PROJETO DE P&D “PANORAMA E ANÁLISE COMPARATIVA … · energia elétrica acionais projeto de p&d “panorama e anÁlise comparativa da tarifa de energia elÉtrica do brasil com

PROJETO DE P&D “PANORAMA E ANÁLISE

COMPARATIVA DA TARIFA DE ENERGIA ELÉTRICA

DO BRASIL COM TARIFAS PRATICADAS EM PAÍSES

SELECIONADOS, CONSIDERANDO A INFLUÊNCIA DO

MODELO INSTITUCIONAL VIGENTE”

RELATÓRIO V – FORMAÇÃO DE CUSTOS E PREÇOS

DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA

JANEIRO / 2015

Projeto de P&D CPFL / GESEL (SRE / ANEEL)

2 ________________________________________________________________________________________ P&D de Tarifas Internacionais: Produto 5 – Formação de Custos e Preços de Geração e Transmissão

APRESENTAÇÃO

Como se compara a tarifa de energia elétrica no Brasil com a praticada em outros países?

Conforme sublinhado no primeiro Relatório desse Projeto de P&D, esta é uma pergunta frequentemente levantada no Brasil em anos recentes.

No presente Documento, quinto Relatório de Projeto, pretende-se desenvolver subsídios para permitir analisar os resultados de comparação entre tarifas de países

distintos, de modo a entender razões que expliquem diferenças tarifárias, analisando-se a questão desde o ponto de vista dos formadores de custos e preços de dois dos mais importantes componentes da tarifa do Consumidor final, quais sejam, os custos de geração e de transmissão de energia elétrica e seu rebatimento nos preços desses componentes que, efetivamente, irão atuar como formadores da tarifa.

Nessa perspectiva, o foco do presente Relatório está centrado no desenvolvimento da base conceitual da formação dos custos (e preços) de geração e transmissão, associados aos Sistemas de Potência que garantem o suprimento do mercado consumidor de cada País.

De posse do racional de formação dos custos e preços desses dois importantes

segmentos da indústria elétrica, objetiva-se realizar uma análise comparativa das tarifas residenciais e industriais dos países levantados no decurso do atual Projeto, acrescentando-se uma “análise - diagnóstico” dessas diferenças, tendo como alicerce o arcabouço conceitual desenvolvido na etapa de prospecção metodológica ora finalizada.



RELATÓRIO V – Formação de custos e preços de geração e transmissão de energia elétrica acionais

PROJETO DE P&D “PANORAMA E ANÁLISE COMPARATIVA DA TARIFA DE ENERGIA ELÉTRICA

DO BRASIL COM TARIFAS PRATICADAS EM PAÍSES SELECIONADOS, CONSIDERANDO A

INFLUÊNCIA DO MODELO INSTITUCIONAL VIGENTE”

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ............................................................................................. 10

1.1 Síntese e Objetivo ............................................................................................ 10

1.2 Determinantes dos Custos de Geração de Energia Elétrica ........................... 10

1.3 Determinantes dos Custos de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica 12

2 FORMAÇÃO DE CUSTOS DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA .................. 14

2.1 Custos na geração de energia elétrica ............................................................ 14

2.1.1 Custos globais ........................................................................................................ 14

2.1.2 Custos de investimento ......................................................................................... 15

2.1.3 Custos Marginais ................................................................................................... 16

2.1.4 Custos financeiros ................................................................................................. 16

2.1.5 Custos operacionais .............................................................................................. 17

2.2 Composição global de custos na implantação de empreendimentos de Geração de Energia Elétrica ............................................................................................. 18

2.2.1 Considerações gerais ............................................................................................. 18

2.2.2 Custos na implantação de usinas hidroelétricas - UHE ......................................... 18

2.2.2.1 CARACTERIZAÇÃO DAS COMPONENTES DOS CUSTOS DE INVESTIMENTO EM HIDRELÉTRICAS ................ 18



2.2.2.2 CUSTOS DE PROJETO - UHE ................................................................................................... 21

2.2.2.3 CUSTOS COM OBRAS CIVIS - UHE ........................................................................................... 22

2.2.2.4 CUSTOS COM EQUIPAMENTOS - UHE ...................................................................................... 22

2.2.2.5 CUSTOS FINANCEIROS - UHE ................................................................................................. 22

2.2.2.6 CUSTOS AMBIENTAIS - UHE .................................................................................................. 23

2.2.2.7 CUSTOS COM ESTUDOS DE VIABILIDADE E INSTALAÇÃO DA INFRAESTRUTURA - UHE .......................... 23

2.2.2.8 CUSTOS COM LINHAS DE TRANSMISSÃO PARA CONEXÃO DA USINA - UHE ....................................... 24

2.2.2.9 CUSTOS OPERACIONAIS - UHE ............................................................................................... 24

2.2.3 Custos na implantação de Usinas Termelétricas - UTE ......................................... 24

2.2.3.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS ....................................................................................................... 24

2.2.3.2 CUSTOS DE PROJETO - UTE ................................................................................................... 26

2.2.3.3 CUSTOS COM INFRAESTRUTURA - UTE..................................................................................... 27

2.2.3.4 CUSTOS COM EQUIPAMENTOS - UTE ...................................................................................... 27

2.2.3.5 CUSTOS FINANCEIROS - UTE .................................................................................................. 28

2.2.3.6 CUSTOS AMBIENTAIS - UTE ................................................................................................... 28

2.2.3.7 CUSTOS COM LINHAS DE TRANSMISSÃO - UTE........................................................................... 29

2.2.3.8 CUSTOS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO - UTE ......................................................................... 29

2.2.3.9 CUSTOS COM COMBUSTÍVEIS - UTE ........................................................................................ 30

2.2.4 Custos na implantação de usinas eólicas - EOL ..................................................... 30

2.2.4.1 CUSTOS DE PROJETO - EOL ................................................................................................... 32

2.2.4.2 CUSTOS COM INFRAESTRUTURA - EOL ..................................................................................... 33

2.2.4.3 CUSTOS COM EQUIPAMENTOS - EOL ....................................................................................... 33

2.2.4.4 CUSTOS FINANCEIROS - EOL .................................................................................................. 34

2.2.4.5 CUSTOS COM LINHAS DE TRANSMISSÃO - EOL ........................................................................... 35

2.2.4.6 CUSTOS OPERACIONAIS - EOL ................................................................................................ 35

2.2.4.7 ASPECTOS AMBIENTAIS - EOL ................................................................................................ 36

2.2.4.8 CUSTOS REGULATÓRIOS ........................................................................................................ 37



2.2.5 Abordagem comparativa....................................................................................... 37

2.3 Comparação Econômica de Projetos de Geração ............................................. 39

2.3.1 Finalidade .............................................................................................................. 39

2.3.2 Custo Total de Geração ......................................................................................... 39

2.3.3 Custo Unitário de Geração e suas Componentes ................................................. 41

2.3.3.1 CÁLCULO DO CUSTO UNITÁRIO DE INVESTIMENTO ...................................................................... 41

2.3.3.2 CÁLCULO DO CUSTO UNITÁRIO DE COMBUSTÍVEL (CUC) ............................................................ 44

2.3.3.3 CÁLCULO DO CUSTO UNITÁRIO DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO ( CUO&M ).................................. 44

2.3.4 Custos Unitários de Energia e Potência ................................................................ 45

2.3.5 Análise de sensibilidade do Custo Unitário de Geração em função da Potência Instalada e do Fator de Capacidade para Usinas Hidrelétricas ............................. 46

2.3.6 Caso Exemplo de Comparação Econômica entre Projetos de Geração ................ 52

3 FORMAÇÃO DE CUSTOS DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELÉTRICA ............ 55

3.1 Caracterização dos Custos de transmissão e distribuição de energia elétrica – Custos Globais ................................................................................................... 55

3.2 Custos de Investimento ..................................................................................... 55

3.2.1 Considerações Gerais ............................................................................................ 56

3.2.1.1 ARRANJO FÍSICO DOS CONDUTORES ........................................................................................ 56

3.2.1.2 MODALIDADE DE TRANSMISSÃO ............................................................................................ 56

3.2.1.3 PERÍODO DE MATURAÇÃO DO EMPREENDIMENTO ..................................................................... 58

3.2.2 Custos de Projeto .................................................................................................. 58

3.2.3 Custos dos Componentes e equipamentos .......................................................... 59

3.2.3.1 LINHAS DE TRANSMISSÃO ..................................................................................................... 59

3.2.3.2 SUBESTAÇÕES ..................................................................................................................... 60



3.2.4 Terrenos e Faixas de Passagem (Servidão) ........................................................... 60


3.2.4.2 SUBESTAÇÕES ..................................................................................................................... 60

3.2.5 Obras Civis e Montagem ....................................................................................... 61


3.2.5.2 SUBESTAÇÕES ..................................................................................................................... 61

3.2.6 Custos Financeiros ................................................................................................ 61

3.2.7 Custos Ambientais ................................................................................................. 61

3.3 Custos Operacionais .......................................................................................... 62

3.4 Metodologia para determinação aproximada de Custos de Sistemas de Transmissão ....................................................................................................... 64

3.4.1 Custos de Investimento em Equipamentos de Linhas de Transmissão ................ 64

3.4.2 Custo das Perdas em Transmissão ........................................................................ 65

3.4.3 Custos de Transformadores e Auto-transformadores .......................................... 66

3.4.4 Custos de Reatores................................................................................................ 67

3.4.5 Custo de Condensadores Série ............................................................................. 67

3.4.6 Custo de Subestações ........................................................................................... 68

3.4.7 Condutor Econômico para uma Linha de Transmissão ......................................... 69

3.4.8 Limitações da Transmissão de Potência pelas Linhas ........................................... 74

3.4.8.1 CAPACIDADE DE CORRENTE ................................................................................................... 74

3.4.8.2 QUEDA DE TENSÃO .............................................................................................................. 76

3.4.8.3 ESTABILIDADE E LIMITAÇÃO DE POTÊNCIA DEVIDO À IMPEDÂNCIA DO SISTEMA ................................ 76

4 AVALIAÇÃO DOS FATORES INFLUENTES NA FORMAÇÃO DOS CUSTOS E PREÇOS DE GERAÇÃO E REDES DE TRANSPORTE ................................... 78



4.1 Considerações Gerais ........................................................................................ 78

4.2 Fatores Influentes na Formação dos Custos e Preços de Geração ................... 78

4.2.1 Tipo de Fonte Primária .......................................................................................... 78

4.2.2 Restrições Socioambientais (Legislação Ambiental) ............................................. 78

4.2.3 Restrições Operativas ........................................................................................... 79

4.2.4 Tributação ............................................................................................................. 80

4.2.5 Origem dos Insumos (nacional / importado) e Regime Cambial .......................... 80

4.2.6 Custo de Oportunidade de Capital ........................................................................ 81

4.2.7 Disponibilidade de Financiamentos a taxas diferenciadas ................................... 83

4.2.8 Subsídios / Incentivos setoriais ............................................................................. 84

4.2.9 Política de Combustível ......................................................................................... 84

4.2.10 Porte do Mercado x nível de competição entre fornecedores de bens e serviços ................................................................................................................. 85

4.2.11 Parque industrial existente no País (novo x sucateado e porte) .......................... 85

4.2.12 Industrialização (tendências) ................................................................................ 85

4.2.13 Evolução Tecnológica x nível de automação dos empreendimentos ................... 85

4.2.14 Infraestrutura existente ........................................................................................ 86

4.2.15 Fator de Carga do Mercado x Fator de Capacidade .............................................. 86

4.2.16 Critério de Garantia de Suprimento / Confiabilidade ........................................... 86

4.2.17 Política Energética ................................................................................................. 87

4.2.18 Parcela da produção destinada a mercado interno e parcela destinada à exportação. ........................................................................................................... 87



4.2.19 Proximidade das Fontes principais aos centros de carga do sistema ................... 88

4.3 Fatores Influentes na Formação dos Custos e Preços de Transporte de Energia Elétrica ............................................................................................................... 88

