a interconexão elétrica dos sistemas isolados da amazônia
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UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PRODUÇÃO
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
A INTERCONEXÃO ELÉTRICA DOS SISTEMAS ISOLADOS DA AMAZÔNIA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
Dissertação de Mestrado
FLORIANÓPOLIS 2003
ii
UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PRODUÇÃO
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
A INTERCONEXÃO ELÉTRICA DOS SISTEMAS ISOLADOS DA AMAZÔNIA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
Dissertação apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal de Santa Catarina como parte dos requisitos para obtenção do título de Mestre em Engenharia de Produção. Área: Gestão de Negócios Orientador: Prof. Edvaldo Alves de Santana
FLORIANÓPOLIS 2003
iii
PAULO CESAR MAGALHAES DOMINGUES
A INTERCONEXÃO ELÉTRICA DOS SISTEMAS ISOLADOS DA AMAZÔNIA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
Esta Dissertação foi julgada adequada para obtenção do título de Mestre em Engenharia de Produção e aprovada em sua forma final pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal de Santa Catarina.
______________________________________ Prof. Edson Pacheco Paladini, Dr.
Coordenador
Banca Examinadora:
______________________________________ Prof. Edvaldo Alves de Santana, Dr.
Orientador
______________________________________ Prof. Paulo Roberto Cavalcanti de Souza, Dr.
______________________________________ Prof. Pedro Paulo Bramont, Dr.
iv
Ficha Catalográfica
DOMINGUES, Paulo Cesar Magalhães. A Interconexão Elétrica dos Sistemas Isolados da Amazônia ao Sistema
Interligado Nacional. Florianópolis, UFSC, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção, 2003.
xiv, 135 p. Dissertação: Mestrado em Engenharia de Produção (Área: Gestão de Negócios) Orientador: Edvaldo Alves de Santana 1. Energia Elétrica 2. Sistemas de Transmissão 3. Sistema Interligado Nacional 4. Sistemas Isolados 5. Interligação/interconexão elétrica 6. Amazônia
I. Universidade Federal de Santa Catarina II. Título
v
Este trabalho é dedicado à minha esposa Susana e a meus filhos, Paulo Henrique e João Vitor, pelo carinho, compreensão e incentivo permanente durante a elaboração do mesmo.
vi
AGRADECIMENTOS
Aos meus pais, Paulo e Pompéia, pela educação e exemplo de dedicação e honestidade.
Ao Professor Edvaldo Alves de Santana, pela orientação e confiança que depositou no
trabalho, levando-me a aceitar o desafio.
À Eletronorte, pela oportunidade de realização do mestrado.
À Éden Damasceno e aos colegas do curso de mestrado, pelo incentivo nos momentos mais
difíceis.
Aos meus colegas da Gerência de Planejamento Energético da Eletronorte, cujas idéias me
inspiraram à realização desse projeto.
Aos engenheiros Vanderlei Machado e José Daldegan, pelas importantes contribuições.
A todos aqueles que, de maneira direta ou indireta, contribuíram e me estimularam para a
realização desta dissertação.
vii
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS................................................................................................. IX
LISTA DE TABELAS..................................................................................................X
LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E SÍMBOLOS........................................ XI
RESUMO.................................................................................................................. XIII
ABSTRACT ............................................................................................................. XIV
1 – INTRODUÇÃO .......................................................................................................1
2 – O DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E A ENERGIA ELÉTRICA NA
AMAZÔNIA - UMA ABORDAGEM HISTÓRICA ...........................................4
2.1 - O DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO DA AMAZÔNIA.................................4
2.2 - A EVOLUÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA NA AMAZÔNIA ..............................9
3 - O SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO ...........................................................17
3.1 - CARACTERÍSTICAS ...............................................................................................17
3.2 – OS SISTEMAS ELÉTRICOS DA AMAZÔNIA ....................................................18
3.2.1 – O Sistema Elétrico Interligado da Amazônia ............................................19
3.2.2 – Os Sistemas Elétricos Isolados da Amazônia ............................................20
3.2.3 – O Mecanismo da CCC-ISOL......................................................................37
4 – INTERLIGAÇÕES DE SISTEMAS ELÉTRICOS REGIONAIS ...................41
4.1 – CARACTERIZAÇÃO E CONCEITOS..................................................................41
4.2 – AS INTERLIGAÇÕES DE SISTEMAS ELÉTRICOS NO MUNDO..................45
4.2.1 – As Interconexões Elétricas na Europa.......................................................45
4.2.2 – As Interconexões Elétricas na América do Norte ......................................49
4.2.3 – As Interconexões Elétricas na América Central ........................................51
4.2.4 – As Interconexões Elétricas na América do Sul ..........................................51
4.2.5 – As Interconexões Elétricas na África.........................................................53
4.2.6 – As Interconexões Elétricas na Ásia............................................................53
4.3 – AS INTERLIGAÇÕES DOS SISTEMAS ELÉTRICOS BRASILEIROS ... .55
viii
4.3.1 – A Evolução das Interligações ....................................................................55
4.3.2 - As Principais Interligações Elétricas Brasileiras ......................................58
4.3.3 - As Interligações Elétricas e os Submercados de Energia ..........................61
5 - A INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DOS SISTEMAS ISOLADOS DA
AMAZÔNIA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL ...........................64
5.1 - MOTIVAÇÕES ..........................................................................................................64
5.1.1 - A Falta de uma Política Energética para a Amazônia...............................64
5.1.2 - A Inexistência de um Modelo do Setor de Energia Elétrica para os
Sistemas Isolados da Amazônia.............................................................................69
5.1.3 - As Indefinições Relativas aos Contratos de Suprimento de Energia Elétrica
nos Sistemas Isolados ............................................................................................74
5.1.4 - O Incentivo à Competição no Segmento de Geração nos Sistemas
Isolados ..................................................................................................................75
5.1.5 – O Alto Custo de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados ....77
5.1.6 – O Elevado Consumo de Combustíveis e os Dispêndios da CCC-ISOL.....79
5.1.7 - A Falta de Remuneração dos Ativos de Transmissão ................................80
5.1.8 – A Incidência de ICMS na Produção de Energia Elétrica..........................82
5.2 - POSSIBILIDADES ....................................................................................................85
5.3 – PROJETOS DE INTERCONEXÃO ELÉTRICA PROPOSTOS ........................86
5.3.1 – A Interligação dos Sistemas Elétricos de Manaus, Amapá e Margem
Esquerda do rio Amazonas ao SIN........................................................................87
5.3.2 – A Interligação do Sistema Acre-Rondônia ao SIN ....................................96
5.3.3 – A Interligação do Sistema Roraima ao SIN .............................................103
6 – CONCLUSÕES....................................................................................................112
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................116
ANEXO A – SISTEMAS ISOLADOS DA AMAZÔNIA .....................................121
ANEXO B – DETALHAMENTO DOS PROJETOS DE INTERCONEXÃO
ELÉTRICA PROPOSTOS ................................................................129
ix
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 – Investimentos da Eletronorte na Amazônia .................................................16
Figura 2.2 – Concessionárias de Energia Elétrica da Amazônia .....................................16
Figura 3.1 – Sistemas Interligados da Amazônia .............................................................19
Figura 3.2 – Participação no Mercado dos Sistemas Isolados da Amazônia ..................21
Figura 4.1 – Sistema Elétrico Interligado Europeu ..........................................................46
Figura 4.2 – Sistemas Interconectados da América do Norte ..........................................50
Figura 4.3 – Submercados de Energia Elétrica ................................................................62
Figura 5.1 – Mapa Eletrogeográfico da Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá ........91
Figura 5.2 – Geração Média Esperada nos Sistemas Manaus, Amapá e Margem Esquerda do Rio Amazonas ........................................................................94
Figura 5.3 – Mapa Eletrogeográfico da Interligação Rondônia – Mato Grosso ..............99
Figura 5.4 – Geração Média Esperada no Sistema Acre – Rondônia ............................101
Figura 5.5 – Geração Média Mensal das UHEs Tucuruí, Belo Monte e Guri ...............106
Figura 5.6 – Mapa Eletrogeográfico da Interligação Boa Vista – Manaus ....................107
Figura 5.7 – Geração Média Esperada no Sistema Boa Vista .......................................110
Figura A.1 – Sistemas Isolados de Roraima ...................................................................122
Figura A.2 – Sistemas Isolados do Amapá .....................................................................123
Figura A.3 – Sistemas Isolados do Amazonas ................................................................124
Figura A.4 – Sistemas Isolados do Acre ........................................................................125
Figura A.5 – Sistemas Isolados de Rondônia ..................................................................126
Figura A.6 – Sistemas Isolados do Pará ..........................................................................127
Figura A.7 – Sistemas Isolados de Mato Grosso ............................................................128
Figura B.1 – Diagrama Unifilar da Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá ..............130
Figura B.2 – Diagrama Unifilar da Interligação Rondônia – Mato Grosso ....................132
Figura B.3 – Diagrama Unifilar da Interligação Boa Vista – Manaus ...........................134
x
LISTA DE TABELAS
Tabela 2.1 – Evolução da Indústria da Eletricidade na Amazônia entre 1920 e 1940 .....11
Tabela 3.1 – Sistemas Isolados da Amazônia ..................................................................21
Tabela 3.2 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados de Roraima ............23 Tabela 3.3 – Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte/Bovesa ............24
Tabela 3.4 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Amapá ..............25 Tabela 3.5 – Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte no Amapá ........26 Tabela 3.6 – Características do Sistema de Distribuição da CEA ....................................26 Tabela 3.7 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Amazonas ........28 Tabela 3.8 – Características do Sistema de Transmissão da Manaus Energia .................28 Tabela 3.9 – Características do Sistema de Distribuição da Ceam ..................................29 Tabela 3.10 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Acre .................30 Tabela 3.11 – Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte no Acre ...........30 Tabela 3.12 – Características do Sistema de Distribuição da Eletroacre ...........................31 Tabela 3.13 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados de Rondônia ..........33 Tabela 3.14 – Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte em Rondônia ...33 Tabela 3.15 – Características do Sistema de Transmissão da Ceron .................................34 Tabela 3.16 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Pará ..................35 Tabela 3.17 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados de Mato Grosso ....36 Tabela 3.18 – Características do Sistema de Transmissão da Cemat .................................36 Tabela 3.19 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Maranhão .........37 Tabela 4.1 – Capacidade de Interconexão Elétrica na América do Sul ............................52 Tabela 5.1 – Excedente de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados da Eletronorte .........76 Tabela 5.2 – Custos e Receitas dos Sistemas Isolados da Eletronorte em 2002 ..............78 Tabela 5.3 – Previsão de Consumo de Combustíveis em 2003 nos Sistemas Isolados
da Amazônia ................................................................................................79
Tabela 5.4 – Créditos de ICMS Acumulados pela Eletronorte até 2002 ..........................84 Tabela 5.5 – Benefícios Econômicos da Interligação Tucuruí–Manaus–Macapá ............95 Tabela 5.6 – Benefícios Econômicos da Interligação Rondônia–Mato Grosso .............102 Tabela 5.7 – Benefícios Econômicos da Interligação Boa Vista–Manaus .....................111 Tabela B.1 – Investimentos na Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá .....................131 Tabela B.2 – Investimentos na Interligação Rondônia – Mato Grosso ...........................133 Tabela B.3 – Investimentos na Interligação Boa Vista – Manaus ..................................135
xi
LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E SÍMBOLOS
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
APM – Aproveitamento de Uso Múltiplo
ATSOI – Association of Transmission System Operators in Ireland
BOVESA – Boa Vista Energia S.A.
CCC – Conta de Consumo de Combustíveis
CCC-ISOL – Conta de Consumo de Combustíveis dos Sistemas Isolados
CCPE – Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos
CEA – Companhia de Eletricidade do Amapá S.A.
CEAM – Companhia Energética do Amazonas S.A.
CEM – Companhia de Eletricidade de Manaus S.A.
CEMAR – Companhia Energética do Maranhão S.A.
CEMAT – Centrais Elétricas de Mato Grosso S.A.
CEMIG – Companhia Energética de Minas Gerais S.A.
CENAEE – Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica
CENTREL – Central Europe Transmission System Operators
CER – Companhia Energética de Roraima S.A.
CERON – Centrais Elétricas de Rondônia S.A.
CHESF – Companhia Hidro Elétrica do São Francisco S.A.
CIGÁS – Companhia de Gás do Amazonas
CTDO – Comitê Técnico para Desenvolvimento da Oferta
CTEM – Comitê Técnico de Estudos de Mercado
CTET – Comitê Técnico de Estudos de Transmissão
DOE – U.S. Department of Energy
EDELCA – Electrificación del Caroni C.A.
ELETROACRE – Companhia de Eletricidade do Acre S.A.
ELETROBRÁS – Centrais Elétricas Brasileiras S.A.
ELETRONORTE – Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A.
ENERAM – Comitê Coordenador dos Estudos Energéticos da Amazônia
GASPETRO – Petrobrás Gás S.A.
GCOI – Grupo de Coordenação para a Operação Interligada
xii
GCPS – Grupo Coordenador de Planejamento dos Sistemas Elétricos
GLP – Gás Liquefeito de Petróleo
GNL – Gás Natural Liquefeito
GTON – Grupo Técnico Operacional da Região Norte
LT – Linha de Transmissão
MAE – Mercado Atacadista de Energia Elétrica
MESA – Manaus Energia S.A.
MINFRA – Ministério da Infra-Estrutura
MME – Ministério de Minas e Energia
NERC – North American Electric Reliability Council
NORDEL – Nordic Transmission System Operators
NORDPOOL – Nordic Electricity Market
OC – Óleo Combustível
OD – Óleo Diesel
O&M – Operação e Manutenção
ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico
PCH – Pequena Central Hidrelétrica
PETROBRÁS – Petróleo Brasileiro S.A.
PGE – Óleo Combustível para Geração Elétrica
PIB – Produto Interno Bruto
PIE – Produtor Independente de Energia
PTE – Óleo Leve para Turbina Elétrica
SE – Subestação
SIN – Sistema Interligado Nacional
UCTE – Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity
TSO – Transmission System Operator
UHE – Usina Hidrelétrica
UKTSO – United Kingdom Transmission System Operator Association
UPS/IPS – Unified Power System/Interconnected Power System
UTE – Usina Termelétrica
xiii
RESUMO
Devido à sua forma de organização econômica e geográfica, grande parte da
Amazônia é suprida eletricamente por diversos sistemas isolados. O custo da energia elétrica
produzida nesses sistemas é extremamente elevado, por ser ela, predominantemente, de
origem térmica. Não obstante o mecanismo de cobertura dos gastos com combustíveis para
geração de energia elétrica, as concessionárias da Amazônia se deparam com uma situação de
bastante dificuldade, já que as tarifas praticadas não chegam a cobrir estes custos. Por outro
lado, no Sistema Interligado Nacional, a energia elétrica é produzida, majoritariamente, por
usinas hidrelétricas, implicando custos de produção bem abaixo dos verificados nos sistemas
isolados. Dentro desse contexto, o objetivo dessa dissertação é o estudo e a proposição de
alternativas que possibilitam a interligação elétrica entre os sistemas isolados da Amazônia e
o Sistema Interligado Nacional. O estudo demonstra que a maioria dos sistemas isolados da
Amazônia não proporciona possibilidades de receitas e/ou redução de despesas que
promovam a recuperação do capital investido em obras de interligação elétrica, à exceção dos
sistemas que atendem as capitais dos estados do Amazonas, Amapá, Acre, Rondônia e
Roraima. Os projetos de interligação elétrica desses sistemas ao SIN, além de apresentarem
viabilidade econômica, através da economia com combustível evitado e de dispêndios com a
CCC, permitem o compartilhamento das reservas operativas e da capacidade instalada,
evitando assim investimentos adicionais em infraestrutura, melhoram a confiabilidade no
suprimento de energia elétrica aos estados amazônicos, aumentam a competitividade da
Região, permitem o desenvolvimento de outros recursos energéticos, como o gás natural de
Urucu e estimulam o desenvolvimento econômico. Estes projetos constituem-se, portanto, em
importantes instrumentos de desenvolvimento regional, uma vez que possibilitará a integração
da Região Amazônia ao processo de desenvolvimento nacional.
xiv
ABSTRACT
Due to its economical organization and geographical location, the electrical energy
supply of the most part of Brazilian Amazon region is made by hundreds of isolated
generation systems, based on thermal plants. The cost of the electric power produced of these
systems is extremely high, because it is largely based on diesel fired units. In spite of the
Brazilian electrical sector mechanism of subsidizing the fuel expenditures for power
generation (CCC), the utilities of the Brazilian Amazon region face a difficult situation,
because the tariffs practiced in that region are not sufficient to cover such costs. On the other
hand, in the National Interconnected System (SIN), electricity is produced almost entirely by
hydroelectric plants with a lower production cost, when compared with the isolated systems.
In this context, the objective of this dissertation is the study and proposition of alternatives to
make possible the electric interconnection of the isolated systems of the Amazon region to the
National Interconnected System. The study demonstrates that most of the isolated systems of
the Amazon region do not provide possibilities of revenues and/or reduction of expenses in a
level that promotes the profitability of investments in works of electric interconnection,
except for those systems that supply the capitals of the states of Amazonas, Amapá, Acre,
Rondônia and Roraima. The projects of electric internnection of these systems to SIN, besides
presenting economical feasibility, due to the economy with avoided fuel and expenditures
with CCC, permit the sharing of the operative reserves and installed capacity, so avoiding
additional investments in infrastructure. They also improve the reliability of the electricity
supply of the Amazon states, increase the competitiveness of the region, allow the
development of other energy resources, such as the natural gas of Urucu, and stimulate the
economical development. Therefore, these projects represent an important instrument for
regional development, once they will make possible the integration of the Amazon region to
the process of national development.
1
1 – INTRODUÇÃO
A ocupação agropastoril, os projetos minero-metalúrgicos e os demais projetos de
infra-estrutura, dentre eles os do setor elétrico, provocaram profundas transformações na
Amazônia nas últimas décadas, alterando o panorama econômico da região. No entanto, o
desenvolvimento econômico proporcionado por essas transformações não ocorreu de forma
homogênea. Ainda hoje, uma ampla parcela da população amazônica permanece inteiramente
à margem de serviços sociais básicos, como saneamento, educação, saúde, transporte,
comunicação e energia elétrica.
Uma das explicações para o crescimento desigual da região reside no fato de que as
localidades da Amazônia se estruturaram de forma isolada, não chegando a formar economias
regionais integradas. Nas capitais e cidades mais desenvolvidas da região concentra-se a
maior parte da população e o desenvolvimento econômico, ficando o interior extremamente
desassistido.
Apesar dos grandes avanços da energia elétrica na Amazônia, principalmente a partir
da década de 80, a grande extensão territorial e a baixa densidade demográfica constituem
ainda obstáculos para a universalização da energia elétrica na região. Pode-se dizer que a
energia elétrica continua a ser um fator de inibição do desenvolvimento regional e, sua falta,
em muitas localidades menores e mais isoladas, um fator de marginalização econômica, social
e cultural.
Dentro desse contexto, o vetor energia elétrica assume importância significativa no
processo de integração da Amazônia ao desenvolvimento nacional. O atendimento às
necessidades de energia elétrica da Amazônia adquire, portanto, prioridade, dentro dos
objetivos constitucionais de redução das desigualdades regionais.
Como reflexo da sua forma de organização econômica e geográfica, a Amazônia se
distingue das demais regiões do país por ser suprida eletricamente por diversos sistemas
isolados que abrangem uma área de 45% do território brasileiro e cerca de 3% da população
nacional, ou seja, aproximadamente 4,5 milhões de habitantes, sendo 1,2 milhões de
consumidores. Certamente a imensa maioria da população brasileira, principalmente aquela
beneficiada pelo Sistema Interligado Nacional – SIN, desconhece a existência, a
complexidade e a função social dos sistemas isolados.
2
Em sua maioria, os sistemas elétricos isolados da Amazônia são de pequeno porte e
apresentam baixa confiabilidade e baixa eficiência econômica, reflexo dos altos custos de
produção da energia, oriunda, principalmente, de geração térmica à base de óleo diesel e óleo
combustível.
Não obstante os subsídios que atenuam os altos custos de produção de energia nesses
sistemas, como a Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, o suprimento de energia
elétrica aos sistemas isolados da Amazônia é, ainda assim, extremamente oneroso, pois esses
subsídios cobrem apenas parte dos custos das concessionárias. Tal fato vem dificultando o
processo de incorporação de novas localidades – a maioria de pequeno porte – aos sistemas
elétricos das concessionárias.
Outro agravante é que a maior parte desses subsídios é destinada ao suprimento de
energia elétrica das capitais dos estados e cidades do interior de maior porte, por apresentarem
maior demanda energética. No entanto, muitas dessas localidades já exibem condições
favoráveis para se tornarem independentes desses subsídios, que poderiam então ser
direcionados às localidades de menor porte, possibilitando a universalização da energia
elétrica na Região.
Por outro lado, no Sistema Interligado Nacional, a geração é predominantemente de
origem hidráulica, muitas vezes obtida de usinas hidrelétricas já amortizadas, implicando
custos de produção de energia elétrica bem abaixo dos verificados nos sistemas isolados da
Amazônia.
A experiência mundial tem demonstrado que as interconexões elétricas regionais
constituem um importante instrumento para a promoção do desenvolvimento econômico das
regiões envolvidas, proporcionando benefícios tais como: melhorias no suprimento elétrico,
otimização dos investimentos, desenvolvimento dos recursos energéticos regionais, aumento
da competitividade, estímulo ao desenvolvimento econômico, mitigação dos impactos
ambientais negativos, entre outros.
Dentro do contexto acima, o objetivo deste trabalho é o estudo e a proposição de
alternativas de suprimento de energia elétrica aos sistemas isolados da Amazônia,
principalmente aqueles mais proeminentes, baseados em projetos de interligações elétricas
que possibilitam a integração da Região Amazônica ao Sistema Interligado Nacional, de
3
modo a se obter um fornecimento de energia elétrica a menor custo, maior confiabilidade e
menor dependência de subsídios financeiros.
Com este objetivo, a presente dissertação está organizada em sete capítulos, incluindo
esta introdução, onde se aborda as justificativas e os objetivos do trabalho. No capítulo 2 é
feita uma abordagem histórica do desenvolvimento das atividades econômicas e da evolução
da energia elétrica na Amazônia. No capítulo 3 são apresentadas as principais características
do sistema elétrico brasileiro e uma descrição dos sistemas elétricos na Região Amazônica,
particularmente dos sistemas isolados. O capítulo 4, por sua vez, aborda as interligações de
sistemas elétricos regionais, com caracterização e conceitos, além de apresentar a experiência
mundial e brasileira em projetos de interconexões elétricas. No capítulo 5, foco da
dissertação, são apresentados os motivos para se propor a interligação dos sistemas elétricos
isolados da Amazônia ao Sistema Interligado Nacional, as reais possibilidades desta
alternativa e avaliados os projetos de interligação propostos. Por último, no capítulo 6 são
apresentadas as conclusões.
4
2 – O DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E A ENERGIA ELÉTRICA
NA AMAZÔNIA - UMA ABORDAGEM HISTÓRICA
Para que seja possível compreender os aspectos a serem discutidos neste trabalho faz-
se necessário, inicialmente, conhecer as origens e as causas do desenvolvimento da indústria
de energia elétrica na Amazônia.
Segundo Greiner (1994), um conhecimento mínimo da história é sempre indispensável
para que possamos situar as raízes dos problemas com que nos confrontamos.
Nos itens apresentados a seguir serão abordados, de forma cronológica e sintética,
como se deu o crescimento das atividades econômicas na Amazônia e o desenvolvimento da
indústria de energia elétrica na região.
2.1 - O DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO DA AMAZÔNIA1
Até meados do século XIX, a ocupação da Amazônia era extremamente rarefeita.
Excetuando-se os aborígenes que ocupavam todo o território, o povoamento da região foi
norteado pela penetração de frentes extrativistas e pela expansão do comércio e da
administração civil, militar e religiosa.
As atividades econômicas restringiam-se às regiões da Amazônia Oriental, com
pequenas incursões na direção do rio Negro, onde surgiu, posteriormente, a cidade de
Manaus. As cidades de Belém do Pará, Óbidos, Santarém e Manaus constituíam os centros de
difusão do poder central, que permitia a manutenção e continuidade da ocupação militar e
religiosa na região.
As atividades extrativistas e comerciais, até meados do século XVIII, eram voltadas
unicamente para o atendimento do consumo local, devido às facilidades do transporte fluvial.
A exploração econômica da Região Amazônica iniciou-se somente por volta de 1750,
com o estabelecimento de uma companhia de comércio apoiada pela coroa portuguesa. A
1 Tal histórico está fortemente baseado no relatório “Déficits Sociais na Amazônia”, elaborado por Medice et alli (1987).
5
Companhia de Comércio detinha o monopólio do comércio de escravos, oriundos da África, e
a exclusividade na venda de todas as mercadorias produzidas na Amazônia.
No período entre 1750 e 1800 houve um significativo aumento da produção agrícola e
extrativista da Região, principalmente nas províncias do Maranhão e do Pará, que resultou na
criação de um fluxo de mercadorias entre a Amazônia e a metrópole, gerando um substancial
volume de lucros à Coroa portuguesa.
A primeira metade de século XIX foi marcada pela estagnação econômica da
Amazônia. A baixa produtividade agrícola e as dificuldades de se implementar uma
exploração extrativista intensiva – devido, principalmente, ao baixo nível de capitalização dos
produtores amazônidas, que não lhes permitia adquirir grandes quantidades de escravos
africanos - reduziram o interesse comercial da Coroa portuguesa nas províncias da Região,
com exceção do Maranhão, que ainda mantinha um crescimento econômico muito superior ao
das demais províncias.
O caso do Mato Grosso é específico, por representar um prolongamento e uma
expansão retardatária do ciclo do ouro ocorrido no século XVIII em Minas Gerais. As frentes
de mineração, que penetraram no Mato Grosso através de Goiás, garantiram a essa região
uma ocupação mais monetarizada de extrativismo, contribuindo para o surgimento de núcleos
urbanos com forte presença do comércio e da administração.
Somente no final do século XIX, com o surto da borracha, é que a Amazônia entrou
para a história econômica brasileira e mundial. O ciclo da borracha alterou substancialmente o
quadro de pouco dinamismo e de estagnação econômica da região.
Os quase quarenta anos (1877-1913) que assistiram o surgimento, o apogeu e a crise
do ciclo da borracha foram caracterizados por intensas mudanças sociais e econômicas na
região. No período 1898-1910 a borracha respondeu por cerca de 26% das exportações
brasileiras, só perdendo para o café, cultivado na Região Sudeste. Nesse período emigraram
para a Região Amazônica entre 300 e 350 mil pessoas, notadamente do Nordeste brasileiro.
Este contingente populacional representava, na época, cerca da metade da população
recenseada da região.
6
As cidades, estimuladas pela circulação de riquezas provenientes da comercialização
da borracha, experimentaram um grande crescimento demográfico e econômico, que se
refletiu em padrões internacionais de urbanização.
Nas quatro décadas de dinamismo econômico da região, garantiu-se o perfil atual das
fronteiras brasileiras, com a incorporação efetiva de extensas áreas atualmente pertencentes
aos estados do Acre, Rondônia e oeste do Amazonas. O crescimento acentuado propiciou a
consolidação e a distribuição regional de uma rede urbana ao longo das vias fluviais de
penetração, garantindo-se um processo, ainda que pequeno, de circulação de dinheiro e
mercadorias.
Em áreas específicas e periféricas do que hoje constitui a chamada Amazônia Legal,
registraram-se alguns processos peculiares, tais como a expansão da economia voltada às
atividades pecuaristas no Mato Grosso e à produção de alimentos no Pará e Maranhão.
A entrada no mercado internacional da borracha extraída nos seringais racionalmente
cultivados da Malásia e Indonésia provocou uma queda abrupta no preço do produto,
reduzindo a competitividade e, conseqüentemente, a procura pela borracha brasileira.
No período 1914-1918 a exportação da borracha nas exportações brasileiras havia
caído para 12%, não ultrapassando 3% no período 1919-1923. As estimativas feitas por
Santos (1980) indicam que a renda per capita da Amazônia no auge da “febre da borracha”
cresceu 5 vezes em relação à fase anterior ao ciclo da borracha. Em 1915, porém, havia
regredido aos níveis de 1850.
Lopes e Patarra (1975) estimam que no vintênio 1920-1940, cerca de 190 mil pessoas
tenham emigrado da Amazônia para outras regiões do país.
Durante os anos que vão desde 1910 ao início da Segunda Guerra Mundial, o governo
federal permaneceu mais ou menos passivo, em relação à crise da economia amazônica.
(Gomes e Vergolino, 1997). Durante a guerra, por razões estratégicas ligadas à segurança
nacional, o governo voltou a estimular a produção de borracha na região. Em 9 de julho de
1942 foi criado o Banco de Crédito da Borracha, origem do atual Banco da Amazônia.
7
Com o incentivo governamental, a década de 40 foi marcada pelo aumento da
produção da borracha e das atividades econômicas destinadas ao mercado interno regional.
Ampliaram-se também as exportações de castanha e madeira.
Após 1950, a produção industrial da região passou a crescer rapidamente. Na década
de 50 foram construídas importantes obras de infra-estrutura na região, sobretudo viária,
ligando o Norte a outras regiões do país. A rodovia Belém-Brasília é o exemplo maior. O
crescimento da agricultura, da indústria extrativa mineral e manufatureira alavancou a
economia regional. Os investimentos na exploração do manganês, no Amapá, e a refinaria de
petróleo em Manaus se constituíram nos principais elementos de elevação do PIB regional no
período.
A partir da década de 60, a Amazônia tornou-se uma frente de povoamento e de
urbanização induzida pelo governo federal, bem como de investimentos internacionais e
nacionais, que provocaram mudanças nas formas tradicionais de ocupação de espaço.2 Antes
de 1960, as principais aglomerações humanas na Amazônia concentravam-se exclusivamente
nas calhas dos grandes rios da região. Segundo Mendes (1971), a partir do início da década de
60 começaram a agir “forças centrífugas ao arrepio da geografia, que conduziram à
desarticulação regional”.
A criação da Superintendência de Desenvolvimento da Amazônia – SUDAM em
1966, sucessora da Superintendência do Plano de Valorização Econômica da Amazônia –
SPVEA, fortaleceu a presença do Estado na região.
A descoberta das jazidas minerais de Carajás na segunda metade dos anos 60, a
criação da Zona Franca de Manaus em 1968, a construção de rodovias de integração nacional,
como a Santarém-Cuiabá e a Transamazônica, associados aos projetos de exploração da
madeira e à ocupação agropastoril em Rondônia, Mato Grosso e sul do Pará, alteraram
profundamente o panorama econômico da região.
Em 1970 o governo federal lançou o Programa de Integração Nacional – PIN, que
propiciou a construção de rodovias, portos e ancoradouros fluviais, a implementação de
2 Para Medice et alli (1987), foi somente com a implementação das políticas oficiais baseadas em incentivos fiscais e financeiros, adotadas a partir de 1960, que ocorreu a integração econômica da Amazônia à dinâmica interna de acumulação e desenvolvimento econômico urbano-industrial.
8
programas de colonização e reforma agrária por meio de projetos agropecuários e
agroindustriais.
O aproveitamento dos recursos minerais, notadamente ferro e bauxita, e a implantação
de empreendimentos eletrometalúrgicos, tendo como base o complexo alumínio-alumina,
assumiram expressão relevante na economia nacional em meados da década de 80.
Nas décadas de 70 e 80, o governo federal, com suas empresas e seus fundos
financeiros (FINAM, FNO, fundo de participação de Estados e Municípios, etc.), seja através
de investimentos diretos ou de financiamento e de estímulo fiscal ao investimento privado,
influenciou decisivamente na manutenção do crescimento econômico da região. Isto nos leva
a uma conclusão irrefutável: o governo tem sido e continua sendo o principal fator de
manutenção e de expansão da demanda da região amazônica. Para Gomes e Vergolino (1997),
a economia amazônica é, em grande parte, uma “invenção” do governo. Tal afirmativa é
corroborada pelas avaliações de Benchimol (2001), segundo as quais, “a Amazônia não
sobrevive sem a presença do Estado com seus investimentos e incentivos fiscais”.
A década de 90 se caracterizou pela forte aderência da economia da Amazônia à
economia brasileira, fazendo a região praticamente “flutuar”, acompanhando os ciclos de
crescimento do Brasil. Isto pode ser comprovado pela participação da região no PIB
Brasileiro, que se manteve estável no decênio em, aproximadamente, 6,5%.
