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    [resumo] => Medidas de mitigação de riscos são necessárias, não só para ampliar a participação de termelétricas de base, mas também para garantir a atratividade dos leilões, na medida em que reduzem a percepção e consequente precificação destes riscos em ofertas de preços e receitas nos leilões
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O carvão é o combustível fóssil com a maior reserva mundial, espalhada por mais de 70 países e de largo uso devido ao seu baixo custo. Em escala mundial, representa cerca de 30% da energia primária e 41% da geração de eletricidade. No Brasil, as reservas conhecidas de carvão mineral, localizadas na região Sul, constituem 42% dos recursos energéticos, renováveis e não renováveis, disponíveis no território nacional. Embora o parque termelétrico a carvão mineral represente apenas 1,37% da capacidade instalada de geração no SIN, esse quadro poderá ser alterado mediante a introdução, em longo prazo, de tecnologias de geração designadas pela sigla HELE (High Efficiency Low Emission), que permitiriam viabilizar, ambiental e socialmente, um uso mais eficiente desse energético, com benefícios para o Sistema Interligado Nacional (SIN), para a sociedade como um todo e para o meio ambiente.

Concorrem para esta mudança, em longo prazo, o esgotamento do potencial hidrelétrico social, econômica e ambientalmente viável, o avanço de fontes intermitentes (eólica e solar), a ampla disponibilidade de carvão mineral e a baixa volatilidade de seu preço no Brasil. Em médio prazo, destaca-se, como indutor desta evolução tecnológica, a crise hídrica e suas graves repercussões financeiras, que afetou severamente a capacidade de geração do sistema hidrelétrico elétrico, evidenciando os riscos da perda de capacidade de regularização deste parque. Esses fatos apontam claramente para a necessidade da expansão da geração termelétrica de base, reconhecida desde 2013 na elaboração do Plano Decenal de Expansão (PDE).

De fato, no PDE 2024, prevê-se uma substancial expansão termelétrica (10,5 GW), sinalizando que, se não tiver gás, poderá ser a carvão. A ampliação do parque térmico, já contratada, inclui acréscimo irrisório (340 MW em 2019) da capacidade termelétrica a carvão mineral, ou seja, projeta-se expressiva queda de participação desta fonte no segmento de usinas de base, de 21% em 2015 para 14% em 2024. Esta queda de participação terá como contrapartida, necessariamente, o aumento dos custos de geração no SIN.

De acordo com o PMO 08.2016, as usinas a carvão apresentam Custo Variável Unitário (CVU) médio ponderado da ordem de 132,01 R$/MWh, contra 243,74 R$/MWh das movidas a gás natural. Salienta-se que a nova usina a carvão tem CVU menor que 100,00 R$/MWh. De fato, o CVU médio de termelétricas a carvão mineral é da mesma ordem de grandeza que o CVU médio de termelétricas movidas a biomassa, podendo ser menor, especialmente na região de Candiota/RS. A queda na participação de termelétricas de base de menor CVU na oferta de energia ao SIN tende a criar um círculo vicioso na contramão dos objetivos centrais do modelo setorial, quais sejam: a modicidade tarifária e a segurança energética. A redução da participação termelétrica com baixo CVU tem como consequência um maior custo de geração para manter a segurança energética, em termos de risco e valor esperado de déficit, custos marginais de operação, níveis de armazenamento dos subsistemas, entre outros indicadores da qualidade de suprimento.

Essa redução pode ser agravada pelo aumento do nível de exigência dos requisitos regulatórios, em particular dos relacionados à disponibilidade das usinas. O maior nível de exigência regulatória, por sua vez, contribui para ampliar a percepção de risco dos empreendedores e, em consequência, tende a encarecer ou mesmo inibir a expansão termelétrica de base. A evolução prevista do Sistema Interligado Nacional (SIN) oferece oportunidades para reverter esta tendência, mediante o incremento da participação termelétrica a carvão no atendimento à demanda do SIN, criando assim um círculo virtuoso que permita aumentar a segurança energética sem prejuízo da modicidade tarifária. Estas oportunidades estão intimamente associadas ao processo de planejamento do sistema, desde a etapa de expansão até a de licitação. Para que estas oportunidades frutifiquem, será necessário, porém, mitigar os riscos potenciais enfrentados por projetos termelétricos de base, tanto nas etapas que antecedem quanto nas que sucedem os leilões de energia nova e de reserva. Esses riscos têm raízes, fundamentalmente, no processo de planejamento da expansão do SIN, são potencializados no processo de contratação e se concretizam, em termos financeiros, no processo de contabilização e liquidação da CCEE.

