concessão da exploração do gás natural das jazidas de

Camisea e construção do duto de transporte do gás natural até a cidade de Lima, foi possível

ver mudanças significativas na matriz elétrica peruana. O fato teve início mais exatamente em

agosto de 2004 com a chegada do gás natural à cidade de Lima, com a entrada em operação

das unidades de turbinas a gás da usina termelétrica ETEVENSA15, de 457 MW de potência

total instalada.

As unidades da termelétrica ETEVENSA foram adaptadas ou convertidas para

trabalharem com gás natural e substituir o diesel na geração de energia elétrica em ciclo

simples num primeiro momento, e posteriormente pelo ciclo combinado. A usina de ciclo

combinado, construída em dois anos foi a primeira usina de ciclo combinado implantada no

Peru e a primeira deste tipo a usar o gás natural das jazidas de Camisea.

14 Jazida de gás natural conhecida como Lote 31-C, com reservas de 440,000 MMPCS, com produção de 70

MMPCSD, localizado a 475 km ao nordeste da cidade de Lima. (MMPCS: Milhões de pés cúbicos padrão) 15 Empresa de Generación Termoeléctrica Ventanilla S.A.

46

O mesmo aconteceu na usina termelétrica Santa Rosa, da empresa EDEGEL16, que

até o ano 2009 acumulou uma potência instalada total de 439,88 MW. As três primeiras

unidades da usina (Duas turbinas a gás UTI e uma Westinghouse), que originalmente

operavam com diesel, a partir de modificações nas turbinas, passam a queimar gás natural de

forma dual, com diesel. Iniciando a operação com gás natural de Camisea em junho de 2005,

e posteriormente foi construída uma quarta unidade nova de turbina a gás a ciclo simples.

A primeira usina construída integralmente para operar com o gás natural de Camisea

foi a usina termelétrica ChilcaUno da empresa ENERSUR17 localizada a 63,5 km ao Sul de

Lima, iniciando a operação comercial em dezembro de 2006. Atualmente a usina tem três

unidades operando com turbinas a gás em ciclos simples de 550,29 MW de potência total

instalada, e com projeto de ampliação para ciclo combinado com entrada programada em

operação comercial para 2013.

Cabe assinalar que, no período de 1995 até dezembro de 2009, a capacidade instalada

do setor elétrico, quanto à oferta de geração, cresceu a uma taxa média anual de 4,2%. Nesse

sentido, a participação da capacidade termelétrica até o ano 2009 chegou a 59% do total

nacional. Pela atratividade e os incentivos econômicos advindos do gás natural de Camisea,

como os custos variáveis baixos comparados a outros combustíveis, a facilidade ao acesso ao

combustível entre outros fatores, contribuiu à expansão do setor com usinas termelétricas a

gás natural, em maior quantidade convertendo o SEIN peruano num sistema hidrotérmico

(PERÚ MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS, 2010).

A produção de energia no mesmo período (últimos 15 anos) também teve

crescimento a uma taxa média anual de 4,8%. Durante esse período, a geração de energia

elétrica de origem térmica teve também um forte aumento, a maioria aproveitando o gás

natural de Camisea, principalmente nos últimos anos. Assim como, no ano 2009, participando

com 38% na produção total de energia no SEIN, como é mostrado na figura 4.3 a seguir.

16 Empresa de Generacíón de Lima S.A. 17 Empresa de Energia del Sur S.A., Subsidiária da GDF Suez é a segunda maior empresa privada do setor.

47

Figura 4.3: Evolução da produção de energia com participação de gás natural na matriz elétrica do SEIN - Peru __________________ Fonte: Relatório Estatístico anual de operações 2009, (COES-PERÚ).

4.3 Características mais Importantes das Termelétricas a GN no Peru

As características mais importantes da situação atual das termelétricas a gás natural

no setor elétrico peruano podem-se observar no crescimento da participação das usinas a gás

natural na capacidade instalada do país, na complementação do sistema hídrico, pelos

menores custos do combustível e sua competitividade com outros combustíveis. Assim como

na maior participação na produção de eletricidade do SEIN, tendo incrementado 4 % em 2001

e 31,1 % em 2009.

Além disso, a demanda elétrica peruana teve um crescimento em torno de 6 % ao ano

no período de 1995 até 2009, o que permitiu a expansão do setor por meio do aumento da

capacidade instalada, tornando o gás natural num recurso importante do setor elétrico, pela

facilidade na implantação das usinas térmicas e a disponibilidade do combustível.

