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AB Energy do Brasil Ltda

Processo 48500.003593/2013-84

Proposta de incentivação da cogeração a gás natural em resposta ao aviso de consulta pública n° 5/2014 publicado pela ANEEL no DOU de 14/05/2014 (Seção 3 Pág. 164)

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Resumo

Neste documento, depois ter evidenciado os benefícios técnicos e econômicos da geração distribuida, foram discutidos os principáis problemas encontrados na fase de viabilizar emprendimentos de cogeração a gás natural no estado de São Paulo. Em seguida, tomando como exemplo o caso da Alemanha (país europeo com mais história e assim o mais representativo no setor da cogeração a gás natural), foi disenhada uma proposta de incentivação para viabilizar emprendimentos no setor de cogeração a gás natural em São Paulo.

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1. Falta de energia no Estado de São Paolo: identificação do problema 2. Comparação dos modelos energéticos: geração centralizada VS geração distribuida 3. Benefícios da geração distribuida com cogeração a gás natural 4. Cogeração a gás natural na Alemanha 5. Obstáculos a cogeração a gás natural no Estado de São Paulo 6. Proposta de incentivação necessária para desenvolver o setor 7. Consequências para os stakeholders 8. Lista das refêrencias

Agenda

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Identificação do Problema

Matrix Energetica no Estado de São Paolo [1]

Capacidade Nominal Instalada

São Paulo Brasil

Unidade GW Unidade GW

Hidrelétricas 126 14,2 1095 91,6

Termelétricas 380 7,2 1795 38,2

Total 506 21,4 2890 129,8

16,5 %

Consequências:

Autosuficiencia de energia entorno do 45%

Forte dependência de

energia de outros estados

Falta de energia no Estado de São Paulo

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Modelo energético com base na geração centralizada

Modelo: • 1 central térmica • 4 consumidores (A,B,C,D)

Consequências:

- Perdas em transmissão e distribuição (T&D)

- Necessidade de cuidado planejamento da demanda

- Tempo de implantação de termelétrica longo

- Possível sobreccarregamento das linhas

- Necessidade de investimentos em rede de transmissão e distribuição

Comparação dos modelos energéticos

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Modelo energético com base na geração distribuída

Modelo: • 1 central térmica • 4 consumidores (A,B,C,D) • 4 agentes geradores (G1,G2,G3,G4)

Consequências:

- Melhor aproveitamento do combustível primario

- Redução dos riscos de planejamento

- Mais rapido atendamento da demanda

- Maior segurança energetica

Lembra-se que, caso instala-se um sistema de cogeração de energia é suficiente colocar um disjuntor de interface o qual permite de disjuntar fisicamente a rede dao motogerador caso tivesse qualquer falha em ambos os dois lados (por exemplo: variações de tensão, frequência e corrente fora dos parametros estabeleçido)

Comparação dos modelos energéticos

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Benefícios da geração distribuída com cogeração a gás natural

- Melhor aproveitamento do combustível primario A eficiência elétrica das térmicas no Brasil é entorno do 42%. Além disso, considerando as perdas de T&D (cerca de 16%), este valor se reduz a pouco mais de 35% [2]. Em lugar disso, instalando um motogerador chega-se a um valor entre 37 e 47%, onde a restante parcela de energia pode ser aproveitada como energia termica ou frigorifera. Além disso, em este segundo caso, as perdas para distribuição são zeradas.

- Redução dos riscos de planejamento Adicionando pequeno blocos de energia se pode aproximar as curvas de oferta e demanda, reduzindo possíveis deficit de energia decorrentes de erros no planejamento

- Mais rapido atendamento da demanda Menor tempo de implantação de um sistema CHP comparado com uma térmica centralizada

- Maior segurança energetica Em caso de falhas no sistema elétrico centralizado, as regiões atendidas com sistemas CHP não são afetadas

Comparação dos modelos energéticos

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Alemanha é o país leader em termo de produção de energia a partir de plantas CHP

Principáis dados: • Total Capaciadade Instalada: 22.5 GWe (2010) 21% de toda EU [3]

• Total de energia gerada a partir de plantas de cogeração: 89.9 TWh (2010) 15.4% de toda a produção nacional (com o objetivo de chegar a 25% dentro do 2020)

Nas aplicações CHP, o gás natural é certamente o combustível mais utilizado (63% da energia gerada)

Cogeração a gás natural na Alemanha

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Porquê é incentivada na Alemanha ?

Alemanha está na fase de transição energetica

Os seus objetivos para o 2020 são os seguintes: - Redução do 20% da energia primaria consumida - Aumento da produtividade da energia em 2.1% ao ano

«CHP is recognized as one of the technologies contributing to the Germany’s Energy Transition, being promoted through a number of incentives»

Esquema regulatório: - Plantas CHP de alta eficiência têm prioridade de despachamento no sistema

interligado nacional (igual que as fontes renováveis) - CHP Law (KWK-G 2012) promove plantas CHP de alta eficiência com um

sistema de subsídios [4]

Cogeração a gás natural na Alemanha

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Subsídios para cogeração na Alemanha

Potência Instalada (kWe)

Nível de incentivação (€c/kWh)

Tempo de incentivação

≤ 2 5.41 10 anos ou 30,000 horas operativas

≤ 50 5.41 10 anos ou 30,000 horas operativas

≤ 250 4.00 30,000 horas operativas

≤ 2000 2.41 30,000 horas operativas

> 2000 1.80 30,000 horas operativas

Esta tarifa, que adiciona-se ao preço do mercado da energia elétrica, tem em conta: - O benefício da conservação de energia no sistema interligado nacional - As perdas de rede evitádas