4.3.1 Distâncias médias envolvidas no desenvolvimento dos corredores de transmissão e Distribuição ........................................................................................................ 88

4.3.2 Densidade de carga dos subsistemas atendidos pelas redes de transmissão e distribuição ............................................................................................................ 88

4.3.3 Modalidade de transmissão (aérea x subterrânea) .............................................. 89

4.3.4 Níveis de tensão característicos ............................................................................ 89

4.3.5 Legislação ambiental. ............................................................................................ 89

4.3.6 Existência de regiões protegidas ao longo das rotas ............................................ 90

4.3.7 Permissão ou não para uso da faixa de passagem (Servidão) .............................. 90

4.3.8 Carga de Vento ...................................................................................................... 90

4.3.9 Custo de Oportunidade de Capital ........................................................................ 90

4.3.10 Origem dos Insumos (nacional x importado) ........................................................ 91

4.3.11 Regime Cambial ..................................................................................................... 91

4.3.12 Nível de competição (insipiente x acirrada) .......................................................... 91

4.3.13 Equipamentos (cadeia industrial) ......................................................................... 91

4.3.14 Evolução Tecnológica na transmissão propriamente dita e no parque industrial ............................................................................................................... 92

4.3.15 Infraestrutura ........................................................................................................ 92

4.3.16 Existência de mão de obra qualificada para construção e operação das Linhas de Transmissão e Subestações ................................................................................... 92

4.3.17 Nível de automação dos Sistemas ........................................................................ 93



5 ATRIBUTOS DE CUSTOS DE EMPREENDIMENTOS E EXEMPLOS DE APLICAÇÃO NO DISGNÓSTICO DA DIFERENÇA DE NÍVEL TARIFÁRIO ENTRE PAÍSES .......................................................................................... 94

5.1 Introdução ......................................................................................................... 94

5.2 Recursos naturais. ............................................................................................. 94

5.2.1 Hidroeletricidade .................................................................................................. 96

5.2.2 Termoeletricidade ................................................................................................. 97

5.2.3 Nuclear- urânio ................................................................................................... 100

5.2.4 Energia Eólica e Solar .......................................................................................... 104

5.3 Legislação Ambiental. ..................................................................................... 107

5.4 Restrições Operacionais .................................................................................. 109

5.5 Câmbio ............................................................................................................ 110

5.6 Custos de Oportunidade do Capital. ............................................................... 111

5.7 Políticas Publicas. ............................................................................................ 112

5.8 Porte do mercado e nível de competição entre agentes................................ 113

5.9 Qualidade e atualidade do parque de infraestrutura ..................................... 113

5.10 Contexto da Industrialização do País .............................................................. 115

5.11 Observações finais. ......................................................................................... 116

6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................ 117



1 INTRODUÇÃO

1.1 Síntese e Objetivo

Esse documento compreende o quinto Relatório previsto no Projeto de P&D “Panorama e Análise comparativa da Tarifa de Energia Elétrica do Brasil com Tarifas

praticadas em Países Selecionados, considerando a influência do Modelo Institucional vigente” (Produto 1).

O objetivo do presente Projeto de P&D se resume em desenvolver e aplicar uma metodologia robusta e consistente, de forma a permitir uma análise comparativa adequada das tarifas de energia elétrica praticadas internacionalmente, apresentando

as principais causas das discrepâncias verificadas.

Essa análise comparativa também tem a finalidade de explicitar as reais causas das diferenças existentes entre as tarifas pagas pelo consumidor final no Brasil quando comparado com outros países. Finalmente, se pretende, ao desenvolver estas contribuições, criar condições para que ocorra o aprimoramento do processo de concepção de tarifas de energia elétrica no Brasil

Com relação ao Relatório de Produto V, seu objetivo principal é discutir do ponto de vista comparativo, as tarifas de energia elétrica das classes de consumo residencial e industrial, buscando a explicitação da formação dos custos e seu rebatimento na formação dos preços e/ou tarifas de geração e transmissão de energia elétrica, de modo a entender os fundamentos que expliquem diferenças tarifárias importantes que

tenham sido encontradas na análise tarifária prospectiva reportada no Relatório III, sempre tendo em vista que estes desenvolvimentos tem elevado potencial de aplicabilidade futura no Brasil.

1.2 Determinantes dos Custos de Geração de Energia Elétrica

A vertente metodológica, referente aos determinantes dos custos de geração de energia elétrica, compreende os itens que serão primeiramente conceituados para fins de definição da própria sistemática para diagnóstico das diferenças tarifárias, em função dos parâmetros de formação de custo.

Nesse âmbito de premissas, os custos de geração serão inicialmente esquadrinhados a partir dos seus formadores básicos, quais sejam, (i) os custos de investimento e (ii) os custos de operação e (iii) os custos de manutenção fixos e variáveis.



Depois de avançar nos componentes básicos da formação dos custos de geração de

energia elétrica, serão elencados e discutidos Fatores Influentes na formação dos custos, de forma a permitir dispor dos subsídios básicos e fundamentais para explicar as diferenças entre custos de geração quando se compara os componentes da tarifa de cada País.

Os fatores a serem enfocados no seguimento desse Relatório e que influem de forma importante na formação final dos custos de geração, são citados a seguir e serão melhor caracterizados em Capítulo específico.

i. Tipo de Fonte Primária

ii. Restrições Sócio Ambientais (Legislação Ambiental)

iii. Restrições Operativas

iv. Tributação

v. Origem dos Insumos (nacional / importado)

vi. Custo de Oportunidade de Capital

vii. Regime cambial

viii. Disponibilidade de Financiamentos a preços diferenciados

ix. Subsídios / Incentivos setoriais

x. Políticas de Combustível

xi. Porte do Mercado x nível de competição

xii. Parque industrial existente no País (novo x obsoleto - podendo estar mal ou bem conservado - e porte)

xiii. Industrialização (tendências)

xiv. Evolução Tecnológica x nível de automação dos empreendimentos

xv. Infraestrutura existente

xvi. Fator de Carga do Mercado x Fator de Capacidade



xvii. Critério de Garantia de Suprimento / Confiabilidade

xviii. Política Energética

xix. Parcela da produção destinada a mercado interno e parcela destinada à exportação.

xx. Parcela de importação destinada ao atendimento do mercado interno.

xxi. Preços e volumes de importações e exportações.

xxii. Proximidade das Fontes principais aos centros de carga do sistema

Por óbvio, que na aplicação de tais conceitos para explicar diferenças de custos de geração importantes, entre países distintos, o nível de qualidade e detalhamento das informações pode não permitir uma perfeita identificação da influência de todos esse fatores, impondo a que se recorra a adequadas agregações / simplificações na análise e diagnóstico dessas diferenças.

1.3 Determinantes dos Custos de Transmissão e Distribuição de

Energia Elétrica

Por seu turno, os Custos de Transmissão e Distribuição serão também subdivididos nas componentes de (i) custos de investimento; (ii) custos de operação e manutenção. Também, de forma similar àquela desenvolvida para tratar a formação dos Custos de

Geração, serão identificados e caracterizados fatores influentes na formação dos custos de transmissão, podendo-se citar a princípio a relação que se segue.

i. Distâncias médias envolvidas no desenvolvimento dos corredores de transmissão e Distribuição

ii. Densidade de carga dos subsistemas atendidos pelas redes de transmissão

iii. Modalidade de transmissão (aérea x subterrânea)

iv. Níveis de tensão característicos

v. Legislação ambiental.

vi. Existência de regiões protegidas ao longo das rotas



vii. Permissão ou não para uso da faixa de passagem (Servidão)

viii. Custo de Oportunidade de Capital

ix. Origem dos Insumos (nacional x importado)

x. Regime Cambial

xi. Nível de competição (insipiente x acirrada)

xii. Equipamentos (cadeia industrial)

xiii. Evolução Tecnológica na transmissão propriamente dita e no parque industrial.

xiv. Infraestrutura

xv. Existência de mão de obra qualificada para construção e operação das Linhas de Transmissão e Subestações

xvi. Nível de automação dos Sistemas

Em um trabalho dessa envergadura, da mesma forma que no caso da formação de custos de geração, pode haver dificuldade de reconhecimento de todos esses fatores, para efeito de diagnóstico de diferenças importantes de custo de transmissão entre países, impondo que se recorra a agregações / simplificações.



2 FORMAÇÃO DE CUSTOS DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Nesse Capítulo, discute-se a formação dos Custos de Geração de Energia Elétrica, a partir de seus conceitos básicos, já que a formação de preços, nos sistemas desregulados, de toda forma se embasa na formação de custos, enquanto que nos sistemas regulados no segmento de geração, a formação das tarifas também se embasa nos custos para a definição de montantes a serem reconhecidos nas tarifas.

Para tanto, inicia-se com os conceitos necessários para permitir uma comparação de Projetos de Geração entre si, para efeito de tomada de decisão no âmbito de estudos de Planejamento da Expansão, para na sequência focar a formação de custos de geração hidrelétrica; termelétrica e; fontes renováveis. Fixada uma base conceitual sólida, discute-se em seguida os “Fatores Influentes dos Custos de Geração”, onde se

contempla uma série de Fatores, já citados no Capítulo de “Introdução”, que afetam os custos de referência de geração e condicionam efetivamente os custos a serem de fato praticados no mercado.

2.1 Custos na geração de energia elétrica

2.1.1 Custos globais

Em geral, a geração de energia elétrica pode ser obtida a partir de várias fontes tecnológicas, cada uma associada a distintos custos de implantação dos empreendimentos, os quais irão determinar a competitividade relativa entre diferentes Projetos, conforme se ilustra através de um Caso Exemplo ao final desse

Capítulo.

Para Fortunato et al (1990) o planejamento do sistema de geração abrange aspectos econômicos e de garantia de atendimento ao mercado que refletem o “trade-off” entre a qualidade do serviço obtido e seu custo. Coloca ainda que os componentes fundamentais dos custos de uma usina são:

Investimento na usina: representa o capital empregado para implantar o Projeto;

Juros durante a construção da usina: representa o custo de oportunidade do capital no período que antecede a geração de receitas;

Investimento em transmissão associado à usina;

Juros durante a construção da transmissão;

Operação e manutenção na usina: são os custos de exploração da usina;

Custos de combustível: representa as despesas com combustível, sendo parcela importante dos custos de usinas termoelétricas. No caso de hidroelétricas podem representar o pagamento de direitos pela utilização da água (royalties).



Reis (2011) enfatiza também essa mesma situação, colocando que os custos na

geração são extremamente relevantes na formação do preço global de energia do Sistema, sendo, portanto, imprescindível uma análise de suas características em função dos diversos tipos de usinas e suas condições operativas.

Para Martins (2001), a integração de custos de qualquer projeto é o resultado de um alinhamento entre o processo de gestão dos custos e o processo de gestão da empresa como um todo. A previsão do custo da construção de uma usina geradora de eletricidade é necessária e de muita importância antes do planejamento e elaboração de projetos e deve ser usado como um instrumento de suporte à tomada de decisão pelo empreendedor.

Fundamentalmente além da previsão inicial dos custos, quanto mais longos forem os

prazos de maturação do projeto e construção de uma usina elétrica, maiores serão as possibilidades de que alterações econômicas e tecnológicas comprometam os custos inicialmente previstos para execução do empreendimento. Outro entrave são as exigências ambientais, sendo relativamente frequente o fato de que a legislação sobre o meio ambiente, vem afetando alguns cronogramas de obra com leis antipoluição e regulamentações para diminuição do impacto ambiental de modo geral. Em alguns casos a implantação de metas com relação aos custos previstos na obra, é excedida em função de aspectos legislativos, regulatórios, financeiros e institucionais do controle e da preservação ambiental.