Atualmente as usinas termelétricas do SEIN têm unidades com turbinas a gás,

turbinas a vapor, usinas de ciclo combinado e diesel, que utilizam como combustíveis o gás

natural, óleo combustível, carvão e diesel na geração de energia elétrica. A potência instalada

total térmica chegou, até dezembro de 2009, a 3046,23 MW, representando 51,12 % da

capacidade instalada do SEIN (COES, 2010), como é mostrado na tabela 4 a seguir.

48

Tabela 4 - Capacidade Instalada Total do SEIN peruano 2009.

FONTE GERAÇÃOPOT. INSTALADA

(MW)POT. EFETIVA

(MW)(%)

Hidrelétrica 2954,38 2858,47 48,88Termelétrica 3046,23 2989,88 51,12TOTAL 6000,61 5848,34 100,00

Fonte: Relatório Estatístico anual de operações 2009, (COES-PERÚ).

A capacidade instalada do SEIN, um sistema com predominância hídrica no início da

década, e agora transformado num sistema hidrotérmico, com forte participação do gás

natural de Camisea, até a década de 90 tinha participação menor da termeletricidade na

produção de energia gerada no país. As usinas termelétricas implantadas até essa época foram

a base de combustíveis líquidos, principalmente (diesel e óleo combustível) e com uma

participação pequena do carvão e gás natural. Até então sem participação das jazidas de gás

de Camisea.

No primeiro momento as usinas com unidades a turbinas a gás que originalmente

foram desenhadas e construídas para queimarem diesel, agora, uma vez que foi

disponibilizado o gás natural na cidade de Lima, tiveram que fazer as reconversões para

utilizarem o gás natural de Camisea, dando assim ao início da utilização do gás natural na

cidade de Lima. Agora isso mudou, há uma maior participação das termelétricas, com a

implantação de maior capacidade instalada e produção de energia elétrica baseada no gás

natural de Camisea

A seguir se mostra na tabela 5 a participação dos tipos de combustíveis e tecnologias

utilizadas nas termelétricas do sistema hidrotérmico peruano, com forte participação de gás

natural na capacidade instalada e na produção de energia elétrica do SEIN, onde as turbinas a

gás têm maior participação na capacidade total térmica instalada, do SEIN com 1962,65 MW

de potência.

49

Tabela 5 - Capacidade Termica Instalada por fonte energetica no SEIN 2009.

TERMELÉTRICAPOT. INSTALADA

(MW)POT. EFETIVA

(MW)Carvão 141,87 141,87C. Combinado 478,00 509,44Diesel 243,54 226,27Turbo Gas 1962,65 1897,14Turbo Vapor 220,17 215,15Total 3046,23 2989,87

Fonte: Estatística anual de operações 2009, (COES-PERÚ).

A potência efetiva em 2009 representou 2989,87 MW, que é o 51,12 % do total do

SEIN. Sendo que 1897,14 MW (63,45%) são unidades com turbinas a gás; 509,44 MW

(17,04%) unidades com turbinas em ciclo combinado; 357,02 MW (11,94%) unidades com

turbinas de vapor e 226,27 MW (7,57%) unidades com motor diesel (COES, 2010) como é

mostrado no gráfico e tabela 6.

Tabela 6 - Capacidade Termica Instalada por tipo de tecnologia no SEIN 2009.

GERAÇÃOPOT. INSTALADA

(MW)(%)

Turbo Gas 1897,14 63,45Diesel 226,27 7,57Turbo Vapor 357,02 11,94C. Combinado 509,44 17,04Total 2989,88 100,00

Fonte: Estatística anual de operações 2009, (COES-PERÚ).

A maior participação das unidades a gás natural sem dúvida contribuiu grandemente

no incremento da capacidade térmica do sistema, que já quase supera à capacidade instalada

de fonte hídrica no total nacional. De forma mais específica a capacidade efetiva em função

do gás natural de Camisea e em relação ao total de potencia instalada no SEIN peruano,

alcançou 1835,10 MW que representou o 31,38 % até dezembro do ano 2009, como é

mostrado no gráfico e tabela 7 (COES, 2010).

50

Tabela 7 - Capacidade Termica Instalada por fonte energetica no SEIN 2009.

