É o caso do depoimento exclusivo dos consultores Marcos Brasil Abreu e Lorétti Portofé de Mello, ambos da Andrade & Canellas. Abreu pertence ao Núcleo de Energia Térmica e Fontes Alternativas da consultoria, enquanto Lorétti é gerente do Núcleo de Eficiência Energética e Sustentabilidade da mesma empresa.

Também ouvimos Eliane Aparecida Faria Amaral Fadigas, professora de graduação e pós-graduação, pesquisadora e coordenadora do Laboratório de Fontes Renováveis de Energia do Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétrica da USP. Os dados sobre a LDC-SEV, empresa criada da associação entre a LDC Bioenergia, subsidiária do grupo Louis Dreyfus Commodities, e da SantelisaVale em outubro de 2009, fecham os números apurados pelo Métrica e que são apresentados aqui, de forma dinâmica.

Para Abreu, da Andrade & Canellas, a distribuição das termelétricas no Brasil é pautada por razões específicas. No caso da Região Norte, elas são justificadas pelo fato de a área ser um subsistema isolado. “Isso significa que a maior parte da Região não recebe energia do Sistema Integrado Nacional (SIN), tornando necessária a produção de energia local para atender exclusivamente às demandas da área. A opção pela energia térmica se dá pela sua facilidade de instalação das usinas, inclusive no que se refere ao tempo de construção, e à existência de uma rede logística para fornecimento do combustível”, destaca o especialista. Ele confirma que a maior parte das termelétricas do Norte é abastecida por óleo diesel, sendo que os custos da geração descentralizada de pequeno porte são, em grande parte, repassados aos demais consumidores por meio da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), encargo rateado por todos consumidores de energia.

Fadigas, da USP, lembra que as termelétricas do Norte são unidades a diesel de potências na ordem de MW. “A instalação mais rápida, o fácil transporte e o preço subsidiado do diesel explicam a adoção”, argumenta a especialista. “Como todo gerador/consumidor que está conectado ao SIN paga um encargo na tarifa de energia para financiar o diesel do sistema isolado, fica difícil que outras alternativas possam competir com os grupos geradores a diesel. Em função dos anos de experiência na operação dos grupos geradores a diesel, esta é uma alternativa de menores custos de manutenção para ser utilizados  em áreas isoladas.

Para a especialista, as termelétricas de grande porte, geralmente unidades com potências da ordem de centenas de MW e movidas a óleo combustível, estão concentradas no Sudeste. A maioria delas são unidades com mais de 25 anos de operação que também foram instaladas em função da disponibilidade do combustível e da rede de transporte (oleoduto), vindo das refinarias.

“Situadas no Rio de Janeiro e São Paulo, são usinas de elevada potência, colocadas próximas aos grandes centros de consumo de energia, que do ponto de vista elétrico é vantajoso, pois reduz as perdas nas linhas de transmissão e necessidade de ampliação. Porém, do ponto de vista ambiental é nocivo, pois estão em um ambiente normalmente mais poluído em função da contaminação urbana do ar”, destaca Fadigas. De acordo com a pesquisadora, as unidades térmicas usando ciclo vapor (térmica a vapor) constituem problemas para serem instaladas no Sudeste. “Pelo menos as que usam ciclo aberto de refrigeração, porque não há disponibilidade de água nos rios para alimentar o condensador da usina. Dependendo da potência da usina é um volume instantâneo muito grande de água que deve ser retirada e que pode comprometer o abastecimento de água (saneamento básico). Como alternativa, Fadigas avalia que a solução técnica seria o uso de torres úmidas ou secas, mas a opção encarece muito o projeto.

Os dois especialistas concordam que as unidades de menor potência são formadas por geradores a diesel e têm sido aplicadas como energia de backup em edificações comerciais, industriais e edifícios residenciais e de serviços. “Unidades de pequeno porte são utilizadas principalmente para suprir os horários de pico de demanda em edifícios comerciais e em instalações industriais para geração própria. Unidades de grande porte para abastecer o SIN são mais comuns no Nordeste do que no Sudeste”, avalia Abreu. “Devido ao alto custo do diesel, elas tendem a ficar paradas a maior parte do tempo, sendo despachadas apenas para suprir gargalos do sistema”, completa.

Termelétricas na indústria
As indústrias brasileiras geram eletricidade a partir de diesel ou gás natural, em sua maioria, e a utilizam como complemento à energia comprada de terceiros, via rede de distribuição, em substituição ao suprimento no horário de ponta (quando o custo é maior). Também é o caso de aplicação como back up de ou ainda nos projetos de cogeração a gás, sendo que nesses últimos além da eletricidade são produzidos outros insumos que também podem ser usados na indústria (calor, frio ou gás carbônico).

Os geradores ainda são poluentes e barulhentos (os mais modernos melhoraram nesse quesito). Dependendo do preço do diesel e do tipo de tarifa de energia elétrica contratada, tais geradores podem ser acionados nos horários de ponta, reduzindo os custos com energia. Nas indústrias que usam vapor e energia elétrica, tendo combustível próprio ou usando gás natural, pode ser atrativo investir em cogeração com ou sem excedentes para colocar na rede e vender para as concessionárias de energia ou diretamente para consumidores livres.