2.1.2 Custos de investimento

No caso da geração de energia elétrica, os custos de investimento são distribuídos durante a construção do projeto e compreendem os desembolsos nesse período, pelo que também devem ser considerados os juros da construção, conforme se detalhará posteriormente. De forma simples a parcela relativa aos custos de investimento pode ser calculada pela seguinte fórmula:

CI = I x FRC / (PI x FCMáx x 8.760) Em que:

I = Investimento considerando os juros durante a construção;

PI = Potência instalada (MW)

FCMáx = Fator de capacidade máximo contínuo da usina, que representa a relação entre a energia média máxima que pode ser produzida no período crítico do Sistema e a energia teórica máxima que poderia ser produzida operando a usina na base de carga com a potência instalada;

8.760 = número de horas no ano;

FRC = Fator de recuperação do capital.



Nesta equação pode-se entender a importante relação existente entre o custo do

investimento e o fator de capacidade de uma dada usina. O fator de capacidade máximo define a chamada Energia Garantida (ou Garantia Física), definição aplicável ao caso brasileiro, ou ainda a Energia Firme do empreendimento, influenciando fortemente a expectativa de receita do investidor pela produção de energia elétrica.

2.1.3 Custos Marginais

Para a produção de energia elétrica, o custo marginal pode ser conceituado como o acréscimo de custo total no sistema de geração para abastecer um acréscimo do mercado de energia elétrica. Em termos de maior rigor matemático, o custo marginal seria a derivada da função Custo Total de Produção em relação ao Mercado Atendido.

Segundo Fortunato et al (1990) o sistema de geração se caracteriza por três tipos distintos de custos marginais: curto prazo, longo prazo e de muito longo prazo, conforme segue.

Custo Marginal de Curto Prazo, ou Custo Marginal de Operação, é o acréscimo de custo por unidade de energia produzida, incorrido ao se atender a um acréscimo de carga no sistema através dos meios já existentes, isto é, sem adicionar novas fontes geradoras ao mesmo.

O Custo Marginal de Longo Prazo, ou Custo Marginal de Expansão, é o acréscimo de custo por unidade de energia produzida, incorrido ao se atender um acréscimo de carga no sistema através da operação mais intensa do sistema, mas permitindo a incorporação de novos recursos de geração.

O Custo Marginal de Muito Longo Prazo representa o valor presente dos custos marginais futuros de expansão do sistema em um horizonte de 30 anos.

Pode-se demonstrar matematicamente que se o sistema estiver em equilíbrio, o Custo Marginal de Expansão será igual ao Custo Marginal de Operação, caracterizando que o sistema opera no ponto de custo médio mínimo (Bitu R., Born P.H.S.; 1993).

2.1.4 Custos financeiros

O custo financeiro é considerado um aspecto de importância crucial para definição da atratividade econômica dos empreendimentos de geração de energia elétrica, sendo

que a lenta maturação dos investimentos acarreta um nível de risco considerável de que a rentabilidade efetiva de um Projeto se afaste da rentabilidade planejada, definida no âmbito dos estudos de viabilidade econômica do Projeto.



Para o investidor, o rendimento derivado da venda da produção só permitirá a

recuperação do capital aplicado depois de alguns anos (vida útil econômica do Projeto). O retorno do capital investido dependerá do tipo de usina e do porte do empreendimento.

Há que se ressaltar que uma usina hidroelétrica leva em média de 5 a 8 anos para ser construída, exigindo ainda investimentos antecipados, antes do início da construção, em estudo e viabilidade do projeto. Estes fatores levam a custos financeiros adicionais, juros do capital ainda não remunerado, denominados juros durante a construção que, dependendo do porte da usina, podem variar consideravelmente com relação ao custo total da obra.

Em compensação ao alto custo financeiro na construção de usinas de geração elétrica,

a produção de receita de uma usina é garantida economicamente a longo prazo, podendo alcançar um período de 30 a 50 anos para usinas hidroelétricas, sendo tipicamente 30 anos para as termoelétricas e 20 anos para as usinas eólicas. Assim, a visão do investidor está centrada no retorno do capital investido, que deve ser recuperado durante um longo período.

2.1.5 Custos operacionais

Os custos operacionais representam os desembolsos realizados para cobertura dos custos com combustível, pessoal, material, serviços e outras despesas, necessários ao funcionamento dos equipamentos e instalações do sistema de produção.

Silva (2005) coloca a definição de custo operacional como o custo de todos os recursos de produção que exigem desembolso por parte da empresa para sua recomposição. Esquematicamente, o custo operacional compõe-se de todos os itens de custo considerados variáveis, com adição de uma parcela dos custos fixos.

Na geração de energia elétrica, em períodos de hidrologias favoráveis, as hidroelétricas permitem reduzir os custos operacionais do sistema elétrico, economizando combustível e, quando em hidrologias desfavoráveis, as termoelétricas são acionadas na base de carga, aumentando fortemente os custos operacionais do Sistema, afim de proporcionar segurança operativa e garantia de atendimento ao mercado consumidor.

Segundo Reis (2011), para as usinas térmicas o custo operacional é influenciado diretamente pelo consumo de combustível, sendo que o montante de recursos financeiros associado pode representar até 60% do custo de geração (ou mais, dependendo do combustível) e define o nível de produção da usina quando integrada ao Sistema Interligado.



O custo operacional fica, então, em grande parte, dependente do preço do

combustível e do nível de produção da usina. Os custos operacionais também são relacionados a outros fatores como, por exemplo, a indisponibilidade de unidade geradora por paradas não programadas.

2.2 Composição global de custos na implantação de empreendimentos

de Geração de Energia Elétrica

2.2.1 Considerações gerais

Nesta etapa do trabalho serão apresentados os custos envolvidos na implantação dos três dos principais tipos de fontes de geração de energia elétrica. Na sequência

apresenta-se em detalhe (i) os custos para implantação de uma usina hidroelétrica; (ii) os custos para implantação de termoelétricas; (iii) os custos para implantação das usinas eólicas; sendo que ao final se expõe de forma sucinta, e com finalidade meramente ilustrativa, um comparativo entre essas três opções tecnológicas para geração de energia elétrica, com base em dados referentes ao sistema brasileiro.

Para avaliar o custo de cada empreendimento, optou-se por caracterizar o custo de implantação como quociente entre o investimento total e a potência instalada, sendo expresso em R$/kW ou ainda, em termos de custo anual de investimento, em R$/kW.ano.

2.2.2 Custos na implantação de usinas hidroelétricas - UHE

2.2.2.1 CARACTERIZAÇÃO DAS COMPONENTES DOS CUSTOS DE INVESTIMENTO EM HIDRELÉTRICAS

O objetivo deste item é apresentar o critério adotado pelos investidores na determinação do custo na construção de uma usina hidroelétrica. Para isso, devem-se conhecer algumas particularidades deste tipo de empreendimento.

Os investimentos diretos numa construção de usina hidroelétrica, normalmente alternam de 30 a 72 meses, com média por volta de 40 meses, desconsiderando eventuais interrupções no cronograma de desenvolvimento do projeto.

Como já mencionado anteriormente, as usinas hidroelétricas exigem consideráveis

investimentos para sua implantação, caracterizando-se por um longo prazo de maturação para implantação do Projeto. O montante a investir, como em qualquer outro segmento da economia, requer muita precisão nos estudos técnicos e de viabilidade para implantação do projeto. Outro aspecto importante reside no cenário socioambiental pouco favorável atualmente para esse tipo de empreendimento.



Não obstante, mesmo diante desta barreira, as usinas hidroelétricas ainda devem

ocupar um espaço de considerável importância no futuro do sistema elétrico brasileiro, bem como em outros países que possam deter desta oportunidade de disponibilidade de recursos. No entanto, prevê-se que devido ao maior cuidado com os impactos socioambientais, esse tipo de geração receberá menores incentivos, se comparado, por exemplo, com a energia eólica.

A partir de alguns projetos hidrelétricos cadastrados na ANEEL recentemente, foi possível avaliar algumas usinas e seu custo instalado em R$ por kW, conforme mostra tabela a seguir.

Conforme demonstra a Tabela, pode-se perceber que o tamanho do empreendimento não é, de forma taxativa, uma variável de diferenciação para os custos do R$/kW, sendo muito mais importantes as características intrínsecas de cada empreendimento (usina de alta ou baixa queda; geologia da área do reservatório e casa de força, onde usinas do tipo “vale encaixado”, com cânions rochosos, tendem a ter custos de obras civis bastante reduzidos; nível de motorização; etc). Portanto observa-se que não existe uma relação direta entre o tamanho da usina (potência instalada) com o custo unitário de instalação.

Os custos de instalação (R$/kW) estão relacionados com diversos fatores adicionais,

entre estes, a localização da usina e a distância até o ponto de conexão à rede de transmissão, já que o transporte de equipamentos e materiais para a construção aumentam os custos em função da distância entre a localidade da construção e os centros produtores dos insumos fundamentais.

Tabela 01 - Custo do kW Instalado em Reais – Usina Hidroelétrica Usina UHE Potência - Investimento Custo em R$/kW Situação

MW Total R$ Milhões instalado

Estreito 1087 3.200,00 2.943,88 Em Construção

Dardanelos 261 574,11 2.199,66 Em Construção

Mauá 361,1 882,85 2.444,89 Em Construção

Santo 3150 9.495,38 3.014,40 Em

Antônio Construção

Jirau 3300 8.699,12 2.636,10 Em Construção

Custo Médio em R$/kW 2.648,00

Fonte: Dados coletados da CCEE (2011).



O custo de implantação deste tipo de empreendimento é comumente financiado com

uma quantia relevante de capital de terceiros a longo prazo, de forma que o serviço da dívida possa ser pago com a geração de caixa da própria usina já em operação. Os elevados níveis de investimento inicial, contudo, são compensados pelo tempo de retorno desse tipo de empreendimento, que tem vida útil por volta de 50 anos, além de proporcionar um baixo custo operacional, se comparado à outra fonte energética.

Sabe-se que existem particularidades para cada tipo de usina hidroelétrica construída, mas, de forma simplificada, com base no trabalho de Neto (2007), pode-se dividir os custos de construção em sete itens:

Custos com projetos;

Custos com obras civis;

Custos com equipamentos;

Custos ambientais;

Custos com viabilidade e instalação da infraestrutura;

Custos com transmissão

Custos financeiros (juros durante a construção).

O percentual de participação de cada custo considerado no empreendimento pode ser visualizado conforme Tabela a seguir.

A decomposição dos custos avalia a representatividade de cada parcela de custo do empreendimento no custo final que será exigido do investidor. Através dos dados o

investidor consegue elaborar um plano de prioridades na fixação dos desembolsos, devendo priorizar a gestão dos custos do empreendimento.

Por exemplo, como as obras civis comportam os maiores custos do projeto (da ordem de 45%), a preferência pela qualificação da mão-de-obra empregada, além do planejamento, logística e qualidade dos materiais, serão refletidos na diminuição dos custos do empreendimento.

Esta divisão de custos pode apresentar algumas alterações decorrentes de

características próprias de construção da usina hidroelétrica, tais como: logística de materiais (localidade da usina), disponibilidade de mão-de-obra, trâmites legais, geologia, entre outras.



2.2.2.2 CUSTOS DE PROJETO - UHE

Nesta rubrica estão inseridos todos os custos com a elaboração dos projetos necessários para os estudos de viabilidade e execução do empreendimento. Dentre estes os estudos de Viabilidade Técnica e Econômica, os Projetos Básico e Executivo de

engenharia e, também, os Estudos de Impacto Ambiental e Socioeconômico e Relatório de Impacto ao Meio Ambiente (EIA / RIMA), além do Projeto Básico Ambiental (PBA). Finalmente, existe uma documentação extremamente importante, conhecida como “As Built”.

O Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica representam uma análise preliminar da característica do empreendimento, levando em consideração as questões técnicas, econômicas e ambientais.

O Projeto Básico permite definir as obras civis e os equipamentos, adjudicações e a construção da usina.

O Projeto Executivo de engenharia estabelece o detalhamento do Projeto Básico no nível de construção do empreendimento, com a preparação das plantas, detalhando os equipamentos e as obras civis necessários na construção da usina. A técnica adotada para elaboração do projeto influenciará diretamente no custo do empreendimento.