GERAÇÃOPOT. INSTALADA

(MW)(%)

Hidráulica 2858,47 48,88Gás Camisea 1835,10 31,38Otras Térmicas 1154,77 19,75Total 5848,34 100,00

Fonte: Estatística anual de operações 2009, (COES-PERÚ).

A produção de eletricidade em 2009 alcançou 37,1 % do total de energia gerada,

nesta quantidade geral produzida de fonte térmica, participaram diferentes fontes de energia

(gás natural, carvão, óleo combustível, diesel). A participação e evolução de cada fonte

energética de 2001 a 2009 podem-se observar na figura 4.4, onde o gás natural tem uma

predominância na produção de energia de fonte térmica sob os outros combustíveis

(OSINERGMIN, 2010).

Figura 4.4: Evolução da participação por fonte de energia na produção nacional termelétrica do Peru. __________________ Fonte: Boletim Anual 2009, (OSINERGMIN, 2010).

A produção de eletricidade por fonte energética no SEIN em 2009 é mostrado na

tabela 8, onde a participação da geração termelétrica no suprimento da demanda de energia do

sistema foi de 11055,58 GW.h, o que representou 37,09 % do total, tendo na produção

térmica 6083,92 GW.h (55,03%) produzidas por unidades com turbina a gás; 3260,00 GW.h

51

(24,49%) por unidades com turbinas a ciclo combinado; 1462,54 GW.h (13,23%) por

unidades com turbinas a vapor e 249,12 GW.h (2,25%) produzidos por unidades com motores

diesel (COES, 2010).

Tabela 8 - Produção termelétrica por tipo de tecnologia no SEIN 2009.

PROD. TIPO DE TECNOLOGÍA

GW.h (%)

Turbo Gas 6083,92 55,03

Turbo Vapor 1462,54 13,33

Diesel 249,12 2,25

C. Combinado 3260,00 29,49

Total 11055,58 100,00 Fonte: Estatística anual de operações 2009, (COES-PERÚ).

A produção de eletricidade de fonte termelétrica, pelos dados que estão sendo

apresentados, mostram a relação entre uma maior participação na geração de energia baseada

a gás natural e a implantação de maior capacidade térmica em função do recurso. Nesse

sentido se conhece que houve um crescimento significativo desde o início da utilização no

mês de setembro de 2004, cuja participação na produção de energia elétrica total naquele mês

foi de 4,9 %, chegando até o mês de julho de 2010 a 42 % como é mostrado na figura 4.5,

(MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS, 2010).

Figura 4.5: Produção de energia elétrica por recurso energético no mês de julho 2010 do SEIN – Peru. __________________ Fonte: Avance estadístico del subsector eléctrico, mês de Julio 2010. Ministerio de Energía e Minas.

52

Diante dos dados e resultados apresentados pode-se perceber que o desenvolvimento

da termeletricidade no SEIN foi considerável pelo recurso disponível como o gás natural. A

seguir apresentaremos alguns pontos importantes que tornaram o crescimento desta fonte de

geração.

Na estrutura de custos de geração do mercado elétrico peruano, o custo de cada

empresa geradora é variável e basicamente é função do tipo de combustível utilizado. Outro

fator que incide diretamente no custo é o nível de investimento aplicado na implantação, que

no caso das usinas hidrelétricas, de forma geral, é bem conhecido que os custos são maiores

em relação aos investimentos termelétricos, embora o custo de gerar eletricidade de uma fonte

renovável, como é o caso da hidroeletricidade, seja vantajoso pelo menor custo variável.

No setor elétrico peruano, segundo estudos realizados para avaliar a viabilidade da

estrutura de custos de implantação de usinas elétricas, se estima que para construir uma usina

hidrelétrica de 100 MW de capacidade é preciso um investimento aproximado de US$ 120

milhões. No entanto, para uma usina termelétrica da mesma capacidade, só se precisaria US$

55 milhões de dólares, (53 %) menor do que o investimento em usina hidrelétrica (BBVA

BANCO CONTINENTAL, 2008).

As diferenças mostradas nos níveis de investimento por cada tipo de fonte, somadas

ao prazo de implantação das usinas, de 5 anos em média para uma hidrelétrica e de 2 a 3 anos

para uma térmica, permitem avaliar e conhecer as vantagens de se ter os custos de

implantação diferenciados para cada tipo de fonte e tecnologia. Alías, a diferença mostrada no

caso peruano permitiu que a maioria dos investimentos nos últimos anos estivesse focada na

implantação de usinas termelétricas a gás natural devido aos baixos custos do combustível e

suas vantagens adicionais derivadas dela.