Preço pago do agente distribuídor para o agente gerador

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Incentivos fiscáis

1) Plantas CHP têm varios benefícios fiscáis do combustível usado [5]

Para ter estos benefícios é necessario que: - A planta CHP trabalhe de acordo com o conceito de alta eficiência - A planta CHP tenha fator de capacidade acima de 70% - A planta CHP não é amortizada

Desconto fiscal do gás natural de 0.55 €c/kWh

Se estos objetivos não são cumpridos a redução fiscal é de 0.442 €c/kWh

2) Plantas CHP com potência menor de 2 MWe são isentos dos impostos sobre a eletricidade [6]

3) O Banco KfW tem um programa para subsidiar os custos iniciáis que incurra-se nas etapas de avaliar um emprendimento em cogeração com um experto do setor [7]

Subsídios para cogeração na Alemanha

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Dificuldade a viabilizar emprendimentos neste setor

Hoje em dia, no Estado de São Paulo, a situação de preço do gás natural é a seguinte [8]:

A viabilidade de um projeto de cogeração a gás natural depende do valor dos principáis vetores energéticos, então gás natural, eletricidade e calor (ou frio)

Esta diferência no nível de preços não viabilizam emprendimentos no setor: de fato, as pequenas centráis de cogeração devem competir com as terméletricas tendo um custo de insumo cerca de 70% mais caro.

Obstáculos a cogeração a gás natural no Estado de São Paulo

Termelétrica: R$ 0.7/m3 Cogeração: R$ 1.2/m3

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Tendo em conta o Capítulo I Art. 3 ponto V e Capítulo I Art. 4 ponto XIII do Decreto n° 2.335, de 6 de outubro de 1997 [9], propõe-se 3 pontos a ser estudados pela ANEEL:

1. nívelar o preço do gás natural, seja que isso for adquirido para geração termelétrica que para emprendimentos que trabalhem em regime de cogeração qualificada [10], de potência instalada maxima de 30 MW (ao fim de conservar a esenção da TUSD e TUST [11]).

2. a inserção de uma feed-in-tariff sobre a energia vendida que deverá ser proporcional ao preço do gás natural e deverá ter em conto de:

- custo do capital - inflação - custo de acesso a rede elétrica e gás. 3. Prioridade de despachamento da energia injetada na rede pelo ciclo vida do projeto: para

ter garantia de poder comercializar energia no sistema de distribuição, reduzindo assim os riscos dos emprendimentos.

Proposta de incentivação necessária para desenvolver o setor

Linhas guia

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A frente deste modelo que foi proposto, as consequências tangíveis seriam: - Benefícios para o agente gerador A possibilidade de ter um preço fixado em relação ao custo do gás natural permite de ter um baixo risco do projeto, então a maior predisposição a desenvolver emprendimentos neste setor - Benefícios para o agente distribuidor Garantia fisica de energia elétrica na base para até 8000 horas ao ano (as Plantas CHP a gás natural, com uma devida manutenção, podem chegar a ter um fator de capacidade cerca de 95%) Redução do Preço das Liquidações das Diferenças (PLD), que entre Fevereiro e Marco do 2014 poulou até o valor maximo de R$ 822.83/MWh [12]

Consequências para os Stakeholders

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1) Governo do Estado de São Paulo – Boletim Informativo, Fevereiro 2014

(Disponível em: http://www.energia.sp.gov.br/a2sitebox/arquivos/documentos/586.pdf)

2) ABB - Trends in global energy efficiency 2011 (Disponível em: http://www05.abb.com/global/scot/scot316.nsf/veritydisplay/1b6ed2d18136aa5bc1257864004d09a6/$file/brazil.pdf)

3) European Cogeneration Review – Germany, Março 2013 (Disponível em: http://www.cogeneurope.eu/medialibrary/2013/03/14/94c3c406/COGEN%20Europe%20ECR%20-%20Germany%20Preview.pdf)

4) CHP Law (KWK-G 2012) (Disponível em: http://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2002/index.html)

5) Energy Tax Law (EnergieStG 2012) (Disponível em: http://www.gesetze-im-internet.de/energiestg/index.html)

6) Electricity Tax Law (StromStG 2012) (Disponível em: http://www.gesetze-im-internet.de/stromstg/index.html)

Lista das referências - 1

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7) KfW - German government-owned development bank supporting energy efficiency projects, including CHP (Disponível em: https://www.kfw.de/kfw.de.html)

8) Relatório final SP Cogen Master Plan 2020 (Disponível em: http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/consulta_publica/detalhes_consulta.cfm?IdConsultaPublica=256)

9) Decreto n° 2.335, de 6 de Outubro de 1997 – Capítulo I ponto V Art. 3 e XIII Art. 4 (Disponível em: http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto/D2335.htm)

10) Resolução Normativa ANEEL n° 235, de 14 de Novembro de 2006 (Disponível em: http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2006235.pdf)

11) Resolução Normativa ANEEL n° 77, de 18 de Agosto de 2004 (Disponível em: http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2004077.pdf)

12) CCEE – n° 140 – 1ª semana de junho/2014 (Disponível em: www.ccee.org.br/ccee/documentos/CCEE_250829)

Lista das referências - 2

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