Tabela 02 – Decomposição dos Custos – Usina Hidroelétrica Típica

Custos UHE Participação no Custo Custo em R$/kW Total %

Projeto 3,0 79,44

Obras Civis 45,0 1.191,60

Equipamentos 25,0 662,00

Ambientais 10,0 264,80

Viabilidade e instalação da 2,0 52,96

infraestrutura

Transmissão 7,0 185,36

Financeiros (juros durante a 8,0 211,84

construção)

TOTAL 100,0 2.648,00

Fonte: Elaboração a partir de Neto (2007).



Os Documentos conhecidos como “As Built” registram como a obra foi efetivamente

construída, posto que diversos detalhes, como a trajetória real de uma simples canaleta embutida, somente são decididos durante a construção e podem apresentar diferenças apreciáveis em relação ao Projeto Executivo.

2.2.2.3 CUSTOS COM OBRAS CIVIS - UHE

Nesta rubrica estão inseridos todos os custos com o empreiteiro principal e subcontratadas, diretamente relacionados com a execução das obras civis principais e complementares ao empreendimento.

Segundo os dados ilustrativos, obtidos do site da ANEEL, os custos com obras civis constituem o principal item de desembolso no projeto, aproximadamente 45% do

custo de implantação. No âmbito desse item de custo, os reservatórios de acumulação, quando viáveis, se caracterizam por um custo de investimento bastante considerável em função do seu tamanho. Além do tamanho, o custo do reservatório dependerá também da disponibilidade de materiais de construção próximo ao local da obra. Em função disso, quanto maior a distância do empreendimento aos centros provedores de insumos, maiores serão os custos com transporte dos materiais.

2.2.2.4 CUSTOS COM EQUIPAMENTOS - UHE

Os custos alocados neste item referem-se aos desembolsos relacionados com o fornecimento dos equipamentos eletromecânicos, testes em modelos reduzidos e equipamentos adicionais e complementares ao empreendimento. Destacam-se dentre

outros, turbinas, geradores, transformadores e comportas.

2.2.2.5 CUSTOS FINANCEIROS - UHE

Referem-se aos custos com tributos, taxas e contribuições (de âmbito Federal, Estadual, e Municipal), os juros e encargos financeiros decorrentes de empréstimos bancários e de multas e encargos pagos a fornecedores. O BNDES é o maior financiador das usinas hidroelétrica e, em resumo, estabelece as seguintes condições de financiamento:

Prazo de amortização de juros e principal (entre 12 e 20 anos);

Taxa de juros de longo prazo;

Spread básico;

Spread de risco;

Capitalização do saldo devedor da parcela da TJLP que exceder 6% a.a.



Praticamente todo custo financeiro será dependente da forma de financiamento do

projeto. A importância dessa definição é de sinalizar ao investidor qual será a forma mais interessante de financiamento do projeto durante a construção e quais condições de pagamento terão que ser cumpridas.

2.2.2.6 CUSTOS AMBIENTAIS - UHE

Aqui estão computados todos os custos relacionados direta ou indiretamente com questões ambientais. São despesas de aquisição de áreas rurais e urbanas necessárias para a instalação do canteiro de obras e formação do reservatório, para relocação de impactados, licenciamentos e programas ambientais definidos previamente no Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e Relatórios de Impacto Ambiental (RIMA) antes do processo de licitação ou decorrentes de exigências legais surgidas durante o processo

de construção.

Os custos ambientais na construção de uma usina hidroelétrica se tornam de difícil previsão, pois a estimativa de custos do recurso natural considera diferentes fatores individuais, dependendo das características do projeto e acima de tudo da sua localização. A porcentagem para a parte ambiental, adotada referencialmente como 10% do total do empreendimento, para efeito ilustrativo nesse Documento, foi originada a partir de uma análise prospectiva em que foram avaliados dados referentes aos custos incorridos em alguns empreendimentos. Este percentual é estimado a partir de valores médios do Banco de Dados da ANEEL.

Para avaliação dos custos ambientais deverão ser realizados estudos, levantamentos e

a implantação das ações necessárias para evitar, minimizar ou indenizar os impactos ambientais ocorridos da implantação da usina. Para isso, na fase de Viabilidade, deverão ser considerados os estudos e ações a serem desenvolvidos na fase inicial do

projeto (Projeto Básico, Projeto Executivo). Logo, todos os itens de custos ambientais estimados nesta fase devem ser avaliados como investimento.

2.2.2.7 CUSTOS COM ESTUDOS DE VIABILIDADE E INSTALAÇÃO DA INFRAESTRUTURA - UHE

Nesta conta encontram-se todos os custos diretos ou reembolsados, assumidos com os estudos e levantamentos prévios, com os estudos de viabilidade técnica do aproveitamento hidrelétrico e a formação e instalação da infraestrutura necessária para o início das obras. São estradas de acesso, alojamentos, energia elétrica e

escritórios de apoio.

Este é, em outras palavras, o momento de decisão de investir, sendo o próximo passo a participação em Leilão Regulado de Energia Nova ou a busca de Contratos de Venda a Termo da Energia no Mercado Livre.



2.2.2.8 CUSTOS COM LINHAS DE TRANSMISSÃO PARA CONEXÃO DA USINA - UHE

As linhas de transmissão constituem vias de uso aberto e podem ser utilizadas por qualquer Agente, com o devido pagamento ao proprietário através do custo de uso do sistema de transmissão (CUST) determinado pela ANEEL e administrado pelo ONS. Neste caso, os custos de acesso e uso de transmissão são divididos em função da potência contratada, independentemente do tipo do consumidor ou do nível de tensão em que estiver conectado (FUGIMOTO, 2010).

A necessidade da transmissão de energia elétrica ocorre por razões técnicas e econômicas, e está associada a características que variam com fatores que abrangem desde a localização da fonte de energia primária até o custo da energia elétrica nos locais de consumo.

Em geral, para usina hidroelétrica, as linhas de transmissão estão associadas às centrais de geração distantes dos centros de consumidores em virtude de sua própria natureza, posto que a maior parte dos rios com aproveitamento hidráulico ainda viável se encontra em local distante do ponto de conexão ao sistema elétrico.

Ainda que a maior parte dos empreendimentos de geração elétrica seja conectada ao Sistema por meio da transmissão, existem unidades geradoras de pequeno porte (PCH’s) que estão sendo conectadas diretamente aos sistemas de distribuição. Esse tipo de geração, denominada geração distribuída, vem diminuindo os custos com transmissão.

2.2.2.9 CUSTOS OPERACIONAIS - UHE

Na usina hidroelétrica os custos operacionais constituem os desembolsos anuais após

sua entrada em operação. Estes custos são compostos pela operação da usina propriamente dita, pelas manutenções efetivadas nos equipamentos, pelos custos com administração, transporte, etc.

2.2.3 Custos na implantação de Usinas Termelétricas - UTE

2.2.3.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS

As usinas termoelétricas vêm se configurando como uma alternativa de curto prazo

para o acréscimo na capacidade de geração instalada no Brasil. Isso se deve às características técnicas e econômicas desse tipo de empreendimento, onde a facilidade de localização próxima aos centros de carga e disponibilidade de combustíveis e o menor tempo de construção, tornam esse tipo de empreendimento atrativo para o Sistema e para os Investidores.



As termoelétricas utilizam diferentes combustíveis e processos para seu acionamento,

como por exemplo, carvão, gás, biomassa, petróleo, entre outros. É fato que é um desafio, no atual cenário de empreendimentos com diferentes tecnologias, como é o caso das usinas térmicas, se estabelecer um custo de implantação em termos de R$/kW de forma segura ou segundo preceitos gerais.

A tabela seguinte sintetiza os custos de implantação de algumas usinas termoelétricas.

Analisando-se a tabela precedente, em relação aos custos de instalação expressos em

(R$/kW), as usinas termoelétricas possuem valores mais baixos quando comparados aos das usinas hidroelétricas. Porém, considerando os demais custos: combustível, operação e manutenção e emissão de poluentes, o custo total da usina termoelétrica, no decorrer de sua vida útil, pode ser superior.

Cabe ressaltar que os custos de cada empreendimento estão estreitamente conectados às alternativas tecnológicas (combustível, equipamentos, transporte) adotadas na construção da usina, estabelecendo as bases sobre as quais os projetos de

engenharia e ambientais devem ser desenvolvidos.

Deste modo, um ponto de partida coerente para execução de projetos de usinas termoelétricas se inicia na definição do tipo de combustível, desde a sua

disponibilidade até viabilidade econômica, passando pelo estudo das características físicas e químicas. Vale lembrar que essas informações têm o duplo caráter de subsidiar critérios e também validá-los, mediante simulações econômicas quanto à viabilidade do empreendimento.

Tabela 03 - Custo do kW Instalado ( R$ ) – Usina Termelétrica

Usina UTE Potência - Investimento Custo em R$/kW Combustível MW Total R$ Milhões instalado

Passa Tempo 67,8 139,71 2.061,0 Biomassa

Interlagos 40,0 70,00 1.750,0 Biomassa

Candiota III 350,0 1.500,0 2.857,0 Carvão

Baixada 530,0 986,30 1.861,0 Gás

Fluminense

Maranhão III 499,2 1.100,00 2.204,0 Gás

Custo Médio em R$/kW 2.147,0

Fonte: Dados coletados no site da CCEE (2011).



Na tabela seguinte tem-se uma decomposição típica dos custos para implantação de

uma planta Termelétrica.

Para decomposição dos custos de implantação das usinas termoelétricas, verifica-se o grau de importância que se deve considerar neste tipo de projeto. Os custos dos equipamentos portam mais da metade (60%) do custo total do empreendimento. Em termos de custo de equipamentos, prevalecem àqueles integrados à caldeira, turbina e geradores.

Diferente das usinas hidroelétricas, nas usinas térmicas os custos com obras civis são menos expressivos (15%), visto as características bastante distintas desse tipo de planta geradora, que não tem reservatório e, portanto não exige a construção de barragens, implicando que usualmente, para portes semelhantes, o tempo de construção de uma termelétrica será menor.

2.2.3.2 CUSTOS DE PROJETO - UTE

A fase de projeto é considerada de muita importância para o empreendimento, pois o retorno econômico do investidor estará associado à relação custo/benefício da planta de geração planejada e estará diretamente ligado à escolha do projeto mais eficiente.

Qualquer falha ou acerto inicial decidirá o sucesso ou não do projeto em atender as expectativas dos Investidores. Para a geração de energia elétrica através das térmicas, existem vários arranjos, sejam técnicos ou econômicos. Contudo, a melhor e mais eficiente solução será a que melhor suprir os anseios do empreendedor.

Tabela 04 – Decomposição dos Custos – Usina Termoelétrica

Custos Participação no Custo Custo em R$/kW Total %

Projeto 5 107,35

Infraestrutura 15 322,05

Equipamentos 60 1.288,20

Financeiro 10 214,70

Ambientais 5 107,35

Transmissão 5 107,35

TOTAL 100,0 2.147,0

Fonte: Elaborado com base em Fortunato (1990).



Assim, existem importantes variáveis a serem consideradas na fase de projeto das

termoelétricas.

Woiler e Mathias (1992) colocam que a fase de projeto pode ser entendida como um conjunto de dados, que são coletados e processados, de modo que permitam simular uma dada alternativa de investimento e sua viabilidade.

Neste contexto, para apreciação de um projeto de usina térmica, pode-se citar como importantes variáveis a se considerar: o porte do empreendimento; o tipo de combustível; a conexão ao sistema de transmissão; os custos da energia no mercado; o regime de operação da usina; assim como a relação de demanda calor/eletricidade, no caso de projeto de cogeração; entre outros.

2.2.3.3 CUSTOS COM INFRAESTRUTURA - UTE

Os custos com infraestrutura neste tipo de projeto não são tão elevados, posto que geralmente se trata de empreendimentos de construção simples e rápida, que podem ser instalados próximos aos centros de consumo e dispensam linhas de transmissão extensas para conexão à Rede Básica de Transmissão. Contudo, as obras nesse setor exigem grande capacidade de planejamento e organização, rígido controle tecnológico e de qualidade, bem como experiência multidisciplinar em construção.