No entanto, mesmo que os custos variáveis da geração hidrelétrica sejam baixos, isso

impactou diretamente em seu desenvolvimento com relação à implantação de térmicas a gás

natural, onde observa-se o baixo crescimento na implantação de nova capacidade nos últimos

anos desta fonte.

Tal fato finalmente refletiu na composição dos custos de geração no mercado elétrico

peruano, tendo considerável ganho quanto ao aproveitamento adequado do gás natural,

limitando o uso de combustíveis mais caros no sistema e tendo uma participação maior no

suprimento da demanda, contribuindo na diminuição do custo de geração do mercado elétrico

peruano.

53

No ano de 2009 o custo marginal média anual de geração do SEIN foi de 31,83

US$/MW.h sendo que, no mesmo ano, relatórios estatísticos mensais do COES mostraram um

custo marginal mínimo anual de 17,24 US$/MW.h no mês de dezembro e um custo marginal

máximo de 65,70 US$/MW.h no mês de junho.

Desta forma, observa-se que o impacto da geração termelétrica a base de gás natural,

na estrutura de custos do mercado elétrico peruano, é considerável. De acordo como a figura

4.6 mostra, há grandes diferenças entre cada tipo de combustível, visto que o combustível

mais barato é o gás natural e o mais caro, o diesel. Pelo que se pode confirmar a atratividade

dos custos de gerar energia elétrica a partir do gás natural.

Figura 4.6: Custo variável combustível 2009 no SEIN. __________________ Fonte: Boletim Anual 2009, (OSINERGMIN, 2010)

De forma mais específica, os custos de geração termelétrica no SEIN estão

estruturados pelo tipo de tecnologia implementada e o combustível utilizado, visto que o gás

natural tem o menor custo. No entanto, as usinas de ciclo combinado, por serem mais

eficientes, são as que permitem ter maior eficiência econômica, não só energética, porém,

diferentemente das usinas de ciclo simples que tem uma menor eficiência.

Segundo estudos feitos pela empresa EDEGEL, os ganhos e diferenças quanto a

utilizar gás natural em comparação ao diesel nas unidades da empresa para gerar energia

elétrica são significativos, pelo que os custos variáveis menores deste tipo de geração,

viabilizaram a conversão de geradores e a posterior operação com gás natural.

54

A seguir na tabela 9 são apresentados, os custos variáveis das termelétricas do SEIN,

onde temos a configuração mais eficiente em ciclo combinado empregando gás natural, cujos

custos de geração de energia, ou custo variável, é de 18 US$/MW.h. Por outro lado também

se apresenta o custo variável de geração das unidades com turbina a gás em ciclo simples a

gás natural de 25,8 US$/MW.h. A mesma unidade operando com diesel apresenta um custo

variável de 153,9 US$/MW.h.

Tabela 9 - Custo variável de termelétrica no SEIN com Diesel e Gas Natural .

UNIDAD UTE VENTANILLAPOT. EFETIVA

(MW)EFICIENCIA

(%)CUSTO VARIÁVEL

US$/MWhTG3 (Diesel) 152,7 36,3 153,9TG3 (Com Gás Natural) 159,2 37,2 25,8TG4 (Com Diesel) 152,5 36,6 152,3TG4 (Gás Natural) 156,1 37,4 25,6C.COM TG3+TG4+TG5 (Gás Natural) 485,0 55,9 18,0

Fonte: (EDEGEL, 2007)

Esses dados mostram as vantagens que oferece a disponibilidade do gás natural e os

custos baixos do combustível na geração de termeletricidade no mercado elétrico peruano, um

atrativo para os investimentos em nova capacidade para a expansão da geração com

tecnologia de aproveitamento do gás natural em usinas com turbinas a gás, ciclo combinado,

convertendo antigas unidades a diesel em unidades que agora queimam gás natural.

4.3.1 Participação no Mercado Elétrico

O sistema elétrico peruano é basicamente hidrotérmico, sendo que a participação das

usinas termelétricas em 2009 ultrapassou, por uma margem pequena, à capacidade hidrelétrica

do sistema, conforme mencionado anteriormente. Já na energia produzida pelo SEIN, o

comportamento é um tanto diferente, a energia de fonte hídrica é ainda superior em relação à

energia produzida por fonte térmica.