Medidas de mitigação de riscos são necessárias, não só para ampliar a participação de termelétricas de base, mas também para garantir a atratividade dos leilões, na medida em que reduzem a percepção e consequente precificação destes riscos em ofertas de preços e receitas nos leilões. Os riscos e medidas de mitigação abrangem amplo espectro de atividades, desde a formulação de trajetórias tecnológicas, no Plano Nacional de Energia (PNE), até o leilão propriamente dito, passando pelas diretrizes para o Plano Decenal de Expansão (PDE), que estabelece os projetos indicativos (singulares ou em bloco) a serem licitados nos leilões de energia. O PDE, elaborado anualmente pela EPE, é a principal referência para potenciais investidores em projetos de geração.
Para que possamos dar mais segurança energética e reduzir o custo de nossa energia precisamos adotar medidas de curto, médio e longo prazo:

No curto prazo: Mitigar riscos e aperfeiçoar modelo de contratação, em particular o CCEAR por disponibilidade, revisar os métodos de cálculo dos parâmetros que configuram o ICB, quais sejam: GF, COP, CEC, DISP, além de adequar as regras de comercialização da CCEE para mitigar os riscos não gerenciáveis das termelétricas contratadas por disponibilidade.

No médio prazo: Consolidar oportunidades de expansão termelétrica no PDE 2025, a partir da constatação da perda de capacidade de regularização hidrelétrica, da inserção de fontes sazonais e intermitentes, que caracteriza uma transição estrutural do SIN, de um sistema hidrotérmico clássico (HTC), composto predominantemente por hidrelétricas com reservatórios e termelétricas de base, para um sistema hidrotérmico híbrido (HTH), com grande participação de hidrelétricas sazonais a fio d´água, usinas termelétricas de médio e baixo CVU e forte penetração de fontes eólicas e solares, em parques dispersos regionalmente, além de crescente geração distribuída. Esta transição exige, entre outras ações, o aperfeiçoamento de critérios de seleção de projetos, incluindo alterações no Índice de Custo Benefício (ICB) para espelhar a importância do sinal locacional e do grau de despachabilidade das fontes, além de adequar os métodos e modelos de planejamento usados no PDE e PEN para melhor refletir a transição tecnológica (HTC para HTES).

No longo prazo: Viabilizar oportunidades por meio da estruturação de nova trajetória tecnológica envolvendo a geração termelétrica e o carvão mineral nacional, com inserção de tecnologias HELE no PNE 2050. Desenvolver um Projeto de P&D Estratégico na área de novas tecnologias de geração termelétrica considerando as características e recursos energéticos sazonais e intermitentes disponíveis no SIN.

Chegou a hora de reavaliarmos a matriz energética e a inserção das diversas fontes que o Brasil dispõe.

Fernando Luiz Zancan é presidente-executivo da Associação Brasileira de Carvão Mineral (ABCM)

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O carvão é o combustível fóssil com a maior reserva mundial, espalhada por mais de 70 países e de largo uso devido ao seu baixo custo. Em escala mundial, representa cerca de 30% da energia primária e 41% da geração de eletricidade. No Brasil, as reservas conhecidas de carvão mineral, localizadas na região Sul, constituem 42% dos recursos energéticos, renováveis e não renováveis, disponíveis no território nacional. Embora o parque termelétrico a carvão mineral represente apenas 1,37% da capacidade instalada de geração no SIN, esse quadro poderá ser alterado mediante a introdução, em longo prazo, de tecnologias de geração designadas pela sigla HELE (High Efficiency Low Emission), que permitiriam viabilizar, ambiental e socialmente, um uso mais eficiente desse energético, com benefícios para o Sistema Interligado Nacional (SIN), para a sociedade como um todo e para o meio ambiente.

Concorrem para esta mudança, em longo prazo, o esgotamento do potencial hidrelétrico social, econômica e ambientalmente viável, o avanço de fontes intermitentes (eólica e solar), a ampla disponibilidade de carvão mineral e a baixa volatilidade de seu preço no Brasil. Em médio prazo, destaca-se, como indutor desta evolução tecnológica, a crise hídrica e suas graves repercussões financeiras, que afetou severamente a capacidade de geração do sistema hidrelétrico elétrico, evidenciando os riscos da perda de capacidade de regularização deste parque. Esses fatos apontam claramente para a necessidade da expansão da geração termelétrica de base, reconhecida desde 2013 na elaboração do Plano Decenal de Expansão (PDE).