Para construção da usina termoelétrica operando com gás natural como combustível, a maior barreira a sua utilização é o alto custo inicial para construir a malha de gasoduto, que encarece a energia gerada, em se comparando às demais opções térmicas.

2.2.3.4 CUSTOS COM EQUIPAMENTOS - UTE

Constata-se, pela tabela apresentada, que possíveis variações nos custos dos equipamentos são extremamente significativas e justificadas pela importância de sua incidência (60%) no custo total do empreendimento.

O cálculo do custo dos equipamentos de uma usina termoelétrica impõe que se conheça o tipo de equipamento (modo de instalação, detalhes construtivos, dimensões, faixas de operação).

Os principais componentes que podem integrar as instalações de uma usina termoelétrica são: turbinas (gás ou vapor), motores a combustão, gerador de Energia Elétrica, caldeira, equipamentos auxiliares (transformadores, disjuntores, proteção) e outros.



Segundo Reis (2011), das perdas totais de um sistema termoelétrico convencional, 10%

referem-se à caldeira e cerca de 55% se concentram nas turbinas. Sendo assim, o estudo da melhor via tecnológica influenciará diretamente no ganho de eficiência dos equipamentos.

No Brasil, o fornecimento da maior parte dos equipamentos das termoelétricas é efetivado por fornecedores de outros países. Logo, o custo de capital e sua amortização expõem especificamente a tecnologia termoelétrica de forma significativa às variações cambiais, aumentando o risco do investidor com aumento da incerteza. Todos esses parâmetros, quando visto seu impacto global, geram oscilações importantes no custo do empreendimento e, por isso mesmo, não é admissível generalizar uma participação do custo dos equipamentos no custo global do empreendimento sem conhecer as tecnologias que serão aplicadas.

2.2.3.5 CUSTOS FINANCEIROS - UTE

Assim como nas demais opções de geração, a viabilidade de construção de uma usina termoelétrica pode ser severamente impactada se houver um nível excessivamente elevado de taxas, rebatendo em custo financeiro muito alto.

Para construção das usinas térmicas, os principais custos financeiros são:

Taxa de juros de longo prazo;

Spread básico; e

Spread de risco.

A respeito destes custos, Tolmasquim (2003) pontua que a expectativa do investidor quanto ao custo de financiamento é um dos elementos mais importantes no processo de viabilização custo/benefício das usinas termoelétricas, sublinhando como principais pontos os níveis de participação do capital próprio no empreendimento, as taxas de juros, os prazos totais e de carência para o capital de terceiros e as garantias negociadas em torno das condições de liberação do financiamento.

2.2.3.6 CUSTOS AMBIENTAIS - UTE

As usinas termoelétricas são avaliadas, em princípio, como empreendimentos poluidores, principalmente os sistemas à queima de combustíveis, o que causa a

emissão de poluentes aéreos. Ainda são analisados o sistema de refrigeração e condensação pelo uso da água. Diversas influências são consideradas, e dependem do combustível empregado (carvão mineral, derivados do petróleo, gás natural, biomassa), da tecnologia utilizada, do processo industrial associado e do local onde será implantada a usina.



Portanto, dependendo da tecnologia usada, poderá haver a necessidade da adoção de

medidas atenuadoras para a diminuição de poluentes, que consequentemente aumentará o custo do empreendimento. As regulamentações ambientais ainda poderão inviabilizar a implantação de determinados empreendimentos, seja por impedimento ou por limites de emissões de poluentes muito baixos, não sendo factível seu atendimento a custos razoáveis e compatíveis com a competitividade exigida para alocação da energia no mercado.

No caso de necessidade de intervenções não projetadas na usina termoelétrica para adequação aos requisitos ambientais, o principal resultado é o aumento de custos e de tempo no processo de licenciamento ambiental, o que onera diretamente o retorno do empreendedor, podendo inviabilizar a obra ainda na sua fase inicial de implantação.

É importante colocar que para este tipo de sistema, a regulamentação ambiental atua como elemento moderador na análise de custo-benefício de projetos, através da fixação de parâmetros de emissão de poluentes e padrões de qualidade ambiental, a fim de harmonizar a proteção da sociedade, assim como prevenir acidentes ambientais e perdas materiais.

2.2.3.7 CUSTOS COM LINHAS DE TRANSMISSÃO - UTE

A possibilidade de construção da usina térmica próxima aos centros de carga reduz a necessidade de ampliação ou de instalação das linhas de transmissão, diminuindo o custo inerente ao transporte da energia gerada.

Com base nos custos presentes e futuros, a transmissão deve ser mais um item a ser apurado pelo investidor como indicativo econômico para a escolha da localização e ponto de conexão de um empreendimento de geração termelétrica.

2.2.3.8 CUSTOS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO - UTE

Para as usinas térmicas, os custos de O&M devem abranger os custos de manutenção programada e forçada, além do custo de operar a planta, com identificação das parcelas fixa e variável. Outro item de custo operacional importante, que no caso geral de termelétricas é o componente mais relevante, é o custo decorrente do consumo de combustível, que será abordado na sequência.

Além dos fatores já citados, as ações de manutenção podem influenciar nos custos operacionais; de um lado, pela despesa que de toda forma representam e, de outro, na indisponibilidade causada pela paralização temporária da produção de energia elétrica durante as citadas manutenções (lucro cessante).



Um ponto positivo é que nas plantas atuais o desenvolvimento do nível tecnológico

dos equipamentos tem aumentado o grau de confiabilidade das operações e, consequentemente, tornam os custos operacionais decrescentes, principalmente no que se refere à manutenção, quando comparados à realidade de alguns empreendimentos mais antigos.

2.2.3.9 CUSTOS COM COMBUSTÍVEIS - UTE

Os custos com combustível são considerados uma desvantagem competitiva da implantação de usinas de geração térmica, trazendo algum risco financeiro para o Projeto, pelo do preço do combustível ser comumente indexado ao dólar.

Os preços do óleo e do gás são diretamente correlacionados com a taxa de câmbio e

também com a conjuntura internacional, impondo a adoção de mecanismos de proteção contra as alterações de preço de combustível, fato que implica na discussão de alocação dos riscos entre empreendedor e comprador da energia a ser produzida.

Portanto, para o empreendedor, é de fundamental importância se ter estudos complementares sobre os custos do combustível, com evidenciação das parcelas relativas à coleta, transporte, estocagem e manuseio residual.

Além disso, para os Agentes em geral, também são importantes os estudos sobre as tendências de custos de combustível, para plantas termelétricas, posto que em Sistemas Térmicos o preço do Mercado de Curto Prazo1 é estabelecido a partir do custo variável de operação da térmica mais cara despachada e, nos sistemas

hidrotérmicos, como o brasileiro, estabelecido como o “Valor da Água”, que representa o valor da água quando substituindo geração térmica cara ou déficit no futuro e que, de toda forma, é influenciado pelos custos de combustível.

2.2.4 Custos na implantação de usinas eólicas - EOL

Os custos da potência (R$/kW) instalada na construção de um parque eólico no Brasil são dados de difícil acesso, em grande parte por serem considerados estratégicos para as empresas e por isso se estará levando em consideração dados do PROINFA, dados de alguns trabalhos acadêmicos e os preços dos últimos leilões de energia eólica.

Conforme mostra a Tabela 05 que se segue, dados relativamente recentes retirados do

trabalho de Ricosti (2011), mostram que o investimento total de um parque eólico no Brasil oscilou muito nos últimos anos. Percebe-se nesta tabela, que o custo do kW instalado vem sofrendo um considerável decréscimo.

1 No Brasil denominado PLD – Preço de Liquidação de Diferenças – e, nos países de língua inglesa,

chamado de “Market Clearing Price” ou simplesmente “Spot”.



Em resumo pode ser destacado: políticas de incentivo do governo brasileiro como, por

exemplo, participação importante do BNDES no financiamento dos Projetos; ganhos de escala na fabricação dos aerogeradores, com maior investimento e desenvolvimento tecnológico; crise na Europa, ocasionando que mais fabricantes viessem a disputar o mercado brasileiro e, também, a opinião favorável da Sociedade para esse tipo de empreendimento, privilegiando fontes de geração de energia elétrica menos agressivas ao meio ambiente.

A principal barreira econômica inerente às usinas eólicas, diz respeito ao seu regime operacional intermitente e dificuldade de acumulação na produção, uma vez que esse tipo de sistema é baseado no fluxo de ventos, que está associado a fenômenos meteorológicos de difícil previsão.

O regime intermitente de produção das usinas eólicas leva a fatores de capacidade menores do que os obtidos para as demais plantas elétricas (exceto a solar). Esta variabilidade de produção tende a tornar mais complexa a precificação das externalidades provenientes da operação interligada com outras fontes.

A intermitência da produção de energia proveniente de usinas eólicas e solares também provoca incerteza nos preços e agrega novos riscos comerciais ao mercado de eletricidade, tema que também tem sido estudado de forma intensa na literatura (Cutler, Boerema, MacGill, Outhred, 2011; Qadrdan, Chaudry, Wu, Jenkins, Ekanayake, 2010; Trainer, 2012; Barry, Chapman, 2009; Brown 2012).

A crescente inserção dos sistemas intermitentes, eólicas em especial, tem provocado aumento de custos pela necessidade de sistemas de back up de geração, pela alteração da estratégia de operação de usinas que passam a deixar a base para operar na margem e pela ampliação da necessidade de serviços ancilares, como por exemplo reserva girante, controle de frequência e intervenções frequentes no equilíbrio de tensão entre fases.

Vale citar também que ocorrem rampas de subida e descida, para tomada e redução de carga, mais rápidas nas usinas convencionais. A maior inserção de unidades geradoras em tensão de distribuição, característica de sistemas de pequeno porte, também afeta os mecanismos de operação dos sistema.

Tabela 05 - Custo do kW Instalado em Reais – Parque Eólico Ano 2006 2009 2010

R$/kW Instalado 7.497,00 4.913,00 4.313,00

Fonte: Ricosti (2011).



Relevante, dada a intermitência das fontes geradoras, é a rapidez com que estas

intervenções necessitam ser implantadas, sendo que em muitos casos decisões precisam ser tomadas em tempo real em uma escala de minutos. Todos estes efeitos também tem sido objeto de estudos em todo o mundo (Klessmann, Nabe, Burges, 2008; Jauch, Bolik, 2005; Madrigal e Porter, 2013; Welle e Joode, 2011; Gull, Stenzel, 2013; Barry, Chapman, 2009; Hirst, Hild, 2004;

Parte destes problemas apontados, ainda tidos como conhecimento de fronteira, incentivam o início, em todo mundo, de pesquisas focadas em metodologias e ferramental para tratar os custos indiretos que outras fontes de geração possam sofrer pela intermitência das usinas eólicas ( o mesmo se aplica à fonte solar).

De forma simplificada, o investimento para construção de um parque eólico está

principalmente composto com o custo de projeto, infraestrutura, equipamentos, financeiros e linhas de transmissão, que incidem no empreendimento conforme tabela a seguir.

Cumpre observar que os custos de instalação decrescentes ao longo do tempo tornam os parques eólicos um investimento atrativo, em face da sua competitividade com outras opções de geração e o prazo de maturação bastante reduzido.

2.2.4.1 CUSTOS DE PROJETO - EOL

A implantação de uma usina eólica para a produção de energia elétrica requer projetos com profundo conhecimento de alguns parâmetros, que determinarão a viabilidade econômica e a qualidade operacional da planta.

Tabela 06 – Decomposição dos Custos – Parque Eólico

Custos Participação no Custo Custo em R$/kW instalado Total - %

Projeto 5,0 216,0

Infraestrutura 15,0 646,00

Equipamentos 60,0 2.588,00

Financeiros 13,0 561,00

Linhas de Transmissão 7,0 302,00

TOTAL 100,0 4.313,00

Fonte: Elaboração com base em Mattuella (2005).