Os vários ciclos econômicos que ocorreram na Amazônia - muitas vezes efêmeros e de
baixo impacto para o desenvolvimento regional – associados aos programas governamentais
implementados, propiciaram a interiorização e a urbanização da região, mas não foram
capazes de promover um desenvolvimento econômico e social similar ao verificado nas
demais regiões do país.
Não obstante os esforços governamentais das últimas cinco décadas, a integração da
região com o restante do país ainda é bastante frágil. A Amazônia brasileira continua
fortemente estruturada numa economia extrativista, atrasada em relação ao restante do país. A
exploração econômica da região se restringe em fornecer, para as demais regiões e para o
resto do mundo, suas riquezas naturais. Não que se condene essa forma de exploração, mas
sim que lhe seja permitido acrescentar valor econômico a essas riquezas, de modo a beneficiar
a população amazônica e reduzir as desigualdades regionais. Segundo Benchimol (2001), “o
9
potencial econômico de uma região é dado pela sua capacidade de criar cadeias produtivas.
Não basta, por exemplo, apenas extrair o minério de ferro da Amazônia, é preciso também
entrar profundamente na cadeia produtiva da metalurgia, produzindo o ferro-gusa, o ferro-
liga, etc.”
Neste aspecto, a energia elétrica apresenta-se como um importante vetor de
desenvolvimento regional e de valorização econômica da região.
2.2 - A EVOLUÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA NA AMAZÔNIA3
O desenvolvimento da indústria da eletricidade na Amazônia está intimamente
relacionado com os ciclos de desenvolvimento econômico ocorridos na região. O
conhecimento da dinâmica da economia da Amazônia é fundamental para o entendimento de
como se deu a expansão da energia elétrica.
As atividades de geração e distribuição de energia elétrica na Região Amazônica
iniciaram-se no final do século XIX e início do século XX, impulsionadas pelo apogeu
econômico proporcionado pelo ciclo da borracha.
O significativo crescimento da exportação da borracha que, junto com o café,
constituía a base da economia brasileira, impulsionou a modernização da infra-estrutura
urbana e industrial da região amazônica.
Os primeiros equipamentos de produção de eletricidade chegaram à região trazidos
por industriais e comerciantes, e visavam o atendimento às sua necessidades particulares.
A primeira concessionária de energia elétrica a se instalar na Amazônia foi a Pará
Railways and Lightining Company Ltd. – Pará Electric. Criada em Londres em 16 de
dezembro de 1905, a Pará Electric era responsável pela produção de energia termelétrica para
o abastecimento da cidade de Belém.
3 Para a elaboração de uma retrospectiva sobre a formação e evolução histórica da energia elétrica na Amazônia, foram utilizadas várias publicações do Centro da Memória da Eletricidade no Brasil, que centraliza a maior parte das informações históricas do setor elétrico brasileiro. Os trabalhos do professor José Luiz Lima [(Lima, 1984) e (Lima, 1995)] foram, da mesma forma, fundamentais para a elaboração deste capítulo.
10
Em 1910 foi criada pela iniciativa privada inglesa a Manaus Tramways and Light
Company Ltd. – Manaus Tramways, que instalou uma termelétrica para suprir a cidade de
Manaus. Posteriormente, por meio de contrato de arrendamento, a Manaus Tramways passou
a explorar os serviços de bonde na mesma cidade.
Até 1920 várias pequenas empresas se instalaram na região, produzindo energia
elétrica através de unidades termelétricas de pequeno porte, muitas delas mantidas pelas
prefeituras locais, para o suprimento energético do município – iluminação pública, em geral.
Outras empresas se instalaram para atender as necessidades de suas instalações industriais –
mineração, beneficiamento de produtos agrícolas e serrarias, principalmente.
Enquanto na Região Sudeste e em alguns estados do Sul e do Nordeste a energia
elétrica já era, em sua maioria, de origem hidráulica, na Região Norte a energia era gerada,
em sua quase totalidade, por máquinas térmicas, geralmente a vapor, com expressiva
utilização da lenha como combustível.
Na década de 20, enquanto a capacidade instalada brasileira cresceu cerca de 123%,
na Amazônia este crescimento foi de apenas 57%, ou seja, menos da metade do crescimento
brasileiro, apesar do número de empresas geradoras de energia que se instalaram na região ter
quase que triplicado. Esta redução na participação nacional é explicada pela maior evolução
econômica das regiões Nordeste e Sudeste, principalmente, e pela estagnação econômica da
região amazônica no período pós-ciclo da borracha.
Em 1928 a Ulen Management Company, uma companhia norte-americana ligada às
atividades de energia elétrica, obteve concessão do governo do Maranhão para explorar os
serviços de água, esgoto, iluminação pública e bondes elétricos na capital São Luis.
Em 1930, a capacidade instalada na Amazônia representava apenas 1,6% da
capacidade instalada brasileira. No mesmo período, a Região Sudeste, respondia por cerca de
80% da produção nacional de energia elétrica, impulsionada pelo dinamismo dos mercados
urbanos das grandes cidades, principalmente Rio de Janeiro e São Paulo, com a difusão dos
bondes elétricos e da iluminação pública, principais consumidores de energia elétrica. O
mesmo crescimento não ocorreu na indústria da energia elétrica da Região Amazônica. A
decadência do comércio internacional da borracha acarretou um refluxo das atividades
econômicas e do crescimento demográfico da Região.
11
Na década de 30 ocorreu uma pequena retomada no crescimento da indústria da
energia elétrica na Amazônia, implicando no aumento da capacidade instalada da região em
109% no decênio. Por outro lado, nas regiões mais desenvolvidas do país, o crescimento foi
mais modesto. A capacidade instalada nestas regiões no mesmo período cresceu apenas 58%.
Um dos motivos foi a promulgação do Código de Águas em 1934.
Por abordar apenas a questão das águas, o Código deixou à margem o segmento
termelétrico. Como a expansão da geração de energia elétrica na Amazônia se baseava na
termeletricidade, as imposições do Código não afetaram o aumento da capacidade instalada na
região. O mesmo, porém, não aconteceu com as demais regiões, onde cerca de 80% da
capacidade instalada era de origem hidráulica. Em suas disposições, o Código de Águas
determinava que enquanto não fossem realizadas as revisões dos contratos existentes, as
empresas de energia elétrica não poderiam ampliar ou modificar seus parques geradores
hidrelétricos. Tal fato gerou uma paralisia total em todas as empresas elétricas do Brasil,
tornando-se difícil a outorga de novas concessões entre 1934 e o início da Segunda Guerra.
Somente a partir de 1940 as empresas foram autorizadas a expandir suas instalações
hidrelétricas.
A Tabela 2.1 apresenta a evolução do número de empresas, do número de usinas
elétricas e da potência instalada dos estados da Amazônia entre 1920 e 1940, e uma
comparação com o Brasil.
Tabela 2.1 – Evolução da Indústria da Eletricidade na Amazônia entre 1920 e 1940
No DE EMPRESAS No DE USINAS ELÉTRICAS
POTÊNCIA INSTALADA (kW) ESTADOS
1920 1930 1940 1920 1930 1940 1920 1930 1940 Amazonas 3 9 28 3 10 30 1.751 2.824 4.489 Maranhão 2 10 14 2 10 14 246 1.320 2.550 Mato Grosso 7 10 17 8 10 21 967 1.413 4.554 Pará 4 16 48 4 16 51 4.998 6.998 14.751 Acre 2 7 9 4 7 9 143 197 283 TOTAL AMAZÔNIA 18 52 116 21 53 125 8.105 12.752 26.627 TOTAL BRASIL 306 1.009 1.617 343 1.211 1.914 349.604 778.802 1.247.753 AMAZÔNIA/BRASIL 5,9% 5,2% 7,2% 6,1% 4,4% 6,5% 2,3% 1,6% 2,1% Fonte: CENTRO DA MEMÓRIA DA ELETRICIDADE NO BRASIL. Panorama do Setor de Energia Elétrica
no Brasil. Rio de Janeiro: Centro da Memória da Eletricidade no Brasil, 1988.
12
Na década de 40, devido à guerra, houve uma considerável restrição na importação de
máquinas e equipamentos necessários à expansão do sistema elétrico brasileiro. No decênio, a
capacidade instalada nacional cresceu 51%. No mesmo período, contrastando com as
dificuldades das demais regiões, a capacidade do parque gerador da região amazônica cresceu
84%, impulsionada pelo estimulo dado pelo Governo Federal à produção de borracha durante
a guerra.
Enquanto na Região Sudeste a intervenção do Estado no campo da energia elétrica
iniciou-se nos primórdios dos anos 30, em consonância com o espírito nacionalista que
marcou o advento do Estado Novo, na região amazônica, esta intervenção permaneceu
bastante limitada até meados da década de 50. Até então as atividades da indústria da energia
elétrica na Amazônia eram monopolizadas pelo capital privado.
A partir da década de 50, um novo modelo institucional para o setor elétrico foi
implementado no Brasil, com a criação de empresas públicas federais e estaduais. Na
Amazônia este processo não foi diferente. Apresenta-se a seguir a cronologia de criação das
concessionárias estaduais de energia elétrica na região no período compreendido entre 1950 e
1970:
Em 1952 foi criada, por lei estadual, a Companhia de Eletricidade de Manaus –
CEM, que incorporou a Manaus Tramways and Light Company Ltd. – Manaus
Tramways, com o objetivo de gerar, transmitir e distribuir energia elétrica à cidade
de Manaus.
Em 1956, por autorização federal, foi criada a Companhia de Eletricidade do
Amapá - CEA, a mais antiga concessionária pública estadual de energia elétrica da
Região Norte. Destinada a construir e explorar os sistemas de geração, transmissão
e distribuição de energia elétrica no Estado do Amapá, deu início aos estudos da
construção da UHE Coaracy Nunes, no rio Araguari.
Em 1956 foi criada por lei estadual a Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. –
Cemat, constituída em 1958 com a finalidade de gerar, transmitir e distribuir
energia elétrica para Cuiabá. A empresa passou a gerenciar as UHEs Casca I e
Casca II, além de pequenas termelétricas existentes no interior do Estado.
13
Em 1958, para exercer os serviços de eletricidade antes elaborados pelo Serviço de
Água, Esgoto, Luz e Prensa de Algodão – Saelpa, no Maranhão, foi criada, por lei
estadual, a Companhia Energética do Maranhão – Cemar.
Em 1960 foi criada a Centrais Elétricas do Pará S.A. – Celpa, constituída em 1962
como um desdobramento da Comissão Estadual de Energia – CEEE, com o
objetivo de implantar o 1o Plano Estadual de Eletrificação no Estado do Pará. Em
1969 a Celpa passou a atender a capital do estado, em virtude da incorporação da
Força e Luz do Pará S.A. – Forluz. Essa empresa de economia mista, cujo maior
acionista era a prefeitura municipal de Belém, produzia e distribuía energia elétrica
na capital paraense desde 1956.
Em 1963, por iniciativa do governo estadual, foi criada a Centrais Elétricas do
Amazonas S.A. – Celetramazon, com o objetivo de distribuir energia elétrica no
Estado do Amazonas. Em 1983 a Celetramazon mudou de razão social, passando a
se denominar Companhia Energética do Amazonas – Ceam, atualmente
responsável pela distribuição de energia elétrica em todo o Estado do Amazonas, à
exceção de Manaus.
Em 1965, por lei estadual, foi criada a Companhia de Eletricidade do Acre –
Eletroacre que, posteriormente, encampou diversas unidades térmicas municipais,
com a finalidade de fornecer e distribuir energia elétrica para todos os municípios.
Em 1968 foi criada, por lei federal, a Centrais Elétricas de Rondônia S.A. – Ceron,
constituída em 1969 com o objetivo de gerar, transmitir e distribuir energia elétrica
para Porto Velho. Após sua criação a empresa incorporou o Serviço de
Abastecimento de Água, Luz e Força do Território – SAALFT, que atendia Porto
Velho e Guajará-Mirim, e os serviços de eletricidade das demais prefeituras
municipais.
Em 1968 foi criada a Centrais Elétricas de Roraima – CER, pela mesma lei federal
que criou a Ceron. A empresa foi constituída em 1969 com a finalidade de
transmitir e distribuir energia elétrica para o então Território de Roraima.
Atualmente é denominada Companhia Energética de Roraima – CER.
A partir dos anos 50, o consumo de energia elétrica no Brasil cresceu a taxas bastante
elevadas, superiores à taxa de crescimento econômico, fruto da rápida expansão da produção
14
industrial e da extensão do suprimento elétrico a novas regiões do território nacional. Para
suportar o desenvolvimento econômico do país, fez-se necessária a criação de uma infra-
estrutura de energia elétrica baseada na construção de usinas hidrelétricas de grande porte
para atender a mercados mais amplos, não mais restritivos a um estado e sim, abrangendo
toda ou mais de uma região.
Vale ressaltar que antes de 1960, as usinas hidrelétricas eram construídas sem um
conhecimento detalhado da bacia hidrográfica e dos sistemas de transmissão a elas
associados. A necessidade de investigações de novos projetos hidrelétricos, de estudos de
mercado integrados e de interligação dos sistemas elétricos, passaram a exigir estudos
energéticos de maior amplitude. Com esse objetivo, o Ministério de Minas e Energia formou
comitês específicos para as regiões brasileiras.
Em 31 de dezembro de 1968 foi criado o Comitê Coordenador dos Estudos
Energéticos da Amazônia – Eneram, cuja principal atribuição era a de supervisionar estudos
visando a investigação das possibilidades de aproveitamentos hidrelétricos para suprimento
das áreas prioritárias e pólos de desenvolvimento criados na Amazônia pelo governo federal.
Os estudos do Eneram contribuíram para a revisão de uma crença generalizada acerca
da impossibilidade do aproveitamento dos rios da Amazônia para a geração de energia
elétrica.
Em 6 de janeiro de 1972 o Eneram encerrou suas atividades recomendando que o
prosseguimento dos estudos hidroenergéticos da Amazônia deveria ficar a cargo de entidade
especializada, subsidiária da Eletrobrás, a qual, permanentemente integrada na problemática
da região, pudesse acompanhar a dinâmica de sua evolução. Nessa altura, as idéias de
constituir uma empresa de energia elétrica de âmbito regional para a Amazônia, atendendo as
sugestões do Eneram, já estava bastante amadurecida.
A criação da Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte foi prevista na
Lei no 5.824, promulgada em 14 de novembro de 1972. Em 20 de junho de 1973 a Eletronorte
foi oficialmente constituída. Sua área de atuação inicialmente abrangia os estados do
Amazonas, Pará, Acre, Mato Grosso (ao norte do paralelo 18o) e Goiás (ao norte do paralelo
15o) e os antigos territórios do Amapá, Roraima e Rondônia.
15
Entre 1976 e 1980 a Eletronorte assumiu o planejamento, a operação e a manutenção
dos parques geradores termelétricos de Belém, Manaus, Porto Velho e Rio Branco. Em
Manaus assumiu também a distribuição de energia elétrica, por intermédio da incorporação da
CEM.
Em março de 1980, a área de atuação da Eletronorte foi alterada, passando a incluir o
Estado do Maranhão, todo o atual Estado de Mato Grosso e a área de Goiás ao norte do
paralelo 12o, totalizando quase 5.000.000 km2 (58% do território brasileiro).
Na década de 80, a Eletronorte assumiu o papel de grande supridora de energia
elétrica da Região Amazônica, atendendo às demandas das concessionárias estaduais e dos
consumidores industriais eletrointensivos.
Em 1981 a Eletronorte absorveu as instalações e os equipamentos de transmissão de
Furnas no Estado do Mato Grosso e em 1989 incorporou o sistema de geração, transmissão e
distribuição de Boa Vista (RR).
A criação da Eletronorte representou um marco para a promoção do desenvolvimento
econômico da região amazônica, dotada até então de precárias condições de infra-estrutura,
através da garantia do suprimento de energia elétrica.
No período compreendido entre o final da década de 70 e início da década de 90 o
Governo Federal, através da Eletronorte, investiu maciçamente na ampliação e na recuperação
dos parques geradores e dos sistemas de transmissão da Amazônia. Nesse período foram
construídas as usinas hidrelétricas de Coaracy Nunes (no Amapá), Tucuruí (no Pará), Balbina
(no Amazonas) e Samuel (em Rondônia) e recuperados os parques termelétricos de Manaus,
Rio Branco, Porto Velho e Belém, além dos grandes sistemas de transmissão para escoar a
energia produzida pelas usinas hidrelétricas.
A Figura 2.1, a seguir, apresenta os investimentos realizados pela Eletronorte na
Região Amazônica no período compreendido entre 1976 e 2000, totalizando mais de 13 US$
bilhões. Tal montante representa uma significativa parcela do total de investimentos federais
na região, o que consolida o papel da Eletronorte como uma verdadeira agência de
desenvolvimento econômico da Amazônia.
16
Figura 2.1 - Investimentos da Eletronorte na Amazônia
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1400
1600
US$
milh
ões
1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
Fonte: ELETRONORTE
Em conseqüência da criação do Estado do Tocantins, em 20 de março de 1989 foi
criada a Companhia Energética do Estado do Tocantins – Celtins, empresa privada de energia
elétrica, que passou a ser a responsável pelo atendimento de energia elétrica ao Estado.
Oriundas da cisão parcial da Eletronorte, em 4 de fevereiro de 1998, foram criadas as
empresas Manaus Energia S.A. e Boa Vista Energia S.A., que se transformaram em
subsidiárias integrais da Eletronorte.
A Figura 2.2 apresenta a relação de concessionárias estaduais e federais de energia
elétrica que atuam na Região Amazônica atualmente.
Figura 2.2 - Concessionárias de Energia Elétrica da Amazônia
ELETRONORTEELETRONORTEELETRONORTE
Mesa
Bovesa
ELETRONORTEELETRONORTEELETRONORTE
Mesa
Bovesa
17
3 - O SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO
3.1 - CARACTERÍSTICAS
O sistema elétrico brasileiro é constituído por um grande sistema interligado de porte
continental, que conecta as regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região
Norte, e de centenas de pequenos sistemas isolados, localizados principalmente na região
amazônica.
Apesar das dimensões continentais do Brasil, o fornecimento de energia elétrica é um
dos serviços públicos mais universalizados, ao atender cerca de 92% dos domicílios do país.
Em 2002, a carga própria atendida (consumo próprio + perdas) foi de cerca de 310,1 TWh,
beneficiando 40 milhões de consumidores. O consumo residencial foi responsável por 23,6%
do total da carga própria, o consumo industrial respondeu por 41,9%, com um número
substancial de usuários eletro-intensivos de grande porte. A demanda comercial respondeu
por 14,6% , os demais setores por 14,2%, enquanto que as perdas totalizaram 5,7%.
(CTEM/CCPE: 2002).
Nos últimos 10 anos, o mercado de energia elétrica brasileiro tem crescido a uma taxa
média de 4,2% ao ano. Nos próximos 10 anos, prevê-se um crescimento da carga própria de
energia da ordem de 5,2% ao ano no SIN e de 6,7% ao ano nos sistemas isolados
(CTEM/CCPE: 2002).
Para atender a um mercado com essa abrangência, o sistema elétrico brasileiro se
baseia em um parque gerador hidrotérmico, constituído predominantemente por usinas
hidrelétricas, e uma complexa malha de linhas de transmissão e de redes de distribuição
interconectadas, dada a grande distância entre as fontes geradoras e os centros de carga.
Segundo dados do Ministério de Minas e Energia (2003), no final de dezembro de
2002 o Brasil possuía 1.174 empreendimentos de geração, totalizando cerca de 81.286 MW
de capacidade instalada, dos quais 96,8 % encontravam-se instalados no SIN e os 3,2%
restantes nos sistemas isolados. Deste total, 80,4% é de origem hidráulica, 14,7% de origem
térmica a base de combustíveis fósseis, 2,5% de origem termonuclear, 2,3% de origem
térmica a base de biomassa e apenas 0,1% de origem eólica. Além dessa capacidade de
geração própria, a importação de energia elétrica respondia por uma capacidade de 8.000
18
MW, totalizando uma disponibilidade de 89.286 MW para o suprimento do mercado de
energia elétrica brasileiro.
No mesmo período, a rede de transmissão do sistema elétrico brasileiro era formada
por cerca de 74.000 km de linhas de transmissão em tensões superiores a 230 kV.
Desde meados da década de 70, o sistema elétrico brasileiro é operado de forma
coordenada, visando obter ganhos sinérgicos a partir da interação entre os agentes.
Uma característica marcante do sistema elétrico brasileiro é a existência de um grande
número de usinas hidrelétricas com reservatórios de regularização. A interconexão elétrica
entre as várias regiões do país possibilita um importante ganho energético ao sistema, devido
à interligação de bacias hidrográficas, possibilitando o proveito das diferentes sazonalidades e
garantindo a complementaridade entre os diversos regimes hidrológicos. Além disso, é
comum a existência, em um mesmo rio, de usinas de diferentes proprietários, ressaltando
ainda mais a importância da operação coordenada. (Santana e Oliveira, 1998).
A interconexão de vários sistemas brasileiros tornou possível a troca otimizada de
energia e de potência elétrica. Isto é, há a possibilidade de complementação energética de um
sistema com a importação da energia secundária de outro. Para o sistema receptor, o ganho
energético ocorre com a possibilidade de armazenamento de vazões afluentes nos
reservatórios, com a redução do deplecionamento, ou com a retirada de operação de uma
usina térmica.
Assim, o sistema beneficia-se globalmente com a obtenção de custos médios de
geração mais baixos, como conseqüência do menor consumo de combustível. Por esse
motivo, e pela opção de desenvolvimento do parque gerador a partir do vasto potencial
hidrelétrico do país, o sistema elétrico brasileiro é peculiar e não encontra paralelo no mundo.
3.2 – OS SISTEMAS ELÉTRICOS DA AMAZÔNIA
Em função das características da Amazônia, o sistema elétrico da região não é único,
contínuo e integrado. A grande extensão territorial e a dispersão dos centros de carga
constituem ainda um impedimento para a existência de um sistema totalmente interligado.
19
Atualmente os sistemas elétricos amazônicos podem ser classificados em dois grandes
grupos:
Sistema Interligado da Amazônia
Sistemas Isolados da Amazônia
3.2.1 – O Sistema Elétrico Interligado da Amazônia
O Sistema Interligado Brasileiro apresenta ramificações que suprem de energia elétrica
algumas regiões e/ou estados amazônicos, constituindo alguns subsistemas elétricos regionais.
Estes subsistemas são divididos geograficamente em dois grupos: Subsistema Interligado
Mato Grosso e Subsistema Interligado Norte, conforme ilustrado na Figura 3.1.
Figura 3.1 – Sistemas Interligados da Amazônia
O Subsistema Interligado Mato Grosso é uma extensão radial do Sistema
Sudeste/Centro-Oeste. Este sistema atende o sul do Estado do Mato Grosso, região polarizada
por Cuiabá, além das regiões sudoeste, sudeste e nordeste daquele Estado. Parte da região
norte e a totalidade das regiões noroeste e oeste de Mato Grosso ainda são supridas por
sistemas isolados.
20
A energia consumida neste sistema é fornecida por Furnas e por produtores
independentes de energia e autoprodutores, e distribuída pela Cemat, tanto na capital, quanto
no interior.
O sistema de transmissão em operação no Estado é de responsabilidade da Eletronorte
e da Cemat.
O Subsistema Norte atende os estados do Pará, Maranhão e Tocantins. Este sistema
iniciou sua operação em outubro de 1981, através da interligação dos Sistemas Norte-
Nordeste e foi ampliado em 1998, com a construção da LT Norte – Sul.
O Subsistema Norte é suprido majoritariamente com a energia gerada pela UHE
Tucuruí, e os seus excedentes transferidos para os Subsistemas Nordeste (Chesf) e
Sudeste/Centro-Oeste (Furnas), com os quais são feitos intercâmbios, objetivando otimizar a
operação dos seus reservatórios. Nos períodos de seca do rio Tocantins, há eventuais fluxos
de energia das Regiões Sudeste e Nordeste para a Região Norte.
No Estado do Pará, este sistema atende a capital, Belém, as regiões do Baixo
Tocantins e as regiões nordeste, sudeste, oeste e leste do Estado, via suprimento ao Sistema
Celpa. Atualmente, cerca de 95% do mercado total da Celpa é atendido pelo Subsistema
Norte Interligado. Algumas localidades situadas no sul, sudoeste e norte do Pará,
principalmente na margem esquerda do rio Amazonas, ainda são supridas por sistemas
isolados.
No Estado do Maranhão, o Subsistema Norte Interligado atende quase a totalidade do
Estado4. O Estado do Tocantins é totalmente atendido pelo SIN, seja através do Subsistema
Norte, quanto pelo Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
3.2.2 – Os Sistemas Elétricos Isolados da Amazônia
Segundo dados do GTON (2003), no início de 2003, existiam em operação na região
amazônica 290 sistemas isolados autorizados pela ANEEL, totalizando 1.150 unidades
geradoras e 2.633 MW de potência nominal instalada, conforme apresentado na Tabela 3.1, a
seguir. 4 O Estado do Maranhão possui apenas um pequeno sistema isolado.
21
Tabela 3.1 - Sistemas Isolados da Amazônia (janeiro/2003)
ESTADO No DE SISTEMAS No DE UNIDADES GERADORAS
POTÊNCIA NOMINAL (MW)
Acre 14 105 171,4 Amapá 5 20 205,0 Amazonas 89 399 1.263,7 Maranhão 1 1 0,9 Mato Grosso 32 192 97,2 Pará 40 150 82,9 Rondônia 40 179 643,0 Roraima 69 104 168,8
TOTAL 290 1.150 2.632,9 Fonte: GTON - Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados
Destacam-se entre esses sistemas os que atendem às capitais Manaus, Porto Velho,
Rio Branco, Macapá e Boa Vista, e localidades a elas interconectadas, por representarem
cerca de 81% do mercado total dos sistemas isolados da Amazônia.
A Figura 3.2 apresenta a participação dos sistemas isolados das capitais no mercado
total dos sistemas isolados da Amazônia previsto para 2003.
Figura 3.2 - Participação no Mercado dos Sistemas Isolados da Amazônia - 2003
Para o ano 2003, o mercado de carga própria prognosticado pelo CTEM (2002) para
os sistemas isolados da Amazônia é de 9.454 GWh (1.079 MW médios), representando um
crescimento médio global de 6% em relação ao ano de 2002. No horizonte 2003-2012, prevê-
se que este mercado terá um crescimento médio anual de 6,7% ao ano, superior, portanto, ao
Sistema Macapá7,7%
Sistema Manaus47,4%Sistema Porto Velho
16,6%
Sistema Rio Branco4,9%
Sistema Boa Vista4,6%
Demais Sistemas18,7%
Fonte: GTON - Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados
22
crescimento de 5,2% ao ano previsto para as regiões atendidas pelo Sistema Interligado
Nacional.
Enquanto na maioria das capitais dos estados amazônicos a geração de eletricidade
provém de sistemas hidrotérmicos, no interior, os sistemas isolados são atendidos
majoritariamente por unidades dieselétricas de pequeno porte, embora existam também 25
pequenas centrais hidrelétricas instaladas nos Estados de Rondônia, Roraima e Mato Grosso,
que auxiliam no suprimento de energia elétrica.
a) Sistemas Isolados do Estado de Roraima
No Estado de Roraima existem 69 sistemas isolados, sendo 1 atendido pela Boa Vista
Energia S.A. - Bovesa, subsidiária integral da Eletronorte, e 68 de responsabilidade da
Companhia Energética de Roraima S.A. – CER. A Figura A.1, do Anexo A, apresenta a
distribuição geográfica dos sistemas isolados do Estado de Roraima.
A Boa Vista Energia atende a capital do Estado, Boa Vista, onde responde pela
geração e distribuição de energia elétrica, e realiza o suprimento a sete localidades do interior,
pertencentes ao sistema CER: Mucajaí, Tamandaré, Vila Iracema, São Raimundo, Cantá,
Santa Cecília e Bonfim. Os demais sistemas isolados do interior são supridos pela CER.
O sistema elétrico da Boa Vista Energia é responsável pelo atendimento de 85,8% da
demanda de energia elétrica do Estado, enquanto o sistema CER responde por 14,2% do total
requerido.
Os sistemas isolados do Estado de Roraima beneficiam uma população de cerca de
277.000 habitantes, o que equivale a 77,8% do total da população do Estado. A população não
atendida por energia elétrica ou atendida precariamente por outros meios que não os das
concessionárias, totalizam cerca de 80 mil habitantes, que representam 22,2% do total da
população.
A grande extensão territorial, a população rarefeita e o grande número de reservas
indígenas dificultam o pleno atendimento energético do Estado. Os estudos de planejamento
da Eletronorte projetam para os próximos 10 anos, a incorporação de mais algumas
localidades aos sistemas da Boa Vista Energia e da CER, o que possibilitaria ampliar o
23
atendimento de energia elétrica para 80% da população do Estado ao final de 2011
(Eletronorte, 2002e).
Em julho de 2001 o sistema elétrico da Boa Vista Energia foi interligado ao sistema da
empresa venezuelana Edelca, através de uma LT em 230 kV, com capacidade máxima de
intercâmbio de 200 MW. Essa interligação possibilitará o suprimento ao sistema da Boa Vista
Energia por cerca de 20 anos, com a energia gerada pelas usinas hidrelétricas do rio Caroni,
na Venezuela, dentre elas a UHE Guri, a maior hidrelétrica venezuelana e uma das maiores do
mundo.
Em conseqüência desta interligação, o parque gerador termelétrico da Boa Vista
Energia foi parcialmente desativado. Apenas as unidades da UTE Floresta permanecem como
reserva operativa para atendimento emergencial, até que a interligação elétrica com a
Venezuela atinja níveis operativos confiáveis5.
Para o atendimento às localidades do interior do Estado, a CER possui instaladas 97
unidades dieselétricas de pequeno porte (apenas 6 usinas possuem potência instalada superior
a 500 kW), além da PCH Alto Jatapu, com duas unidades de 2,5 MW de potência.
A Tabela 3.2 apresenta a capacidade do parque gerador instalado no Estado de
Roraima.
Tabela 3.2 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados de Roraima (janeiro/2003)
POTÊNCIA TOTAL (MW) SISTEMA Número de
Unidades Nominal Efetiva
Boa Vista Energia 5 147,8 133,0
CER 99 21,0 17,0
TOTAL 104 168,8 150,0 Fonte: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados
A demanda máxima prevista em 2003 no sistema da Boa Vista Energia é de 71,3
MWh/h, enquanto no sistema da CER é de 13,9 MWh/h.
5 Segundo informações da Eletronorte, no período de 22/07/2001 a 17/06/2002 a disponibilidade desse sistema de transmissão foi de 99,97%, índice que comprova o excelente desempenho da interligação até o momento.
24
O sistema de transmissão sob responsabilidade da Eletronorte/Boa Vista Energia em
Roraima é constituído por subestações e LTs em 230 kV e 69 kV. A Tabela 3.3 resume as
características principais desse sistema de transmissão.
Tabela 3.3 - Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte/Bovesa
Capacidade de Transformação 383,5 MVA
Linha de Transmissão 230 kV 211,0 km
Linha de Transmissão 69 kV 46,2 km
Linha de Distribuição - AT 649,4 km
Linha de Distribuição - BT 820,3 km Fonte: Boa Vista Energia
As localidades do interior do Estado, atendidas por grupos geradores dieselétricos da
CER, são abastecidas por redes de distribuição locais em 13,8/0,22 kV. O sistema de
transmissão associado à PCH Alto Jatapu supre nove localidades nas tensões de 13,8 kV e 69
kV.
b) Sistemas Isolados do Estado do Amapá
No Estado do Amapá existem 5 sistemas isolados, sendo 1 atendido pela Eletronorte e
4 de responsabilidade da Companhia de Eletricidade do Amapá - CEA. A Figura A.2 do
Anexo A apresenta a distribuição geográfica dos sistemas isolados do Estado do Amapá.
O sistema da Eletronorte supre a capital, Macapá, além dos municípios de Santana,
Mazagão, Porto Grande, Ferreira Gomes, Serra do Navio, Água Branca do Amapari, Cutias,
Itaubal do Piririm, Tartarugalzinho, Amapá e Calçoene.
O suprimento energético aos demais sistemas isolados do interior é de
responsabilidade da CEA, que os atende através de 4 pólos de geração – Laranjal do Jarí,
Lourenço, Pracuúba e Oiapoque.