De fato, no PDE 2024, prevê-se uma substancial expansão termelétrica (10,5 GW), sinalizando que, se não tiver gás, poderá ser a carvão. A ampliação do parque térmico, já contratada, inclui acréscimo irrisório (340 MW em 2019) da capacidade termelétrica a carvão mineral, ou seja, projeta-se expressiva queda de participação desta fonte no segmento de usinas de base, de 21% em 2015 para 14% em 2024. Esta queda de participação terá como contrapartida, necessariamente, o aumento dos custos de geração no SIN.

De acordo com o PMO 08.2016, as usinas a carvão apresentam Custo Variável Unitário (CVU) médio ponderado da ordem de 132,01 R$/MWh, contra 243,74 R$/MWh das movidas a gás natural. Salienta-se que a nova usina a carvão tem CVU menor que 100,00 R$/MWh. De fato, o CVU médio de termelétricas a carvão mineral é da mesma ordem de grandeza que o CVU médio de termelétricas movidas a biomassa, podendo ser menor, especialmente na região de Candiota/RS. A queda na participação de termelétricas de base de menor CVU na oferta de energia ao SIN tende a criar um círculo vicioso na contramão dos objetivos centrais do modelo setorial, quais sejam: a modicidade tarifária e a segurança energética. A redução da participação termelétrica com baixo CVU tem como consequência um maior custo de geração para manter a segurança energética, em termos de risco e valor esperado de déficit, custos marginais de operação, níveis de armazenamento dos subsistemas, entre outros indicadores da qualidade de suprimento.

Essa redução pode ser agravada pelo aumento do nível de exigência dos requisitos regulatórios, em particular dos relacionados à disponibilidade das usinas. O maior nível de exigência regulatória, por sua vez, contribui para ampliar a percepção de risco dos empreendedores e, em consequência, tende a encarecer ou mesmo inibir a expansão termelétrica de base. A evolução prevista do Sistema Interligado Nacional (SIN) oferece oportunidades para reverter esta tendência, mediante o incremento da participação termelétrica a carvão no atendimento à demanda do SIN, criando assim um círculo virtuoso que permita aumentar a segurança energética sem prejuízo da modicidade tarifária. Estas oportunidades estão intimamente associadas ao processo de planejamento do sistema, desde a etapa de expansão até a de licitação. Para que estas oportunidades frutifiquem, será necessário, porém, mitigar os riscos potenciais enfrentados por projetos termelétricos de base, tanto nas etapas que antecedem quanto nas que sucedem os leilões de energia nova e de reserva. Esses riscos têm raízes, fundamentalmente, no processo de planejamento da expansão do SIN, são potencializados no processo de contratação e se concretizam, em termos financeiros, no processo de contabilização e liquidação da CCEE.

Medidas de mitigação de riscos são necessárias, não só para ampliar a participação de termelétricas de base, mas também para garantir a atratividade dos leilões, na medida em que reduzem a percepção e consequente precificação destes riscos em ofertas de preços e receitas nos leilões. Os riscos e medidas de mitigação abrangem amplo espectro de atividades, desde a formulação de trajetórias tecnológicas, no Plano Nacional de Energia (PNE), até o leilão propriamente dito, passando pelas diretrizes para o Plano Decenal de Expansão (PDE), que estabelece os projetos indicativos (singulares ou em bloco) a serem licitados nos leilões de energia. O PDE, elaborado anualmente pela EPE, é a principal referência para potenciais investidores em projetos de geração.
Para que possamos dar mais segurança energética e reduzir o custo de nossa energia precisamos adotar medidas de curto, médio e longo prazo:

No curto prazo: Mitigar riscos e aperfeiçoar modelo de contratação, em particular o CCEAR por disponibilidade, revisar os métodos de cálculo dos parâmetros que configuram o ICB, quais sejam: GF, COP, CEC, DISP, além de adequar as regras de comercialização da CCEE para mitigar os riscos não gerenciáveis das termelétricas contratadas por disponibilidade.