Os parâmetros necessários ao projeto de uma usina eólica são (CUSTÓDIO, 2009):

Estudo do terreno e sua influência no comportamento do vento;

Estudo do vento;

Estudo da disposição dos aerogeradores na fazenda eólica; e

Estudo da conexão da fazenda eólica na rede elétrica.

Na construção do parque eólico, a adequada abordagem destes itens garantirá a qualidade do projeto e consequentemente diminuição dos custos de implantação e operacionais.

2.2.4.2 CUSTOS COM INFRAESTRUTURA - EOL

Os custos com infraestrutura são associados aos acessos (estradas) e obras civis para bases (fundações) dos aerogeradores. Estes custos poderão ser dimensionados em função dos parâmetros definidos na fase de projeto, em especial na característica física do tipo de aerogerador a ser instalado.

É fato que para a instalação de um grande parque eólico, é desejável que se conte com boas estradas para o transporte, visitas ao local para inspeções e futura manutenção dos equipamentos a serem instalados. Uma das vantagens econômicas dos parques eólicos é o de permitirem que o terreno ocupado seja utilizado para outros fins, como a pecuária e a agricultura. Potencialmente, quando o regime de ventos for estatisticamente associado a geração noturna, o mesmo site pode ser aproveitado

para geração com painéis fotovoltaicos que aproveitariam a mesma infra estrutura de redes de transmissão e ou distribuição associadas ao parque eólico.

2.2.4.3 CUSTOS COM EQUIPAMENTOS - EOL

Na construção de um parque eólico, o maior desembolso será dado pela aquisição dos equipamentos, ou seja, no aerogerador. Percebe-se, pela Tabela 06 já apresentada, que a participação dos aerogeradores é predominante na composição dos custos de construção de um parque eólico e que, por consequência, uma alternativa importante para diminuição dos custos será pela evolução tecnológica dos equipamentos.

Para Tolmasquim (2003), o Brasil deve incrementar ainda mais os esforços em

pesquisas e desenvolvimento (P&D), tendo como prioridade três fatores:

Desenvolvimentos tecnológicos de maquinas eólicas;

Levantamento de recursos naturais / potencial eólico e minoração de impactos ambientais;

Integração ao sistema interligado de parques eólicos.



A despeito da queda do custo unitário de investimento se dá em razão da evolução

rápida no ganho de aprendizagem2, o baixo fator de capacidade dessas centrais ainda faz com que o custo médio de geração ainda seja alto, mesmo com o investimento por kW diminuindo. No futuro, acredita-se que no Brasil o amadurecimento do mercado eólico e o desenvolvimento tecnológico devem resultar, na retomada da tendência de decremento ainda maior dos custos de produção.

2.2.4.4 CUSTOS FINANCEIROS - EOL

Assim como nos demais empreendimentos, os custos financeiros durante a fase de construção do empreendimento representam de certa forma o custo de oportunidade do capital, referente ao que está sendo investido, e varia conforme o cronograma de desembolso do investimento.

Os custos financeiros modificam dependendo da procedência dos recursos financeiros. No sistema brasileiro, investimentos são em geral, financiados BNDES. As condições de financiamento mais comuns são3:

Capital próprio: 20% do investimento;

Capital de terceiros: 80% do investimento;

Prazo do financiamento: 17 anos;

Carência do financiamento: 12 meses após a operação comercial;

Taxa de juros a longo prazo: 6,5% a.a.;

Spread básico: 1,0% a.a.;

Spread de risco: 1,0% a.a.;

Índice de cobertura do serviço da dívida: 1,2

Nos últimos anos, muitos fatores contribuíram para diminuição dos custos financeiros, dentre estes as políticas governamentais de incentivos à geração de energia eólica e ao desenvolvimento da tecnologia, o que remete a um futuro mais promissor para os futuros investidores nessa fonte de geração.

2 O ganho de aprendizagem refere-se à taxa na redução dos custos em função do acúmulo de

experiência para instalar ou operar uma tecnologia especifica. 3 Condições indicadas apenas com finalidade ilustrativa, pois esses parâmetros estão em constante

mutação em função da variabilidade das condições econômicas do País e das prioridades estabelecidas

pelo Governo para o BNDES.



2.2.4.5 CUSTOS COM LINHAS DE TRANSMISSÃO - EOL

As linhas de transmissão para conexão da usina ao Sistema Interligado podem representar uma parcela relevante do custo do empreendimento, carecendo atenção nos estudos de definição do projeto. Sobre o assunto, Custódio (2009) coloca que a disponibilidade de transmissão é decisiva na viabilização do empreendimento, haja vista que a necessidade de construção de grandes extensões de linhas de transmissão e de subestações, fato que pode aumentar o custo do projeto a tal ponto de torná-lo pouco atrativo. Sendo assim, uma localidade pode ser detentora de um potencial eólico extraordinário; entretanto, se estiver localizada muito distante de alguma linha de transmissão ou subestação da Rede Básica, ou ainda distante dos centro de consumo de energia elétrica, resulta o fato de que o empreendimento associado terá intrinsecamente um custo maior.

Uma alternativa para diminuir esse custo é a construção dos parques eólicos próximos às redes de transmissão existentes sempre que possível.

2.2.4.6 CUSTOS OPERACIONAIS - EOL

Nos sistemas atuais de geração eólica, os elevados custos de manutenção dos equipamentos ocasionam custos operacionais elevados, se comparado com as demais formas de geração.

O principal problema operacional, que restringe a eficiência da geração eólica, é a frequente incidência de paradas súbitas para manutenção, aliado aos elevados custos

de manutenção ao longo da vida útil dos equipamentos.

Para minimizar os custos com manutenção, a parada dos aerogeradores é programada

de forma escalonada, além de serem feitas em período de ventos mais fracos, reduzindo a perda de produção e consequentemente os custos.

Observe-se que na Figura a seguir que depois de um certo tempo de operação, os custos operacionais chegam a valores muito elevados. Fica claro também que o acréscimo de custos operacionais está ligado à manutenção corretiva, ocorrência que é muito importante, na medida em que o aumento de custos diretos com a manutenção corretiva tem associado também perdas indiretas por perdas no processo de produção, que na maioria das vezes resultam em valores muito superiores aos

próprios custos com manutenção.



2.2.4.7 ASPECTOS AMBIENTAIS - EOL

A geração de energia elétrica através de aerogeradores representa baixo impacto sócio

ambiental. Diferente de outras fontes energéticas, tem como principais vantagens sócio ambientais: o não alagamento de áreas; a não inviabilização de uso da área do parque gerador; a não emissão de gases poluentes; a não necessidade de deslocamento de população, animais ou plantação; etc.

Em termos econômicos a área de ocupação da usina é extremamente baixa, permitindo que o terreno seja utilizado para outro tipo de produção, como a agricultura e pecuária. Contudo, deve-se considerar que o aumento de obstáculos no terreno pode implicar numa redução do fluxo dos ventos, consequentemente diminuindo a produção de energia elétrica do parque.

Com base nestas características, a energia eólica indica perspectivas promissoras para

o crescimento da produção para as próximas décadas. Cada vez mais, as questões ambientais tem sido uma resposta da sociedade por uma melhor qualidade ambiental no suprimento energético.

Fonte: Pedreira, 2010.

Figura 01 - Evolução dos Custos Operacionais Anuais das Centrais Eólicas



2.2.4.8 CUSTOS REGULATÓRIOS

Como as plantas de operação de usinas eólicas possuem incentivos regulatórios referentes a descontos nas tarifas de transmissão e distribuição, desde que sua capacidade instalada seja menor que 30MW, em algumas regiões com grande capacidade de aproveitamento do regime dos ventos os empreendedores acabam “ fatiando” o empreendimento em múltiplas plantas menores do que 30 MW produzindo custos administrativos da criação de também múltiplas empresas. Estes custos se replicam nas áreas fiscais, ambientais e seus licenciamentos e todas as demais interfaces administrativas

Esta situação ira se repetir para a alternativa solar em futuro próximo.

2.2.5 Abordagem comparativa

A comparação econômica entre os distintos tipos de empreendimentos da geração é um problema frequente na área de conhecimento do planejamento da expansão de sistemas de geração de energia elétrica. Ao confrontar diferentes projetos de geração entre si, a preocupação predominante é de empregar um critério que analise as diferentes características, tanto de custo, como técnico-operativos destes projetos, permitindo uma avaliação econômica coerente. Há que se destacar que dada a complexidade crescente do tema, existem sempre os critérios que possam ser de interesse do empreendedor, como também aqueles que são de interesse da coletividade, quando se enfoca a operação otimizada de um sistema interligado, particularmente no que se refere à necessidade de inserção cada vez mais frequentes

das externalidades no processo de tomada de decisão. Os aspectos já discutidos anteriormente sobre a complexidade de operação de usinas eólicas exemplificam este assunto adequadamente.

Além do valor dos investimentos, o empreendedor usa como critério de escolha, em meio a várias alternativas de configuração dos Projetos em cotejo, (i) o tempo de vida útil, (ii) o fator de capacidade da usina, (iii) a distância das linhas de transmissão, (iv) os custos com operação e manutenção, (v) a taxa de crescimento do mercado, (vi) riscos associados às condicionantes de contratação4 da obra (vii) a estabilidade política interno-externa do país, e outros.

Em resumo, os parâmetros principais que influenciam na decisão do investidor de

implementar ou não um Projeto de geração, conforme mostra a Tabela a seguir, são os custos do kW instalado, a vida útil do empreendimento e o fator de capacidade. Através desses dados pode-se ter uma noção do investimento inicial, além do custo de energia anualizado.

4 Atrasos e compromissos para reposição da energia em casos de indisponibilidade.



Os resultados dessa Tabela evidenciam que para construção de uma usina termoelétrica será exigido um investimento inicial menor do que uma usina hidroelétrica, entretanto, mesmo assim, a sua margem de retorno pode ser menor quando na comparação com uma hidroelétrica, em função dos elevados custos de operacionais, gastos com a compra de combustível e o tempo de vida útil do empreendimento (vide exemplo numérico no final desse Capítulo).

No entanto, ainda que a energia produzida por uma usina termoelétrica seja, geralmente, mais cara do que aquela gerada por uma usina hidroelétrica, ambas são importantes, sobretudo devido à ocorrência de períodos de seca, em que a adoção de diversificação do “mix” de oferta permite adicionar energia ao sistema interligado com maior segurança operativa.

Nesse mesmo âmbito de comparação, percebe-se também que o custo instalado da implantação da usina eólica é muito mais alto do que o custo de implantação das térmicas; entretanto, além da tecnologia eólica apresentar um custo de O&M considerado menor do que das tecnologias térmicas, a opção por fonte eólica não apresenta custo de combustível e custo de emissão de poluentes (CO² e outros gases estufa e de chuva ácida), fazendo com que nessas condições o custo total da energia térmica seja comparado com os custos da geração eólica.

Para a geração eólica, em suma, deve-se continuar perseguindo uma rota de progressão tecnológica incremental que leve a custos específicos (R$/kW) que equilibrem a desvantagem do baixo fator de capacidade e vida útil relativamente reduzida.

Já as usinas hidroelétricas, em contraposição ao alto custo e à necessidade de antecipação de investimentos por mais de 5 anos, as obras de geração têm como uma das principais vantagens uma vida econômica longa atingindo 50 anos. Isto significa que o capital empregado pode ser recuperado durante um período mais amplo.

Tabela 07 – Dados Aproximados de Custo e Desempenho

Usina Custo em Custo com Fator de Vida Útil R$/kW Combustíveis Capacidade (anos) instalado Médio (%)

Hidroelétrica

de grande porte 2.648,00 nulo 60 50

Termoelétrica 2.147,00 alto 55 25

Eólica 4.313,00 nulo 35 20

Fonte: Elaboração com base em dados coletados de Maués (2008).



Não obstante, há barreiras ao investimento, já que, grandes usinas hidroelétricas não

seduzem investidores privados pelo montante dos investimentos, longo prazo de maturação e um histórico de conflitos nos órgãos ambientais que aumentam os riscos de investimento.