A Eletronorte é responsável pelo atendimento de 93,4% da demanda de energia
elétrica do Estado, enquanto a CEA responde por 6,6% do total requerido.
Os sistemas elétricos do Amapá beneficiam uma população de cerca de 429.000
habitantes, o que equivale a 92% da população total do Estado. A população não atendida por
25
energia elétrica ou atendida precariamente por outros meios que não os das concessionárias,
corresponde a aproximadamente 82 mil habitantes, que representam 8% da população total do
Amapá.
A expansão dos sistemas de transmissão da Eletronorte e da CEA, prevista para os
próximos dez anos, possibilitará atender uma população da ordem de 668.000 habitantes ao
final de 2011, o que equivalerá a 97% do total da população residente no Estado (Eletronorte,
2002b).
O parque gerador da Eletronorte é de natureza hidrotérmica, sendo constituído pela
usina hidrelétrica de Coaracy Nunes (68 MW), localizada no rio Araguari, município de
Ferreira Gomes, e pela usina termelétrica de Santana, localizada no município de Santana.
Esse parque gerador apresenta uma capacidade efetiva de 184,8 MW.
O parque gerador sob responsabilidade da CEA totaliza 8,6 MW de capacidade efetiva
instalada, distribuído em 10 unidades geradoras dieselétricas instaladas nos municípios de
Laranjal do Jarí, Lourenço, Pracuúba e Oiapoque.
A Tabela 3.4 apresenta a capacidade do parque gerador instalado no Estado do
Amapá.
Tabela 3.4 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Amapá (janeiro/2003)
POTÊNCIA TOTAL (MW) SISTEMA Número de
Unidades Nominal Efetiva
Eletronorte 10 194,9 184,8
CEA 10 10,1 8,6
TOTAL 20 205,0 193,4 Fonte: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados
A demanda máxima no sistema da Eletronorte para 2003, prevista pelo CCPE/CTEM,
é de 117,5 MWh/h, enquanto no sistema da CEA é de 8,7 MWh/h.
O sistema de transmissão da Eletronorte no Amapá é constituído por subestações e
LTs em 138 kV e 69 kV. A Tabela 3.5 resume as principais características desse sistema de
transmissão.
26
Tabela 3.5 - Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte no Amapá
Capacidade de Transformação 667 MVA
Linha de Transmissão 138 kV 196 km
Linha de Transmissão 69 kV 299 km
Fonte: Eletronorte – Gerência de Planejamento de Sistemas Elétricos
As localidades do interior do Estado, atendidas pela CEA, constituem sistemas
isolados com geração térmica local, não existindo nenhum sistema de transmissão associado,
a exceção de redes de distribuição urbana ou rural de baixa tensão (13,8/0,22 kV). A Tabela
3.6 resume as principais características desse sistema de distribuição.
Tabela 3.6 - Características do Sistema de Distribuição da CEA
Linha de Distribuição - Rede Rural AT 1.005,6 km
Linha de Distribuição - Rede Rural BT 24,2 km
Quantidade de Transformadores 633
Capacidade de Transformação 6,7 MVA
Linha de Distribuição - Rede Urbana AT 1.081,8 km
Linha de Distribuição - Rede Urbana BT 1.067,8 km
Quantidade de Transformadores 2.580
Capacidade de Transformação 203,1 MVA Fonte: CEA
c) Sistemas Isolados do Estado do Amazonas
No Estado do Amazonas existem 89 sistemas isolados, sendo 1 atendido pela Manaus
Energia S.A., subsidiária integral da Eletronorte, e 88 de responsabilidade da Companhia
Energética do Amazonas S.A. – Ceam, distribuídos no interior do Estado. A Figura A.3 do
Anexo A apresenta a distribuição geográfica dos sistemas isolados do Estado do Amazonas.
O sistema elétrico da Manaus Energia atende a capital do Estado, Manaus,
respondendo pela geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, além de realizar o
suprimento a três localidades do interior pertencentes ao Sistema Ceam: Presidente
Figueiredo, Rio Preto da Eva e Puraquequara. O suprimento energético aos demais sistemas
27
isolados do interior é de responsabilidade da Ceam, que os atende através de 88 pólos de
geração.
Desde 1997 a Manaus Energia, através de contrato de fornecimento, adquire energia
elétrica do produtor independente El Paso, para complementar a geração própria para
atendimento ao seu sistema.
O sistema elétrico da Manaus Energia é responsável pelo atendimento de 85,1% da
demanda de energia elétrica do Estado do Amazonas, enquanto o sistema da Ceam responde
por 14,9% do total requerido.
Os sistemas elétricos da Manaus Energia e Ceam beneficiam uma população de cerca
de 1,89 milhões de habitantes, o que equivale a 63,4% da população total do Estado. A
população ainda não atendida por energia elétrica ou atendida precariamente por outros meios
que não os das concessionárias é bastante alto, cerca de 1,1 milhões de habitantes, que
representam 46,6% do total da população.
O Amazonas é um dos estados que apresenta as maiores taxas de desabastecimento de
energia elétrica do Brasil. A grande extensão territorial, as localidades esparsas, o acesso
difícil e o grande número de unidades de conservação e de reservas indígenas, dificultam o
pleno atendimento energético do Estado6.
Estudos da Eletronorte prevêem que , até o final de 2011, a população beneficiada com
energia elétrica será de aproximadamente 3,02 milhões de habitantes, o que equivalerá a 68%
do total da população residente no Estado (Eletronorte, 2002c).
O parque gerador instalado para o atendimento ao sistema da Manaus Energia
apresenta uma capacidade efetiva de 946 MW, distribuída em unidades geradoras da própria
Manaus Energia e da El Paso.
O parque gerador da Manaus Energia é de natureza hidrotérmica, possuindo 17
unidades geradoras, que totalizam uma capacidade efetiva instalada de 554 MW, distribuídas
em 3 termelétricas - Aparecida, Mauá e Eléctron - e na UHE Balbina (250 MW), localizada
6 O atendimento energético à maioria dos sistemas isolados do interior do Estado do Amazonas é extremamente difícil. O combustível para o suprimento dos grupos geradores é transportado, desde Manaus, por via fluvial. Em algumas localidades mais distantes chega-se a gastar 40 dias no transporte do combustível.
28
no rio Uatumã, município de Presidente Figueiredo. O parque gerador da El Paso é
constituído por 4 usinas termelétricas – Plantas A, B, D e W - que possuem 16 unidades
geradoras, totalizando 392 MW de capacidade efetiva instalada.
O parque gerador da Ceam totaliza uma capacidade efetiva instalada de 160,6 MW,
distribuída entre 366 unidades geradoras.
A Tabela 3.7 apresenta a capacidade do parque gerador instalado no Estado do
Amazonas.
Tabela 3.7 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Amazonas (janeiro/2003)
POTÊNCIA TOTAL (MW) SISTEMA Número de
Unidades Nominal Efetiva
Manaus Energia 33 1.063,0 946,0
Ceam 366 200,7 160,6
TOTAL 399 1.263,7 1.106,6 Fonte: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados
A demanda máxima prevista pelo CCPE/CTEM para 2003 no sistema da Manaus
Energia é de 725 MWh/h, enquanto no sistema da Ceam é de 118,8 MWh/h.
Os sistemas de transmissão e distribuição da Manaus Energia é constituído por
subestações e LTs em 230 e 69 kV que suprem a capital e localidades no entorno de Manaus.
A Tabela 3.8 resume as principais características desse sistema de transmissão.
Tabela 3.8 - Características do Sistema de Transmissão da Manaus Energia
Capacidade de Transformação 2.402,5 MVA (*)
Linha de Transmissão 230 kV 364 km
Linha de Transmissão 69 kV 158 km
Rede de distribuição 13,8 kV 1.873 km (*) Inclui capacidade de transformação do PIE Fonte: Manaus Energia
As localidades do interior do Estado, atendidas pela Ceam, constituem sistemas
isolados com geração térmica local, dispondo apenas de redes de distribuição urbana. Em
29
algumas localidades existem também redes para atendimento a área rural. A Tabela 3.9
resume as principais características desse sistema de distribuição.
Tabela 3.9 - Características do Sistema de Distribuição da Ceam
Rede de Distribuição (Urbana e Rural) 2.358,1 km
Quantidade de Postes 53.260
Quantidade de Transformadores 3.366
Capacidade de Transformação 165,5 MVA Fonte: Ceam
d) Sistemas Isolados do Estado do Acre
No Estado do Acre existem 14 sistemas isolados, sendo 1 atendido pela Eletronorte, e
13 de responsabilidade da Companhia de Eletricidade do Acre S.A. – Eletroacre. A Figura
A.4 do Anexo A apresenta a distribuição geográfica dos sistemas isolados do Estado do Acre.
O sistema elétrico da Eletronorte no Estado do Acre atende a capital, Rio Branco, e
mais sete localidades do interior: Porto Acre, Plácido de Castro, Acrelândia, Redenção,
Bujarí, Senador Guiomard e Campinas, via suprimento à concessionária estadual Eletroacre,
que é responsável pela distribuição de eletricidade na capital e também pelo atendimento no
interior do Estado através de geração térmica local.
A Eletronorte é responsável pelo atendimento de 78% da demanda de energia elétrica
do Estado, enquanto a Eletroacre responde por 22% do total requerido.
Os sistemas elétricos atendidos pela Eletronorte e pela Eletroacre beneficiam uma
população de cerca de 439.162 habitantes, o que equivale a 75,2% do total da população do
Estado. A população não atendida por energia elétrica ou atendida precariamente por outros
meios que não os das concessionárias, corresponde a aproximadamente 145 mil habitantes,
que representam 24,8% da população total do Estado.
A expansão dos sistemas de transmissão da Eletronorte e da Eletroacre, prevista para
os próximos dez anos, possibilitará que, no final de 2011, cerca de 623.000 habitantes sejam
atendidos por energia elétrica, o que equivalerá a 79% do total da população residente no
Estado (Eletronorte, 2002a).
30
O parque gerador da Eletronorte no Estado do Acre é totalmente termelétrico,
possuindo 55 unidades geradoras, distribuídas em 4 termelétricas – Rio Branco I, Rio Branco
II, Rio Acre e Barro Vermelho - que perfazem 127,8 MW de capacidade efetiva instalada.
O suprimento de energia elétrica aos sistemas isolados da Eletroacre é realizado
através de 13 termelétricas operadas pelo PIE Guascor do Brasil, totalizando 21,9 MW
efetivos, distribuídos entre 50 unidades geradoras.
A Tabela 3.10 apresenta a capacidade do parque gerador instalado no Estado do Acre.
Tabela 3.10 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Acre (janeiro/2003)
POTÊNCIA TOTAL (MW) SISTEMA Número de
Unidades Nominal Efetiva Eletronorte 55 144,0 127,8 Eletroacre 50 27,4 21,9 TOTAL 105 171,4 149,7
Fonte: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados
A demanda máxima prevista pelo CCPE/CTEM para 2003 no sistema da Eletronorte é
de 725 MWh/h, enquanto no sistema da Eletroacre é de 118,8 MWh/h.
O sistema da Eletronorte no Acre está em vias de se interligar ao sistema elétrico da
Eletronorte em Rondônia. Segundos informações da Eletronorte, após a efetivação da
interligação Porto Velho – Rio Branco, o parque gerador instalado em Rio Branco deverá ser
parcialmente desativado, permanecendo apenas as unidades da UTE Rio Acre como reserva
operativa, até que a interligação apresente níveis operacionais confiáveis.
O sistema de subtransmissão da Eletronorte no Acre é constituído de subestações e
LTs em 13,8 e 34,5 kV que atendem a capital e localidades próximas a Rio Branco. A Tabela
3.11 resume as principais características desse sistema de transmissão.
Tabela 3.11 - Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte no Acre
Capacidade de Transformação 68 MVA
Linha de Transmissão 34,5 kV 156 km
Linha de Transmissão 13,8 kV 112 km Fonte: Eletronorte - Gerência de Planejamento de Sistemas Elétricos
31
As localidades atendidas pela Eletroacre, constituem sistemas isolados com geração
térmica local, não existindo nenhum sistema de transmissão associado, a exceção de redes de
distribuição urbana ou rural de baixa tensão (13,8/0,22 kV). A Tabela 3.12 resume as
principais características do sistema de distribuição da Eletroacre em Rio Branco e no interior.
Tabela 3.12 - Características do Sistema de Distribuição da Eletroacre
Capacidade de Transformação 98 MVA
Linha de Distribuição – Alta Tensão 1.949 km
Linha de Distribuição – Baixa Tensão 2.514 km Fonte: Eletroacre
e) Sistemas Isolados do Estado de Rondônia
No Estado de Rondônia existem 40 sistemas isolados, sendo um atendido pela
Eletronorte, e 39 de responsabilidade da Centrais Elétricas de Rondônia S.A. – Ceron. A
Figura A.5 do Anexo A apresenta a distribuição geográfica dos sistemas isolados do Estado
de Rondônia.
A Eletronorte atende a capital, Porto Velho, e diversas localidades ao longo da BR-
364, onde se destacam Ariquemes, Ji-Paraná, Rolim de Moura, Abunã e Guajará-Mirim, via
suprimento à Ceron, que é responsável pela distribuição de energia elétrica em todo o Estado
e também pela geração de energia elétrica no interior, geralmente através de parque gerador
termelétrico e de pequenas centrais hidrelétricas.
Desde 2000 a Eletronorte, através de contrato de fornecimento, adquire energia
elétrica do produtor independente Termo Norte, instalado em Porto Velho, de modo a
complementar a geração própria para atendimento ao seu sistema.
O sistema elétrico da Eletronorte é responsável pelo suprimento de 77,5% da demanda
de energia elétrica do Estado de Rondônia, enquanto o sistema da Ceron responde por 22,5%
do total requerido.
Os sistemas elétricos da Eletronorte e da Ceron beneficiam uma população de cerca de
931.000 habitantes, o que equivale a 65% do total da população do Estado. A população não
atendida por energia elétrica ou atendida precariamente por outros meios que não os das
32
concessionárias, corresponde a aproximadamente 500 mil habitantes, que representam 35% da
população total do Estado.
A expansão dos sistemas de transmissão da Eletronorte e da Ceron, prevista para os
próximos dez anos, possibilitará que, no final de 2011, a população beneficiada seja de
aproximadamente 1.329.000 habitantes, o que equivalerá a cerca de 72% da população total
do Estado (Eletronorte, 2002e).
O parque gerador instalado para o atendimento ao sistema da Eletronorte no Estado de
Rondônia apresenta uma capacidade efetiva de 517,9 MW, distribuídos em quinze unidades
geradoras da própria Eletronorte e do PIE Termo Norte.
O parque gerador da Eletronorte é de natureza hidrotérmica, sendo composto de uma
usina termelétrica (UTE Rio Madeira) e da UHE Samuel (216 MW), localizada no rio Jamari,
que juntas totalizam 306,3 MW efetivos, distribuídos em nove unidades geradoras. O parque
gerador do PIE Termo Norte é composto por duas usinas termelétricas – Termo Norte I e II -
que possuem atualmente seis unidades geradoras, totalizando 211,6 MW de capacidade
efetiva instalada. Em julho de 2003, entrarão em operação nesse sistema mais duas unidades
geradoras do PIE Termo Norte, que elevará a capacidade efetiva do parque gerador desse
sistema para 715,3 MW.
O suprimento de energia elétrica às localidades do interior do Estado é realizado pela
Ceron, através de geração própria ou pela aquisição de energia elétrica de produtores
independentes e autoprodutores.
A partir de 1998, todo o parque gerador termelétrico da Ceron, passou a ser operado
pelo PIE Guascor do Brasil. O parque térmico da Ceron/Guascor é composto por 138
unidades geradoras dieselétricas, totalizando uma potência efetiva de 58 MW.
Além da geração termelétrica, a Ceron adquire energia de treze pequenas centrais
hidrelétricas (sendo uma própria e doze de terceiros) que totalizam uma potência nominal
instalada de 39 MW.
A Tabela 3.13 apresenta a capacidade do parque gerador instalado no Estado de
Rondônia.
33
Tabela 3.13 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados de Rondônia (janeiro/2003)
POTÊNCIA TOTAL (MW) SISTEMA Número de
Unidades Nominal Efetiva
Eletronorte 15 531,5 517,9
Ceron 164 111,5 95,5
TOTAL 179 643,0 613,3 Fontes: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados
Ceron
A demanda máxima prevista pelo CCPE/CTEM para 2003 no sistema da Eletronorte é
de 275,7 MWh/h, enquanto no sistema da Ceron é de 90,1 MWh/h.
O sistema de transmissão da Eletronorte em Rondônia é constituído por subestações e
linhas de transmissão em 230 kV e 69 kV que atendem a região polarizada por Porto Velho e
diversas localidades ao longo da BR-364. A Tabela 3.14 resume as principais características
desse sistema de transmissão.
Tabela 3.14 - Características do Sistema de Transmissão da Eletronorte em Rondônia
Capacidade de Transformação 1.428 MVA
Linha de Transmissão 230 kV 587 km
Linha de Transmissão 138 kV 230 km
Linha de Transmissão 69 kV 83,4 km Fonte: Eletronorte - Gerência de Planejamento de Sistemas Elétricos
O sistema de transmissão da Ceron é composto por diversas linhas de transmissão e
subestações que interligam cerca de 30 localidades do interior ao sistema de transmissão da
Eletronorte. Além desse sistema, existem ainda os sistemas de transmissão isolados do
interior, que interligam alguns pólos de geração aos centros de carga, além dos sistemas de
distribuição da capital e cidades do interior. A Tabela 3.15, a seguir, resume a principais
características desse sistema de transmissão.
34
Tabela 3.15 - Características do Sistema de Transmissão da Ceron
Capacidade de Transformação 518 MVA
Linhas de Transmissão 138 kV* 100 km
Linhas de Transmissão 69 kV 59 km
Linhas de Transmissão 34,5 kV 607 km
Linhas de Transmissão 13,8 KV (AT+BT) 11.022 km (*) Atualmente energizada em 69 kV Fonte: Ceron
f) Sistemas Isolados do Estado do Pará
No Estado do Pará existem 40 sistemas isolados autorizados pela ANEEL. Destes, 37
são de responsabilidade da Centrais Elétricas do Pará – Celpa e 3 de responsabilidade da Jarí
Celulose - Jarcel. A Figura A.6 do Anexo A apresenta a distribuição geográfica dos sistemas
isolados do Estado do Pará.
Dos 37 sistemas isolados de responsabilidade da Celpa, 23 têm a sua operação e
manutenção contratada ao PIE Guascor do Brasil. Todos esses sistemas são puramente
térmicos a base de óleo diesel. Na divisa do Pará com o Amapá opera a Jarcel, que fornece
energia elétrica às localidades de Monte Dourado, São Miguel e Munguba.
O parque gerador da Celpa nos sistemas isolados é constituído por 137 unidades
geradoras dieselétricas que totalizam 53,6 MW de capacidade efetiva instalada.
O parque gerador da Jarcel totaliza uma capacidade efetiva instalada de 12,8 MW,
distribuída entre 13 unidades geradoras, das quais 4 operam com óleo combustível e 9 com
óleo diesel.
A Tabela 3.16 apresenta a capacidade do parque gerador instalado nos sistemas
isolados do Estado do Pará.
35
Tabela 3.16 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Pará (janeiro/2003)
POTÊNCIA TOTAL (MW) SISTEMA Número de
Unidades Nominal Efetiva
Celpa 137 66,9 53,6
Jarcel 13 16,0 12,8
TOTAL 150 82,9 66,4 Fonte: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados
A demanda máxima prevista pelo CCPE/CTEM para 2003 nos sistemas isolados da
Celpa é de 46,6 MWh/h, enquanto nos sistemas da Jarcel é de 3,1 MWh/h.
As localidades atendidas pelos sistemas isolados da Celpa e Jarcel não apresentam
sistema de transmissão associado, a exceção de redes de distribuição urbana ou rural de baixa
tensão (13,8/0,22 kV).
g) Sistemas Isolados do Estado de Mato Grosso
No Estado de Mato Grosso existem 32 sistemas isolados autorizados pela ANEEL sob
responsabilidade da Centrais Elétricas de Mato Grosso - Cemat. A Figura A.7 do Anexo A
apresenta a distribuição geográfica dos sistemas isolados do Estado de Mato Grosso.
Destes sistemas, 27 são puramente térmicos e utilizam o óleo diesel como combustível
e 5 são hidrotérmicos7.
O parque gerador da Cemat nos sistemas isolados é constituído por 192 unidades
geradoras que totalizam 77,7 MW de capacidade efetiva instalada.
A Tabela 3.17 apresenta a capacidade do parque gerador instalado nos sistemas
isolados do Estado de Mato Grosso.
7 Existem 10 PCHs instaladas no interior do Estado de Mato Grosso que suprem de energia elétrica alguns sistemas isolados.
36
Tabela 3.17 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados de Mato Grosso (janeiro/2003)
POTÊNCIA TOTAL (MW) SISTEMA Número de
Unidades Nominal Efetiva
Cemat 192 97,2 77,7
TOTAL 192 97,2 77,7 Fonte: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados
A demanda máxima prevista pelo CCPE/CTEM para 2003 nos sistemas isolados da
Cemat é de 53,6 MWh/h.
O sistema de transmissão da Cemat é composto por diversas linhas de transmissão e
subestações de baixa e alta tensão que interligam 32 pólos de geração aos centros de carga. A
Tabela 3.18, a seguir, resume a principais características desse sistema de transmissão.
Tabela 3.18 - Características do Sistema de Transmissão da Cemat
Capacidade de Transformação 1.400 MVA
Linhas de Transmissão 138 kV 2.937 km
Linhas de Transmissão 69 kV 322 km
Linhas de Transmissão 34,5 kV 3.514 km
Linhas de Distribuição AT e BT 9.515 km Fonte: Cemat (www.redecemat.com.br)
h) Sistemas Isolados do Estado do Maranhão
No Estado do Maranhão existe apenas um sistema isolado que atende a localidade de
Batavo. A Companhia Energética do Maranhão – Cemar é a empresa responsável pelo
atendimento a esta localidade através de um pequeno grupo gerador dieselétrico. A Tabela
3.19 apresenta a capacidade instalada neste sistema isolado.
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Tabela 3.19 – Capacidade Geradora Instalada nos Sistemas Isolados do Maranhão (janeiro/2003)
POTÊNCIA TOTAL (MW) SISTEMA Número de
Unidades Nominal Efetiva
Cemar 1 0,9 0,7
TOTAL 1 0,9 0,7 Fonte: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados
A demanda máxima prevista pelo CCPE/CTEM para 2003 neste sistema isolado é de
0,3 MWh/h.
Nesta localidade o suprimento de energia elétrica é realizado através de uma rede de
distribuição de baixa tensão (13,8/0,22 kV).
3.2.3 – O Mecanismo da CCC-ISOL
O mecanismo da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, foi criado pelo Decreto
no 73.102/73, que regulamentou a Lei no 5.899/73, para atender as necessidades dos sistemas
interligados. A CCC trata-se de um fundo destinado à cobertura de parte dos custos de
geração termelétrica que utilizam combustíveis fósseis.
A partir dos anos 90, com a situação do setor elétrico começando a dar os primeiros
sinais de fadiga, quando se verificavam altos índices de inadimplência entre empresas
distribuidoras e fornecedoras de energia elétrica8, surge a Conta de Consumo de Combustíveis
dos Sistemas Isolados - CCC-ISOL. Em 28 de agosto de 1991, o então Ministério da Infra-
Estrutura editou a Portaria n° 179, estendendo a sistemática da CCC aos concessionários com
sistemas isolados de todas as regiões do país, que passaram a ter a cobertura da CCC-ISOL a
partir de janeiro de 1992. Esta medida visava diminuir a reação contrária à criação da CCC-
ISOL por parte dos concessionários das regiões Sudeste e Sul, uma vez que também
passariam a ter o benefício da CCC-ISOL9.
8 Inclusive com a consolidação das diretrizes da Constituição Federal de 1988, que retirou do setor os recursos oriundos do Imposto Único sobre Energia Elétrica e do Empréstimo Compulsório da Eletrobrás, e, com o acúmulo dos débitos com fornecedores de combustíveis, particularmente nos sistemas isolados da Região Norte. 9 Atualmente, cerca de 73% dos dispêndios com a CCC-ISOL são cobertos por consumidores das regiões Sul e Sudeste.
38
Entretanto, esta portaria não veio a definir, especificamente, as empresas com
obrigatoriedade de recolhimento à CCC-ISOL, bem como o tratamento a ser dado pela
Eletrobrás aos recursos criados com sua efetivação.
Após um ano de operacionalização, foram editadas a Lei n° 8.63110, de 04 de março de
1993, e o Decreto n° 774, de 18 de março de 1993, que visavam redefinir os participantes na
CCC e a sua forma de rateio.
Finalmente, e com o objetivo de dirimir todas as dúvidas oriundas das lacunas
deixadas pelas legislações anteriores com relação ao funcionamento da CCC-ISOL, foi
editada a Portaria n° 218, de 05 de abril de 1993, do então Departamento Nacional de Águas e
Energia Elétrica – DNAEE, estabelecendo procedimentos e critérios para a CCC.
Com a escassez cada vez maior dos recursos disponíveis para investimentos no setor
elétrico, estabeleceu-se a necessidade de abrir a possibilidade de entrada de recursos privados,
principalmente na geração de energia elétrica.
A Lei n° 9.074, de 07 de julho de 1995, possibilitou a operação dos Produtores
Independentes de Energia – PIE, estando estes sujeitos a regras operacionais e comerciais
próprias. Com vistas a regulamentar a produção de energia elétrica do PIE, foi editado, em 10
de setembro de 1996, o Decreto n° 2.003, determinando como encargo financeiro da
exploração de energia elétrica, dentre outros, as cotas mensais da CCC-ISOL e estabelecendo
que a parcela de energia elétrica por autoprodutor que operar usinas térmicas em Sistemas
Isolados fará jus ao ressarcimento do custo de combustíveis instituído na CCC, mediante
autorização do órgão regulador e fiscalizador do poder concedente.
Após a edição de várias Medidas Provisórias, foi publicada em 27 de maio de 1998, a
Lei n° 9.648, que além de alterar vários dispositivos legais anteriores, estabeleceu a
manutenção da CCC-ISOL por 15 anos (referendando a Lei no 8.631), sendo seu término
previsto para maio de 2013, abrindo ainda a possibilidade da utilização da sistemática da CCC
para a viabilização de alguns empreendimentos de geração que venham a ser instalados em
10 A Lei n° 8.631 extinguiu a Conta de Resultados a Compensar - CRC e a Reserva Nacional de Compensação de Remuneração – RENCOR, instrumentos que viabilizavam, principalmente este último, a equalização das tarifas de energia elétrica, sendo necessário, em função da sua extinção, a criação de uma nova forma de amenizar as altas tarifas da Região Norte, oriundas dos altos custos de geração, baseados em usinas térmicas a óleo diesel.
39
sistemas isolados, em substituição à geração termelétrica que utilize derivados de petróleo. A
Resolução ANEEL no 245, de 11 de agosto de 1999, regulamentou a forma, valores e prazos
para a sub-rogação dos benefícios do rateio da CCC, estabelecendo que os empreendimentos
de geração enquadrados na Lei n° 9.648, poderão ser ressarcidos em até 75% do valor do
investimento.
A Lei no 10.438, de 26 de abril de 2002, por meio de seu Artigo 18, alterou o Artigo
11 da Lei n° 9.648. Pela nova redação, qualquer empreendimento (e não apenas alguns) que
promova a substituição de derivados de petróleo ou que permita a redução do dispêndio da
CCC-ISOL, fará jus à sub-rogação dos benefícios do rateio da CCC. Em função das alterações
estabelecidas pela Lei no 10.438 houve a necessidade de se adequar a Resolução ANEEL no
245. Para tanto a ANEEL emitiu a Resolução no 784, de 24 de dezembro de 2002,
estabelecendo as condições e prazos para a sub-rogação dos benefícios do rateio da CCC.
A Lei no 10.438, ampliou ainda o prazo para o término do benefício da CCC nos
sistemas isolados, que passou de maio de 2013 para abril de 2022.
Entende-se que a ampliação do período para a utilização da CCC-ISOL por um prazo
mais longo, representa a confirmação da necessidade de sua existência enquanto mecanismo
de transferência de recursos, no sentido de reduzir o impacto econômico-financeiro causado
pelo elevado custo com combustíveis na geração termelétrica nos sistemas isolados,
principalmente da Amazônia, enquanto não forem encontradas alternativas de suprimento
energético capazes de promoverem o desenvolvimento auto-sustentado dessa Região, visto
que seus concessionários não teriam, pelo menos por um certo período, condições de
adotarem os mesmos procedimentos de comercialização de energias como os que estão sendo
implantados no Sistema Interligado Nacional.
Rodrigues (1999), através da definição da CCC-ISOL, demonstra a importância social
e econômica desse mecanismo para os Sistemas Isolados:
A CCC-ISOL é um condomínio administrado pela Eletrobrás, em nome de todos os concessionários de energia elétrica do país, que transfere mensalmente recursos financeiros para os concessionários proprietários das usinas termelétricas dos Sistemas Isolados a título de reembolso da maior parte daqueles custos. Estes recursos têm origem na receita de fornecimento dos concessionários que possuem venda direta de energia a consumidores finais. Na composição da tarifa de fornecimento destes concessionários está incluído um percentual relativo à CCC-ISOL. Portanto, quando os consumidores finais de todo o território nacional pagam suas contas relativas aos
40
seus consumos de energia, estão contribuindo para a diminuição do impacto do alto custo energético dos Sistema Isolados. Do contrário, a ausência deste socorro financeiro provocaria valores de tarifa muito elevados para os consumidores finais daqueles Sistemas Isolados.
41
4 – INTERLIGAÇÕES DE SISTEMAS ELÉTRICOS REGIONAIS
4.1 – CARACTERIZAÇÃO E CONCEITOS11
Diz-se que dois ou mais sistemas estão eletricamente interligados quando existe um
elo de ligação entre eles, constituído por redes de interligação regionais, de forma que a
decisão tomada na operação de um deles afeta o funcionamento dos outros.
Entende-se por redes de interligação os equipamentos e instalações de transmissão
destinados a permitir a transferência de grandes blocos de energia entre sistemas elétricos de
regiões geográficas distintas.
O correto dimensionamento das redes de interligação depende fundamentalmente do
conhecimento das magnitudes e direções esperadas de fluxo de energia nos elementos
componentes desta rede. Estes fluxos, por sua vez, dependem do balanço entre as
disponibilidades e os requisitos energéticos de cada subsistema, isoladamente considerados.
No caso de sistemas hidrotérmicos predominantemente hidrelétricos, como o
brasileiro, as disponibilidades energéticas são função, basicamente, das vazões afluentes a
cada usina do sistema e do grau de regularização propiciado pelos reservatórios do sistema.
Como as afluências, por sua natureza, são estocásticas, resulta que as disponibilidades
energéticas e, por conseqüência, o balanço energético de cada subsistema e os fluxos de
intercâmbio decorrentes são grandezas aleatórias.
Em vista deste fato, a definição dos requisitos de transmissão associados a cada
interligação entre subsistemas deve considerar, necessariamente, o comportamento do parque
gerador de cada subsistema frente a uma seqüência de vazões histórica ou sintética.
Através da transferência de energia de um subsistema para outro, dando sempre
prioridade à geração de energia de mais baixo custo disponível no sistema a cada instante e
respeitadas eventuais limitações de intercâmbio estabelecidas para os elos de interligação,
pode-se conseguir a redução do custo global de operação e dos níveis de vertimento, bem
como eliminar ou atenuar eventuais déficits de energia.
11 Os fundamentos conceituais que nortearam a elaboração deste capítulo foram extraídos dos documentos elaborados pelo GCPS (GCPS, 1984) e CCPE (CCPE, 2001).
42
Para a definição dos níveis de intercâmbio entre subsistemas, dos custos operacionais
e dos riscos de déficit associados, são necessários estudos energéticos que utilizam modelos
matemáticos de simulação. Estes modelos procuram reproduzir o comportamento do sistema,
buscando operá-lo de forma a garantir o suprimento de energia a cada subsistema, ao mesmo
tempo em que buscam minimizar o custo de operação.
Por meio de simulações energéticas são obtidos os níveis e os sentidos dos
intercâmbios entre os subsistemas considerados, bem como os benefícios energéticos
associados, que irão subsidiar os estudos de dimensionamento elétrico das redes de
interligação.12 Esses benefícios, juntamente com os custos das interconexões, permitem a
realização de análises de viabilidade e de comparação econômica dos esquemas alternativos
de implementação das redes de interligação visualizadas.