No início da presente década, a participação da geração termelétrica esteve limitada,

no ano 2001 a 9 % do total de energia produzida no SEIN, e ainda com participação muito

pequena de geração térmica a gás natural nos anos prévios à chegada de gás à cidade de Lima

em 2004. No entanto, após esse período, nos últimos anos a evolução da participação do gás

natural teve significativo crescimento com a implantação de novas usinas termelétricas a gás

55

natural, o que refletiu diretamente na participação da produção do SEIN, como é apresentado

na figura 4.7.

Figura 4.7:Evolução da participação da termeletricidade na produção total de energia no SEIN 2009 __________________ Fonte: Boletim Anual 2009, (OSINERGMIN, 2010)

No caso da geração termelétrica foram 11055,58 GW.h, o que representou 37,09 %

da produção total do SEIN em 2009, como é apresentado na tabela 10. Esta participação na

produção de termeletricidade está distribuída na energia gerada por 12 empresas geradoras

que fazem parte do SEIN e são membros do COES. A maior participação teve a empresa

ENERSUR, com 3927,93 GW.h (35,53 %) e, a menor, a empresa SAN GABÁN, com (2,32

%) (COES, 2010).

Tabela 10 - Produção Termelétrica do SEIN por Empresas 2009.

EMPRESA GW.h (%)

EDEGEL 3682,47 33,31EEPSA 579,81 5,24EGASA 68,81 0,62EGENOR 77,05 0,70ELECTROPERÚ 119,01 1,08ENERSUR 3927,93 35,53KALLPA GENERACIÓN S.A. 1237,92 11,20SAN GABAN 2,32 0,02SHOUGESA 132,88 1,20TERMOSELVA 1038,13 9,39SDF ENERGIA 187,44 1,70CORONA (1) 1,81 0,02TOTAL 11055,58 100,00

Fonte: Estatística anual de operações 2009, (COES-PERÚ).

56

Na figura 4.8 os diagramas apresentam a divisão da termeletricidade na produção por

empresas e por tipo de tecnologia até dezembro de 2009 no SEIN. As unidades a gás natural,

com turbinas a gás, foram as que tiveram a maior produção, 6083,92 GW.h, que representou

55,03% do total de geração térmica, seguidas pelas unidades de ciclo combinado com uma

produção de 3260,00 GW.h, ou seja, 29,49% do total de geração térmica (COES, 2010).

Figura 4.8: Produção Termelétrica por Empresa e Tipo de Tecnologia do SEIN, 2009. __________________ Fonte: Relatório Estatístico anual de operações 2009, (COES-PERÚ).

A seguir na figura 4.9 pode-se observar a característica evolutiva da participação das

usinas a gás natural na produção de eletricidade até o ano 2009. Sendo que em 2010 esse

crescimento segue na mesma tendência, pelo fato de entrarem em operação novas usinas

termelétricas que vem utilizando o gás natural de Camisea.

Figura 4.9: Evolução da Participação do Gás Natural na Produção Total de Energia do SEIN, 2009. __________________ Fonte: Relatório Estatístico anual de operações 2009, (COES-PERÚ).

57

Em 2009 a participação da produção de energia de fonte térmica de gás natural em

complementaridade à hidroeletricidade no SEIN, teve uma participação de 31,1%, em relação

ao 62,9% da hidroeletricidade e com uma menor participação térmica dos outros

combustíveis, como é apresentado na figura 4.10.

Figura 4.10: Participação de Gás Natural na Produção Total de Energia no SEIN 2009. __________________ Fonte: Boletim Anual 2009, (OSINERGMIN, 2010)

A participação da geração termelétrica utilizando gás natural foi à fonte energética

com maior crescimento no suprimento da demanda elétrica do SEIN peruano, atuando de

forma complementar à geração hidrelétrica do sistema, o que mostra a importância deste

recurso como oferta de geração na matriz elétrica peruana.

4.4 Planejamento e Expansão da Geração Termelétrica a GN no Peru

O planejamento e expansão da geração, no sentido geral, são caracterizados segundo

o plano referencial de eletricidade (2008 – 2017) publicado pelo Ministério de Energias y

Minas do Peru, tendo como visão sinalizar períodos de planejamento de curto prazo (5 anos),

médio prazo (5 – 10 anos) e de (10 – 20 anos) longo prazo, com critérios básicos, como a

busca do “mínimo custo” total no mercado elétrico, tentando maximizar o aproveitamento do

potencial hidrelétrico do país, complementado com a geração termelétrica e outras fontes

renováveis não tradicionais (PERÚ MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS, 2009).