No médio prazo: Consolidar oportunidades de expansão termelétrica no PDE 2025, a partir da constatação da perda de capacidade de regularização hidrelétrica, da inserção de fontes sazonais e intermitentes, que caracteriza uma transição estrutural do SIN, de um sistema hidrotérmico clássico (HTC), composto predominantemente por hidrelétricas com reservatórios e termelétricas de base, para um sistema hidrotérmico híbrido (HTH), com grande participação de hidrelétricas sazonais a fio d´água, usinas termelétricas de médio e baixo CVU e forte penetração de fontes eólicas e solares, em parques dispersos regionalmente, além de crescente geração distribuída. Esta transição exige, entre outras ações, o aperfeiçoamento de critérios de seleção de projetos, incluindo alterações no Índice de Custo Benefício (ICB) para espelhar a importância do sinal locacional e do grau de despachabilidade das fontes, além de adequar os métodos e modelos de planejamento usados no PDE e PEN para melhor refletir a transição tecnológica (HTC para HTES).

No longo prazo: Viabilizar oportunidades por meio da estruturação de nova trajetória tecnológica envolvendo a geração termelétrica e o carvão mineral nacional, com inserção de tecnologias HELE no PNE 2050. Desenvolver um Projeto de P&D Estratégico na área de novas tecnologias de geração termelétrica considerando as características e recursos energéticos sazonais e intermitentes disponíveis no SIN.

Chegou a hora de reavaliarmos a matriz energética e a inserção das diversas fontes que o Brasil dispõe.

Fernando Luiz Zancan é presidente-executivo da Associação Brasileira de Carvão Mineral (ABCM)

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Geração Térmica à Carvão: Visão Sistêmica

18/08/2016

Fernando Zancan - Presidente da ABCM

O carvão é o combustível fóssil com a maior reserva mundial, espalhada por mais de 70 países e de largo uso devido ao seu baixo custo. Em escala mundial, representa cerca de 30% da energia primária e 41% da geração de eletricidade. No Brasil, as reservas conhecidas de carvão mineral, localizadas na região Sul, constituem 42% dos recursos energéticos, renováveis e não renováveis, disponíveis no território nacional. Embora o parque termelétrico a carvão mineral represente apenas 1,37% da capacidade instalada de geração no SIN, esse quadro poderá ser alterado mediante a introdução, em longo prazo, de tecnologias de geração designadas pela sigla HELE (High Efficiency Low Emission), que permitiriam viabilizar, ambiental e socialmente, um uso mais eficiente desse energético, com benefícios para o Sistema Interligado Nacional (SIN), para a sociedade como um todo e para o meio ambiente.

Concorrem para esta mudança, em longo prazo, o esgotamento do potencial hidrelétrico social, econômica e ambientalmente viável, o avanço de fontes intermitentes (eólica e solar), a ampla disponibilidade de carvão mineral e a baixa volatilidade de seu preço no Brasil. Em médio prazo, destaca-se, como indutor desta evolução tecnológica, a crise hídrica e suas graves repercussões financeiras, que afetou severamente a capacidade de geração do sistema hidrelétrico elétrico, evidenciando os riscos da perda de capacidade de regularização deste parque. Esses fatos apontam claramente para a necessidade da expansão da geração termelétrica de base, reconhecida desde 2013 na elaboração do Plano Decenal de Expansão (PDE).

De fato, no PDE 2024, prevê-se uma substancial expansão termelétrica (10,5 GW), sinalizando que, se não tiver gás, poderá ser a carvão. A ampliação do parque térmico, já contratada, inclui acréscimo irrisório (340 MW em 2019) da capacidade termelétrica a carvão mineral, ou seja, projeta-se expressiva queda de participação desta fonte no segmento de usinas de base, de 21% em 2015 para 14% em 2024. Esta queda de participação terá como contrapartida, necessariamente, o aumento dos custos de geração no SIN.

De acordo com o PMO 08.2016, as usinas a carvão apresentam Custo Variável Unitário (CVU) médio ponderado da ordem de 132,01 R$/MWh, contra 243,74 R$/MWh das movidas a gás natural. Salienta-se que a nova usina a carvão tem CVU menor que 100,00 R$/MWh. De fato, o CVU médio de termelétricas a carvão mineral é da mesma ordem de grandeza que o CVU médio de termelétricas movidas a biomassa, podendo ser menor, especialmente na região de Candiota/RS. A queda na participação de termelétricas de base de menor CVU na oferta de energia ao SIN tende a criar um círculo vicioso na contramão dos objetivos centrais do modelo setorial, quais sejam: a modicidade tarifária e a segurança energética. A redução da participação termelétrica com baixo CVU tem como consequência um maior custo de geração para manter a segurança energética, em termos de risco e valor esperado de déficit, custos marginais de operação, níveis de armazenamento dos subsistemas, entre outros indicadores da qualidade de suprimento.