A análise da viabilidade econômica da instalação de equipamentos e de instalações de
transmissão, em geral, é realizada implicitamente, uma vez que a não colocação em serviço
desses bens conduz à redução da qualidade de suprimento e, em casos extremos, ao não
atendimento aos requisitos dos consumidores, que se traduz, num caso ou no outro, em custos
econômicos elevados, bastante superiores aos custos dos equipamentos e instalações de
transmissão sob análise (CCPE, 2001). Em vista desse raciocínio, as análises de viabilidade
econômica de sistemas de transporte, de repartição e de distribuição de energia se reduzem à
comparação econômica de alternativas, já que mesmo a mais onerosa delas é suposta viável
do ponto de vista econômico.
No caso das interligações regionais, a diversidade de funções que esta modalidade de
sistema de transmissão pode desempenhar exige uma análise detalhada do valor econômico de
cada tipo de interligação, não só no momento de sua implantação, mas ao longo de toda a vida
útil de seus equipamentos e instalações.
Do ponto de vista de benefícios, a implantação de um elo de interligação pode
redundar em:
12 Cabe salientar que os limites de fluxos entre subsistemas utilizados nos modelos de simulação energética são obtidos a partir de estudos de comportamento do sistema elétrico. Por sua vez, este comportamento depende fortemente dos despachos de geração nas usinas hidráulicas e térmicas. Dado que os despachos refletem as condições hidrológicas e o estado da reserva energética de cada usina do sistema e também da quantidade de energia recebida ou enviada através dos elos de interligação, infere-se que a política de operação do sistema hidrotérmico, a capacidade de transferência dos elos de interligação e o desempenho do sistema estão fortemente correlacionados. Isto torna complexo o processo de dimensionamento de redes de interligação.
43
aumento de disponibilidade de energia total do sistema – a energia do sistema
interligado pode ser maior que a soma das disponibilidades de energias firmes dos
subsistemas individualmente considerados;
redução dos requisitos de ponta – a existência de diversidade de carga entre os
subsistemas pode acarretar uma redução dos requisitos de ponta do sistema
interligado, em relação à soma dos requisitos de cada subsistema individualmente
considerado;
operação mais eficiente – a existência de interligação entre subsistemas com
estruturas diferenciadas permite substituir a geração de usinas térmicas de alto
custo de produção por outras de custo mais baixo, térmicas ou hidráulicas;
redução do custo de instalação de novas unidades geradoras – a diferença nos
custos de novos aproveitamentos disponíveis no sistema interligado permite
expandir o sistema gerador de forma otimizada, através da substituição de
instalação de centrais hidro ou termelétricas de alto custo unitário por outras mais
econômicas; em casos extremos, o aumento da disponibilidade de energia
propiciado pela consecução da interligação, pode reduzir ou até mesmo adiar a
necessidade de instalação de novas usinas; e
redução nas necessidades de transmissão de um ou mais sistemas interligados – a
implantação de elos de interligação entre pontos estratégicos dos subsistemas a
interligar pode evitar a necessidade de reforços de transmissão para atendimento a
cargas locais em certos casos.
Além dos benefícios energéticos e econômicos já apontados, outros benefícios, em
termos de operação do sistema elétrico, podem ser auferidos a partir da implantação das redes
de interligação. Alguns deles são:
intercâmbio de reserva girante;
melhores condições para a programação da reserva girante;
apoio durante emergências;
melhores condições para a regulação de freqüência; e
aumento do nível de confiabilidade global.
44
Em contrapartida aos benefícios potenciais apontados, a implantação de elos de
interligação traz consigo uma série de inconvenientes, cuja superação ou atenuação pode
implicar a necessidade de investimentos adicionais, que deverão ser computados e
adicionados aos custos de implantação ou de reforço dos elos de interligação propriamente
ditos.
Os principais problemas técnicos que podem ser originados pelas interligações são:
propagações de distúrbios – a ocorrência de distúrbios em um dos subsistemas pode
acarretar interferência na operação dos demais subsistemas a ele interligados, pela
propagação ou até mesmo ampliação de oscilações de potência ativa ou reativa
através dos elos de interligação;
problemas de estabilidade – podem emergir ou serem amplificados, quando
existentes, em função da modificação da estrutura dos subsistemas interligados, que
se reflete em novas condições de distribuição de fluxos e perfil de tensões;
aumento do nível de curto-circuito – a implantação de interligações em corrente
alternada pode implicar o aumento da potência de curto-circuito no âmbito das
estações terminais, eventualmente conduzindo a superação da capacidade de
interrupção dos disjuntores já existentes ou programados;
os subsistemas receptores devem ser preparados para escoar os níveis mais
elevados de intercâmbios previstos e, ao mesmo tempo, para operar com fluxos nas
redes de interligação próximos de zero, durante todos os patamares de carga.
Dependendo da amplitude dos problemas técnicos causados por interligações, a sua
superação ou atenuação pode implicar a necessidade de:
reforços adicionais da interligação propriamente dita;
reforços adicionais dos sistemas receptores;
utilização de sinais adicionais nos reguladores de tensão de algumas unidades
geradoras;
utilização de resistores de frenagem;
mudança no modo de transmissão previsto para elos de interligação (C.A. para
C.C.) .
45
Como se depreende do exposto, a quantificação dos benefícios e custos associados a
realização de uma interligação entre distintos sistemas elétricos pode ser uma tarefa muito
complexa, pelo elevado número de fatores tangíveis e intangíveis envolvidos.
Assim sendo, a viabilidade econômica de uma alternativa de interligação regional só
pode ser definida em função da análise criteriosa dos benefícios e custos, quer direto, quer
indiretos, decorrentes de sua implantação.
4.2 – AS INTERLIGAÇÕES DE SISTEMAS ELÉTRICOS NO MUNDO
Em todo o mundo, as interconexões elétricas entre países e regiões tem proporcionado
vários benefícios, tais como: melhorias no suprimento elétrico, otimização dos investimentos,
desenvolvimento dos recursos energéticos regionais, aumento da competitividade, estímulo ao
desenvolvimento econômico, mitigação dos impactos ambientais negativos, entre outros. Tais
benefícios têm proporcionado ganhos de economia de escala e de escopo para os países e
regiões envolvidos.
Os avanços tecnológicos na transmissão de grandes blocos de energia a longa
distância, associados ao crescente processo de globalização da economia mundial e ao
esgotamento das fontes de energia em determinadas regiões, estão ampliando a integração
elétrica e energética entre países e regiões.
Em alguns países mais desenvolvidos, seja devido à formação de blocos geopolíticos
ou geo-econômicos, como também pelo fato de terem iniciado mais cedo suas reformas no
setor elétrico, as interconexões elétricas iniciaram-se mais cedo.
Nos itens a seguir são apresentadas algumas experiências de integração elétrica entre
alguns países e regiões dos diversos continentes.
4.2.1 – As Interconexões Elétricas na Europa
O sistema elétrico europeu é formado por uma variedade de diferentes interconexões
elétricas de âmbito regional, nacional e internacional. Alguns desses sistemas são operados
centralizadamente sob o mesmo regime de controle de freqüência, sendo interconectados por
46
um grande número de linhas de transmissão em corrente alternada e corrente contínua,
formando, na realidade, um único e denso sistema, que permite o intercâmbio energético entre
diferentes regiões e países. Outros sistemas, devido às condições geográficas, são operados
como sistemas isolados. Além disso, existem interconexões além dos limites geográficos da
Europa, o que transforma o sistema elétrico europeu como o sistema mais amplo e abrangente
do mundo.
A Figura 4.1, obtida dos estudos de Schwarz (2001), apresenta de forma simplificada,
os sistemas elétricos interconectados da Europa, seus “tamanhos” elétricos em termos de
consumo e os elos físicos de intercâmbio de energia elétrica, bem como as estruturas
organizacionais sob as quais se reúnem esses sistemas.
Figura 4.1 – Sistema Elétrico Interligado Europeu
Fonte: SCHWARZ, Jürgen. Recent Developments in the
European Interconnected Power System.
A parte central da Europa é constituída pelo sistema denominado Union for the Co-
ordination of Transmission of Electricity (UCTE), que engloba os sistemas de transmissão de
20 países europeus, onde se concentra uma população de cerca de 400 milhões de pessoas,
correspondendo a uma demanda de energia elétrica de mais de 2.000 TWh. Trinta e dois
Transmission System Operators (TSOs) mantém um forte controle de freqüência comum – 50
47
Hz – de forma a mantê-la estável, mesmo em caso de perda de 3.000 MW de capacidade de
geração.
Com a interconexão do sistema CENTREL (sistema de elétrico da Polônia, República
Tcheca, Eslováquia e Hungria) ao sistema UCTE em 1997, cerca de 60 GW de capacidade
geradora instalada foram acrescentados aos 400 GW da UCTE. No entanto, devido à
ampliação do UCTE, foram necessárias medidas para a estabilização do sistema de potência
de modo a evitar oscilações de freqüência13.
Como conseqüência da guerra na ex-Yuguslávia, a grande parte da península balcânica
(incluindo o sistema da Grécia) esteve desconectada do sistema UCTE desde 1991. Todas as
iniciativas para superar essa separação falharam.
Além disso, já existiam algumas interconexões além dos limites do sistema UCTE. Por
um longo tempo, a parte continental do território da Dinamarca foi sincronizada com o
sistema UCTE. Em 1997, um cabo submarino em corrente alternada foi posto em operação
para conectar a Espanha com o Marrocos, através do Estreito de Gibraltar. As interconexões
entre Marrocos, Argélia e Tunísia possibilitaram que esta região norte da África fosse
sincronizada ao sistema UCTE.14
Dentro do sistema UCTE existem alguns subsistemas menores , tais como os das ilhas
da Sardenha e Córsega, que são interconectados com o sistema principal do UCTE através de
cabos submarinos em corrente contínua. No início de 2002 entrou em operação a interconexão
entre a Itália e a Grécia, através de um cabo submarino, em corrente contínua, lançado no Mar
Adriático, que possibilitou a ampliação do intercâmbio energético entre o sistema helênico e o
UCTE.
Enquanto o sistema UCTE está baseado na geração termelétrica (sendo 51% na
geração termelétrica convencional e 35% na geração termonuclear), dos 516 GW de
capacidade instalada15, os quatro países escandinavos – Noruega, Suécia, Finlândia e
Dinamarca – juntamente com a Islândia, caracterizam-se por uma forte representatividade da
13 A distância mais longa coberta pelo UCTE é de aproximadamente 3.000 km, entre Portugal e a região leste da Polônia. 14 Devido à localização geográfica e à coincidência de freqüência, Schwarz (2001) propõe o uso do termo “Trans European Synchronously Interconnected System (TESIS)” para este sistema geograficamente ampliado. 15 Fonte: www.ucte.org. Dados de dezembro de 2000.
48
geração hidrelétrica (61% de um total de 89 GW de capacidade instalada16). Os TSOs
nórdicos operam dentro de uma organização semelhante ao UCTE, chamada NORDEL. O
sistema NORDEL está conectado ao UTCE (inclusive a parte continental da Dinamarca), por
cabos submarinos em corrente contínua de grande capacidade.
Segundo Rosa, Tolmasquim e Pires (1998), as trocas de energia inter-países no
sistema NORDEL podem alcançar 2.700 MW, na interligação entre Noruega e Suécia, e
1.070 MW, entre Noruega e Suécia. O crescente aumento do intercâmbio de energia elétrica
entre os países que participam do NORDEL, fez com que surgisse o NORDPOOL, que
administra os mercados de energia elétrica desses países.
Os países da NORDEL se interconectam à Rússia através da Finlândia (conexão
elétrica de 1.000 MW, back-to-back), e do norte da Noruega (conexão fraca de 50 MW).
O sistema elétrico britânico, organizado através da United Kingdom TSO Association
(UKTSOA), inclui os sistemas de transmissão da Inglaterra, País de Gales e Escócia. Esse
sistema se interliga com a França (UCTE) por um cabo submarino em corrente contínua com
capacidade de 2.000 MW. Na República da Irlanda o sistema elétrico é operado por
concessionárias de eletricidade que se reúnem através da Association of TSOs in Ireland
(ATSOI). Esse sistema é isolado, apresentando apenas uma conexão fraca com a Irlanda do
Norte.
Além do limite da fronteira oriental da UCTE, há poucas interconexões elétricas
atualmente em operação. O regime de controle da freqüência em alguns países da Europa
Oriental difere amplamente da filosofia da UCTE, o que dificulta a interconexão elétrica em
corrente alternada com esses países. Somente uma pequena parte do sistema elétrico
ucraniano ocidental está conectada por corrente alternada ao sistema UCTE/CENTREL.
Na década de 60, os sistemas elétricos dos países do leste europeu, denominado
Interconnected Power System (IPS), foram interconectados com o sistema elétrico da ex-
União Soviética, formando o Unified Power System (UPS). Durante muitos anos o UPS/IPS
foi o maior sistema elétrico do mundo. Em 1989, ano em que foi segmentado, o UPS/IPS
apresentava uma capacidade de 287.000 MW, com um pico de carga anual de 230.000 MW.
Esse sistema operava em diferentes freqüências, o que dificultava a operação centralizada. O
16 Fonte: www.nordel.org. Dados de dezembro de 2000.
49
sistema elétrico da Rússia está também conectado aos sistemas elétricos da Ásia Central e do
leste asiático.
4.2.2 – As Interconexões Elétricas na América do Norte
O grande sistema interconectado norte-americano é formado por quatro sistemas
principais, independentes entre si, que abrangem o Canadá continental, os Estados Unidos
(apenas os estados contíguos) e o norte do México:
Eastern Interconnected Network (leste das Montanhas Rochosas): é um dos
maiores sistemas interconectados do mundo. Possui milhares de fontes geradoras,
centenas de milhões de quilômetros em linhas de transmissão e mais de um bilhão
de cargas individuais. Apesar de sua complexidade, esta rede opera em perfeito
sincronismo, como um sistema único. Fazem parte deste sistema quase todos os
conselhos regionais de confiabilidade norte-americanos, com exceção do ERCOT,
WECC e parte do NPCC.
Quebec: abrange parte da região do NPCC.
Texas: abrange toda a região do ERCOT.
Western Interconnected Network (oeste das Montanhas Rochosas): abrange toda a
região do WECC.
Estes quatro sistemas são assíncronos e se interligam somente por interconexões em
corrente contínua. Segundo dados do U.S. Department of Energy - DOE (2002) referentes a
2001, os sistemas interconectados norte-americanos geridos pelo NERC, são constituídos por
cerca de 252.500 km de linhas de transmissão em alta tensão (> 230 kV), dos quais 5.300 km
são em corrente contínua e o restante em corrente alternada.
Estes quatro sistemas são geridos por vários conselhos regionais de confiabilidade17,
que foram formados após o blecaute de 1965 no Nordeste dos Estados Unidos. A associação
desses conselhos regionais de confiabilidade resultou na criação, em 1968, do North
American Electric Reliability Council (NERC). A Figura 4.2 apresenta a distribuição
17 Atualmente existem 10 conselhos regionais de confiabilidade em atividade.
50
geográfica dos sistemas interconectados da América do Norte e dos conselhos regionais de
confiabilidade.
Figura 4.2 – Sistemas Interconectados da América do Norte
Fonte: DOE – U.S. Department of Energy
Embora a organização e o funcionamento de cada conselho seja diferente, todos eles
estabelecem padrões mínimos de confiabilidade, segundo seus próprios critérios, e trocam
informações entre si para análise, planejamento e operação dos sistemas.
Além desses quatro sistemas, existem os sistemas elétricos do Alasca, do México e do
Labrador (no Canadá), que não fazem parte dos NERC.
Em 2001, segundo o DOE (2003), o Canadá exportou aproximadamente 38 GWh de
eletricidade para os Estados Unidos, principalmente das províncias de Quebec, Ontário e New
Brunswick para os estados de New England e New Iorque. Intercâmbios menores de energia
ocorrem também entre a Colúmbia Britânica e Manitoba com os estados de Washington,
Minnesota, Califórnia e Oregon. Os Estados Unidos exportaram para o Canadá, no mesmo
ano, cerca de 18 GWh.
Existem nove pontos de conexão entre os sistemas elétricos do México e dos Estados
Unidos. Duas dessas conexões são com o estado da Califórnia e sete conexões são com o
Estado do Texas. O sul do México está também interconectado através de um sistema em 69
kV com Belize.
51
Canadá, México e Estados Unidos estão discutindo atualmente uma estratégia comum
para a completa integração dos sistemas de transmissão dos três países, visando eliminar as
restrições de intercâmbio existentes, principalmente entre o México e os Estados Unidos.
4.2.3 – As Interconexões Elétricas na América Central
São ainda poucas as interconexões elétricas existentes entre os países da América
Central. Os sistemas de transmissão da Guatemala e de El Salvador são interligados através de
uma linha de transmissão em 230 kV. Outro sistema de transmissão em 138 kV, porém já
velho e com baixa confiabilidade, interconecta Honduras, Nicarágua, Costa Rica e Panamá.
Os seis países acima citados discutem atualmente a construção de um grande sistema
interconectado na América Central, a fim de suprir eventuais déficits de energia, reduzir
custos operacionais, otimizar o uso racional da energia hidrotérmica, criar um mercado
competitivo na região e atrair o investimento estrangeiro.
Segundo Drosdoff (2001), o sistema proposto totalizará 1.800 km em linhas de
transmissão em 230 kV e requererá investimentos da ordem de US$ 300 milhões para a sua
implementação, que serão financiados pelo Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID.
4.2.4 – As Interconexões Elétricas na América do Sul
Os projetos de integração elétrica realizados até o presente momento na América do
Sul limitaram-se, na maioria das vezes, às regiões de fronteira. Durante muitos anos os países
sul-americanos recearam lançar mão de sua proximidade geográfica para um equacionamento
mais racional dos seus investimentos em energia elétrica. A principal barreira à essa
integração elétrica foi a ideologia de “Segurança Nacional”, implementada pelos regimes
autoritários que governaram a região nas décadas de 60 e 70. A escassez de recursos
financeiros foi e tem sido também outro grande obstáculo.
A energia hidráulica responde por cerca de 80% da produção de eletricidade na
América do Sul, sendo que, na maioria dos países, representa mais de 50% da produção total.
Além disso, as variações hidrológicas na região são grandes, o que permite tirar proveito da
complementaridade hidrológica na integração energética entre os países.
52
Certos países como a Venezuela, o Peru, a Colômbia, a Bolívia e a Argentina possuem
abundantes reservas de gás natural. Para Sergent (2001), os dois processos de integração de
eletricidade e gás natural se desenvolvem em paralelo na região. A interligação elétrica é
geralmente uma forma indireta de comércio do gás natural, pois este é utilizado, em sua
maioria, na geração termelétrica.
Estudos desenvolvidos pela CIER (2000) indicam que a completa interconexão
elétrica entre os países da América do Sul proporcionaria um ganho energético de 13,5 GW
para os sistemas interconectados. Para se ter uma idéia, este acréscimo de potência instalada é
superior à soma do parque gerador instalado na Bolívia, no Equador, no Peru e no Uruguai.
Atualmente, os principais exemplos de intercâmbio de energia elétrica na América do
Sul são relativos às parcerias em projetos de usinas hidrelétricas desenvolvidos entre dois
países. O maior exemplo é a usina hidrelétrica de Itaipu, com 12.600 MW, construída em
parceria pelo Brasil e o Paraguai. As usinas hidrelétricas de Yacyreta, com 3.000 MW,
construída em parceria pela Argentina e Paraguai, e Salto Grande, com 1.890 MW, construída
pela Argentina e Uruguai, são outros exemplos de projetos significativos na região.
A Tabela 4.1 apresenta a capacidade de interconexão existente entre os países da
América do Sul.
Tabela 4.1 - Capacidade de Interconexão Elétrica na América do Sul
PAÍSES CAPACIDADE DE
INTERCONEXÃO ELÉTRICA (MW)
Brasil - Paraguai 6.300 Brasil - Argentina 2.200 Brasil - Venezuela 200 Argentina - Uruguai 2.000 Argentina - Paraguai 800 Argentina - Chile 600 Colômbia - Venezuela 380 Colômbia - Equador 40 Fonte: SERGENT, Hugo Rincón. Prospects for Integration of the Power Sector in
South America. Revue ELECTRA/CIGRÉ Numeró Spécial: 53-63, 2000.
53
4.2.5 – As Interconexões Elétricas na África18
Apesar das adversidades financeiras e políticas, já existem diversas interconexões
elétricas entre os países africanos.
Na África Central, a energia gerada pela usina hidrelétrica de Inga, da República
Popular do Congo, abastece a terça parte das necessidades do país. A energia restante é
exportada para a região norte de Zâmbia, através de uma linha de transmissão em 500 kV/220
kV.
No leste da África, uma linha de transmissão de aproximadamente 420 km de extensão
em 500 kV supre a capital do Kenia, Nairobi, com a energia gerada pela usina hidrelétrica
Uganda Owen Falls, localizada em Uganda.
No oeste da África, um sistema de transmissão interconecta a usina hidrelétrica
Ghana’s Akosombo Dam, situada em Ghana, com os países vizinhos Togo e Benin. O sistema
consiste de uma linha de transmissão de 130 km em 220 kV entre Akosambo (Ghana) e Lome
(Togo) e outra de 176 km entre Akosambo e Cotonou (Benin).
No norte da África, desde 1998 encontra-se em operação a interconexão elétrica entre
Egito e Líbia. Líbia, Tunísia, Argélia e Marrocos são eletricamente interligados por uma linha
de transmissão em 220 kV, que deverá ser ampliada para 400 kV. Este sistema interliga-se
também com o sistema elétrico europeu, através de um cabo submarino em 400 kV que
interliga o Marrocos à Espanha.
Em março de 2001 foi inaugurado um sistema de transmissão que interliga os
continentes africano e asiático. Esta interconexão apresenta diferentes voltagens (220 kV, 400
kV e 500 kV) e interliga três países: Egito (na África) e Jordânia e Síria (na Ásia).
4.2.6 – As Interconexões Elétricas na Ásia
No sul da Ásia, existe uma cooperação elétrica entre Índia, Butão e Nepal. Desde
1998, a Índia importa 240 MW de uma usina hidrelétrica do Butão denominada Chukka
Hydropower Station. A exportação de energia dessa usina hidrelétrica corresponde a maior
18 Fonte: http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs
54
fonte de recursos do Butão. Outros projetos de intercâmbio energético entre Índia e Butão
estão em desenvolvimento.
O sistema elétrico da Índia está também conectado com o do Nepal. De acordo com
Naik (1999), em 1998 a Índia exportou 41 MW médios para o Nepal, suprindo o mercado de
energia elétrica de 13 localidades nepalesas. No mesmo período, o Nepal exportou para a
Índia 26 MW médios, suprindo 5 localidades indianas.
Estudos desenvolvidos pela Usaid-Sari (2002) demonstram viabilidade técnica e
econômica da interconexão elétrica dos sistemas de transmissão de Bangladesh, Butão, Índia
e Nepal. Esta interconexão, a ser implementada entre 2005 e 2010, permitirá um intercâmbio
de até 500 MW entre esses países, possibilitando ainda uma redução nas perdas na
transmissão de cerca de 90 MW.
No leste da Ásia, a Malásia encontra-se conectada com Tailândia e Singapura.
Na Ásia Central, os sistemas elétricos que servem o Uzbequistão, Quirguistão,
Tadjiquistão, Turcomenistão e cinco distritos no sudeste do Cazaquistão, foram interligados
em 1960, sob a administração soviética. Metade da região norte do Cazaquistão é parte
integrante do sistema elétrico russo. Em 1992, um acordo de cooperação assinado entre o
Paquistão e o Tadjiquistão, permitirá que este último exporte para o Paquistão 1.000 MW de
energia hidrelétrica. Entretanto, devido aos conflitos internos no Tadjiquistão, esta
interconexão ainda não ocorreu. Da mesma forma, a guerra no Afeganistão tem obstruído a
implementação da integração energética do Paquistão com os países da Ásia Central.
No Oriente Médio, desde 2001, a Jordânia, a Síria e a Turquia estão interconectadas
por uma LT em 400 kV. Este sistema também está interligado ao norte da África, através do
Egito. Uma linha de transmissão em 220 kV interliga também a Síria e o Líbano.
55
4.3 – AS INTERLIGAÇÕES DOS SISTEMAS ELÉTRICOS BRASILEIROS
4.3.1 – A Evolução das Interligações19
Para Greiner (1994), a grande extensão territorial do país, a baixa densidade de
ocupação demográfica e as grandes distâncias entre os centros de consumo, aliadas à relativa
inexpressividade das demandas, fizeram com que no Brasil a questão da interligação dos
sistemas e os correspondentes intercâmbios energéticos surgisse com relativo atraso em
relação aos países mais desenvolvidos.
Até o final da década de 20, não havia uma preocupação muito grande nas
interligações entre os sistemas elétricos ou entre as diversas empresas de energia elétrica que
atuavam no Brasil. Geralmente as centrais geradoras de eletricidade eram instaladas próximas
dos centros de carga. A interligação usina - carga era do tipo “ponto-a-ponto”.
Com o crescimento do mercado consumidor da capital paulista, a São Paulo Light,
impossibilitada de investir em novos projetos de geração na capital, centrou sua política
empresarial na aquisição de pequenas concessionárias que produziam e distribuíam energia
em municípios paulistas do Vale do Paraíba, em direção ao Rio de Janeiro. Entre 1927 e 1928
a empresa construiu linhas de transmissão para integrar ao seu sistema, várias empresas
adquiridas naquela região. Este foi o primeiro caso de interligação, em maior escala, de
diferentes sistemas elétricos registrado no Brasil. Nessa ocasião, o Grupo Light já antevia a
futura interligação elétrica entre São Paulo e Rio de Janeiro.
A Light Rio também promoveu, no final da década de 20 e início da década de 30,
processo semelhante de incorporação e integração de pequenas empresas fluminenses do Vale
do Paraíba, tal qual sua co-irmã paulista. Ao final de 1934, todo o Vale do Paraíba estava
integrado ao sistema da Light Rio ou ao sistema da Light São Paulo.
No entanto, a interligação elétrica entre o Rio de Janeiro e São Paulo ainda demoraria
mais alguns anos. A dualidade de freqüência – 50 e 60 ciclos – era um entrave para a
interligação não só das duas capitais, mas de vários sistemas elétricos brasileiros.
19 Mais uma vez, os trabalhos do Prof. José Luiz Lima e da Memória da Eletricidade, listados na Referência Bibliográfica, contribuíram para a elaboração deste capítulo.
56
Um das primeiras intervenções do governo federal para equacionar a problemática da
dualidade de freqüências se deu com a promulgação do Decreto-Lei no 852, de 11 de
novembro de 1938. Este dispositivo fixava um prazo de oito anos para que a freqüência fosse
padronizada em 50 Hz em todo o território nacional.
A padronização de freqüências não era tão simples como parecia inicialmente. Os
elevados custos da transformação de sistemas e equipamentos elétricos de 60 Hz para 50 Hz,
num período de restrições orçamentárias devido à II Guerra Mundial, acabaram levando o
governo, em 1942, a prorrogar por tempo indeterminado, o prazo para a unificação de
freqüências.
Em 1939 foi criado o Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica – CNAEE, que
entre suas atribuições estava a de organizar os planos de interligação de usinas e sistemas
elétricos. No mesmo ano o CNAEE já definia as primeiras regras para a interligação dos
sistemas elétricos.
Apesar dos esforços iniciais do CNAEE para promover a interligação dos sistemas
elétricos, pouco foi feito neste sentido, refletindo a dificuldade do Estado em remodelar um
setor controlado, na época, por empresas estrangeiras.
Em 1942, uma missão técnica americana chefiada por Morris Cooke (Missão Cooke)
elaborou, com a colaboração de técnicos brasileiros, um diagnóstico econômico do país. A
deficiência do setor elétrico foi apontada como um dos principais entraves para o
desenvolvimento do Brasil. O relatório da Missão Cooke preconizava como uma das metas a
serem perseguidas pelo governo brasileiro no campo da política energética, a interligação das
usinas elétricas.
Esse diagnóstico serviu de bases para o trabalho da Comissão Técnica Especial
constituída no final de 1943 para elaborar o primeiro Plano Nacional de Eletrificação.
Antes da conclusão do Plano Nacional de Eletrificação, a Comissão Estadual de
Energia Elétrica – CEEE, criada em fevereiro de 1943 no Rio Grande do Sul, concebeu, no
âmbito do Plano Geral de Eletrificação do Estado, o primeiro sistema elétrico interligado
regional.
57
Concluído em 1946, o Plano Nacional de Eletrificação privilegiava a criação de
sistemas interligados regionais, apontando a necessidade da expansão da eletrificação no
âmbito regional, nos moldes do modelo inglês. Nesse sentido, para a estruturação de um plano
nacional, o país deveria ser dividido em regiões auto-suficientes em recursos energéticos. O
plano estabelecia as ligações entre as fontes potenciais de energia e os centros de carga.
Ao final da década de 50, a interligação dos sistemas elétricos – e das empresas
elétricas - tornou-se um requisito fundamental para a expansão do setor. O crescimento da
demanda induzia à construção de usinas de grande porte, mais distantes e, portanto,
requerendo transporte a distâncias maiores em tensões elevadas. Além do mais, a evolução
tecnológica já permitia a transmissão de energia em alta tensão e em extra-alta tensão.
A criação da Cemig e a consolidação de empresas regionais, como Furnas e Chesf
contribuíram decisivamente para o amadurecimento de uma visão integrada dos sistemas
elétricos. Neste aspecto, Furnas desempenhou um papel pioneiro. Em 1959, a empresa tomou
a iniciativa de reunir as principais concessionárias do Sudeste – estatais e estrangeiras – com a
finalidade de conduzir um estudo de suprimento energético para toda a região.
Com a criação da Eletrobrás, em 1962, o planejamento do setor elétrico brasileiro
passou a ser feito de forma abrangente e integrada, favorecendo a integração dos diferentes
sistemas elétricos regionais.
A entrada em operação da usina hidrelétrica de Furnas, em 1963, constituiu o primeiro
passo para a formação do sistema interligado brasileiro, estabelecendo os elos de interligação
elétrica de grande porte (345 kV) entre os estados de Minas Gerais, São Paulo e Rio de
Janeiro.
Na Região Sul, com a construção da LT Tubarão-Farroupilha no final da década de 60,
foi possível interligar as empresas em 230 kV e 138 kV. No Nordeste, a partir de 1965, com a
construção da LT Paulo Afonso – Fortaleza, a Chesf deu início à implantação de um extenso
sistema de transmissão para suprir de energia elétrica as distribuidoras estaduais.
Apesar dos avanços até então obtidos, a expansão da interligação dos sistemas
elétricos esbarrava ainda nas dificuldades proporcionadas pela dualidade de freqüências. Em
1965, sob a coordenação da Eletrobrás, foi implementado o Plano Nacional de Unificação de
58
Freqüências, que adotou o padrão de 60 Hz definido pela Comissão para Unificação de
Freqüências – CUF, criada pelo CNAEE em 1961.
Os trabalhos para a unificação de freqüência se iniciaram pelo Rio de Janeiro, estendo-
se ao Espírito Santo e parte de Minas Gerais, sendo concluído no Rio Grande do Sul, no início
da década de 70. Estava, portanto, aberto o caminho para a interconexão dos diversos sistemas
de transmissão no Brasil.
A expansão dos sistemas interligados proporcionou uma melhor utilização da
capacidade de geração instalada, o aproveitamento da diversidade hidrológica entre as
diversas bacias hidrográficas e uma melhoria na qualidade dos serviços, por meio de menores
variações de freqüência e maior controle de tensão.
4.3.2 - As Principais Interligações Elétricas Brasileiras
a) A Interligação Sul-Sudeste
Até o início da década de 80, os sistemas elétricos das regiões Sul e Sudeste eram
fracamente interligados. Esta interligação era em 230 kV e se dava através da UHE Xavantes
e na subestação de Assis.
Com o advento da construção da UHE Itaipu, concebeu-se um sistema de transmissão
com a característica de escoar a energia produzida pela usina e, ao mesmo tempo, reforçar a
interligação entre as regiões Sul e Sudeste. Parte desse sistema entrou em operação no ano de
1982 com a construção da LT 750 kV Ivaiporã-Tijuco Preto e das LTs 500 kV Salto Santiago-
Ivaiporã e Foz do Areia-Ivaiporã. Em 1984 entrou em operação o sistema de transmissão em
corrente alternada de 750kV, com aproximadamente 900 km de extensão, interligando Itaipu
à subestação de Tijuco Preto, em São Paulo (Pegado et alli, 2000). Este sistema foi reforçado,
em 1986, com a construção da LT Foz do Iguaçu-Ivaiporã em 750 kV.