Considerando que a demanda media anual projetada pelo plano referencial, até 2017

é 7,3% de energia no setor elétrico peruano, pelo constante crescimento econômico dos

58

últimos anos do país, a demanda será suprida por duas fontes principais, a hidroeletricidade e

termeletricidade a gás natural, levando em conta a economia, segurança e confiabilidade do

SEIN.

Em quanto ao planejamento e expansão da geração termelétrica, ela está

compreendida no plano referencial de eletricidade do SEIN como uma fonte complementar ao

sistema hídrico com suas próprias características, como a disponibilidade do recurso

combustível, o capacidade de transporte dos gasodutos, entre outros fatores.

O critério de obter na expansão termelétrica o “mínimo custo” total tendo em conta

os custos de investimento e custos operativos, como o custo de combustível, entre outros

fatores, são levados em conta para a consideração da viabilidade técnica e econômica do

recurso (oferta termelétrica a gás natural) no planejamento e expansão do SEIN.

Considerando a ótima operação econômica do SEIN definida pela política regulatória do

setor, em concordância com a política estratégica de desenvolvimento do mercado elétrico.

Na expansão da geração termelétrica, principalmente do gás natural, no momento

depende de forma direta, da disponibilidade do combustível e dos custos competitivos nos

contratos iniciais da produção do gás natural de Camisea, assim como a capacidade de

transporte do gasoduto, desde as jazidas até os pontos de distribuição do recurso, perto da

cidade de Lima e a região Centro do país.

Fator que precisa ser considerado importante no momento de avaliar a oferta futura

desta fonte energética e ter em conta no momento de planejar a expansão da geração

termelétrica de gás natural no mercado elétrico peruano. O que foi levado em conta

oficialmente no plano referencial da expansão da geração do setor, pelo Ministério de Energia

e Minas do Peru.

Baseando-se com nos indicadores do preço internacional do petróleo em 2008, temos

na figura 4.11 um gráfico com a projeção do custo futuro do gás natural de Camisea onde

foram indicados os preços internacionais (ref. Preço “Spot” Henry Hub), e os custos do gás

natural entregue em diversos pontos da costa peruana (“net-back”). Segundo o estudo, os

preços do gás natural no Peru, refletiriam as projeções dos preços internacionais nos seguintes

anos (PERÚ MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS, 2009).

59

Figura 4.11: Projeção do preço do GN de Camisea e comparação com referencia internacional “Henry Hub”. __________________ Fonte: Plan Referencial de Electricidad (2008-2017), (MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS, 2009).

A disponibilidade das reservas provadas e disponíveis do gás natural de Camisea tem

um papel importante na expansão das usinas termelétricas a gás natural no Peru. No entanto, a

capacidade atual do duto de transporte do combustível vem limitando um maior

aproveitamento do recurso no curto prazo. Alias que a capacidade da produção do

combustível para a geração elétrica no médio prazo tem limites, que restringiram a uma

quantidade quase fixa a utilização do gás natural a partir do ano 2013, que seria em torno de

500 MMPCD.

No cenário de curto prazo se prevê a construção e entrada em operação de

quantidades consideráveis de capacidade termelétrica que utilizarão o gás natural de Camisea,

dentre delas usinas novas em ciclo simples e de ciclo combinado.

No cenário de médio prazo o crescimento da geração térmica de gás natural terá um

crescimento adicional originado pela construção de dutos de transportes para o Sul e Norte do

País, o que permitira uma maior expansão e descentralização desta fonte energética. Já que

atualmente sua utilização esta focada e centralizada na zona Sul da cidade de Lima.

Em quanto ao cenário de longo prazo espera-se que as explorações de novas jazidas

permitam a certificação de mais reservas provadas de gás natural, que possam contribuir a

uma maior expansão da termeletricidade em função do gás natural.