No entanto, no caso específico do Brasil, a maior parte dos empreendimentos de usinas hidrelétricos previstas no horizonte de expansão têm orçamentos próximos aos das usinas termoelétricas e, assim, é de se supor que decorrido o período necessário para que os problemas ambientais e macroeconômicos tenham sido adequadamente superados, a geração hidroelétrica poderá novamente ser um forte candidato a receber investidores privados.

No conjunto das proposições apresentadas ressalta-se o papel que a concorrência

exerce ao pressionar os investidores em fazer uma obra de menor custo. Neste sentido é imprescindível também que haja um ambiente institucional confiável que contemple mecanismos para estimular a realização de investimentos, tanto públicos como privados, o que torna evidente a necessidade também de considerar o estágio atual das tecnologias que estão sendo utilizadas na produção de energia elétrica.

2.3 Comparação Econômica de Projetos de Geração

2.3.1 Finalidade

A comparação econômica de projetos de geração permite a tomada de decisão a favor de uma alternativa com relação às outras.

Permite, ainda, o estabelecimento de uma ordem prioritária de desenvolvimento de projetos de geração ao longo do tempo (por meio do ordenamento dos custos de forma decrescente), levando em consideração o custo unitário da energia, que é usualmente expresso em US$ / MWh ou R$ / MWh.

2.3.2 Custo Total de Geração

O Custo Total de Geração de um Projeto de geração de energia, de qualquer tipo de fonte primária, pode ser estabelecido a partir de suas componentes básicas, conforme a expressão matemática a seguir.

Onde:

Cinv = Custo de Investimento

ustcnxMCPcombMOinvg CCCCCCC &



CO&M = Custo de Operação e Manutenção

Ccomb = Custo de Combustível

CMCP = Valor esperado do Custo no Mercado de Curto Prazo

Ccnx = Custo de Conexão

Cust = Custo de Uso da Rede de Transmissão (TUST)

Os riscos mais significativos associados à determinação do Custo Total de Geração de um Projeto são (i) de natureza ambiental; (ii) geológicos; (iii) cambial; (iv) financeiros (“funding” do Projeto) e (v) os Juros Durante a Construção.

Os riscos de natureza ambiental são derivados de restrições ambientais e compensações associadas aos impactos sócio-econômicos e ambientais do Projeto, que são estimados pelo empreendedor antes do início das obras, condicionando a

tomada de decisão pela implantação ou não da planta geradora, mas que podem variar no momento efetivo do desenvolvimento do Projeto em função do enrijecimento de restrições ambientais (níveis permitidos para emissões de gases em um Projeto Termelétrico, por exemplo), ou ainda das compensações associadas ao

Projeto, como por exemplo o valor de indenização às famílias afetadas pelo reservatório, no caso de uma Hidrelétrica.

Os riscos geológicos podem ser bastante impactantes na rentabilidade de um Projeto e estão presentes tanto em projetos hidrelétricos, quanto termelétricos. Decorrem, em geral, de imprecisões na etapa de sondagens geológicas para projetar as fundações e estimar custos associados, de tal forma que no momento da construção se poderá identificar alterações relevantes, tais como trincas e falhas geológicas, que irão implicar em reavaliação completa das fundações, com rebatimentos muito relevantes

sobre os custos da obra. É interessante notar que no livro clássico “ Soil Mechanics5” de 1955, o professor Donald Taylor lembra que não valeria a pena economizar em sondagens pois estas sempre cobrarão os custos dessa economia no futuro, quer por maiores coeficientes de segurança nos projetos, quer por erros que se evidenciarão nas obras.

O risco cambial resulta do fato que Projetos em geral tem suas receitas em moeda nacional, sem “hedge” cambial para todos os seus custos. Embora seja comum o empreendedor não assumir o risco de componentes extremamente significativos para a definição do custo de geração, alguns dos custos, eventualmente aqueles de importação de alguns equipamentos não estão cobertos por cláusulas de repasse pactuadas em contrato, de modo que variações cambiais importantes podem ter

algum reflexo na rentabilidade do empreendimento.

5 Publisher: John Wiley & Sons, Inc.; Eighth Printing, June, 1955 edition (1955)



Os riscos financeiros, associados ao “funding” do Projeto, decorrem dos custos de

captação de recursos (capital de terceiros) normalmente atrelados a condições de financiamento, tão mais importantes quanto maior o nível de alavancagem do Projeto, que na prática podem resultar diversas daquelas que nortearam a decisão de implantação. Por último, os riscos associados aos “Juros Durante a Construção” de um projeto decorrem, em geral, de atrasos na construção e consequente atraso na geração de receitas, implicando necessidade de repactuar carências, com aumento do montante de juros acumulado na etapa de construção e que terá que ser amortizado durante a vida útil econômica do Projeto.

2.3.3 Custo Unitário de Geração e suas Componentes

O Custo Unitário de Geração Anual (R$ / MWh) pode ser obtido pelo quociente entre o Custo Anual Total do Projeto (R$ / Ano) e a produção anual de energia (MWh / Ano). Para tanto, convém desenvolver em detalhe as expressões para o cálculo das principais componentes de custo de geração de um empreendimento, permitindo calcular o Custo Unitário de Geração Anual, mais conhecido como Índice de Mérito do Projeto, ou ainda Índice de Custo x Benefício do Projeto (ICB).

2.3.3.1 CÁLCULO DO CUSTO UNITÁRIO DE INVESTIMENTO

A expressão para o cálculo do Custo Unitário de Investimento (CUI) depende, como frisado anteriormente, do investimento Total do Projeto e da Energia Firme (ou Energia Assegurada, ou ainda Garantia Física, no caso brasileiro) associada, conforme equação a seguir.

CUI = (ITot / EG) . FRC

Onde:

CUI: Custo Unitário de investimento

ITot: Investimento, considerando os juros durante a construção (JDC), refletido para a data de início da operação da usina.

EG: Energia Garantida ou Garantia Física, calculada por:

EG = PI . FCMáx . 8760 (MWh /ano). Sendo:

PI: Potência instalada (MW);

FCMáx: Fator de capacidade máximo;

8760: Número de horas no ano

FRC: Fator de recuperação do capital para taxa de atualização i e vida útil de N anos, calculado pela expressão:

FRC = i . (1 + i)N / [(1 + i)N – 1]

i = Taxa de desconto adotada para avaliação do fluxo de caixa do Projeto

N = Vida útil econômica do Projeto



As Figuras 2 / 3 / 4 e 5 que se seguem apresentam as variáveis econômicas necessárias

e as expressões matemáticas para o cálculo dos Juros Durante a Construção e do Custo Anual Equivalente do Projeto.

Figura 2 : Análise de Investimentos

Figura 3 : Análise de Investimentos - JDC

Análise dos Investimentos

Inicio

Construção

Ano de

Referência

Econômica

(Inicio da

Receita)

Fluxo de desembolsos

do Projeto

Vida

Útil do

Projeto

I1 I2 I3 I4 I5

Cronograma de Desembolsos

I1 I1JDC I2

Juros

I2JDC

Juros

IJDC

Data de Referência

Econômica



Figura 4 : Análise de Investimentos – CAE

Figura 5 : Análise de Investimentos – Horizonte de Estudo

Adotou-se a metodologia de cálculo de ICB a partir dos Custos Anuais Equivalentes, pois isso permite contornar facilmente a questão de comparar projetos com vidas úteis

econômicas distintas, assim como a dificuldade de obtenção de certas variáveis (receitas, por exemplo) para um horizonte maior do que o utilizado na elaboração dos Planos de Expansão (Plano Decenal de Expansão, no caso do Sistema Interligado Brasileiro).

Vida Útil do

Projeto (nu)

IJDC

Ano de Referência

Econômica

(Inicio da Receita)

Custo Anual Equivalente (CAE)

CAE = IJDC* FRC

Vida Útil do

Projeto (vu)

Ano de Referência

Econômica

(Inicio da Receita)

Receitas

Horizonte de Estudo

Truncamento da

Série de Custos

Anuais Equivalentes



De fato, ao se truncar as séries ao final do horizonte de análise econômica (decenal) se

leva em conta implicitamente o valor residual, que será diferente para cada caso e permitir prescindir da adoção de hipóteses “fortes” e discutíveis, como repetir o último ano da análise indefinidamente, até o final do horizonte de contrato.

2.3.3.2 CÁLCULO DO CUSTO UNITÁRIO DE COMBUSTÍVEL (CUC)

A parcela de Custo de Combustível é muito relevante para os Projetos Termelétricos, como não poderia deixar de ser. Para esse tipo de cálculo, deve-se considerar a seguinte expressão matemática:

CUC = CC . ConsE . FCMed. PI . 8760 / PI . FCMáx. 8760

=> CUC = CC . ConsE . (FCMed / FCMáx) Onde:

CC: Custo do combustível (US$ / tonelada)

ConsE: Consumo específico da usina (tonelada / MWh)

FCMed: Fator de capacidade médio da central na curva de carga, determinado em função de cláusulas “take-or-pay” nos contratos de combustível e pelas condições do sistema, que definem o acionamento das termelétricas.

FCMáx: Fator de capacidade máximo ou Fator de Capacidade associado à Energia Garantida

Ou então (Gás Natural, por exemplo):

CC: Custo unitário do combustível (US$ / MMBtu) [MMBtu = Milhões de BTU]

ConsE: Consumo específico da usina (MMBtu / MWh) = Heat Rate6

2.3.3.3 CÁLCULO DO CUSTO UNITÁRIO DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO ( CUO&M )

De início, convém frisar que muito frequentemente, em análises simplificadas, essa componente de custo é muitas vezes representado como porcentagem dos custos de investimentos.

CUO&M = CUO&Mf + CUO&Mv =

= Custo de O&M fixo + Custo de O&M variável

CUO&Mf = (PI*1000) / EG . (CO & Mf)

6 O Heat Rate também pode vir expresso em kCal / kWh e normalmente se refere ao Poder Calorífico

Superior – PCS do Combustível, incluindo o rendimento da unidade.



CUO&Mv = CO & Mv * (FCMed / FCMáx)

Onde:

CUO&M: Custo Unitário de operação e manutenção

PI: Potência instalada (MW)

EG: Energia Garantida ou Garantia Física (MWh)

CO & Mf : Custo anual fixo de operação e manutenção (US$ / kW)

CO & Mv : Custo unitário variável de operação e manutenção (US$ / MWh).

2.3.4 Custos Unitários de Energia e Potência

Retomando a expressão do Custo unitário de Geração em termos de suas principais

parcelas, tem-se então :

CUG = CUI + CUC + CUO&M (US$ / MWh)

Pode-se definir um Custo Unitário de Geração em função de unidades de potência, expresso em US$ / kW.ano, como segue:

CUG’ =(Custo Anual Total)US$ /ano / Potência Instalada)kW

CUG’ = (CUG * EG)US$ /ano / (PI * 1000) kW

CUG = [PI*1000*CUP*FRC] / (PI*FCMáx*8760) + CE

Daí, multiplicando a equação de CUG por (EG / (PI *1000)), vem:

CUG’ = (CUP * FRC) + CE * (FCMáx*8,76) (US$ / kW.ano)

Onde:

CUP: Custo Unitário de instalação de Potência (Parcela de Investimento) (US$ / kW)

PI: Potência instalada (MW)

EG: Energia Garantida ou Garantia Física (MWh)

CE = Custo Unitário de Energia = CUC + CUO & M (Parcela de Custo Operacional) (US$ / MWh)

A expressão deduzida pode ser utilizada para comparar diferentes tipos de Projeto e é

a base da construção da Figura 6 a seguir. Nessa Figura, apresenta-se a sensibilidade do Custo Unitário de Geração em função do fator de capacidade com que a planta será operada, para o caso de Usinas termelétricas.