A maior integração energética do Brasil com o Mercosul, em particular com o Uruguai
e a Argentina, possibilitou intercâmbios de energia com esses países, através da implantação
59
da conversora em Garabi 50/60 Hz de 2.000 MW e a construção da UTE Uruguaiana.20
Esses novos acréscimos de energia elevaram a oferta de energia no subsistema Sul, o
que exigiu o reforço da interligação Sul-Sudeste, que será implementada com a construção no
ano de 2003 da LT 500 kV Bateias-Ibiúna, em circuito duplo, além da conversão para 500 kV
da LT Ibiúna-Campinas.
Recentemente foi recomendado pelo CCPE à ANEEL, a licitação da LT 500 kV
Londrina-Araraquara para aumentar a confiabilidade do sistema, reduzir a diferença de preços
entre os subsistemas Sul e Sudeste e servir de elemento indutor para a exploração do grande
potencial hidrelétrico da região Sul.
Vale ressaltar que devido à diversidade hidrológica entre as duas regiões, no período
de fevereiro a maio, o fluxo nesta interligação é no sentido Sudeste para Sul, e no período de
julho a novembro o intercâmbio ocorre no sentido Sul para Sudeste.
b) A Interligação Norte-Nordeste
Em outubro de 1981 entrou em operação o sistema de transmissão Norte-Nordeste,
composto de uma LT de cerca de 800 km de extensão, em 500 kV, circuito simples,
interligando as regiões Norte e Nordeste. Instalado antes mesmo da conclusão da UHE
Tucuruí, o sistema de transmissão Norte-Nordeste permitia que o excedente de energia da
Chesf fosse repassado à Eletronorte para o suprimento à Belém e aos consumidores
eletrointensivos instalados no Pará e Maranhão.
A energização desse sistema permitiu a desativação de diversas usinas termelétricas da
Eletronorte, proporcionando substancial economia em derivados de petróleo e evitando os
constantes desligamentos e racionamentos de energia no Sistema Eletronorte.
Com a entrada em funcionamento da UHE Tucuruí, em novembro de 1984, foi
possível estabelecer o intercâmbio energético entre essa usina e as usinas do Sistema Chesf.
20 Segundo Silveira et alli (2002), as interligações com os países do Mercosul apresentam-se como uma consorciação bastante interessante, sob o ponto de vista energético, dado o caráter de complementaridade que se manifesta entre o nosso sistema, de composição fundamentalmente hidrelétrica, e o sistema da Argentina, por exemplo, de forte base térmica que utiliza o gás natural como combustível.
60
Até recentemente esta interligação era constituída por duas linhas de transmissão que
interligavam a UHE Tucuruí à Presidente Dutra, no Maranhão. Com a construção da 2a etapa
da UHE Tucuruí, tornou-se necessária a expansão desse sistema. Em março de 2003 entrou
em operação mais um circuito em 500 kV interligando Tucuruí à Presidente Dutra. Está
prevista ainda a implantação de um 4o circuito interligando Tucuruí à Açailândia, no
Maranhão, também em 500 kV, que entrará em operação em janeiro de 2005. Presidente
Dutra se interliga à São Luiz, no Maranhão, através de dois circuitos em 500 kV, à Teresina e
Fortaleza, através de um circuito em 500 kV e à UHE Boa Esperança, da Chesf, também
através de uma linha de transmissão em 500 kV.
O atual limite de intercâmbio energético entre as regiões Norte e Nordeste é de 1.300
MW.
c) A Interligação Norte-Sul
Até 1998 o sistema elétrico brasileiro era constituído pelos sistemas de transmissão
Norte-Nordeste e Sul-Sudeste, que operavam separadamente até a entrada em operação da
interligação Norte-Sul, formando o Sistema Interligado Nacional - SIN.
A interligação Norte-Sul, que promoveu a integração dos sistemas Norte-Nordeste e
Sul-Sudeste, é constituída de um circuito simples em 500 kV que interliga a subestação de
Imperatriz, no Maranhão, até a subestação de Samambaia, no Distrito Federal, passando por 4
subestações intermediárias. Esta interligação apresenta uma capacidade de 1.000 MW e
possibilitou um ganho energético para o sistema interligado de cerca de 600 MW médios.
A duplicação da interligação Norte-Sul se tornou uma necessidade devido à
construção da 2a etapa da UHE Tucuruí e da UHE Lajeado. Este reforço na Norte-Sul
possibilitará ampliar a capacidade da interligação para 2.500 MW. Em outubro de 2003 está
prevista a conclusão do trecho Samambaia (DF) – Miracema (TO) e em março de 2004 a
conclusão do trecho Miracema (TO) – Imperatriz (MA). O ganho energético para o sistema
com a duplicação da interligação Norte-Sul é avaliado em 800 MW médios.
61
d) A Interligação Sudeste-Nordeste
Em abril de 2003 entrou em operação a LT 500 kV Serra da Mesa (GO) – Governador
Mangabeira (BA) que possibilitará o escoamento da energia da região Sudeste para a região
Nordeste num montante de até 1.000 MW.
4.3.3 - As Interligações Elétricas e os Submercados de Energia
Os submercados de energia elétrica foram instituídos no Brasil pelo Decreto no 2.655,
de 03/07/1998, que estabeleceu, em seu Artigo 15, que os preços do mercado de curto prazo
seriam determinados separadamente, por áreas de mercado, segundo as regras do Acordo do
Mercado, levando em conta o ajuste de todas as quantidades de energia pela aplicação do
fator de perdas de transmissão.
O critério determinante para a definição das áreas de mercado seria a presença e
duração de restrições relevantes de transmissão nos fluxos de energia dos sistemas
interligados.
Segundo estudos desenvolvidos pela a consultora PSR (2001), em sistemas com
restrições de transmissão, o preço da energia pode ser diferente em cada barra. Entretanto,
devido às dificuldades para se adotar um modelo de precificação por barra, decidiu-se adotar
um esquema de precificação por submercados.
A solução encontrada foi simplificar a representação do sistema de transmissão,
preservando apenas os sinais locacionais mais importantes. Isto foi feito relaxando os limites
de transmissão “conjunturais”, por exemplo, restrições internas a uma região que podem ser
eliminadas num futuro próximo através de reforços programados, mas mantendo as restrições
“estruturais”, isto é, restrições de transmissão entre regiões de caráter mais permanente.
A Resolução ANEEL no 290/2000, de 03/08/2000, definiu para o Sistema Interligado
Nacional a existência, até 31/12/2005, de quatro submercados: Sul, Sudeste/Centro-Oeste,
Nordeste e Norte, havendo, portanto, preços distintos de energia elétrica para cada um deles.
A tarefa de definir as fronteiras do SIN em submercados foi atribuída ao ONS, que se baseou,
fundamentalmente, na divisão eletrogeográfica em subsistemas até então utilizada nos estudos
de planejamento da expansão e da operação.
62
Posteriormente a Resolução ANEEL no 402/2001, de 21/09/2001, alterou as fronteiras
entre os submercados vigentes até então, incluindo o Estado do Mato Grosso do Sul e a
subestação de Miracema, no Tocantins, no submercado SE/CO.
A Figura 4.3 apresenta os quatro submercados e as principais interligações elétricas
entre eles.
Figura 4.3 – Submercados de Energia Elétrica
Fonte: Plano Anual de Operação 2003 - ONS
Mais recentemente, o Decreto no 4.562, de 31/12/2002, estabeleceu a redução do
número de submercados de quatro para dois – Sul/Sudeste/Centro-Oeste e Norte-Nordeste,
seguindo as diretrizes da Resolução no 06 do CNPE, de 21/08/2002. A justificativa para tal
alteração, foi meramente comercial, uma vez que os investimentos em linhas de transmissão
efetuados ou previstos para um futuro próximo, não permitem a eliminação plena das
restrições de transmissão na interligação Norte-Nordeste e Sul-Sudeste/Centro-Oeste. Tal fato
pode ser comprovado nos estudos de planejamento da expansão e da operação do SIN,
desenvolvidos, respectivamente pelo CCPE e ONS, que ainda consideram os quatro
subsistemas anteriores.
63
No novo modelo adotado pelo setor elétrico, qualquer transferência de energia entre os
submercados passou a ser considerada como uma operação comercial de compra e venda,
respectivamente nos submercados importadores e exportadores, sujeita a preços do Mercado
Atacadista de Energia Elétrica - MAE de cada região, e não apenas um simples intercâmbio
de energia.
Embora as usinas sejam despachadas de forma a minimizar os custos operacionais
totais do SIN e, conseqüentemente, tentando igualar os custos marginais de operação dos
submercados, ocorrem situações em que a necessidade de transferência de energia entre
regiões supera a capacidade de intercâmbio entre submercados. Nessa situação, haverá
aumento nos custos marginais de operação da região importadora e o montante de energia
transferido do submercado exportador (preço menor) para o importador (preço maior) fica
exposto a diferença de preços. O superávit líquido entre os pagamentos e recebimentos cria o
chamado excedente financeiro ou surplus.
Como o sistema elétrico brasileiro é suprido, majoritariamente, por usinas hidrelétricas
e devido à diversidade hidrológica entre as bacias hidrográficas, as diferenças de preços entre
submercados podem atingir valores extremamente altos em determinadas ocasiões, expondo
os agentes que participam do mercado a riscos insuportáveis.
Como se pode observar, as atuais regras do MAE, passaram a ter uma grande
influência nas decisões quanto ao papel das interligações elétricas entre regiões. Segundo
Silva (2001), embora fisicamente o papel fundamental da transmissão e distribuição seja o de
conectar os produtores de energia elétrica aos seus consumidores, no modelo atual do setor
elétrico, a transmissão se equipara a um agente econômico que tem o importante papel de
promover a eficiência econômica da industria como um todo, permitindo que os geradores
possam escoar sua produção sem qualquer tipo de restrição.
64
5 - A INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DOS SISTEMAS ISOLADOS DA
AMAZÔNIA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
5.1 - MOTIVAÇÕES
Vários são os motivos que justificam a necessidade de se interligar os sistemas
isolados da Amazônia ao Sistema Interligado Nacional. Alguns motivos são de ordem técnica,
outros de ordem política e regulatória, e outros de ordem econômica. No entanto, o principal
motivo é a possibilidade de integração da Região ao processo de desenvolvimento nacional.
Um conjunto de fatores, a seguir apresentados, tem inibido os investimentos das
concessionárias na expansão da oferta de energia elétrica na Amazônia, apesar dos avanços
ocorridos nos últimos 20 anos, o que tem relegado a região a um enclave de
subdesenvolvimento. Nesse sentido torna-se fundamental avaliar alternativas de suprimento
auto-sustentáveis que possam promover o desenvolvimento social e econômico da região.
5.1.1 - A Falta de uma Política Energética para a Amazônia
Tal como todo o setor elétrico brasileiro, a Região Amazônica também sofre
atualmente da carência de uma política energética integrada a nível nacional.
Na verdade nunca houve a definição de uma política energética clara para a Amazônia,
apesar de sua importância para o país em termos de desenvolvimento econômico devido às
suas potencialidades energéticas, o que a coloca na condição de “nova fronteira energética”.
A primeira iniciativa de se estabelecer uma política de crescimento econômico para a
Amazônia sustentada nas suas potencialidades energéticas, ocorreu com a criação do Eneram,
em 1968. O Eneram iniciou, efetivamente, o reconhecimento do potencial hidrelétrico para o
suprimento dos sistemas elétricos já existentes ou que viessem a ser implantados, para o
suprimento dos pólos de desenvolvimento criados na Amazônia pelo governo federal.
Apesar de não se tratar de uma política integrada de recursos energéticos para a
Amazônia, os estudos do Eneram contribuíram para a revisão de uma crença generalizada
acerca da impossibilidade do aproveitamento dos rios da Amazônia para fins de geração de
65
energia elétrica. A construção das usinas hidrelétricas de Tucuruí, Balbina, Samuel e Coaracy
Nunes, da Eletronorte, e Curuá-Una, da Celpa, são exemplos dos resultados dos estudos
Eneram para o suprimento dos pólos de desenvolvimento econômico de Belém, Manaus,
Porto Velho, Macapá e Santarém, respectivamente.
A segunda iniciativa de se estabelecer as bases de uma infra-estrutura energética para a
Amazônia ocorreu em 1995, a partir de uma reunião, na cidade de Manaus, do presidente
Fernando Henrique Cardoso com os nove governadores da Amazônia Legal. Na ocasião foi
estabelecido um prazo de 120 dias para a formulação de alternativas de suprimento de energia
elétrica à região de modo a equacionar o atendimento elétrico aos nove estados, visando a
redução das desigualdades regionais.
A Portaria MME no 128, de 02/05/95, designou uma Comissão constituída por
representantes da Secretaria de Energia/MME, DNDE/MME, Eletrobrás, Eletronorte e
Petrobrás para analisar e identificar a alternativa mais adequada - quanto aos aspectos
estratégicos, de desenvolvimento regional, técnico-econômico-ambiental e de viabilização da
sua implantação - referente ao suprimento de energia elétrica aos nove estados da Amazônia
Legal, a partir dos seguintes projetos âncoras:
aproveitamento do gás natural da Bacia do Solimões para a geração termelétrica
nos sistemas isolados;
interligação elétrica Brasil-Venezuela (linha de transmissão UHE Guri-Manaus);
interligação, via linha de transmissão, da UHE Tucuruí a Manaus, com extensão a
Macapá;
alternativas convencionais (usinas hidrelétricas, termelétricas e linhas de
transmissão).
Os projetos considerados na época tinham em comum o prazo de implantação e o
horizonte de atendimento. Todos eram possíveis de serem implantados até dezembro de 1998
e atendiam às necessidades energéticas da região até o ano 2010.
Apesar de não ser também um amplo estudo de avaliação das potencialidades e
disponibilidades das diversas fontes energéticas da Amazônia para o suprimento energético à
região, pela primeira vez abordou-se, de forma integrada, a utilização dos potenciais
hidrelétricos, de gás natural e de importação de energia de países vizinhos, buscando-se a
66
solução economicamente mais viável e de maior efeito multiplicador sobre o desenvolvimento
sustentável da região como um todo.
As conclusões apresentadas pela Comissão buscaram potencializar os benefícios de
desenvolvimento regional associados ao projeto do gás natural amazônico, bem como a
importância da integração entre o Brasil e a Venezuela, recomendando que o atendimento de
energia elétrica aos nove estados da Amazônia Legal fosse equacionado através da
combinação de projetos que maximizassem os benefícios relacionados com os aspectos
estratégicos, de desenvolvimento regional, técnicos, econômicos, ambientais e de viabilização
da implantação, na forma a seguir descrita:
O atendimento aos Estados de Rondônia e Acre deverá ter como fonte primária de
energia o gás natural da bacia do Urucu e Juruá, através do seu transporte até Porto
Velho por barcaças fluviais (GNL) ou gasoduto, a depender da solução dada a
Manaus. Em Porto Velho será implantado um pólo de geração termelétrica com
extensão de linhas de transmissão para Rio Branco e para o sudeste do estado de
Rondônia. Essa solução potencializa a busca da ampliação de mercado desse
combustível no Estado de Rondônia, através da oferta de GLP e outros usos, tais
como: automotivo, industrial, residencial e matéria prima. Além disso, deverá ser
buscada a compatibilização entre a demanda e a oferta de gás na região visando a
máxima redução dos preços do gás de modo a se atingir um custo compatível com a
capacidade de pagamento do consumidor da região, sem prejuízo do equilíbrio
econômico-financeiro dos empreendimentos.
O atendimento aos Estados do Amapá e Pará, nesse último no que se refere às
localidades situadas à margem esquerda do rio Amazonas, deverá ter como fonte
primária de energia o gás natural da bacia do Urucu e Juruá, através da implantação
de sistema de liquefação e transporte por barcaças fluviais. Deverá ser buscada a
ampliação de mercado desse combustível nas localidades a serem atendidas em
função da escala, através da oferta de GLP e de outros usos, tais como: automotivo,
industrial, residencial e matéria prima. Adicionalmente deverá ser buscada a
compatibilização entre a demanda e a oferta de gás na região visando a máxima
redução dos preços do gás de modo a se atingir um custo compatível com a
capacidade de pagamento do consumidor da região, sem prejuízo do equilíbrio
econômico-financeiro dos empreendimentos.
67
O atendimento ao Estado do Amazonas, no que tange às localidades polarizadas por
sua capital, deverá se basear na alternativa que contempla o projeto âncora do gás
natural (Alternativa Recomendada) ou na interligação elétrica entre o Brasil e a
Venezuela (Alternativa Viabilizável), caso as negociações em curso cheguem a
bom termo em tempo hábil, visando a seu início de operação até dezembro/98.
O atendimento ao Estado de Roraima deverá ser a princípio baseado na evolução
convencional (Alternativa Recomendada), podendo vir a ser beneficiada pelo
suprimento através da interligação elétrica entre o Brasil e a Venezuela (Alternativa
Viabilizável), a depender da evolução das negociações em curso com aquele país.
O atendimento das localidades situadas na área oeste do Estado do Pará, na margem
direita do rio Amazonas, deverá ser realizado através da interligação com a UHE
Tucuruí, ampliando a interiorização da oferta de energia dessa usina.
As regiões geoelétricas não contempladas por nenhuma das alternativas analisadas,
terão o seu atendimento equacionado da seguinte forma:
- O atendimento ao Estado de Mato Grosso, deverá ter uma solução própria
preconizada no âmbito do Grupo Coordenador de Planejamento dos Sistemas
Elétricos - GCPS, através de reforços no sistema tronco de interligação
Sudeste/Centro-Oeste e novas fontes de geração, independente dos projetos
âncora analisados nesse trabalho; e
- O atendimento aos Estados do Maranhão, Tocantins e Pará, atualmente
interligados ao Sistema Elétrico Norte-Nordeste, já tem as suas linhas mestras
definidas pelo GCPS e se baseiam na expansão do sistema de transmissão
existente, na complementação da motorização da UHE Tucuruí e na
implantação de novas usinas hidrelétricas no médio Tocantins.
Um dos grandes méritos de tal trabalho foi propor a diversificação da matriz energética
da região, não se concentrando em uma única fonte primária. No entanto, decorridos cerca de
oito anos do término desses estudos, o que se percebe é que apenas o setor elétrico cumpriu o
seu papel, apesar de um pouco atrasado em relação ao prazo anteriormente determinado. No
setor petróleo e gás natural, as ações não passaram de projetos e negociações preliminares.
Os Estados de Rondônia e Amapá, a cidade de Manaus e as localidades da margem
esquerda do Pará, cujo atendimento deveria ser através do gás natural, ainda encontram-se
68
sendo supridos majoritariamente por geração dieselétrica, apesar da Eletronorte ter promovido
ações nestes estados para a utilização do gás natural, como a aquisição/contratação de usinas
termelétricas bi-combustíveis.
Para o atendimento ao Estado do Acre, a Eletronorte construiu a linha Porto Velho -
Rio Branco, conforme recomendação dos estudos. No entanto, com o atraso na construção do
gasoduto Urucu – Porto Velho, tanto o parque térmico da capital de Rondônia, quanto o
parque térmico de Rio Branco ainda continuam operando com óleo diesel. No momento não
há fluxos energéticos na LT Porto Velho – Rio Branco.
As negociações para a importação de energia elétrica da Venezuela progrediram, mas
avaliações posteriores demonstraram ser esta alternativa atrativa apenas para o suprimento de
Boa Vista, sendo o gás natural a melhor alternativa para Manaus. Em julho de 2001 o sistema
da Boa Vista Energia foi interligado ao sistema da empresa venezuelana EDELCA.
A ampliação da UHE Tucuruí e a interiorização de sua energia, com a construção do
Tramo Oeste, possibilitando o atendimento a Altamira, Itaituba, Santarém e Rurópolis, foram
outras ações conduzidas pela Eletronorte em atendimento às recomendações dos estudos da
Comissão criada pela Portaria MME no 128/95.
No atendimento ao Estado de Mato Grosso, uma vez mais o setor elétrico cumpriu o
seu papel, com a implantação, pela Eletronorte, de uma linha de transmissão em 230 kV que
permitiu a interligação elétrica do norte do Estado ao Sistema Interligado Nacional, a
construção, pela iniciativa privada, da UTE Cuiabá I (450 MW), e a construção do APM
Manso (210 MW), por Furnas. Atualmente o estado é exportador de energia elétrica.
Da mesma forma, as obras da ampliação da UHE Tucuruí (2a casa de força), da
interligação Norte – Sul e outros empreendimentos hidrelétricos como a UHE Lajeado,
contribuíram para o suprimento de energia elétrica aos Estados do Maranhão e Tocantins.
A definição pelo governo federal, de uma política energética para a Amazônia,
integrada a uma política de desenvolvimento econômico nacional, é fundamental no
momento, uma vez que se questiona o interesse da Petrobrás na venda de gás natural para a
região. Apesar das jazidas de gás serem suficientes para atender aos mercados de Manaus,
Porto Velho e Rio Branco por cerca de 20 anos, os lucros obtidos com a venda do óleo diesel
pela Petrobrás são maiores do que aqueles que ela teria com a venda do gás natural.
69
Vale ressaltar que somente o setor elétrico é capaz de alavancar o processo de
exploração do gás natural na Bacia do Solimões. Os demais usos do gás são insignificantes na
região, comparados com as necessidades do setor elétrico.
Com a interligação elétrica dos sistemas isolados da Amazônia ao sistema interligado
brasileiro, é possível estabelecer, a nível nacional, uma política energética integrada das
diversas fontes de energia, das potencialidades regionais e dos potenciais mercados
consumidores, de tal forma que não se exclua uma determinada fonte primária em detrimento
de outra. Com a interligação, é possível otimizar e diversificar a matriz energética brasileira,
proporcionando maior competitividade ao setor elétrico.
5.1.2 - A Inexistência de um Modelo do Setor de Energia Elétrica para os Sistemas
Isolados da Amazônia
O processo de reestruturação do setor elétrico brasileiro, iniciado com a promulgação
da Lei de Concessões, em 1995, e até hoje inacabado, não abordou, com a devida
importância, a necessidade da criação de um modelo para os sistemas isolados da Amazônia.
Em meados de 1996, o governo federal contratou a consultoria internacional Coopers
& Lybrand para reformular as regras setoriais e criar um modelo compatível com o programa
de desestatização almejado.
O modelo recomendado pelos consultores procurou instaurar a competição na geração
e na comercialização de energia elétrica e garantir o livre acesso aos sistemas de transmissão e
distribuição. No entanto, algumas características dos sistemas isolados, abaixo listadas,
tornam a introdução da competição algo complexo e de difícil aplicação nos sistemas isolados
da Amazônia:
Elevado grau de concentração na geração;
Limitada rede de transmissão, sub-transmissão e distribuição;
Alto custo de geração, baseada, majoritariamente, na utilização de combustíveis
derivados de petróleo;
Receitas insuficientes para cobrir os custos operacionais das concessionárias, quer
sejam elas geradoras, quer sejam distribuidoras;
70
Impedimento do repasse de todos os custos operacionais das concessionárias para a
tarifa, devido ao baixo nível de renda dos consumidores locais;
Elevadas perdas técnicas nos sistemas de geração, transmissão e distribuição,
implicando grandes perdas financeiras;
Mercado consumidor reduzido e disperso, com demanda reprimida acentuada,
exigindo a aplicação de elevados recursos financeiros para o seu suprimento e
expansão;
Maioria das empresas de energia elétrica da região apresentam resultados
econômico-financeiros extremamente desfavoráveis, algumas delas com patrimônio
líquido já deteriorado, com ativos insuficientes para honrar seus compromissos;
Falta de uma regulamentação específica para os sistemas isolados.
O foco principal dos estudos da Coopers & Lybrand era o sistema interligado. Os
sistemas isolados foram tratados de forma marginal. No entanto, apesar de não procurar
formular um modelo do setor elétrico para os sistemas isolados, os estudos apresentaram
algumas recomendações ao Governo Federal que poderiam ser adotadas em médio prazo,
enquanto estivesse em andamento a reestruturação do setor elétrico (leia-se sistema
interligado).
Estas recomendações, extraídas do Relatório Consolidado – Etapa VII – Volume II
(1997), são apresentadas resumidamente a seguir:
Os ativos de geração existentes da Eletronorte serão divididos em duas empresas,
uma, a Eletronorte 1, detendo os ativos do sistema interligado (UHE Tucuruí e UTE
São Luis) e a outra, Eletronorte 2, detendo os ativos dos sistemas isolados (item
3.32 do relatório da Coopers & Lybrand);
A Eletronorte 2 herdará todos os ativos da Eletronorte localizados em sistemas
isolados (inclusive transmissão, sub-transmissão e distribuição) (item 3.34 do
relatório da Coopers & Lybrand);
De maneira a permitir economias de escala e de escopo, as empresas que detenham
ativos em sistemas isolados poderão operar como empresas verticalmente
integradas. Uma única empresa poderá participar da geração, transmissão,
71
distribuição, comercialização e operação do sistema (item 3.54 do relatório da
Coopers & Lybrand);
Não deve haver exigência de desagregação vertical abaixo de um determinado
porte. Para pequenos sistemas isolados a separação vertical seria antieconômica.
Acima de um certo limite, deverá ser exigida a separação contábil das diferentes
funções. Caberá à ANEEL definir o limite de porte adequado a partir do qual será
exigida a separação contábil (item 3.55 do relatório da Coopers & Lybrand);
Nos sistemas isolados de maior porte, deveria ser incentivada a concorrência em
geração, de modo a ampliar o acesso ao capital de investimento e facilitar a
transição para um ambiente competitivo. Para permitir a concorrência na geração,
as atividades da empresa hospedeira na área devem ser segregadas, com a formação
de uma subsidiária geradora separada, que firmará contratos com as demais partes
da empresa. Caberá à ANEEL definir o limite adequado de porte acima do qual será
exigida a formação de uma geradora separada (item 3.56 do relatório da Coopers &
Lybrand);
Em alguns sistemas isolados, todos os ativos pertencerão a uma única empresa, que
terá o monopólio efetivo sobre o suprimento de energia elétrica. Quando os ativos
forem detidos por mais de uma empresa, uma delas (a empresa dominante ou a que
detiver a maioria dos ativos de transmissão) será a responsável pela operação e
planejamento do sistema. Esta empresa desempenhará também o papel de
comprador único de toda a geração distribuída (item 3.57 do relatório da Coopers &
Lybrand);
A ANEEL precisará monitorar cuidadosamente o comportamento das empresas dos
sistemas isolados para garantir que não abusem de sua posição monopolista (item
3.58 do relatório da Coopers & Lybrand);
A formação da Eletronorte 2, proporciona uma solução prática para os ativos
federais em sistemas isolados no curto e médio prazo. A mais longo prazo, as
possíveis opções para a Eletronorte 2 são: Opção 1 - manutenção como empresa
federal separada; Opção 2 - transferência/venda dos ativos às empresas estaduais
para posterior privatização (item 3.60 do relatório da Coopers & Lybrand);
72
A Opção 1 do item anterior é atraente se o Governo Federal desejar manter um
veículo de intervenção direta no setor elétrico da região Norte, de modo a ajudar os
estados no desenvolvimento de seus sistemas elétricos e incentivar o
desenvolvimento dos potenciais hidrelétricos da região (item 3.61 do relatório da
Coopers & Lybrand);
Na Opção 2, uma única empresa seria responsável pelo suprimento de energia
elétrica em cada estado. Isto seria uma solução prática e eficiente, pois poderia
garantir eficiência operacional e de planejamento. A empresa estadual deveria,
contudo, estar disposta e capacitada a absorver os ativos de geração e transmissão.
A concentração de ativos numa só empresa, poderia, no entanto, inibir o
desenvolvimento da concorrência. Assim parece adequada a fusão dos ativos de
distribuição e transmissão, devendo os ativos de geração ser vendidos
separadamente ao setor privado (item 3.62 do relatório da Coopers & Lybrand);
A escolha entre as Opções 1 e 2 é uma questão política federal em médio prazo, não
necessitando ser feita enquanto estiver em andamento a reestruturação do setor
elétrico. Vendas individuais de sistemas isolados podem ocorrer no curto prazo (por
exemplo, Manaus), sem afetar a decisão de médio prazo (item 3.63 do relatório da
Coopers & Lybrand).
Como se pode observar pelo item 3.63 do relatório da Coopers & Lybrand, não havia
um interesse imediato na criação de um modelo do setor elétrico para os sistemas isolados da
Amazônia. Acreditava-se que o modelo proposto para o sistema interligado pudesse ser
aplicado satisfatoriamente aos sistemas isolados, apesar de suas diferenças marcantes.
Algumas das recomendações da consultora, no entanto, merecem ser comentadas,
considerando as especificidades dos sistemas isolados:
Caso os ativos da Eletronorte fossem divididos entre duas empresas, a Eletronorte 1
(do sistema interligado) teria, seguramente, receita suficiente para se manter e se
expandir. Já a Eletronorte 2 (dos sistemas isolados), não teria receita suficiente para
manter-se operando, necessitando, permanentemente, de subsídios do Governo
Federal. Atualmente, através de subsídios cruzados praticados pela Eletronorte,
parte das receitas obtidas com a venda da energia da UHE Tucuruí é transferida
para cobrir os déficits financeiros dos sistemas isolados;
73
O sistema verticalizado proposto pela consultora, onde uma única empresa atua na
geração, transmissão e distribuição em cada estado, já funciona há vários anos nos
sistemas Manaus e Boa Vista sem, contudo, conseguir-se o equilíbrio financeiro. O
problema maior é o alto custo de geração nos sistemas isolados, que não pode ser,
na sua totalidade, transferido para as tarifas;
A busca da competição na geração nos sistemas isolados, com o incentivo a
instalação de produtores independentes, deve ser avaliada com cuidado. Existem
contratos de suprimento de longo prazo firmados entre os atuais concessionários de
geração e de distribuição que garantem a venda de toda a energia disponível21. A
competição na geração, se feita sem regras bem definidas, poderá causar sérios e
imediatos prejuízos aos agentes geradores, uma vez que não há outro mercado onde
possa ser comercializada sua energia não contratada;
A proposta de um comprador único de toda a geração distribuída dos sistemas
isolados atualmente ganha força, sendo esta uma das premissas do novo modelo do
setor elétrico proposta pelo governo do presidente Luís Inácio Lula da Silva.
O modelo do setor elétrico, proposto pelo governo do presidente Fernando Henrique
Cardoso, objetivou criar um ambiente competitivo onde, por enquanto, isto só é possível em
partes do sistema interligado. Não foi definida uma legislação específica para os sistemas
isolados, gerando uma lacuna legal e criando dificuldades para que o órgão regulador possa
exercer sua função.
É preciso, antes de tudo, estabelecer um modelo adequado para o setor elétrico que
venha a adaptar e contemplar as características dos sistemas isolados.
A interligação entre os sistemas elétricos isolados e interligados possibilitará que, para
qualquer que seja o modelo que venha a ser implementado, haja respaldo físico entre os
sistemas, através dos seus elos de ligação.
21 A questão dos contratos de suprimento nos sistemas isolados será abordada em item posterior.
74
5.1.3 - As Indefinições Relativas aos Contratos de Suprimento de Energia Elétrica nos
Sistemas Isolados
Os contratos de compra e venda de energia elétrica nos sistemas isolados foram
celebrados atendendo os dispositivos da Lei no 8.631, de 04/03/1993, que em seu artigo 3o
determinava que os concessionários supridores deveriam celebrar contratos de suprimento de
energia elétrica. Esta determinação foi cumprida integralmente pelos concessionários
existentes a época.
Posteriormente, o artigo 20o da Lei no 9.648, de 27/05/1998, acabou com a
obrigatoriedade da celebração de novos contratos de suprimento, revogando, assim, o artigo
3o da Lei no 8.631/93, mas não determinou a extinção dos contratos celebrados anteriormente.
O artigo 10o da Lei no 9.648/98 estabeleceu as condições de livre negociação de compra e
venda de energia elétrica sem, contudo, esclarecer sua abrangência, se restrita somente ao
sistema interligado ou a todo o território brasileiro.