60

Da figura 4.12 pode-se observar o balanço de oferta-demanda no período 2009-2017,

da expansão da geração no SEIN. Que em grande parte até o ano 2017 mostra um crescimento

predominante das termelétricas a gás natural chegando a 4046 MW (61%) de potencia

adicional, projetada no SEIN, em relação às hidrelétricas que seria de 2605 MW (39%) do

total. Capacidade que será implantada, prioritariamente no curto prazo até o médio prazo, já

no longo prazo a disponibilidade de reserva adicional de gás natural limitaria uma maior

expansão da termeletricidade em base a gás natural.

Figura 4.12: Esquema da participação de termelétricas a gás natural no SEIN - Perú __________________ Fonte: Perú Sector Eléctrico 2009, (Ministerio de Energia Y Minas, 2009)

61

5. CONCLUÇÕES

As considerações mais importantes recolhidas no presente trabalho nos permitem

observar a evolução da geração termelétrica a gás natural no sistema hidrotérmico peruano,

desde seu processo histórico, a reestruturação do setor, o inicio na utilização desta fonte nas

jazidas Aguaytia e a Costa Noroeste do Peru, até o período inicial da chegada do gás natural

de Camisea no ano 2004 na cidade de Lima.

A atual participação no mercado elétrico peruano da geração termelétrica a gás

natural, assim como sua expansão recente, mostrou que é o segundo recurso energético mais

importante do Peru. A implantação das usinas permitiu ao setor ter maior eficiência

econômica no suprimento de energia a mínimo custo no mercado. Gerando ganhos na

economia de escala, e o aproveitamento eficiente deste recurso energético.

O maior crescimento da potencia instalada desta fonte nos últimos anos, com a maior

expansão no futuro até o meio prazo contempladas nos programas de planejamento, permitem

considerar o recurso energético, estratégico e importante na matriz elétrica peruana.

As limitações dos gasodutos, na capacidade de transporte do gás natural de Camisea

até a cidade de Lima e os limites de reserva provados do combustível nas jazidas,

comprometidos na geração de energia elétrica, permitem observar no futuro um estancamento

da expansão ou implantação de novas usinas termelétricas a gás natural. O que pode mudar

desde que sejam confirmadas e certificadas, novas reservas adicionais de gás natural.

As tecnologias utilizadas nas usinas termelétricas a gás natural no Peru até o

momento correspondem majoritariamente a unidades com turbinas a gás em ciclos simples e

algumas delas com adaptações de diesel a gás natural ou em unidades com turbinas a gás

bicombustíveis (diesel e gás natural), turbinas em ciclo combinado e unidades diesel, no

ultimo caso, foram adaptadas para utilizarem gás natural.

As perspectivas futuras são o aproveitamento eficiente do gás natural nas unidades

que atualmente operam em ciclo simples aberto com turbinas a gás, para unidades em ciclo

combinado, o que ainda permite observar no futuro expectativas em quanto a uma melhor

utilização do gás natural, com melhor eficiência energética.

Em forma geral a gestão e operação das usinas no SEIN são determinadas pelo

menor custo variável que no caso das unidades a gás natural tiveram maior competitividade

pelo menor custo do combustível. O que também refletiu nos programas de manutenção e os

62

custos derivados delas, como no caso das usinas com unidades antigas melhorassem suas

condições de operação e manutenção.

O deslocamento no despacho econômico do SEIN das usinas com maior custo

variável do sistema como as unidades diesel e óleo combustível, que foram substituídas pelas

unidades a gás natural com menor custo variável, gerando uma maior eficiência quanto à

redução dos custos econômicos de geração de energia elétrica do SEIN.

Melhoria na qualidade da geração termelétrica em relação a menores impactos

ambientais, pela diminuição na emissão de gases de exaustão na atmosfera pela substituição

de diesel e óleo combustível (maior composição poluidora) por gás natural (menor índice de

poluição) no despacho do SEIN.

O sistema elétrico peruano, produto do crescimento da demanda elétrica do setor,

considera a expansão da geração, transmissão e o setor como conjunto, no curto, médio e

longo prazo. A implantação de projetos que forneçam eletricidade com segurança,

confiabilidade e qualidade, num entorno de desenvolvimento sustentável. As fontes

energéticas mais importantes consideradas nessa perspectiva são a hidroeletricidade e

termelétricas a gás natural principalmente, além das fontes renováveis não tradicionais.

O que nos permite considerar que a geração termelétrica a gás natural é a fonte

energética e tecnológica que no momento atual e futuro, permitira ao setor elétrico peruano ter

uma fonte complementar atrativa no desenvolvimento da capacidade, produção e reserva

elétrica do país.

63

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