Essa redução pode ser agravada pelo aumento do nível de exigência dos requisitos regulatórios, em particular dos relacionados à disponibilidade das usinas. O maior nível de exigência regulatória, por sua vez, contribui para ampliar a percepção de risco dos empreendedores e, em consequência, tende a encarecer ou mesmo inibir a expansão termelétrica de base. A evolução prevista do Sistema Interligado Nacional (SIN) oferece oportunidades para reverter esta tendência, mediante o incremento da participação termelétrica a carvão no atendimento à demanda do SIN, criando assim um círculo virtuoso que permita aumentar a segurança energética sem prejuízo da modicidade tarifária. Estas oportunidades estão intimamente associadas ao processo de planejamento do sistema, desde a etapa de expansão até a de licitação. Para que estas oportunidades frutifiquem, será necessário, porém, mitigar os riscos potenciais enfrentados por projetos termelétricos de base, tanto nas etapas que antecedem quanto nas que sucedem os leilões de energia nova e de reserva. Esses riscos têm raízes, fundamentalmente, no processo de planejamento da expansão do SIN, são potencializados no processo de contratação e se concretizam, em termos financeiros, no processo de contabilização e liquidação da CCEE.

Medidas de mitigação de riscos são necessárias, não só para ampliar a participação de termelétricas de base, mas também para garantir a atratividade dos leilões, na medida em que reduzem a percepção e consequente precificação destes riscos em ofertas de preços e receitas nos leilões. Os riscos e medidas de mitigação abrangem amplo espectro de atividades, desde a formulação de trajetórias tecnológicas, no Plano Nacional de Energia (PNE), até o leilão propriamente dito, passando pelas diretrizes para o Plano Decenal de Expansão (PDE), que estabelece os projetos indicativos (singulares ou em bloco) a serem licitados nos leilões de energia. O PDE, elaborado anualmente pela EPE, é a principal referência para potenciais investidores em projetos de geração.
Para que possamos dar mais segurança energética e reduzir o custo de nossa energia precisamos adotar medidas de curto, médio e longo prazo:

No curto prazo: Mitigar riscos e aperfeiçoar modelo de contratação, em particular o CCEAR por disponibilidade, revisar os métodos de cálculo dos parâmetros que configuram o ICB, quais sejam: GF, COP, CEC, DISP, além de adequar as regras de comercialização da CCEE para mitigar os riscos não gerenciáveis das termelétricas contratadas por disponibilidade.

No médio prazo: Consolidar oportunidades de expansão termelétrica no PDE 2025, a partir da constatação da perda de capacidade de regularização hidrelétrica, da inserção de fontes sazonais e intermitentes, que caracteriza uma transição estrutural do SIN, de um sistema hidrotérmico clássico (HTC), composto predominantemente por hidrelétricas com reservatórios e termelétricas de base, para um sistema hidrotérmico híbrido (HTH), com grande participação de hidrelétricas sazonais a fio d´água, usinas termelétricas de médio e baixo CVU e forte penetração de fontes eólicas e solares, em parques dispersos regionalmente, além de crescente geração distribuída. Esta transição exige, entre outras ações, o aperfeiçoamento de critérios de seleção de projetos, incluindo alterações no Índice de Custo Benefício (ICB) para espelhar a importância do sinal locacional e do grau de despachabilidade das fontes, além de adequar os métodos e modelos de planejamento usados no PDE e PEN para melhor refletir a transição tecnológica (HTC para HTES).

No longo prazo: Viabilizar oportunidades por meio da estruturação de nova trajetória tecnológica envolvendo a geração termelétrica e o carvão mineral nacional, com inserção de tecnologias HELE no PNE 2050. Desenvolver um Projeto de P&D Estratégico na área de novas tecnologias de geração termelétrica considerando as características e recursos energéticos sazonais e intermitentes disponíveis no SIN.

Chegou a hora de reavaliarmos a matriz energética e a inserção das diversas fontes que o Brasil dispõe.

Fernando Luiz Zancan é presidente-executivo da Associação Brasileira de Carvão Mineral (ABCM)

Rua Pascoal Meller, 73 - Bairro Universitário - CEP 88.805-380 - CP 362 - Criciúma - Santa Catarina
Tel. (48) 3431.8350/Fax: (48) 3431.8351