O artigo 26o do Decreto no 2.655/98, que regula a substituição dos contratos ajustados
nos termos do artigo 3o da Lei no 8.631/93 pelos Contratos Iniciais, na forma do disposto no
artigo 10o da Lei no 9.648/98, dispõe que as diferenças apuradas entre os montantes
contratados e os montantes efetivamente apurados sejam tratadas de acordo com as regras de
comercialização do Grupo de Coordenação para a Operação Interligada – GCOI e do Comitê
Coordenador de Operações Norte/Nordeste – CCON (posteriormente sucedidos pelo ONS e
MAE), que são instituições exclusivas do sistema interligado. A lei não cita nada em relação
aos contratos de suprimento dos sistemas isolados, definidos de acordo com os critérios do
Grupo Técnico Operacional da Região Norte – GTON.
A falta de clareza regulatória para os sistemas isolados fez com que a ANEEL
propusesse uma minuta de Resolução que estabelece as condições gerais para a celebração de
Contratos Iniciais de compra e venda de energia elétrica nos sistemas isolados, nos termos do
artigo 10o da Lei no 9.648/98.
Tal resolução é questionável sob o ponto de vista jurídico, uma vez que o artigo 10o
da Lei no 9.648/98 é aplicável somente ao sistema interligado.
75
Segundo avaliações da Eletrobrás (2003), há conflito entre os termos da Portaria
MINFRA no 895, de 29/11/1990, que criou o GTON e a Resolução da ANEEL. Pela Portaria
do MINFRA, ainda em vigor, cabe ao GTON a definição dos montantes contratados de
energia elétrica nos sistemas isolados, o que implica dupla legislação sobre o assunto.
Verifica-se, portanto, que a legislação evoluiu considerando o modelo do setor elétrico
preconizado para os sistemas interligados, não sendo muitas vezes clara e correta sua
aplicação para os sistemas isolados.
A interligação dos sistemas isolados da Amazônia ao sistema interligado brasileiro
facilitará a regulação e a legislação do setor elétrico.
5.1.4 - O Incentivo à Competição no Segmento de Geração nos Sistemas Isolados
Os atuais contratos de suprimento obrigam o gerador a suprir o mercado contratado
junto à concessionária de distribuição que, anualmente, é definido pelo GTON. Para atender
essa determinação, os geradores investiram pesadamente durante anos, seja através da
ampliação do parque gerador próprio, como contratando energia elétrica de produtores
independentes. Alguns desses contratos têm validade de até 20 anos. Tudo isto ocorreu dentro
da ótica do modelo setorial então vigente.
Além do mais, é usual e necessário manter nos sistemas isolados uma sobre-oferta de
geração atuando como reserva fria, para situações de contingências, uma vez que não há
outras opções de suprimento complementar a ser buscada no curto prazo.
Com esses investimentos e aquisições de energia de produtores independentes, o
concessionário de geração se capacitou a suprir todas as necessidades atuais e futuras dos
concessionários de distribuição.
O incentivo à entrada de novos agentes de geração nas regiões onde não existe um
mercado amplo para estabelecer um esquema competitivo, como nos sistemas isolados, pode
resultar num processo danoso para os geradores atuais. Este incentivo, proporcionado pelo
reembolso de grande parte dos investimentos em novas usinas geradoras, através da sub-
76
rogação dos benefícios do rateio da CCC22, implicará grandes prejuízos financeiros aos
agentes de geração já estabelecidos, uma vez que o custo da energia gerada por usinas novas
que se utilizarem deste benefício será inferior ao custo de geração das usinas velhas ou do
custo dos contratos já firmados com os PIEs, o que levará as distribuidoras a adquirir esta
energia subsidiada, em detrimento da geração velha. Uma vez que não há outro mercado onde
os geradores atuais possam comercializar sua energia, o prejuízo financeiro torna-se evidente.
A Tabela 5.1, a seguir, apresenta a disponibilidade máxima de geração em 2003 da
Eletronorte e de suas subsidiárias integrais, Manaus Energia e Boa Vista Energia, nos
sistemas isolados por elas atendidos, além dos montantes anuais contratados neste ano para
suprimento às concessionárias estaduais e ao mercado próprio.
Tabela 5.1 – Excedente de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados da Eletronorte
ESTADO MERCADO
CONTRATADO 2003 (MWh)
DISPONIBILIDADE MÁXIMA DE GERAÇÃO
(MWh)
EXCEDENTE DE ENERGIA ELÉTRICA
(MWh)
Acre 464.044 822.739 358.695
Rondônia 1.519.318 2.576.441 1.057.123
Amapá 680.000 1.447.152 767.152
Roraima 436.333 933.115 496.782
Amazonas 4.480.679 4.755.804 275.125
Fontes: GTON – Plano de Operação 2003 para os Sistemas Isolados Eletronorte - Gerência de Planejamento Energético
Do quadro anterior observa-se que a redução dos valores de energia contratados, na
mesma proporção dos montantes de energia adquiridos dos empreendimentos de geração com
sub-rogação sistemática da CCC-ISOL, conforme intenção da ANEEL, aumentará ainda mais
o desequilíbrio econômico-financeiro da Eletronorte, que já é grave devido ao aumento da
inadimplência das distribuidoras locais e à queda do consumo de energia elétrica na região.
Ora, tal intenção contraria o Anexo I, do Decreto no 2.335, de 06/10/97, que em seu artigo 3o
diz que “a ANEEL orientará a execução de suas atividades finalísticas de forma a
proporcionar condições favoráveis para que o desenvolvimento do mercado de energia
elétrica ocorra com equilíbrio entre os agentes e a sociedade”.
22 Segundo a Resolução ANEEL no 784, de 24/12/2002, qualquer empreendimento que promova a substituição ou a redução de dispêndios com derivados de petróleo, será ressarcido em até 75% do total nele investido.
77
É importante incentivar a participação de novos agentes de geração na expansão do
sistema elétrico brasileiro, notadamente nos sistemas isolados. No entanto, deve-se procurar
respeitar os contratos de suprimento vigentes, de modo a não trazer prejuízo às partes e
infringir princípios constitucionais.
A interconexão elétrica entre os sistemas isolados da Amazônia e o Sistema
Interligado Nacional proporcionará que o excedente de energia das regiões superavitárias
possa ser transferido para regiões deficitárias, possibilitando a entrada de novos agentes de
geração no mercado, sem implicar prejuízos financeiros às geradoras já estabelecidas.
5.1.5 – O Alto Custo de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados
O principal fator de desequilíbrio financeiro dos agentes de geração e inibidor da
expansão da oferta nos sistemas isolados da Amazônia é o alto custo de produção de energia
elétrica, por ser esta predominantemente térmica23 à base de óleo diesel, com menor
participação do óleo combustível.
Apesar da cobertura de parte dos custos com combustíveis pela CCC-ISOL, outros
fatores, tais como vida útil elevada do parque gerador e as altas temperaturas ambientes,
aumentam os custos de operação e manutenção, e elevam o consumo de combustíveis. Outras
despesas operacionais típicas de sistemas isolados, tais como a necessidade de unidades de
reserva operativa e de equipamentos sobressalentes, oneram ainda mais o custo de geração.
A Tabela 5.2, a seguir, apresenta os custos da energia produzida pela Eletronorte no
ano de 2002, nos sistemas isolados que atendem as capitais dos estados da região amazônica.
Estes custos são confrontados com a receita obtida na venda dessa energia.
23 De acordo com o GTON, 71% da geração total nos sistemas isolados em 2002 foi de origem térmica e 29% de origem hidráulica.
78
Tabela 5.2 - Custos e Receitas dos Sistemas Isolados da Eletronorte em 2002
SISTEMA MERCADO
CONTRATADO 2002 (MWh)
TARIFA MÉDIA
(R$/MWh)
RECEITA (R$ mil)
CUSTO MÉDIO
(R$/MWh)
CUSTO TOTAL (R$ mil)
RESULTADO (R$ mil)
Acre 424.066 53,40 22.644 178,50 75.696 -53.052
Rondônia 1.459.420 51,27 74.825 185,11 270.149 -195.324
Amapá 641.018 50,08 32.100 80,52 51.615 -19.515
Roraima 412.350 83,59 34.467 232,18 95.740 -61.273
Manaus 2.833.172 147,90 419.020 230,48 652.993 -233.973
TOTAL 5.770.026 583.056 -563.137
Fonte: Eletronorte – Diretoria Financeira
Conforme se observa, o prejuízo operacional da Eletronorte em 2002 nos sistemas
Acre, Rondônia, Amapá, Roraima e Manaus, foi superior a R$ 563 milhões. Em nenhum
desses sistemas, a tarifa de venda da energia produzida foi suficiente para cobrir os custos da
energia (inclui os custos de geração, mais os custos de transmissão).
Interessante observar do quadro anterior que, o custo de “produção” de energia elétrica
no sistema Roraima refere-se, basicamente, ao custo da energia adquirida da empresa
venezuelana Edelca. Apesar dessa energia ser de origem hidráulica, seu preço foi definido em
Dólar24. Além do mais, parte dos investimentos para a construção da linha de transmissão em
território venezuelano foi custeado pela Eletronorte, que ainda hoje paga por essa obra,
também em Dólar.
Somente com a utilização de subsídios cruzados, via receita advinda da venda da
energia da UHE Tucuruí, e pelo fato da Eletronorte ser uma empresa estatal, é possível ainda
manter o suprimento energético a esses sistemas isolados. Do contrário, a ausência de
constantes socorros financeiros a esses sistemas, seja da própria Eletronorte e/ou Eletrobrás,
seja através de aportes de recursos da União, provocaria valores de tarifas muito elevados para
os consumidores finais destes sistemas.
A interligação dos sistemas isolados da Amazônia ao sistema interligado brasileiro
possibilitará o suprimento a esses sistemas com energia elétrica produzida, muitas vezes, por
usinas hidrelétricas já amortizadas, com reflexos na redução do custo da energia. 24 Na época da assinatura com contrato de compra da energia venezuelana, havia uma paridade entre o Real e o Dólar. Com a desvalorização cambial, o custo da energia elétrica adquirida ficou altíssimo e, neste caso, não há cobertura da CCC-ISOL.
79
5.1.6 – O Elevado Consumo de Combustíveis e os Dispêndios da CCC-ISOL
Conforme mencionado no item 5.1.5, uma das características que mais diferem os
sistemas isolados da Amazônia dos demais sistemas elétricos brasileiros é a predominância da
geração termelétrica sobre a geração hidrelétrica. Esta dependência da geração termelétrica
faz com que os consumos e os dispêndios financeiros com derivados de petróleo sejam
extremamente elevados na região.
No ano 2002 o consumo de combustíveis nos sistemas isolados da Amazônia alcançou
cerca de 1,55 bilhões de litros de óleo leve25 e 408,3 mil toneladas de óleo pesado26. No ano
de 2003 o GTON (2003) prevê um aumento na geração termelétrica de 9% em relação a 2002,
que resultará no consumo de 1,84 bilhões de litros de óleo leve e 387,5 mil toneladas de óleo
pesado. Este montante representa cerca de 92% de todo o combustível previsto para ser
utilizado no Brasil na geração de energia elétrica.
A Tabela 5.3, a seguir, apresenta a previsão de consumo de combustíveis nos estados
da Amazônia em 2003, na geração termelétrica.
Tabela 5.3 - Previsão de Consumo de Combustíveis em 2003 nos Sistemas Isolados da Amazônia
PREVISÃO DE CONSUMO DE COMBUSTÍVEL ESTADO Óleo Leve
(1000 l) Óleo Pesado
(t) Acre 39.537
Amapá 103.807
Amazonas 1.005.080 384.581
Maranhão 344
Mato Grosso 47.410
Pará 72.580 2.977
Rondônia 538.257
Roraima 30.761
TOTAL 1.837.776 387.558
Fonte: GTON – Plano de Operação de 2003 dos Sistemas Isolados
25 Óleo leve = óleo diesel e óleo PTE 26 Óleo Pesado = óleo combustível e óleo PGE
80
Os dispêndios com o consumo de combustíveis na geração termelétrica dos sistemas
isolados da Amazônia em 2003 estão estimados em R$ 2,6 bilhões, sem considerar o ICMS
que é cobrado na compra do combustível. Deste montante, cerca de R$ 1,86 bilhões serão
cobertos pela CCC-ISOL27 .
Segundo os Plano Indicativos de Atendimento de Energia Elétrica 2002-2011, da
Eletronorte, caso não ocorra uma alteração na matriz energética dos sistemas isolados da
Amazônia, prevê-se nos próximos 10 anos um consumo de cerca de 23,5 bilhões de litros de
óleo leve e 4,2 milhões de toneladas de óleo pesado apenas nos sistemas atendidos pela
Eletronorte, implicando gastos da ordem de R$ 32,8 bilhões, sem considerar a cobertura da
CCC.
Apesar de algumas ações promovidas pelo setor elétrico nos últimos três anos que
proporcionaram uma substancial redução do consumo de combustíveis em alguns sistemas
isolados, tais como a construção da LT Tramo Oeste, que interligou ao SIN importantes
cidades do Estado do Pará, como Altamira, Santarém, Rurópolis e Itaituba, e a interligação
Brasil-Venezuela, que beneficiou Roraima, verifica-se ainda uma tendência de elevação dos
gastos com combustíveis para a geração termelétrica nos sistemas isolados, devido às altas
taxas de crescimento do mercado consumidor da região e a incorporação de novas localidades
ainda não supridas pelas concessionárias estaduais.
A interconexão elétrica dos sistemas isolados da Amazônia ao Sistema Interligado
Nacional proporcionaria uma grande redução no consumo de derivados de petróleo e,
conseqüentemente, possibilitaria uma redução nas tarifas de energia elétrica, uma vez que
todos os consumidores brasileiros contribuem para que as populações daquela região possam
usufruir da eletricidade a preços compatíveis com os das demais regiões do país.
5.1.7 - A Falta de Remuneração dos Ativos de Transmissão
O modelo implantado pelo setor elétrico no sistema interligado pressupõe um sistema
de transmissão com múltiplos proprietários, cuja rede básica é operada por empresas
prestadoras de serviço de transmissão, sob coordenação centralizada do ONS. Estas empresas
27 Segundo Resolução ANEEL no 39, de 30 de janeiro de 2003, que fixa os valores provisórios dos dispêndios com a CCC-ISOL, referentes ao período de janeiro a dezembro de 2003 .
81
de transmissão detêm a propriedade dos ativos da rede e são remuneradas pelos investimentos
nestes ativos e pelo uso de suas instalações de transmissão.
A remuneração dos ativos de transmissão é chamada de receita permitida, cujo valor é
definido pela ANEEL. Esta receita permitida garante à proprietária dos ativos de transmissão
uma remuneração do empreendimento à uma taxa de desconto de 11% ao ano.
Outro tipo de remuneração recebida pelas empresas transmissoras é aquela devido ao
uso de suas instalações de transmissão por terceiros. A legislação em vigor assegura o livre
acesso de geradores e consumidores livres de energia às redes de transmissão, mediante
ressarcimento do custo de transporte envolvido, calculado com base em critérios definidos
pela ANEEL.
No caso dos sistemas isolados, onde as empresas atuam de forma verticalizada, a
remuneração dos investimentos de transmissão encontra-se agregada às atuais tarifas de
suprimento. Caso houvesse uma desagregação dos ativos de geração e transmissão, estima-se
que a tarifa necessária para remunerar os ativos de transmissão de alguns sistemas isolados
alcance valores de até 45% da tarifa atual, com é o caso do Sistema Acre-Rondônia. Neste
caso, a tarifa restante não remuneraria os custos de geração.
A desagregação dos ativos de geração e transmissão, conforme era orientação da
ANEEL até pouco tempo atrás, aumentaria profundamente o desequilíbrio econômico-
financeiro existente, sinalizando a inviabilidade do uso dessa metodologia para os sistemas
isolados. Por outro lado, o baixo nível de renda dos consumidores locais impediria o repasse
dos custos adicionais provocados por essa desagregação para a tarifa.
A solução para essa questão passa pela consideração desse sistema de transmissão
como parte do sistema de transmissão interligado nacional, que poderia absorver um adicional
de despesa sem grandes impactos, uma vez que a variação na Tarifa de Uso do Sistema de
Transmissão - TUST, seria relativamente baixa.
O uso dos equipamentos das transmissoras dos sistemas isolados28 por geradores e
consumidores livre ainda não é uma realidade nos sistemas isolados. Os pequenos produtores
28 Atualmente apenas a Eletronorte e a Manaus Energia possuem instalações de transmissão nos sistemas isolados. As demais concessionárias possuem apenas sistemas de sub-transmissão e distribuição de energia elétrica.
82
de energia têm acessado apenas as redes de distribuição e sub-transmissão das concessionárias
estaduais. Contudo, novos empreendimentos de geração de grande porte previstos para serem
construídos por produtores independentes de energia, tais como as UHEs Rondon (73 MW),
em Rondônia, e Santo Antônio do Jarí (100 MW), no Amapá, farão que sejam celebrados
Contratos de Uso do Sistema de Transmissão – CUST entre as concessionárias de transmissão
(no caso em questão, a Eletronorte) e os usuários das instalações.
Atualmente as concessionárias de transmissão dos sistemas isolados não recebem nada
pelo uso de seus sistemas. A interligação dos sistemas isolados ao sistema interligado
brasileiro, motivaria a entrada de novos agentes de geração no sistema, que passariam a
utilizar as redes de transmissão existentes, possibilitando receitas extras para as transmissoras.
5.1.8 – A Incidência de ICMS na Produção de Energia Elétrica
ICMS é a sigla que identifica o Imposto sobre Operações relativas à Circulação de
Mercadorias e sobre Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de
Comunicação. É um imposto que cada um dos Estados e o Distrito Federal podem instituir,
como determina a Constituição Federal de 1988.
O ICMS é um imposto não cumulativo, compensando-se o valor devido em cada
operação ou prestação com o montante cobrado anteriormente. Em cada etapa da circulação
de mercadorias e em toda prestação de serviço sujeita ao ICMS deve haver emissão da nota
fiscal ou cupom fiscal.
Para efeito de incidência do ICMS, a energia elétrica é considerada uma mercadoria.
Neste aspecto há de se considerar todas as fases do processo: a produção, a circulação, a
distribuição e o consumo.
Pelo princípio constitucional da não-cumulatividade do ICMS, conforme definido no
Artigo no 155, § 2o da Constituição Federal, o produtor (lê-se gerador de energia elétrica) tem
o direito de se creditar do montante do imposto incidente sobre as suas aquisições, para abatê-
lo (compensá-lo) do imposto incidente sobre as suas operações posteriormente tributadas.
Na compra de combustíveis para a geração de energia elétrica nos sistemas isolados,
incide um percentual de ICMS que é pago pelas geradoras e recolhido aos estados pela
83
Petrobrás ou outra empresa distribuidora de combustível na região. Dessa forma, as empresas
compradoras desse combustível se creditam dos montantes de ICMS pagos, para posterior
compensação quando na venda da energia elétrica. No entanto, tal compensação nem sempre
é possível.
As concessionárias estaduais de energia elétrica que suprem as localidades do interior
dos estados da Amazônia, apresentam uma estrutura verticalizada, ou seja, são responsáveis
por todas as etapas do processo de produção, transporte, distribuição e comercialização de
eletricidade. Assim, os créditos de ICMS adquiridos no ato da compra de combustíveis para a
produção de energia elétrica são compensados quando da venda deste insumo ao consumidor
final. Neste caso, a tributação do ICMS não causa prejuízo algum à concessionária.
Por outro lado, o atendimento às demandas energéticas das capitais dos estados
amazônicos é feito de forma desverticalizada. Geralmente cabe à Eletronorte a geração e o
transporte da energia elétrica, enquanto a distribuição e a comercialização é de
responsabilidade das concessionárias estaduais.29
Na aquisição de combustíveis para a produção de energia elétrica, a Eletronorte se
credita do montante de ICMS pago para posterior compensação. Contudo, Portarias emitidas
pelas Secretarias da Fazenda de vários estados da Amazônia proíbem a incidência de ICMS
na venda de energia elétrica da geradora para a distribuidora, posto que o fato gerador de
ICMS seria apenas a venda ao consumidor final, e que este seria o único contribuinte de
direito do tributo. Ora, inexistindo a incidência de ICMS nessa etapa, tornam-se
inaproveitáveis pela geradora (no caso a Eletronorte), os créditos relativos ao imposto pago na
aquisição do combustível.
Por apresentarem personalidades jurídicas distintas, torna-se ilegítima a transferência
dos créditos da geradora para a distribuidora, para abater nas vendas ao consumidor final.
Neste caso a geradora acumula um grande prejuízo, pois não tem como compensar esses
créditos.
Segundo entendimento do Prof. Sacha Calmon (2000), um dos maiores especialistas
brasileiros em Direito Tributário, todas as operações com energia elétrica – e não apenas a
29 As exceções são os Sistemas Manaus e Boa Vista, atendidos, respectivamente, pela Manaus Energia e Boa Vista Energia, que apresentam estrutura verticalizada.
84
última (comercialização) - são fatos geradores de ICMS, mesmo que, por razões de
praticidade (e isto não ocorre apenas no setor elétrico), a cobrança se dirija apenas a um dos
agentes envolvidos em sua circulação (consumidor final).
A Tabela 5.4 mostra os créditos de ICMS acumulados até 2002 pela Eletronorte e suas
subsidiárias, Manaus Energia e Boa Vista Energia, na compra de combustíveis.
Tabela 5.4 – Créditos de ICMS Acumulados pela Eletronorte até 2002
ESTADO CRÉDITOS DE ICMS
ACUMULADOS ATÉ 2002 (R$ mil)
Acre 47.842
Amapá 13.495
Amazonas 66.575 Rondônia 104.320
Roraima 36.575
TOTAL 268.807 Fonte: ELETRONORTE – Superintendência de Contabilidade
Na maioria dos estados da Região Amazônica supridos com geração termelétrica, a
incidência do ICMS na cadeia produtiva da energia elétrica ocorre, atualmente, na compra do
combustível e na venda da eletricidade ao consumidor final, o caracteriza uma bitributação.
A interligação dos sistemas isolados da Amazônia ao SIN evitaria essa duplicidade de
incidência do ICMS, uma vez que não haveria mais a necessidade da aquisição de
combustível para a geração de energia elétrica, com reflexos positivos na saúde financeira das
geradoras desverticalizadas.
Para demonstrar o peso do ICMS na produção de energia elétrica, tomemos como
exemplo a tributação de ICMS na compra de combustível para a produção de energia elétrica
no Estado do Acre. No mês de fevereiro de 2003, a Eletronorte adquiriu óleo diesel da
Petrobrás ao preço de R$ 1,6641 o litro, incluindo neste preço o ICMS. A parcela do ICMS no
preço do litro do óleo diesel foi de R$ 0,2829. Este óleo foi utilizado pela UTE Rio Acre, da
Eletronorte, para a produção de energia elétrica. O consumo específico desta usina
termelétrica é da ordem de 320 litros/MWh. Constata-se então que a participação do ICMS no
custo total de geração foi de R$ 90,52/MWh. No mesmo mês, a tarifa média de suprimento
85
cobrada pela Eletronorte à Eletroacre foi de R$ 63,02/MWh, ou seja, apenas a parcela do
ICMS cobrada sobre o combustível já é maior que a tarifa de venda da energia elétrica, o que
reforça o que foi dito no item 5.1.5 deste capítulo. Vale ressaltar que o ICMS não é coberto
pela CCC.
5.2 - POSSIBILIDADES
Em geral, projetos que promovem as interligações entre os sistemas elétricos são
acompanhados, em sua maioria, por economias de escala e de escopo, ao mesmo tempo em
que criam pólos de geração.
Pelo que já foi apresentado no Capítulo 3, há 290 sistemas isolados na Amazônia, a
maioria de pequeno porte, com um parque gerador constituído de, aproximadamente, 1.150
unidades geradoras.
Estes sistemas estão distribuídos numa área que representa 45% do território nacional,
ocupada por aproximadamente 4,5 milhões de habitantes (3% da população do país),
resultando em uma baixíssima densidade demográfica, que chega a alcançar 1,5 hab./km2.
Portanto, o aproveitamento de economias de escala nessas áreas fica comprometido devido à
baixa densidade populacional.
É fácil constatar que a grande maioria dos sistemas isolados da Amazônia não
proporciona possibilidades de receitas e/ou redução de despesas que promovam a recuperação
do capital investido em obras de interligação, à exceção dos sistemas que atendem as capitais
dos estados do Amazonas, Acre, Amapá, Rondônia e Roraima, e localidades vizinhas a elas
interligadas. Nestes sistemas se concentra cerca de 81% da carga própria de energia dos
sistemas isolados da Amazônia, que responde atualmente por 73% das despesas com
combustíveis na geração termelétrica. A esses sistemas podem ainda ser conectadas
localidades vizinhas de médio porte, que apresentem potencial de crescimento.
Os sistemas isolados restantes estão localizados no interior dos estados, distantes das
redes de transmissão existentes ou previstas num futuro próximo e apresentam mercados
consumidores de energia elétrica bastante reduzidos. Tais fatores inviabilizam, por ora,
qualquer tentativa de interligar esses sistemas ao SIN, devendo os mesmos permanecerem
ainda por um longo tempo isolados. A solução imediata para esses sistemas seria, pelo lado da
86
geração, promover melhorias de eficiência, através de investimentos em manutenção e
substituição de equipamentos obsoletos por outros de menor consumo específico, e pelo lado
da transmissão, reduzir as perdas técnicas, que na maioria dos sistemas, ultrapassam 20%.
Alternativas energéticas não convencionais, como a energia solar, a biomassa e as pequenas
centrais hidrelétricas, por exemplo, podem assumir importância no suprimento a esses
sistemas de pequeno porte.
Os estudos de Rodrigues (1999) relatam o problema da fragmentação dos mercados
dos sistemas isolados da Amazônia, que prejudica a obtenção de economias de escala. No
entanto, o próprio autor admite que determinados projetos que possam vir a beneficiar
mercados mais expressivos, podem promover economias de escala.
Dentro deste enfoque, a interligação dos sistemas isolados da Amazônia que atendem
as capitais dos estados ao SIN apresenta grandes possibilidades de promoção de economias de
escala e de escopo, o que motiva a proposição de projetos com esse objetivo.
5.3 – PROJETOS DE INTERCONEXÃO ELÉTRICA PROPOSTOS
Face à significativa dominância e expressividade dos sistemas isolados que atendem as
capitais dos estados do Amazonas, Acre, Amapá, Rondônia e Roraima em relação aos demais,
procurou-se contemplar projetos que possibilitam a integração desses mercados mais
representativos da Região Amazônica ao Sistema Interligado Nacional.
As análises dos projetos aqui apresentados são preliminares e carecem de um maior
aprofundamento, mas podem servir como um importante referencial e balizamento para
futuros estudos de planejamento do setor elétrico.
Para efeito de avaliação dos benefícios econômicos dos projetos considerou-se as
seguintes premissas:
Todas os projetos de interligação elétrica propostos são possíveis de serem
implantados até dezembro de 2006, salvo se não houver necessidade do mercado;
A vida útil considerada para os sistemas de transmissão foi de 28 anos30;
30 Corresponde ao período de concessão (trinta anos), menos o tempo de construção (estimado em dois anos).
87
Utilizou-se uma taxa de desconto de 12% ao ano e uma taxa de câmbio
correspondente a US$ 1,0 = R$ 2,90.
5.3.1 – A Interligação dos Sistemas Elétricos de Manaus, Amapá e Margem Esquerda do
rio Amazonas ao SIN
Os primeiros estudos para a interligação de Manaus com o sistema Norte-Nordeste31
foram elaborados pela Eletronorte no ano de 1986 (Eletronorte, 1986). Na época os estudos
elaborados indicavam ser esta interligação uma alternativa economicamente viável, tanto para
o suprimento ao mercado de Manaus, como também para a expansão do sistema Norte-
Nordeste. No entanto esses estudos além de não considerarem o suprimento ao Estado do
Amapá e localidades da margem do rio Amazonas, partiram de premissas atualmente já
superadas, como a previsão da entrada em operação dessa interligação em 1991 e a instalação
da UHE Cachoeira Porteira, no rio Trombetas, no ano 2000. Além do mais, a capacidade de
transporte da linha era limitada a 400 MW, compatível com as necessidades do mercado
consumidor da época. Alternativas de linha de transmissão com capacidade para 1.000 MW
também foram avaliadas, mas apresentaram taxas internas de retorno bastante baixas, devido
aos elevados investimentos necessários para esta expansão.
Dois aspectos fundamentais foram destacados na época como principais obstáculos
técnicos à concretização desse projeto: a grande extensão da linha de transmissão, em plena
região Amazônica, e a travessia do rio Amazonas.
Em 1995, a Comissão Designada pela Portaria MME no 128, de 02 de maio de 1995,
analisou e avaliou diversos projetos alternativos de suprimento de energia elétrica à Amazônia
Legal, dentre eles a interligação Tucuruí-Manaus (MME, 1995), que previa o atendimento a
Manaus, Amapá e Pará (margem direita e esquerda do rio Amazonas). Para o atendimento ao
pólo de Manaus, o relatório final da Comissão recomendou a alternativa de geração
termelétrica, com a utilização do gás natural da bacia de Urucu e Juruá. Para o atendimento ao
Estado do Amapá e localidades do Pará situadas na margem esquerda do rio Amazonas, a
alternativa do gás natural também foi a recomendada, através da implantação de sistema de
liquefação e transporte fluvial por barcaças. O atendimento via energia da UHE Tucuruí por
31 Na época não se cogitava ainda a interligação dos sistemas Norte-Nordeste e Sul-Sudeste-Centro Oeste, que viria a se tornar realidade anos mais tarde, constituindo o SIN.
88
linha de transmissão somente foi recomendado para as localidades do Pará situadas na
margem direita do rio Amazonas.
Visando aprofundar os estudos de travessia do rio Amazonas e de rotas de
transmissão, em 1996 a Eletronorte, com o apoio da Eletrobrás, elaborou uma nova avaliação
da interligação elétrica entre a UHE Tucuruí e os mercados de Manaus, Macapá, e cargas
situadas na margem esquerda do rio Amazonas, no Estado do Pará. Para subsidiar essa
avaliação foram realizados na época sobrevôos e vistorias de campo nos trechos de travessia,
que permitiram a realização de orçamentos mais precisos. Apesar da consistência dos
resultados e da evolução do conhecimento adquirido, conclui-se na época, que os estudos
referentes à interligação Tucuruí-Manaus deveriam ser interrompidos, devido à decisão do
Governo Federal de priorizar o uso do gás natural da bacia dos rios Urucu e Juruá para o
atendimento aos mercados citados.
No entanto, alguns fatos relevantes ocorridos desde então, reforçam a necessidade de
que a interligação Tucuruí-Manaus-Macapá volte a ser considerada nos estudos de
planejamento do setor elétrico:
O atraso no aproveitamento do gás natural de Urucu e Juruá - A Comissão criada
pela Portaria MME no 128/95 recomendou projetos que deveriam ser implantados
até dezembro de 1998, utilizando premissas e critérios consistentes para a época.