Brasil tem regulação restritiva (*)
As legislações mais restritivas em relação ao controle de emissões atmosféricas em usinas termelétricas são a italiana, americana, brasileira e russa. A brasileira teve seu modelo baseado nos índices de emissões de gases utilizados na legislação americana, a qual se destacou primeiro por estabelecer padrões rigorosos de qualidade de ar e acompanhamento constante dos mesmos, definindo a partir destes os limites de emissões a serem obedecidos pelas diversas atividades industriais. Porém, no caso de usinas com geração térmica superior a 70 MW, a legislação brasileira adota índices superiores (mais restritivos) aos americanos.

Nos Estados Unidos, o monitoramento eficiente das condições ambientais permitiu estabelecer índices de emissões em acordo com as realidades locais, o que permite uma melhor regulação para a emissão de licenças. As leis americanas são baseadas na Lei de Proteção Ambiental de 1969, acrescidas depois pela Lei do Ar Limpo (1970) e a Lei da Água Limpa (1977), conhecidas pelo rigor em relação ao lançamento de efluentes líquido e emissão de gases poluentes.

A legislação alemã caracteriza-se por possuir normas de emissão de licenças de operação mais restritivas para o setor de energia dos que os adotados pela União Européia, sobretudo pelo histórico de contaminações de instalações industriais situadas na porção oriental do país.

A legislação russa também é apontada como bastante restritiva em relação às termelétricas, principalmente pelos valores muito baixos de emissões de poluentes permitidas. A poluição do ar é um dos grandes problemas da Rússia, principalmente porque a vistoria ambiental das indústrias é pouco rígida e o país apresenta um histórico de acidentes e vazamentos em oleodutos e refinarias.

Por fim, considera-se a legislação italiana de emissões de resíduos uma das mais restritivas do mundo, sobretudo pelo fato de que os níveis de resíduos exigidos são os menores da União Européia. O país possui um histórico de desertificação na porção sul, o que acabou por comprometer a qualidade da água, assim como são numerosos os terrenos contaminados na porção norte, a mais industrializada do país. De forma geral, a legislação italiana permite o menor nível de resíduos possível, dentro das tecnologias existentes.

(*) Lorétti Portofé de Mello, resposta da gerente do Núcleo de Eficiência Energética e Sustentabilidade da Andrade & Canellas

Dois gigantes da cogeração usando biomassa
O Grupo Cosan é considerado o maior produtor de energia elétrica do mundo a partir do bagaço e da palha da cana-de-açúcar. Todas as 23 unidades do grupo são autossuficientes no consumo de energia e 12 delas têm contratos de longo prazo para a venda de energia. A companhia possui um potencial de capacidade instalada de 1200 MW, que seria suficiente para abastecer o consumo residencial de uma cidade com aproximadamente 12 milhões de habitantes, um pouco mais que o município de São Paulo.

A usina mais recente, inaugurada em setembro desse ano, é a Barra Bioenergia, uma das maiores do Estado de São Paulo, e cujo potencial seria suficiente para suprir a demanda de uma cidade com cerca de 1,2 milhão de habitantes, quando tiver todas as suas etapas concluídas. Na primeira fase, a usina teve dois turbo geradores de 33 MW de potência cada instalados. Já para a segunda etapa serão dois turbo geradores de 35 MW de potência. Ao final, a potência total da Barra Bioenergia será de 136 MW.

A unidade faz a cogeração de energia a partir do bagaço da cana-de-açúcar produzido na unidade de Barra Bonita, a maior do grupo em moagem. A unidade será responsável pela produção, venda e consumo de energia. Em linha com sua preocupação na adoção de práticas alinhadas à sustentabilidade, a companhia utilizou, em todas as caldeiras de alta pressão, equipamentos de controle de poluição (ECP) definidos pela legislação brasileira.

Já  a LDC SEV classifica-se como a segunda maior companhia mundial de energia renovável a partir da cana-de-açúcar. Também segunda colocada no ranking de maior produtora mundial de açúcar e etanol, a empresa tem treze unidades industriais em operação, localizadas nas regiões Sudeste, Nordeste e Centro-Oeste do país. As instalações têm capacidade para processar 40 milhões de toneladas de cana-de-açúcar, gerando aproximadamente de 2,7 milhões de toneladas de açúcar e cerca de 1,5 milhão de metros cúbicos de etanol por ano.

Criada a partir de uma associação entre a LDC Bioenergia, subsidiária do grupo Louis Dreyfus Commodities, com a SantelisaVale em outubro de 2009, o projeto da fusão era formar uma líder mundial na produção de energia renovável. A junção das empresas combinou os 157 anos de tradição da LDCommodities no mercado mundial de comercialização e distribuição de commodities agrícolas, e os mais de 70 anos de experiência da SantelisaVale na produção de açúcar e etanol no Brasil.

Além da escala de produção acima da média, a empresa se classifica como tendo um grande potencial de cogeração de energia elétrica, com capacidade para gerar 1.000 GWh/ano, o suficiente para atender o consumo de uma cidade de 3,5 milhões de habitantes. Seu plano de investimento contempla a expansão dessa capacidade para 1,6 GWH.