As mudanças ocorridas na configuração do sistema elétrico brasileiro e as
alterações das premissas anteriormente definidas, são fatores que podem modificar
as conclusões dos estudos anteriores;
A redução da área de abrangência pelo gás natural de Urucu na Amazônia - Estudos
posteriores elaborados pela Petrobrás indicaram ser economicamente inviável o
atendimento do Amapá e localidades da margem esquerda do Pará através de gás
natural liquefeito transportado por barcaças. A maximização do efeito multiplicador
dos projetos sobre o desenvolvimento sustentável da região era fator determinante
para a escolha de uma alternativa em detrimento da outra. A retração do mercado
potencial de atendimento pelo gás natural, reduz sua vantagem competitiva sob a
ótica da abrangência regional;
O aumento do preço do gás natural - O preço do gás natural colocado em Manaus,
considerado na época dos estudos, era de 1,93 US$/MMBTU. Posteriormente,
89
Acordos e Termos de Compromisso firmados entre a Petrobrás, a Gaspetro e a
Cigás, com a interveniência do MME e Eletrobrás, já sinalizavam um preço de gás
natural em Manaus da ordem de 2,73 US$/MMBTU, ou seja, 41% maior do que
aquele considerado nos estudos desenvolvidos em 1995;
O crescimento do mercado consumidor de energia elétrica - Com o crescimento
sócio-econômico da região, o mercado de energia elétrica ganhou novas dimensões,
requerendo uma ampla revisão dos estudos elétricos e energéticos32;
A grande ocupação territorial ocorrida nos últimos anos na região modificou a
estrutura fundiária, a estrutura viária e o meio ambiente, requerendo uma nova
avaliação da área de inserção do projeto da linha de transmissão;
A redução do consumo de derivados de petróleo para a geração de energia elétrica,
uma vez que o mercado a ser atendido pelo projeto representa cerca de 58% do
mercado total dos sistemas isolados da Amazônia, possibilitando a redução dos
dispêndios com a CCC e, conseqüentemente, a redução das tarifas de energia
elétrica para todos os consumidores brasileiros;
A necessidade de dotar os sistemas isolados da região, principalmente o Sistema
Manaus, de uma solução definitiva e confiável, para evitar situações indesejáveis
como o risco de déficit de geração e os racionamentos de energia elétrica33;
A possibilidade de incorporação ao Sistema Interligado Nacional, das UHEs
Balbina e Coaracy Nunes, além de novos aproveitamentos hidrelétricos previstos ao
longo do trajeto da linha, como Belo Monte, Santo Antônio do Jarí, Cachoeira
Porteira, Onça, Katuema, entre outros;
O aproveitamento da diversidade hidrológica entre as bacias hidrográficas da
margem direita e esquerda do rio Amazonas, que possibilitará, inclusive, a
atenuação do fenômeno “El Niño” na região34;
32 A demanda de energia elétrica do mercado de Manaus cresce da ordem de 60 MWh/h por ano, implicando constantes expansões do parque gerador termelétrico. 33 Em 1997 o Sistema Manaus foi submetido a um penoso racionamento de energia. Em 2003 existe um considerável risco de déficit nesse sistema. 34 O fenômeno “El Niño” afeta sobremaneira o regime hidrológico dos rios da margem esquerda do rio Amazonas, provocando a redução da vazão afluente, com conseqüências negativas para as usinas hidrelétricas da região.
90
O avanço tecnológico verificado nos últimos anos na transmissão de grandes blocos
de energia elétrica à longa distância e de compensação de reativos, associados à
experiência brasileira adquirida em empreendimentos desse porte na Região
Amazônica, como as LTs Norte-Sul e Tucuruí-Presidente Dutra.
A interligação Tucuruí-Manaus-Macapá constitui-se num projeto formulado dentro de
um contexto de desenvolvimento regional, uma vez que estará atendendo três estados
brasileiros cujo insumo energia elétrica ainda hoje é fator inibidor de desenvolvimento,
possibilitando um grande impulso à dinâmica social e econômica da Amazônia.
São várias as possibilidades de rotas para se fazer essa interconexão elétrica. Da
mesma forma, os níveis de tensão – 500 kV ou 750 kV – e o tipo de sistema de transmissão –
circuito simples ou duplo, tipo de cabo, número de cabos por fase, etc. – podem proporcionar
várias alternativas de projetos.
Para efeito de avaliação de custos, considerou-se nesse trabalho um sistema de
transmissão à longa distância tradicional, semelhante aos já existentes na Amazônia. Assim, o
sistema proposto compreende a implantação de uma linha de transmissão de 1.430 km de
extensão em 500 kV, circuito simples, ligando a UHE Tucuruí à cidade de Manaus, com 4
subestações seccionadoras/abaixadoras intermediárias, que atravessa o rio Amazonas para
atendimento às localidades do Pará e Amazonas situadas na margem esquerda desse rio, e
extensão de uma linha de transmissão de 315 km de extensão em 230 kV, circuito simples, até
a cidade de Macapá, via Monte Dourado (Projeto Jarí).
A perspectiva de integrar aproveitamentos hidrelétricos já estudados, tanto na margem
direita, quanto na margem esquerda do rio Amazonas, interligando bacias hidrográficas com
regimes hidrológicos distintos, induziu o estabelecimento de um traçado da linha de
transmissão compatível com os sistemas elétricos existentes e projetados. Procurou-se
também evitar, na definição da rota da interligação, a passagem por reservas ambientais e
áreas indígenas.
O sistema de transmissão proposto é detalhado no Anexo B.1. A Figura 5.1 apresenta
o mapa eletrogeográfico esquemático da interligação Tucuruí-Manaus-Macapá.
91
Figura 5.1 – Mapa Eletrogeográfico da Interligação Tucuruí-Manaus-Macapá
A travessia do rio Amazonas pode ser feita aérea ou subaquática. Para essa avaliação
considerou-se uma travessia aérea e o local escolhido foi o mesmo indicado pelo CNEC
(1988) em estudos anteriores, ou seja, através da ilha de Jurupari. Nesse local, a ilha divide o
rio Amazonas em dois vãos de aproximadamente 1.750 m e 2.100 m de largura. As
tecnologias atuais permitem a construção de linhas de linhas de transmissão capazes de
vencer vãos de até 2.500 m de extensão.
Vale ressaltar que a usina hidrelétrica de Belo Monte foi dimensionada prevendo-se
um sistema de transmissão associado para suprir as regiões Norte, Nordeste e Sudeste. O
trecho da LT Tucuruí-Manaus entre Altamira e Tucuruí, constituirá, portanto, numa
antecipação de parte do sistema de transmissão que escoará a energia de Belo Monte para o
Sistema Interligado Nacional.
A implantação da LT Tucuruí – Manaus em circuito simples de 500 kV, permitirá um
intercâmbio médio de aproximadamente 1.000 MW entre o Sistema Manaus e o SIN, podendo
alcançar até 1.200 MW em alguns períodos do ano.
92
Conforme apresentado no Anexo B.1, os investimentos necessários para a implantação
da LT Tucuruí-Manaus-Macapá são da ordem de US$ 994 milhões. Em contrapartida, o
projeto apresenta vários benefícios já citados neste item, sendo o mais significativo
economicamente, aquele que proporciona economia em geração térmica evitada. Esta
economia é caracterizada pelo investimento evitado na implantação de um parque gerador
termelétrico, na operação e manutenção evitada deste parque gerador e no consumo de
combustível evitado.
Considerando-se que nos mercados a serem atendidos pelo da interligação Tucuruí-
Manaus-Macapá já existem parques geradores termelétricos instalados, por simplificação,
desprezou-se os custos de investimento e O&M evitados, sendo os benefícios do projeto
proposto avaliados somente em função do combustível evitado.
Inicialmente determinou-se a máxima economia anual obtida com o consumo de
combustível evitado (situação de utilização da capacidade máxima do sistema de
transmissão). Em seguida foram calculados os benefícios do empreendimento ao longo da sua
vida útil, tomando por base as projeções de mercado35 das localidades a serem beneficiadas.
Os cálculos a seguir demonstram os dispêndios com um parque gerador dieselétrico
com a mesma capacidade do projeto de interligação elétrica proposto. Os dados utilizados são
similares aos verificados nos Sistemas Manaus e Amapá. Por simplificação, considerou-se um
fator de capacidade unitário tanto para a térmica de referência, quanto para a interligação
elétrica:
(1) => Capacidade do Parque Gerador = 1.000 MW
(2) => Número de Horas de Operação/ano = 8.760 h
(3) = (1)x(2) => Geração Máxima Anual de Energia = 8.760.000 MWh
(4) => Consumo Específico Médio de uma UTE = 280 litros/MWh
(5) = (3)x(4) => Máximo Consumo Anual de Óleo Diesel = 2.452,8 106 litros
(6) => Preço Médio do Óleo Diesel com ICMS = 0,52 US$/litro
(7) => Preço Médio do Óleo Diesel sem ICMS = 0,43 US$/litro
(8) = (6)x(5) => Gasto Total com Combustível (inclui ICMS) = 1.275,46 106 US$
35 Projeções de mercado do CTEM/CCPE para o ciclo 2002.
93
(9) => Equivalente Hidráulico (R$25,12/MWh36) = 8,66 US$/MWh
(10) = (9)x(3) => Parcela Anual do Equivalente Hidráulico = 75,88 106 US$
(11) = (5)x(7) => Gasto com Combustível Reembolsável pela CCC-ISOL (não inclui ICMS) = 1.054,70 106 US$
(12) = (11)-(10) => Cobertura da CCC-ISOL = 978,82 106 US$ Conforme se observa dos cálculos apresentados, a interconexão elétrica Tucuruí–
Manaus–Macapá poderá proporcionar uma economia máxima de combustível na geração
termelétrica da ordem de US$ 1,27 bilhões/ano, valor superior ao custo total do sistema de
transmissão proposto – US$ 994,62 milhões. Somente o valor desembolsado pela CCC para a
cobertura das despesas com o combustível consumido em apenas um ano – US$ 978,82
milhões – daria quase para cobrir os custos necessários para a construção da interconexão
elétrica, o que demonstra sua excepcional atratividade.
No entanto, esta economia só será possível quando o fluxo de energia elétrica no
sistema de transmissão atingir sua capacidade máxima, ou seja 1.000 MW, o que certamente
não acontecerá nos primeiros anos de utilização dessa interconexão.
Como todas as localidades a serem beneficiadas com a interligação Tucuruí-Manaus-
Macapá são supridas, totalmente ou majoritariamente, por geração termelétrica, considerou-se
a entrada em operação do sistema de transmissão proposto na sua data mais cedo, ou seja,
janeiro de 2007.
A Figura 5.2 apresenta as gerações médias anuais previstas no período 2007-203437
para o atendimento à carga própria dos Sistemas Manaus, Amapá e localidades da margem
esquerda do rio Amazonas, caso não ocorra a interligação Tucuruí-Manaus-Macapá. A
geração hidrelétrica corresponde a energia média anual produzida pelas UHEs Balbina (AM)
e Coaracy Nunes (AP), que estão instaladas nesses sistemas.
36 Valor definido pela Portaria DNAEE no 541, de 01/12/1995. 37 Corresponde ao período de vida útil econômica do sistema de transmissão proposto.
94
Figura 5.2 – Geração Média Esperada nos Sistemas Manaus, Amapá e Margem Esquerda do Rio Amazonas
No ano de 2007 a carga própria prevista nos Sistemas Manaus, Amapá e localidades
da margem esquerda do rio Amazonas é de 865 MW médios, para uma demanda
correspondente de 1.209 kWh/h. A geração térmica esperada nesse ano é de 696 MW médios.
Com o início de operação do sistema de transmissão nesse ano, será possível substituir toda a
geração termelétrica, possibilitando que o sistema de transmissão opere, já no primeiro ano de
utilização, com 70% de sua capacidade nominal para o atendimento à carga própria de
energia. No sexto ano de operação (2012) o sistema atingirá sua capacidade máxima para o
atendimento a essa carga.
As economias obtidas com os gastos evitados na aquisição de combustível para a
geração termelétrica e em dispêndios com a CCC ao longo da vida útil do sistema de
transmissão Tucuruí-Manaus-Macapá são apresentadas na Tabela 5.5.
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1000
1500
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3500
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4500
5000
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
ANO
MW
med
GH GT
Interligação Tucuruí-Manaus-Macapá = 1.000 MW
95
Tabela 5.5 – Benefícios Econômicos da Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá
ANO GERAÇÃO TÉRMICA
EVITADA (MW médios)
ECONOMIA ANUAL COM COMBUSTÍVEL
(R$ milhões)
ECONOMIA ANUAL DE CCC-ISOL
(R$ milhões)
2007 696 887,72 681,26 2008 752 959,14 736,08 2009 811 1.034,39 793,83 2010 872 1.112,20 853,53 2011 941 1.200,20 921,07
2012 a 2034 1.000 1.275,46 978,82 VPL (2007) 10.379,47 7.965,53
Da tabela anterior verifica-se que em menos de dois anos de operação, a interligação
Tucuruí-Manaus-Macapá já apresenta benefícios – proporcionados pela economia de
combustíveis e recursos da CCC – que superam o investimento total no empreendimento
(US$ 994,62 milhões).
Vale ressaltar que este projeto de interligação elétrica se enquadra nas diretrizes da
Resolução ANEEL no 784, de 24/12/2002, já que promove a substituição ou a redução de
dispêndios com derivados de petróleo, podendo ser ressarcido em até 75% do seu
investimento total, o que o transforma em um excelente projeto sob a ótica social, econômica
e empresarial.
É importante destacar que já em 2007, LT Tucuruí-Manaus-Macapá não é capaz de
suprir, individualmente, a demanda de ponta do Sistema Manaus. O aparente
subdimensionamento desse sistema de transmissão é estratégico e visa facilitar o
desenvolvimento de outros recursos energéticos da Amazônia, como o gás natural de Urucu,
que é importante insumo para a matriz energética da Região. A manutenção de um parque
gerador termelétrico utilizando gás natural, na ponta de um sistema tão longo, é fundamental
para garantir confiabilidade ao mesmo.
96
5.3.2 – A Interligação do Sistema Acre-Rondônia ao SIN
Nos últimos anos verificou-se um expressivo crescimento do consumo de energia
elétrica no sistema da Eletronorte no Estado de Rondônia, decorrente, principalmente, de
interligações de novas localidades do interior, feitas pela Ceron.
Visando evitar o racionamento de energia no ano 2000, a Eletronorte adotou um
programa de expansão de modo a ampliar a capacidade geradora instalada neste sistema. Em
dezembro de 1999, em caráter emergencial, a Eletronorte contratou um Produtor
Independente de Energia (PIE) para a instalação de uma termelétrica de 64 MW de potência
(UTE Termo Norte I), por um período de 10 anos. Essa usina entrou em operação no início de
setembro de 2000.
De modo a dar continuidade ao atendimento de energia elétrica aos sistemas elétricos
de Rondônia e do Acre, numa ótica de planejamento de longo prazo, a Eletronorte contratou
em maio de 2000, a implantação de uma nova usina termelétrica de 345 MW (UTE Termo
Norte II) do mesmo PIE, por um período de 20 anos. A primeira etapa dessa usina entrou em
operação em dezembro de 2001 e a sua complementação está prevista para julho de 2003.
Nos contratos de ambas as usinas do PIE Termo Norte, foram previstas
obrigatoriedades de geração mínima anual, do tipo take-or-pay, correspondentes a 85% da
capacidade nominal instalada.
Associada à expansão do parque gerador e, de acordo com as diretrizes do Relatório
Final da Comissão Designada pela Portaria MME no 128/95, foi construído o sistema de
transmissão interligando Porto Velho a Rio Branco, em 230 kV, circuito simples,
possibilitando ainda a incorporação de várias localidades situadas ao longo desta linha, como
Abunã e Guajará-Mirim, cujos mercados passaram a ser atendidos com geração centralizada
em Porto Velho. Está também prevista a interligação Ji-Paraná – Vilhena, também em 230
kV, que possibilitará o atendimento ao sul do Estado de Rondônia, região que faz divisa com
o Estado de Mato Grosso.
Por outro lado, foi construída recentemente pela Eletronorte no Estado de Mato
Grosso, a LT Jauru – Coxipó, em 230 kV – circuito duplo, que permitirá o escoamento da
97
energia produzida pelas usinas hidrelétricas do sudoeste daquele Estado. Esta linha já foi
dimensionada prevendo-se a possibilidade futura da interligação Rondônia – Mato Grosso.
A não efetivação de todas interligações previstas inicialmente aos sistemas elétricos da
Eletronorte nos Estados do Acre e Rondônia, a queda no crescimento do mercado de energia
elétrica, a inflexibilidade de operação das térmicas em 85% de sua capacidade nominal e o
grande número de PCHs que estão sendo construídas no Estado de Rondônia, ocasionaram
um excedente de oferta de energia elétrica nesse sistema. Estudos desenvolvidos pela
Eletronorte (2001) indicam excedentes da ordem de 173 MW médios no período 2003-2008,
podendo alcançar, em alguns meses desse período, 250 MW médios. No entanto, a partir do
segundo semestre de 2008, o parque gerador instalado no Sistema Acre-Rondônia não será
suficiente para atender à demanda de ponta desse sistema, necessitando de uma oferta
complementar de eletricidade.
A interligação elétrica entre os Sistemas Rondônia e Mato Grosso permitirá o
intercâmbio de energia entre o Sistema Rondônia e o Sistema Interligado Nacional, via Mato
Grosso, possibilitando que o excedente de geração do sistema superavitário possa ser
transferido para o sistema deficitário, evitando-se, com isso, investimentos adicionais na
expansão da oferta de energia. Além disso, a interligação possibilita que novos entrantes no
Sistema Acre-Rondônia, principalmente PIEs proprietários de PCHs, possam utilizar-se desta
interligação para comercializar sua energia.
Vale ressaltar que o atual excedente de oferta do Sistema Acre-Rondônia já está
dificultando a implantação de novas PCHs no Estado de Rondônia, uma vez que a Ceron tem
evitado firmar contratos de compra de energia dessas usinas, mesmo daquelas já autorizadas
pela ANEEL38.
Visando manter um entendimento entre todos os agentes envolvidos com a produção e
a comercialização de energia elétrica no Estado de Rondônia, em novembro de 2002, a
Eletrobrás, a Eletronorte e a Ceron promoveram um seminário em Porto Velho, com a
participação da ANEEL e de todos os PIEs estabelecidos ou em vias de se estabelecer naquele
Estado. O que se constatou nesse encontro é que a maioria dos PIEs proprietários de PCHs
desconhecia a existência de um excedente de energia no Sistema Rondônia e acreditavam que 38 A sub-rogação dos benefícios do rateio da CCC tem estimulado a implantação de pequenas centrais hidrelétricas nos sistemas isolados da Amazônia, notadamente nos Estados de Rondônia e Mato Grosso, devido às condições topográficas e hidrológicas dessas regiões, que favorecem projetos desse tipo.
98
a autorização dada pela ANEEL para se constituírem PIEs, implicava a obrigatoriedade da
Ceron em contratar a energia produzida por suas usinas. Conforme relatado no item 5.1.3,
para que isso fosse possível, a Ceron teria que descontratar a energia já contratada com a
Eletronorte, gerando um grande problema jurídico. Como ambas as empresas têm o mesmo
controlador (a Eletrobrás), dificilmente os contratos já firmados serão cancelados, o que
dificulta a entrada de novos agentes de geração nesse sistema.
O projeto de interligação Rondônia – Mato Grosso proposto compreende a
implantação de uma linha de transmissão em 230 kV, circuito simples, composta de dois
trechos: o primeiro trecho, com 278 km de extensão, interligando as cidades de Ji-Paraná
(RO) e Vilhena (RO) e o segundo trecho, com 330 km de extensão, interligando Vilhena à
Jauru (MT). Por conta dessa interligação, será necessário também duplicar o trecho da LT
Samuel–Ariquemes–Ji-Paraná, em 230 kV. No entanto, por exigência do mercado
consumidor, esta duplicação só será necessária por volta do ano 2010.
A implantação dessa interconexão elétrica permitirá um intercâmbio médio de
aproximadamente 200 MW entre o Sistema Acre-Rondônia e o SIN.
Na definição da rota da linha de transmissão, procurou-se seguir o traçado da BR-364
de modo a evitar desmatamentos adicionais, pois toda a região ao longo da rodovia encontra-
se altamente antropizada. No traçado da linha procurou-se também integrar os vários
aproveitamentos hidrelétricos já implantados ou estudados, tanto no sul de Rondônia, quanto
no sudoeste de Mato Grosso.
O sistema de transmissão proposto é detalhado no Anexo B.2. A Figura 5.3 apresenta
o mapa eletrogeográfico esquemático da interligação Rondônia – Mato Grosso.
99
Figura 5.3 – Mapa Eletrogeográfico da Interligação Rondônia – Mato Grosso
Conforme apresentado no Anexo B.2, os investimentos necessários para a implantação
da interligação Rondônia – Mato Grosso são da ordem de US$ 92,6 milhões. Em
contrapartida, o projeto apresenta vários benefícios já citados, sendo o mais significativo
deles, a economia que o mesmo proporciona em geração térmica evitada no Acre e em
Rondônia.
É provável, porém, que a substituição da geração termelétrica em Rondônia pela
energia oriunda do SIN, resulte em problemas contratuais entre a Eletronorte e o PIE Termo
Norte, uma vez que ambos assinaram contratos de longo prazo39 com cláusulas take-or-pay.
No entanto, o que se propõe com esse projeto é indicar as soluções mais adequadas40 para o
Sistema Elétrico Brasileiro, sem se preocupar com questões contratuais.
A economia em geração térmica evitada é caracterizada pelo investimento evitado na
implantação de um parque gerador termelétrico, na operação e manutenção evitada deste
parque gerador e no consumo de combustível evitado.
39 O contrato da UTE Termo Norte I termina em 2010 e o da UTE Termo Norte II em 2023. 40 Estudos desenvolvidos pelo CCPE (2003) indicam que o custo de operação do SIN no período 2003-2012 é reduzido em US$ 400 milhões, aproximadamente, quando o Sistema Acre-Rondônia a ele se interligar, desde que as térmicas existentes nesses sistemas isolados sejam consideradas todas flexíveis (sem obrigatoriedade de geração mínima). Por outro lado, o custo de operação aumenta em cerca de US$ 200 milhões se as térmicas forem consideradas com inflexibilidade de 85%.
100
Considerando-se que nos mercados a serem atendidos pela interligação Rondônia –
Mato Grosso já existem parques geradores termelétricos instalados, por simplificação,
desprezou-se os custos de investimento e O&M evitados, sendo os benefícios do projeto
proposto avaliados somente em função do combustível evitado.
Inicialmente determinou-se a máxima economia anual obtida com o consumo de
combustível evitado (situação de utilização da capacidade máxima do sistema de
transmissão). Em seguida foram calculados os benefícios do empreendimento ao longo da sua
vida útil, tomando por base as projeções de mercado41 dos sistemas a serem beneficiadas.
Os cálculos abaixo demonstram os dispêndios com combustível em um parque gerador
dieselétrico com a mesma capacidade do projeto de interligação elétrica proposto. Os dados
utilizados são similares aos verificados no Sistema Acre-Rondônia. Por simplificação,
considerou-se um fator de capacidade unitário tanto para a térmica de referência, quanto para
a interligação elétrica:
(1) => Capacidade do Parque Gerador = 200 MW
(2) => Número de Horas de Operação/ano = 8.760 h
(3) = (1)x(2) => Geração Máxima Anual de Energia = 1.752.000 MWh
(4) => Consumo Específico Médio de uma UTE = 280 litros/MWh
(5) = (3)x(4) => Máximo Consumo Anual de Óleo Diesel = 490,56 106 litros
(6) => Preço Médio do Óleo Diesel com ICMS = 0,52 US$/litro
(7) => Preço Médio do Óleo Diesel sem ICMS = 0,43 US$/litro
(8) = (6)x(5) => Gasto Total com Combustível (inclui ICMS) = 255,09 106 US$
(9) => Equivalente Hidráulico (R$25,12/MWh) = 8,66 US$/MWh
(10) = (9)x(3) => Parcela Anual do Equivalente Hidráulico = 15,18 106 US$
(11) = (5)x(7) => Gasto com Combustível Reembolsável pela CCC-ISOL (não inclui ICMS) = 210,94 106 US$
(12) = (11)-(10) => Cobertura da CCC-ISOL = 195,76 106 US$
Conforme se observa dos cálculos apresentados, a interconexão elétrica Rondônia –
Mato Grosso poderá proporcionar uma economia máxima de combustível na geração
41 Projeções de mercado do CTEM/CCPE para o ciclo 2002, relativas aos Sistemas Acre e Rondônia.
101
termelétrica da ordem de US$ 255 milhões/ano, ou seja, quase o triplo do custo do sistema de
transmissão proposto (US$ 92,59 milhões). Apenas a metade do valor desembolsado pela
CCC para a cobertura das despesas com o combustível consumido em um ano – US$ 195,76
milhões – daria para cobrir os custos necessários para a construção da interconexão elétrica, o
que também demonstra a excepcional atratividade desse projeto.
No entanto, esta economia só será possível quando o fluxo de energia elétrica no
sistema de transmissão atingir sua capacidade máxima, ou seja 200 MW, o que certamente
não acontecerá nos primeiros anos de utilização dessa interconexão.
A Figura 5.4 apresenta as gerações médias anuais previstas no período 2007-203442
para o atendimento à carga própria do Sistema Acre-Rondônia, caso não ocorra a interligação
Rondônia–Mato Grosso. A geração hidrelétrica corresponde a energia média anual produzida
pela UHE Samuel e por 10 PCHs43 em operação, além da geração de usinas previstas para
serem construídas nos próximos anos em Rondônia, como a UHE Rondon e mais 8 PCHs44.
Figura 5.4 – Geração Média Esperada no Sistema Acre-Rondônia
42 Corresponde ao período de vida útil do sistema de transmissão proposto. 43 PCHs Rio Vermelho, Cachoeira, Ruttmann, Monte Belo, Castaman, Santa Luzia, Cabixi, Alta Floresta, Altoé I e Altoé II. 44 PCHs que deverão entrar em operação até dezembro/2006 (Cachoeira Formosa, Machadinho I, Rio Branco, São João, Saldanha, Apertadinho, Marcol e Ângelo Cassol).
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300,0
400,0
500,0
600,0
700,0
800,0
900,0
1000,0
1100,0
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
ANO
MW
med
GH GT
Interligação Rondônia - Mato Grosso = 200 MW
102
Como o Sistema Acre-Rondônia é suprido majoritariamente por geração termelétrica,
considerou-se a entrada em operação do sistema de transmissão proposto na sua data mais
cedo, ou seja, janeiro de 2007.
No ano de 2007, a carga própria prevista no Sistema Acre-Rondônia é de 256 MW
médios, para uma demanda correspondente de 470 kWh/h. A geração térmica esperada nesse
ano é de 82 MW médios. Com o início de operação do sistema de transmissão nesse ano, será
possível substituir toda a geração térmica, possibilitando que o sistema atenda à carga própria
de energia, utilizando, em média, 41% de sua capacidade nominal. No sexto ano de operação
(2012) o sistema atingirá sua capacidade máxima para o atendimento a essa carga.
As economias obtidas com os gastos evitados na aquisição de combustível para a
geração termelétrica e em dispêndios com a CCC ao longo 28 anos45, devido à implantação da
interligação Rondônia – Mato Grosso, são apresentadas na Tabela 5.6.
Tabela 5.6 – Benefícios Econômicos da Interligação Rondônia – Mato Grosso
ANO GERAÇÃO TÉRMICA
EVITADA (MW médios)
ECONOMIA ANUAL COM COMBUSTÍVEL
(R$ milhões)
ECONOMIA ANUAL DE CCC-ISOL
(R$ milhões)
2007 81,6 104,59 80,26 2008 105,2 133,92 102,78 2009 130,5 167,08 128,23 2010 157,8 201,52 154,65 2011 187,0 238,51 183,04
2012 a 2034 200,0 255,09 195,76 VPL (2007) 1.903,65 1.460,92
Da tabela anterior verifica-se que em menos de dois anos de operação, a interligação
Rondônia – Mato Grosso já apresenta benefícios proporcionados pela economia de
combustíveis e recursos da CCC que superam o investimento total no empreendimento (US$
92,6 milhões).
Da mesma forma que a interligação Tucuruí-Manaus-Macapá, a interligação
Rondônia-Mato Grosso não é capaz de suprir, individualmente, a demanda de ponta do
Sistema Acre-Rondônia quando do início de sua operação, necessitando de complementação.
45 Vida útil econômica do projeto proposto.
103
Também neste caso, o projeto proposto visa não prejudicar o desenvolvimento do gás natural
de Urucu na matriz energética de Rondônia e do Acre.
A interligação Rondônia-Mato Grosso também pode fazer jus à sub-rogação dos
benefícios do rateio da CCC, conforme previsto na Resolução ANEEL no 784, de 24/12/2002,
já que promove a substituição ou a redução de dispêndios com derivados de petróleo. Assim,
o investimento total necessário a sua implementação pode ser ressarcido em até 75%, sendo,
portanto, um excelente projeto sob a ótica social, econômica e empresarial.
5.3.3 – A Interligação do Sistema Roraima ao SIN
A interligação do Sistema Roraima ao SIN só é possível de ocorrer, se antes houver a
interconexão elétrica do Sistema Manaus ao SIN, via UHE Tucuruí, conforme descrita no
item 5.3.1.
O Estado de Roraima, por sua localização geográfica, encontra-se isolado dos grandes
sistemas de transmissão e seu atendimento de energia elétrica, até bem pouco tempo atrás, era
realizado por um sistema de geração térmica a óleo diesel, composto de unidades antigas e de
elevado custo operacional. Por conta disso, sempre se pensou na possibilidade de interligação
desse sistema ao Sistema Manaus46 ou ao sistema elétrico da Venezuela.
Com assinatura do convênio de amizade e cooperação entre o Brasil e a Venezuela, em
17/11/1977, o relacionamento entre os dois países se intensificou nas diversas áreas de
cooperação bilateral. Em particular na área de energia elétrica, o "Protocolo de Guzmania" de
04/03/1994, adicional ao convênio de amizade e cooperação, estabeleceu a formação de uma
comissão binacional de alto nível para estudar a possibilidade de estender as linhas de
transmissão venezuelanas do Estado de Bolívar, sul da Venezuela, ao Estado de Roraima, no
Brasil, abrindo novas perspectivas de progresso nessas regiões dos dois países.
Independente do trabalho dessa Comissão, no ano de 1995, foi criada a Comissão
Designada pela Portaria MME no 128/95, que recomendou como melhor alternativa de
atendimento energético ao Estado de Roraima a evolução convencional, que consistia na
expansão da geração termelétrica a derivados de petróleo em Boa Vista, até a entrada da UHE 46 Considerando os dois sistemas isolados e desde que associada à implantação de mais uma usina hidrelétrica para o suprimento de Manaus, como a UHE Cachoeira Porteira, por exemplo.
104
Cotingo, usina de 120 MW estudada a nível de viabilidade naquele estado. A interligação
Manaus-Roraima-Venezuela, na época estudada com 1.552 km de extensão, sendo 570 km em
território venezuelano, na tensão de 400 kV, e 982 km em território brasileiro, em 500 kV, foi
descartada em parte (apenas o trecho Manaus-Roraima). Entretanto, a interligação elétrica de
Roraima com a Venezuela foi considerada uma alternativa viabilizável, dependendo da
evolução das negociações em curso entre os dois países.
As negociações entre os governos do Brasil e da Venezuela evoluíram, resultando no
estabelecimento de um Memorando de Entendimentos, assinado em 29/01/1997 pelos
Ministros de Minas e Energia dos dois países e pelas empresas brasileiras Eletrobrás e
Eletronorte, e pela empresa venezuelana Edelca. As condições estabelecidas nesse
Memorando de Entendimentos nortearam a celebração, em 11/04/1997, de um contrato de
prestação de serviço elétrico por parte da Edelca à Eletronorte. Neste contrato as partes
acordaram que o suprimento de energia elétrica iniciar-se-ia até 31 de dezembro de 1998.
Após sucessivos problemas enfrentados pela Edelca na construção da linha, o sistema entrou
em operação em julho de 2001.
A capacidade máxima de transmissão da interligação Brasil – Venezuela é de 200 MW
e a demanda máxima prevista para 2003 no sistema da Boa Vista Energia é de 71,3 MWh/h
(CCPE, 2002b). Segundo avaliações da Eletronorte (ELETRONORTE, 2002e), este sistema
de transmissão permitirá o suprimento ao mercado da Boa Vista Energia até o ano 2017,
aproximadamente. Isto poderia, a princípio, ser uma justificativa convincente para manter este
sistema isolado até esta data, já que a energia comprada da Venezuela é de origem hidráulica
e, portanto, não há dispêndios da CCC no suprimento de energia elétrica a este sistema.
Entretanto, alguns fatos recentes indicam a necessidade da interligação Manaus - Boa Vista
voltar a ser estudada pelo setor elétrico, principalmente se associada à interligação do Sistema
Manaus ao SIN:
Em março de 2003, o Governo do Estado de Roraima assinou um Protocolo de
Intenções com a Indústria e Comércio de Celulose Ltda. – Celicom, visando a
implantação de uma fábrica de celulose nas cercanias de Boa Vista. Esta indústria
está prevista para entrar em operação em novembro de 2006 e demandará 80 MW
de energia elétrica. Em virtude do impacto dessa carga industrial, será necessário
ampliar a oferta de energia ao Sistema Boa Vista a partir de 2009 para o
atendimento às necessidades de ponta do sistema;
105
A desvalorização do Real frente ao Dólar, ocorrida desde a assinatura do contrato
de compra de energia elétrica da Edelca, tem imposto grandes prejuízos à
Eletronorte, uma vez que o preço da energia foi definido em Dólar47 e a tarifa da
Boa Vista Energia é insuficiente para cobrir o custo de importação dessa energia,
conforme apresentado na Tabela 5.2 do item 5.1.5. Tal fato desestimula a
ampliação da interligação com a Venezuela para suprir novas demandas do sistema
da Boa Vista Energia nas mesmas bases contratuais;
O aproveitamento hidrelétrico de Cotingo, de 120 MW, situado a apenas 200 km da
capital Boa Vista, constitui uma interessante alternativa de suprimento futuro de
energia elétrica ao Sistema Roraima. No entanto, este aproveitamento localiza-se
dentro da área indígena Raposa Serra do Sol, o que dificulta a sua implementação;
A interligação de Boa Vista com o Sistema Manaus e daí, ao Sistema Interligado
Nacional, possibilitaria a Eletronorte vender o excedente de energia adquirida da
Edelca a uma tarifa bem maior do que a praticada no Sistema Boa Vista,
principalmente no período de seca do SIN, devido à diversidade hidrológica
existente entre as bacias hidrográficas brasileiras e venezuelanas.
Apesar do atual desequilíbrio financeiro da Eletronorte no Sistema Boa Vista
provocado pela aquisição da energia elétrica venezuelana, é importante destacar que a
diversidade hidrológica existente entre os rios venezuelanos e brasileiros é, sem dúvida
alguma, um grande motivador para uma interconexão elétrica forte entre os sistemas elétricos
dos dois países. A complementaridade hidrológica é total, ou seja, o período de seca dos rios
das regiões Norte, Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil coincide com o período de
cheias dos rios venezuelanos, e vice-versa. A Figura 5.5 apresenta as curvas de geração média
mensal de duas grandes usinas hidrelétricas brasileiras: uma em operação no rio Tocantins
(Tucuruí) e outra em estudo no rio Xingu (Belo Monte), confrontadas com a curva de geração
média da UHE Guri, construída no rio Caroni, na Venezuela.
47 26 US$/MWh nos primeiros dez anos de contrato e 28 US$/MWh nos dez anos seguintes.
106
Figura 5.5 - Geração Média Mensal das UHEs Tucuruí, Belo Monte e Guri
O projeto de interligação Boa Vista – Manaus consiste na implantação de uma linha de
transmissão com cerca de 650 km de extensão, em 230 kV, circuito simples, com 2
condutores 795 MCM por fase, instalados em torres compactas auto-portantes, interligando a
SE Boa Vista à Presidente Figueiredo, no Amazonas, com o estabelecimento de uma
subestação seccionadora/abaixadora intermediária em 230 kV. O Anexo B.3 detalha o sistema
de transmissão proposto.
Como a capacidade da interligação Brasil – Venezuela permite o suprimento ao
sistema da Boa Vista Energia até o final de 2008, somente a partir de 2009 haveria
necessidade para a implantação desse sistema de transmissão.
A Figura 5.6 apresenta o mapa eletrogeográfico esquemático da interligação Boa Vista
– Manaus.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
JAN FEV MAR ABR MAIO JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
MÊS
ENER
GIA
(MW
med
)GURI
BELO MONTE
TUCURUÍ
107
Figura 5.6 – Mapa Eletrogeográfico da Interligação Boa Vista – Manaus
A definição da rota da linha de transmissão foi orientada pelo traçado da BR-174, que
interliga Boa Vista à Manaus. Essa rodovia passa pela área indígena Waimiri-Atroari (norte
do Amazonas e sul de Roraima). Todavia não se prevê problemas para a passagem da linha de
transmissão, uma vez que a Eletronorte já mantém um convênio há 15 anos com a Funai para
a ajuda a esse grupo indígena.
De acordo com o Anexo B.3, os investimentos necessários para a implantação da
interligação Boa Vista – Manaus são da ordem de US$ 121,6 milhões. Conforme já
mencionado, a interligação Boa Vista – Roraima só é necessária após o esgotamento da
capacidade de transmissão da interligação Brasil – Venezuela (previsto para início de 2009,
caso seja implantado o parque industrial de celulose da Celicom). Dessa forma, os principais
benefícios econômicos desse projeto estão associados ao custo evitado em outras possíveis
alternativas que podem ser adotadas para o suprimento ao Sistema da Boa Vista Energia, tais
como a expansão e produção de energia em parque térmico local ou a construção de uma
segunda linha para a Venezuela para a compra de energia elétrica da Edelca.
108
A implantação de um segundo circuito interligando Boa Vista, no Brasil, à Las
Claritas, na Venezuela, implicaria a construção de uma linha de transmissão em 230 kV,
circuito simples, com 426 km de extensão, sendo 191 km em território brasileiro e 235 km em
território venezuelano. O custo dessa obra é estimado em cerca de US$ 98 milhões, tomando-
se por base os valores orçados pela Edelca na época de assinatura do contrato com a
Eletronorte (1997). Este custo pode ser ainda maior, caso sejam necessários reforços na LT de
250 km em 400 kV que interliga Las Claritas à Macágua. Além do custo de investimento em
infraestrutura, há de se considerar ainda o custo da compra da energia elétrica da Edelca, que
pratica uma tarifa superior à cobrada no SIN.
Apesar da interligação Boa Vista – Manaus apresentar um custo 24% superior à
interligação Brasil – Venezuela, o projeto sendo realizado totalmente em território brasileiro,
potencializa mais os benefícios de desenvolvimento regional, principalmente na região sul do
Estado de Roraima, além de permitir a diversificação do suprimento de energia elétrica ao
Estado. Há de se considerar ainda a questão estratégica, pois a implantação do segundo
circuito da interligação Brasil-Venezuela aumentaria ainda mais a dependência de Roraima da
energia venezuelana. A interligação Boa Vista – Manaus reduziria essa vulnerabilidade e
possibilitaria, ainda que fracamente, a interligação do sistema elétrico venezuelano ao SIN.
No caso do suprimento ao Sistema Roraima pós esgotamento da interligação Brasil-
Venezuela ser feito através de geração termelétrica, o benefício da interligação Boa Vista –
Manaus passaria a ser a economia em geração térmica evitada. Esta economia é caracterizada
pelo investimento evitado na implantação de um parque gerador termelétrico, na operação e
manutenção evitada deste parque gerador e no consumo de combustível evitado.
Considerando-se que a Boa Vista Energia possui um parque gerador termelétrico
instalado na capital do Estado de Roraima para backup do sistema de transmissão, com
capacidade nominal de 62 MW e uma equipe de operação e manutenção desse parque
gerador, desprezou-se, por simplificação, os custos de investimento e O&M, sendo os
benefícios da interligação Boa Vista – Manaus avaliados somente em função do combustível
evitado.
Inicialmente determinou-se a máxima economia anual obtida com o consumo de
combustível evitado (situação de utilização da capacidade máxima do sistema de
109
transmissão). Em seguida foram calculados os benefícios do empreendimento ao longo da sua
vida útil, tomando por base as projeções de mercado48 do sistema a serem beneficiadas.
Os cálculos abaixo demonstram os dispêndios com um parque gerador dieselétrico
com a mesma capacidade do projeto de interligação elétrica proposto. Os dados utilizados são
os mesmos das avaliações anteriores. Por simplificação, considerou-se um fator de capacidade
unitário tanto para a térmica de referência, quanto para a interligação elétrica:
(1) => Capacidade do Parque Gerador = 200 MW
(2) => Número de Horas de Operação/ano = 8.760 h
(3) = (1)x(2) => Geração Máxima Anual de Energia = 1.752.000 MWh
(4) => Consumo Específico Médio de uma UTE = 280 litros/MWh
(5) = (3)x(4) => Máximo Consumo Anual de Óleo Diesel = 490,56 106 litros
(6) => Preço Médio do Óleo Diesel com ICMS = 0,52 US$/litro
(7) => Preço Médio do Óleo Diesel sem ICMS = 0,43 US$/litro
(8) = (6)x(5) => Gasto Total com Combustível (inclui ICMS) = 255,09 106 US$
(9) => Equivalente Hidráulico (R$25,12/MWh) = 8,66 US$/MWh
(10) = (9)x(3) => Parcela Anual do Equivalente Hidráulico = 15,18 106 US$
(11) = (5)x(7) => Gasto com Combustível Reembolsável pela CCC-ISOL (não inclui ICMS) = 210,94 106 US$
(12) = (11)-(10) => Cobertura da CCC-ISOL = 195,76 106 US$
Conforme se observa dos cálculos apresentados, a interconexão elétrica Boa Vista -
Manaus poderá proporcionar uma economia máxima de combustível na geração termelétrica
da ordem de US$ 255 milhões/ano, ou seja, mais do dobro do custo do sistema de transmissão
proposto – US$ 121,6 milhões. Apenas a metade do valor desembolsado pela CCC para a
cobertura das despesas com o combustível consumido em um ano – US$ 195,76 milhões –
daria quase para cobrir os custos necessários para a construção da interconexão elétrica, o que
também demonstra a excepcional atratividade desse projeto.
48 Projeções de mercado do CTEM/CCPE para o ciclo 2002, relativas aos Sistema Boa Vista, acrescidas da provável carga de 80 MW da indústria de celulose Celicom.
110
No entanto, esta economia só será possível quando o fluxo de energia elétrica no
sistema de transmissão atingir sua capacidade máxima, ou seja 200 MW, o que certamente
não acontecerá nos primeiros anos de utilização dessa interconexão.
A Figura 5.7 apresenta as gerações médias anuais previstas no período 2009-203649
para o atendimento à carga própria do Sistema Boa Vista, caso não ocorra a interligação Boa
Vista – Manaus.
Figura 5.7 – Geração Média Esperada no Sistema Boa Vista
No ano de 2009, a carga própria prevista no Sistema Boa Vista é de 164 MW médios,
para uma demanda correspondente de 201 kWh/h, considerando os 80 MW médios da carga
da Celicom. A interligação Brasil – Venezuela é capaz de suprir a carga própria de energia do
sistema até 2013, no entanto, só atende a demanda de ponta até o ano 2008.
A Tabela 5.7 apresenta as economias obtidas com os gastos evitados na aquisição de
combustível para a geração termelétrica e em dispêndios com a CCC, ao longo da vida útil
econômica do projeto (28 anos), devido à implantação da interligação Boa Vista – Manaus.
49 Corresponde ao período de vida útil econômica do sistema de transmissão proposto.
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2010
2011
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2013
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2015
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2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
ANO
MW
med
GT
LT Brasil-Venezuela
Interligação Boa Vista - Manaus = 200 MW
111
Tabela 5.7 – Benefícios Econômicos da Interligação Boa Vista - Manaus
ANO GERAÇÃO TÉRMICA
EVITADA (MW médios)
ECONOMIA ANUAL COM COMBUSTÍVEL
(R$ milhões)
ECONOMIA ANUAL DE CCC-ISOL
(R$ milhões)
2009 0,4 0,51 0,39 2010 1,0 1,28 0,98 2011 2,2 2,81 2,15 2012 3,5 4,46 3,43 2013 4,6 5,87 4,50 2014 5,3 6,76 5,19 2015 15,3 19,51 14,98 2016 26,2 33,42 25,65 2017 37,9 48,34 37,10 2018 50,5 64,41 49,43 2019 62,4 79,59 61,08 2020 75,2 95,91 73,61 2021 88,9 113,39 87,02 2022 103,5 132,01 101,31 2023 119,1 151,91 116,58 2024 133,5 170,27 130,67 2025 148,7 189,66 145,55 2026 164,8 210,20 161,31 2027 181,9 232,01 178,05
2028 a 2036 200,0 255,09 195,76 VPL (2009) 525,60 403,37
Da tabela anterior verifica-se que, ao longo de sua vida útil, a interligação Boa Vista –
Manaus apresenta benefícios de economia de combustível que superam em mais de 4 vezes o
investimento nas obras de transmissão, proporcionando um retorno do capital investido (pay
back) em aproximadamente 12 anos. Da mesma forma, a economia com dispêndios da CCC
são superiores em mais de 3 vezes o investimento nas obras de transmissão.
É possível que a interligação Boa Vista – Maus também faça jus à sub-rogação dos
benefícios do rateio da CCC, conforme previsto na Resolução ANEEL no 784, de 24/12/2002,
uma vez que evitará dispêndios com derivados de petróleo, caso a expansão do Sistema Boa
Vista após o esgotamento da interligação Brasil – Venezuela seja através da termeletricidade.
Neste caso, o investimento necessário a sua implementação pode ser ressarcido em até 75%.
112
6 – CONCLUSÕES
Este trabalho tem como objetivo geral o estudo e a proposição de alternativas de
suprimento de energia elétrica aos sistemas isolados da Amazônia. Estas alternativas são
baseadas em projetos de interligação elétrica, que possibilitam a interconexão desses sistemas
isolados ao Sistema Interligado Nacional.
A conclusão principal é que os projetos de interligação elétrica entre o SIN e os
sistemas isolados mais expressivos, além de apresentarem viabilidade econômica,
possibilitam a integração da Região Amazônia ao processo de desenvolvimento nacional.
Entende-se por sistemas isolados mais expressivos aqueles que atendem as capitais dos
estados do Amazonas, Acre, Amapá, Rondônia e Roraima e localidades do interior a elas
interligadas, que respondem por cerca de 81% do mercado de energia elétrica dos sistemas
isolados da Amazônia e por 73% das despesas com combustíveis na geração termelétrica.
A interligação ao SIN dos sistemas isolados que suprem Manaus, Amapá e localidades
do Pará e Amazonas situadas na margem esquerda do rio Amazonas, constitui-se em um
abrangente projeto de desenvolvimento regional, uma vez que estará atendendo três estados
amazônicos. O mercado beneficiado por esse projeto representa 57,5% do mercado total dos
sistemas isolados, onde se concentra atualmente uma população de cerca de 2 milhões de
habitantes.
O sistema de transmissão proposto para essa interconexão demandará recursos da
ordem de US$ 994 milhões. A economia proporcionada devida apenas ao consumo de
combustível evitado em dois anos de operação desse sistema, é suficiente para cobrir os
custos de implantação do empreendimento, o que demonstra sua excepcional atratividade.
Outro projeto de interligação de menor monta, mas de grande importância para a
integração regional da Amazônia é a interconexão elétrica dos Estados do Acre e Rondônia ao
Sistema Interligado Nacional, via Mato Grosso. O mercado beneficiado por esse projeto
representa 21,5% do mercado total dos sistemas isolados, onde se concentra atualmente uma
população de cerca de 1,2 milhões de habitantes.
Os recursos necessários para a implementação desse projeto são da ordem de US$ 92,6
milhões. Em menos de dois anos de operação, a interligação Rondônia – Mato Grosso já
113
apresenta benefícios proporcionados pela economia de combustíveis e recursos da CCC que
superam o investimento total no empreendimento.
A interligação de Boa Vista ao Sistema Interligado Nacional só será possível se
acontecer antes a interligação Tucuruí-Manaus-Macapá. Ainda assim, esta interligação só será
necessária nos próximos 15 anos, se ocorrer um expressivo aumento na demanda de energia
elétrica no Sistema Boa Vista em 2006, provocado pela instalação de uma planta industrial de
celulose no Estado de Roraima, com capacidade de 80 MW. Neste caso, em 2009 já ocorreria
o esgotamento da capacidade da interligação Brasil – Venezuela.
O mercado abrangido por esse projeto responderá por cerca de 5% do mercado total
dos sistemas isolados, onde se concentra, atualmente, uma população de cerca de
aproximadamente 300 mil habitantes.
Os recursos necessários para a implementação desse projeto são da ordem de US$
121,6 milhões. Em contrapartida, os benefícios associados a esse empreendimento são, por
um lado, o custo evitado na construção de uma segunda linha de transmissão desde Boa Vista
até Las Claritas, na Venezuela, além da compra da energia elétrica da Edelca, ambos
dispêndios em Dólar. Por outro lado, caso se opte pelo suprimento ao Sistema Boa Vista, após
o esgotamento da capacidade da interligação com a Venezuela, através de geração
termelétrica, o benefício da interligação Boa Vista – Manaus passaria a ser a economia em
geração térmica evitada. Neste caso, os benefícios de economia de combustível ao longo da
vida útil do empreendimento superam em mais de 4 vezes o investimento nas obras de
transmissão, proporcionando um retorno do capital investido em aproximadamente 12 anos.
Vale ressaltar que os projetos de interconexão elétrica propostos, podem se beneficiar
da sub-rogação do rateio da CCC, conforme previsto na Resolução ANEEL no 784, de
24/12/2002, já que promovem a substituição, a redução ou evitam dispêndios com derivados
de petróleo. Assim, os investimentos necessários a implementação dos mesmos podem ser
ressarcidos em até 75%, o que os qualifica como excelentes projetos sob a ótica social,
econômica e empresarial.
Com a interconexão elétrica ao Sistema Interligado Nacional, estes sistemas isolados
podem ser operados e expandidos como parte de um grande sistema elétrico interligado,
alcançando, em conseqüência disso, economias de escala. Os benefícios da economia de
114
escala são obtidos através do compartilhamento das reservas operativas e da capacidade
instalada, evitando assim investimentos adicionais em infraestrutura.
Além desses benefícios, os projetos de interconexão elétrica propostos possibilitarão a
melhoria e a confiabilidade no suprimento de energia elétrica aos estados amazônicos, o
aumento da competitividade na Região e o estímulo ao desenvolvimento econômico, se
constituindo, portanto, em importantes instrumentos de desenvolvimento regional.
Vale lembrar que, apesar do crescimento econômico vivenciado pela Amazônia nas
últimas décadas, a dinâmica de desenvolvimento da Região está ainda muito aquém das
demais regiões do país. Uma prova disto é a participação da Amazônia no PIB brasileiro, que
é de aproximadamente 6,4% e se mantém estável por mais de uma década, ainda que sua área
territorial corresponda a 58% do território brasileiro.
A integração dos maiores sistemas isolados da Amazônia ao grande Sistema
Interligado Nacional possibilitará também que todas as regiões brasileiras compartilhem uma
mesma política energética e uma mesma legislação aplicável ao Setor Elétrico.
Outra atratividade da interconexão elétrica dos sistemas isolados da Amazônia ao SIN
é a facilitação do desenvolvimento de outros recursos energéticos da Região, como o gás
natural de Urucu, além de possibilitar a interligação elétrica com outros países, como a
Venezuela, por exemplo.
Embora os projetos de interconexões regionais propostos tenham o potencial de
promover benefícios econômicos, alguns problemas técnicos, fiscais, políticos, comerciais e
ambientais, certamente deverão ser superados.
Apesar da experiência brasileira na construção de grandes obras de transmissão, a
travessia do rio Amazonas é um desafio técnico importante a ser superado. Nada porém que
seja impossível de ser realizado.
A perda na arrecadação de ICMS que alguns estados possam sofrer, devido à brusca
redução na compra de combustível para a geração de energia termelétrica, pode ocasionar
restrições aos projetos de interligação elétrica propostos, com implicações políticas, uma vez
que em vários estados da Amazônia, a receita proveniente deste imposto é bastante
representativa.
115
Outros potenciais prejudicados com a redução do consumo de derivados de petróleo na
Amazônia, como a Petrobrás, por exemplo, certamente utilizarão de pressões políticas para
inviabilizar os projetos propostos, haja vista o provável prejuízo que ela terá com a redução na
produção da Refinaria de Manaus – Reman. Vale ressaltar que o maior beneficiário com os
dispêndios da CCC é a Petrobrás.
Outro problema a ser solucionado refere-se à questão comercial. Distorções na
avaliação dos projetos propostos podem ocorrer ao se tentar comparar os preços da energia
elétrica praticada no SIN, com os preços praticados pelas concessionárias que atuam nos
sistemas isolados, devido aos subsídios embutidos na estrutura de preços destas últimas.
Embora os projetos de interconexões elétricas promovam também impacto ao meio
ambiente, este impacto precisa ser comparado aos problemas ambientais provocados pela
queima de combustível fóssil para a produção de eletricidade. Combustíveis fósseis usados na
geração termelétrica emitem poluentes que conduzem a degradação da qualidade do ar e
promovem mudanças climáticas. A crescente emissão desses poluentes numa região tão
sensível quanto a Região Amazônica é motivo de grande preocupação.
O estudo demonstra também que a maioria dos sistemas isolados do interior da
Amazônia não proporciona possibilidades de receitas e/ou redução de despesas que
promovam a recuperação do capital investido em obras de interligação elétrica. Estes sistemas
estão localizados distantes das redes de transmissão existentes ou previstas num futuro
próximo e apresentam, geralmente, mercados consumidores de energia elétrica bastante
reduzidos. Tais fatores inviabilizam a interligação desses sistemas ao SIN num horizonte de
curto e médio prazo.
A utilização de fontes não convencionais de geração de energia elétrica, como a solar,
a biomassa, as microcentrais hidrelétricas, entre outras, são alternativas interessantes para o
suprimento de eletricidade a esses pequenos sistemas isolados, num contexto de
desenvolvimento sustentável.
116
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121
ANEXO A – SISTEMAS ISOLADOS DA AMAZÔNIA
122
Figura A.1 - Sistemas Isolados de Roraima
DMU / Engº Cesar Almeida Téc. Júnior
SEM GERAÇÃOCOM GERAÇÃO AUTORIZADA PELO DNAEECOM GERAÇÃO CERINTERLIGAÇÃO CER/ELETRONORTEINTERLIGAÇÃO UHE ALTO JATAPÚPRINCIPAIS LOCALIDADES CER/DNAEESUBESTAÇÃO ABAIXADORALINHA 69 kWLINHA 13,8 kW
LEGENDA:
SERRA DO SOL
SANTA ELENADE UAIREM
UIRAMUTÃ
PUXA FACA
SOCÓ
MAL. MARACANÃ
CANTA GALONORMANDIA
MAL. NAPOLEÃO
MAL. GUARIBA
MAL. RAPOSA
MAL. VISTA ALEGRE
VILA MILAGRE
BONFIMTUCANO
MAL. MANOÁMAL. PIUMMAL. MOSCOW
SÃO FRANCISCO
MUTUM
ÁGUA FRIA
SUAPI
SOROCAIMAMAL. BANANALMAL. BOCA DA MATA
MAL. OLHO D'ÁGUA
SURUMU
CONTÃO
MAL. XUMINATRÊS CORAÇÕES
MAL. ARAÇADO AMAJARI
MAL. ARAÇADO SURUMU
MAL. FLEXAL
MAL. AMAJARI
AMAJARI
MAL. CURICACAMAL. STA. ROSA
CABO SOBRAL
TEPEQUÉMTRAIRÃO
PACARAIMA
MAL. BALA
NOVA ESPERANÇA
SERRA DA MOÇA
CANAUANIMMAL. TABALASCADA
TITIARRE
PAREDÃO
ALTO ALEGRE
SUCUBA
TAMANDARÉ
MUCAJAÍSÃO RAIMUNDO
SERRA GRANDE II VILA VILENAVILA CENTRAL
CAMPOS NOVOS
SANTA RITAVILA UNIÃO
MAL. DOJATAPUZINHO
CARACARAÍVISTA ALEGREPETROLINA DO NORTE
NOVO PARAÍSOVILA MODERNA
RORAINÓPOLIS
SÃO LUIZ DO ANAUÁ
SÃO JOÃO DA BALIZACAROEBE
ENTRE RIOS
UHE ALTO JATAPU
NOVA COLINA
STA. MARIA DO BOIAÇÚ
SACAÍ
SAMAÚMA
JUNDIÁ
VILA EQUADOR
LAGO GRANDECAICUBI
TERRA PRETA
ITAQUERACACHOIRINHA
DONA COTA
REMANSOFLORESTA
SANTA MARIADO XERUINI
PANACARICAS. FRANCISCO DO BAIXO RIO BRANCO
MARTINS PAREIRA
SERRA DO ITÁ
FELIX PINTO
VILA SÃO JOSÉ
APIAÚVILA DA PENHA
ROXINHO
LAMA PRATA
VILA IRACEMA
SÃO SILVESTRE
ANTÔNIO CAMPOS
SERRA GRANDE CANTÁ
MAL. MALACACHETA
MALOCA DA BARATAPASSARÃO
SANTA CECÍLIA
MAL. S. MARCOS
TAIANOBOA VISTA
VENEZUELA
VENEZUELA
AMAZONAS
PARÁ
GUIANA
123
Figura A.2 - Sistemas Isolados do Amapá
124
Figura A.3 - Sistemas Isolados do Amazonas
125
Figura A.4 - Sistemas Isolados do Acre
126
Figura A.5 - Sistemas Isolados de Rondônia
127
Figura A.6 - Sistemas Isolados do Pará
FaroTerra Santa
Oriximiná
ÓbidosAlenquer
Monte AlegrePrainha
Almeirim
Juruti
Portel
Porto de Moz
Gurupá
Afuá
Breves
CurralinhoS.S.Boa Vista
Oeiras do Pará
MuanáP. Pedras
C. do Arari
SalvaterraSoure
Nova Esperança do Piriá
Barreira do Campo
Bannach
Santana do Araguaia
Jacareacanga
Novo Progresso
Sta. Cruz do Arari
Chaves
Bagre
Anajás
MelgaçoCuruá
Aveir
USINA DIESELÉTRICA EMCONSTRUÇÃO/PLANEJADA
L E G E N D A
USINA DIESELÉTRICA EM OPERAÇÃO
Fordlândia
Castelo dos SonhosSta.Maria das Barreiras
128
Figura A.7 - Sistemas Isolados de Mato Grosso
129
ANEXO B – DETALHAMENTO DOS PROJETOS DE
INTERCONEXÃO ELÉTRICA PROPOSTOS
130
B.1 - Interligação Tucuruí – Manaus – Macapá
a) Diagrama Unifilar Esquemático
Figura B.1 – Diagrama Unifilar da Interligação Tucuruí-Manaus-Macapá
b) Resumo Descritivo
O sistema de transmissão proposto entre a UHE Tucuruí e Manaus (SE Cariri)
compreende cerca de 1.430 km de linha de transmissão em 500 kV, circuito simples, com um
feixe de 4 condutores 954 MCM por fase, montado em estrutura compacta tipo auto-portante,
com o estabelecimento de 2 subestações abaixadoras em Tucuruí (500/230/13,8 kV) e Cariri
(500/230/13,8 kV) e 4 subestações seccionadoras/abaixadoras localizadas em Altamira/PA
(SE Xingu - 500/230/13,8 kV), em Almeirim/PA (SE Jurupari – 500/230/13,8 kV), em
Oriximiná/AM (SE Oriximiná – 500/138/13,8 kV) e em Itapiranga/AM (SE Itapiranga –
500/138/13,8 kV) para o atendimento às localidades da margem esquerda do Pará e
Amazonas. O atendimento ao Amapá se fará através de uma linha de transmissão com 315 km
de extensão em 230 kV, circuito simples, com 2 condutores 795 MCM por fase, montado em
estrutura compacta tipo auto-portante, interligando a SE Jurupari à SE Santana (230/13,8 kV),
em Macapá, com uma subestação seccionadora/abaixadora intermediária em Monte Dourado
(230/138/13,8 kV).
131
c) Investimentos Necessários
Tabela B.1 - Investimentos na Interligação Tucuruí-Manaus-Macapá
INVESTIMENTOS US$ x mil
SUBESTAÇÕES 541.035,55 - SE Tucuruí 3.151,00 - SE Xingu 97.891,90 - SE Jurupari 105.772,64 - SE Oriximiná 101.263,00 - SE Itapiranga 95.567,13 - SE Cariri 106.096,66 - SE Monte Dourado 14.371,78 - SE Macapá 16.921,44
LINHAS DE TRANSMISSÃO 453.590,00 - Tucuruí – Manaus: LT 500 kV, CS, 4#954 MCM/Fase – 1.430 km 312.550,00 - SE Jurupari – Macapá: LT 230 kV, CS, 2#795 MCM/Fase - 315 km 36.540,00 - Travessia do rio Amazonas 72.000,00 - Acessos + apoio rodoviário 32.500,00
TOTAL 994.625,55
132
B.2 - Interligação Rondônia – Mato Grosso
a) Diagrama Unifilar Esquemático
Figura B.2 – Diagrama Unifilar da Interligação Rondônia – Mato Grosso
b) Resumo Descritivo
O sistema de transmissão proposto que permitirá a interligação elétrica entre os
estados de Rondônia e Mato Grosso, prevê a necessidade da implantação dos seguintes
trechos de linhas de transmissão:
- Segundo circuito da LT Samuel – Ariquemes – Ji-Paraná, com 150 km de extensão, em
230 kV, circuito simples, um condutor 795 MCM por fase;
- LT Ji-Paraná – Pimenta Bueno – Vilhena, com 279 km de extensão, em 230 kV,
circuito simples compacto, 2 cabos 795 MCM por fase;
- LT Vilhena – Jauru, com 330 km de extensão, em 230 kV, circuito simples compacto,
2 cabos 795 MCM por fase.
Todas as linhas serão montadas em estruturas compactas tipo auto-portante.
Além dos reforços nas subestações existentes de Samuel, Ariquemes e Ji-Paraná (RO) e na SE
Jauru (MT), prevê-se a construção das SE’s intermediárias de Pimenta Bueno (230/13,8 kV) e
Vilhena (230/13,8 kV).
133
c) Investimentos Necessários
Tabela B.2 - Investimentos na Interligação Rondônia – Mato Grosso
INVESTIMENTOS US$ x mil
SUBESTAÇÕES 10.979,15 - SE Samuel 1.015,00 - SE Ariquemes 1.433,79 - SE Ji-Paraná 1.015,00 - SE Pimenta Bueno 2.622,00 - SE Vilhena 3.250,18 - SE Jauru 1.643,18
LINHAS DE TRANSMISSÃO 81.612,00 - Samuel – Ariquemes – Ji-Paraná: LT 230 kV, CS, 1#795 MCM/Fase - 150 km 12.300,00 - Ji-Paraná – Pimenta Bueno: LT 230 kV, CS, 2#795 MCM/Fase - 119 km 13.452,00 - Pimenta Bueno – Vilhena: LT 230 kV, CS, 2#795 MCM/Fase - 160 km 18.240,00 - Vilhena – Jauru: LT 230 kV, CS, 2#795 MCM/Fase - 330 km 37.620,00
TOTAL 92.591,15
134
B.3 - Interligação Boa Vista - Manaus
a) Diagrama Unifilar Esquemático
Figura B.3 – Diagrama Unifilar da Interligação Boa Vista – Manaus
SE/UHE BALBINA
SE MANAUS 20km
- D
2 - 2
x636
MC
M
116,5km - D2 - 2x636MCM
116,5 km - D1 - 2x636MCM
41,5
km
- D
1 - 2
x636
MC
M
13,8/69/230kV3x150MVA
230 kV
69 kV
SE CARIRÍ230 kV SE ITACOATIARA
230 kV
230 kV
5 x 50MW
230/13,8kV5 x 62,5MVA
15MVA
13,8 kV
SE P. FIGUEIREDO
LT TUCURUÍ - MANAUS
SE INTERMEDIÁRIA
SE BOA VISTA
VENEZUELA
230/69/13,8kV2x60,0MVA
500/230/13,8kV3x750MVA
SE PEDREIRAS
206,0km - D1 - 1x795MCM
230 kV
230 kV
69 kV
500 kV
41,5
km -
D2
- 2x6
36M
CM
20km
- D
1 - 2
x636
MC
M30
0 km
- 2
x 79
5 M
CM
- C
S35
0 km
- 2
x 79
5 M
CM
- C
S
230 kV
30MVA
69 kV
230 kV
2x100MVA
69 kV
b) Resumo Descritivo
O sistema de transmissão proposto para a interligação de Boa Vista à Manaus (SE
Boa Vista – SE Presidente Figueiredo) compreende cerca de 650 km de linha de transmissão
em 230 kV, circuito simples, com 2 condutores 795 MCM por fase, montado em estrutura
compacta tipo auto-portante, com o estabelecimento de 1 subestação intermediária
seccionadora/abaixadora (230/69/13,8 kV) para o atendimento à região sul do Estado de
Roraima. Na SE Presidente Figueiredo esta linha de transmissão de conectará à LT UHE
Balbina – Manaus (230 kV, circuito duplo, 2#636 MCM/Fase), que por sua vez se conectará
na futura SE Cariri, ponto de chegada da LT Tucuruí – Manaus.
135
c) Investimentos Necessários
Tabela B.3 - Investimentos na Interligação Boa Vista – Manaus
INVESTIMENTOS US$ x mil
SUBESTAÇÕES 24.093,00 - SE Boa Vista 1.990,00 - SE Intermediária 12.610,00 - SE Presidente Figueiredo 9.493,00
LINHAS DE TRANSMISSÃO 97.500,00 - Boa Vista – P.Figueiredo: LT 230 kV, CS, 2#795 MCM/Fase - 650 km 97.500,00
TOTAL 121.593,00