Para o caso de Plantas Hidrelétricas, em que existem custos importantes que

praticamente não variam com a motorização (custo da barragem, por exemplo) e também a produção de energia não é proporcional à motorização, a comparação de custos entre Projetos com diferente nível de motorização e, portanto, com distintos fatores de capacidade máximos garantidos, tem que adotar um outro viés e será apresentada em item que se segue.

Figura 6 : Custo Unitário x Fator de capacidade para Usinas Termelétricas

2.3.5 Análise de sensibilidade do Custo Unitário de Geração em função da Potência Instalada e do Fator de Capacidade para Usinas Hidrelétricas

Inicialmente, deve-se procurar escrever uma expressão para o Custo Anual Total em função da Potência Instalada, para o caso específico de uma planta hidrelétrica. Para tanto, pode-se partir da expressão do Custo Anual Total escrito em função do Custo Unitário de Geração escrito em unidades de potência (CUG’ em US$ / kW.ano).

CUG’ = (CUP * FRC) + CE * (FCMáx*8,76) (US$ / kW.ano) (bis)

Daí, decorre imediatamente que :

CAT (PI) = CUG’ *(PI*1000) =

= (PI * 1000 * CP * FRC) + CE *(PI *FCMáx*8760)] (US$ / ano)

CAT (PI) = CAIP + CAIE



CAIP = (CIP* 103) PI = CP * FRC *103 *PI

CAIE = (CUC + CIE * FRC + CUO&M ) CIE * FRC

(para uma hidrelétrica se verifica que o Custo de Combustível é nulo efetivamente e o Custo de O&M pode ser desprezado em primeira aproximação)

Onde:

CAT (PI) = Custo Anual Total em função da Potência Instalada PI (US$ / kW.ano)

CE = Custo de Energia (US$ / MWh.ano)

CAIE = Parcela de Custo Anual de Investimento relacionada somente à Energia (Barragem, p. ex.)

CAIP = Custo Anual de Investimento alocado somente à Potência (Grupos Turbina / Gerador, p.ex.)

CP = Custo de Instalação de Potência ou Custo Incremental de Potência (US$ / kW)

CIP = Custo Anual Unitário de Investimento alocado à Potência (US$ / kW.ano)

CIE = Custo Total de Investimento alocado à Energia (US$)

A partir da formulação apresentada, é possível construir a curva de variação do Custo Anual Total em função da Potência Instalada e das parcelas de investimento alocadas à energia e à potência.

A Figura 7 que se segue apresenta a citada curva de variação de custo, cumprindo observar que se pode assumir um crescimento linear do Custo Anual Total com a Potência instalada, até um ponto em que se poderia observar forte não linearidade, que se poderia atribuir ao crescimento mais forte do custo em função da necessidade

de construção de uma Casa de Força de proporções distorcidas para a prática atual dos Projetos (motorização exagerada). Para efeito de identificação com a equação anteriormente deduzida, no gráfico da Figura 7 a equação de Custo é dada por :

CAT = CF + CV = CAIE + CAIP = CIE * FRC + CIP . PI . 103

Onde:

CAT = Custo anual total da usina (US$ / ano)

CF = Custos Fixos em relação à variável Potência Instalada, correspondentes às parcelas relacionadas com a energia e, portanto, com CAIE

CV = Custos variáveis, correspondentes às parcelas relacionadas com a potência instalada e, portanto, com a motorização da usina

CAIE: Custo atribuído à Energia (US$ / ano)

CIE = Custo Total atribuído à Energia (US$)

CP: Custo Anual Incremental de Potência (US$ / kW.ano)

PI: Potência Instalada em MW



Figura 7 : Custo Anual Total x Potência Instalada para Usinas Hidrelétricas

A partir da equação anteriormente apresentada para o custo das UHE’s, pode-se obter uma expressão para o custo unitário (US$ / MWh) em função do fator de capacidade e Custos Marginais de Potência e Energia:

CUG = (Custo Anual de Investimento) / (Energia Garantida)7

CUG = CIE . FRC / EG + CP . FRC . PI . 103 / EG (US$/ MWh)

CUG = CME + CMP / (8,76 . FCMáx ) Onde:

CIE = Custo de Investimento relacionado à Energia (US$), não incluindo a Motorização de Base.

EG = (PI . FCMáx . 8760) = Energia Garantida ou Garantia Física (Brasil) ou ainda Energia Firme

CME = CIE . FRC / (PI . FCMáx . 8760) = CAE / EG = (Custo de Investimento Anual de Energia) / EG

CMP = CP . FRC

CP = Custo Incremental de Potência (US$ / kW)

PI = Potência Instalada (MW)

CUG: Custo unitário da energia produzida (US$ / MWh)

CME: Custo marginal de energia pura em US$ / MWh (não inclui custo das máquinas p/ motorização de base)

7 Pode-se desprezar o Custo de Operação e Manutenção por se tratar de Hidrelétrica.

Custo Anual (US$ / Ano)



CMP: Custo marginal de ponta pura (US$ / kW.ano)

FCMáx : Fator de capacidade associado à Energia Garantida da Usina (pu)

A Figura 8 a seguir apresenta o Custo Unitário de uma planta Hidrelétrica (US$ / MWh) em função do Fator de Capacidade da Usina.

Figura 8 : Custo unitário (US$/MWh) em função do fator de capacidade da UHE

Pode-se notar que a curva tem a forma de uma Hipérbole equilátera, cumprindo frisar, no entanto, que ao se avançar na região de submotorização, a rigor a curva não segue mais a mesma equação, posto que nessa região a Energia Garantida da usina se reduz e o CME deixa de ser constante. Muitas vezes é interessante trabalhar com o custo unitário de geração em termos de (US$ / kW.ano), em função do fator de capacidade. Para tanto, pode-se estabelecer o equacionamento a seguir.

CUG’ =(Custo Anual Total)US$ /ano / Potência Instalada)kW

CUG’ = (CUG * EG)US$ /ano / (PI * 1000) kW

CUG’ = CUG * (PI*FCMáx*8760) / (PI * 1000)



CUG’ = CUG * 8,76 * FCMáx

= CME * 8,76 * FCMáx + CMP

Ajustando a notação, chega-se ao custo unitário de geração desejado, expresso em US$ / kW.ano, CUG’, conforme segue, sendo que o comportamento da curva de variação do Custo Unitário em função do Fator de Capacidade apresentada na Figura 9 que se segue.

CUG’ = CME’ . FCMáx + CMP Onde:

CUG’: Custo unitário da energia produzida (US$/kW.ano)

CMP: Custo marginal de ponta pura (US$/kW.ano)

CME’: Custo marginal de energia pura (US$/kW médio) = (CME * 8760) / 1000

Figura 9 : Custo unitário (US$/kW.ano) em função do fator de capacidade

Por outro lado, pode-se também representar o Custo Unitário de Geração, expresso em (US$ / kW.ano) na forma da equação que se segue.

CUG’ = CME’’. H + CMP Onde:

H: horas de operação no ano na Potência Máxima (Potência Instalada)

CME’’: Custo marginal de energia pura em US$ / kWh, pois:



Essa fórmula pode ser desenvolvida a partir dos conceitos anteriormente apresentados

conforme segue.

CUG’ = [(Custo Anual de Energia) + (Custo Anual de Potência)] / (Potência Instalada)

CUG’ = (CIE * FRC) / (PI*103) + (CIP * FRC) / (PI*103)

= (CIE * FRC) / PI’ + CMP = CME” * H + CMP

Note-se que :

PI’ = PI*103 = Potência Instalada em kW

FCMáx = PI’ * H / (PI’ * 8760)

PI’ * H = EG = PB * 8760

CME” = (CIE * FRC) / (PI’ * H) = (CIE * FRC) / (PB * 8760)

PB = Potência de Base (kWmed)

PB = Potência instalada correspondente à Motorização de Base da Usina

CIE = Custo de Investimento em Energia (Barragem / Parte da Casa de Força; etc)

CIP = Custo de Investimento em Potência (Grupos Turbina / Gerador / Parte da Casa de Força; etc)

Usando-se esse Custo Unitário, podem ser construídos diagramas similares aos apresentados pelas usinas termelétricas, em que é possível visualizar-se a melhor localização das usinas na curva de carga, conforme mostra a Figura 10 a seguir.

Pode-se observar que ficam bem evidenciadas as características de usinas típicas de

Ponta, usinas talhadas para a semi-base e para a operação na base de carga.



Figura 10 : Custo unitário de Hidrelétricas (US$/kW.ano) em função do fator de

capacidade da planta.

2.3.6 Caso Exemplo de Comparação Econômica entre Projetos de Geração

Nesse tópico, apresenta-se um Caso Exemplo de comparação econômica entre um Projeto Hidrelétrico e um Termelétrico, para ilustrar a aplicação dos conceitos e fórmulas, assim como para ilustrar as nuances de competitividade relativa entre esses

Projetos em função da alteração de parâmetros.

Dados a serem considerados:

a) Hidrelétrica

Custo da usina: 1.350 . 106 US$ + 800 US$ / kW

Custo de O & M: 5 US$ / kW.ano

Vida útil: 50 anos

Energia firme: 300 MWMéd

b) Termelétrica

Custo da usina: 400 US$/kW

Custo de O&M: 10 US$/kW.ano

Custo do combustível: 60 US$/MWh

Vida útil: 30 anos



Cálculo dos custos unitários

Hidrelétrica

Custo do investimento (CI): 1.350.106 + 800 . [MW] . 103

Para potência instalada de 300 MW (FC = 1): CI = 1.590.106 US$

Para potência de instalada de 1.000 MW (FC = 0,3): CI = 2.150.106 US$

Custo anual unitário (em US$/kW.ano): CUG’ = CME’’ . H + CMP CME’’ = CIE . FRC / POT . FC . 8760

=> 1350.106 . 0,10086 / PB .103 . 8760 = 0,0518 US$ / kWh , pois : PI . FC = PB e PB = 300 MW, para os dois casos.

CMP = CIP . FRC => 800 . 0,10086 = 80,69 [US$/kW.ano] FRC: 0,10086 corresponde à taxa de desconto de 10% a.a. e 50 anos de vida útil.

Considerando-se custo de O & M:

CUG’ hidr = 0,0518 . H + 85,69 (US$/kW.ano)

Sendo: H o número de horas trabalhadas a plena carga no ano.

Termelétrica

Custo Anual do investimento (CAI): 400 . FRC => 400 . 0,10608 = 42,42 US$/kW.ano

Em que: FRC: 0,10608 para taxa de desconto de 10% e vida útil de 30 anos;

Custo de O & M = 10 US$/kW.ano;

Custo de combustível = CComb = 60 US$ / MWh

CUC = CComb * PIMW * H = (Ccomb / 1000) PIkW * H

Similarmente ao caso da hidrelétrica, obtém-se:

CUG’Term = 0,06 . H + 52,43



Comparação dos custos unitários Operação na base: H = 8.760

CTerm = 578,03 US$/kW.ano ou 65,98 US$/MWh

CHidr = 539,45 US$/kW.ano ou 61,58 US$/MWh

Esse custo é o que se teria para operação na base, com 300 MW, sendo a hidrelétrica mais econômica. Observa-se que a hidrelétrica não pode trabalhar na base, com mais de 300 MW, pois esta é sua energia firme.

Operação de ponta com FC = 30%

Equivale a potência instalada de 1.000 MW, com FC = 0,30:

H = 8.760 . 0,30 = 2628 horas

CTerm = 210,11 US$/kW.ano ou 23,98 US$/MWh

CHidr = 221,82 US$/kW.ano ou 25,32 US$/MWh

Nota-se claramente uma alteração na competitividade relativa entre os dois Projetos, com a Termelétrica assumindo o menor custo de geração.



3 FORMAÇÃO DE CUSTOS DE TRANSPORTE DE ENERGIA

ELÉTRICA

3.1 Caracterização dos Custos de transmissão e distribuição de

energia elétrica – Custos Globais

Nesse Capítulo, discute-se a formação dos Custos de Redes de Transmissão e de Distribuição de Energia Elétrica, a partir de seus conceitos básicos, já que a formação de preços no caso das redes de transporte, por se tratar de monopólio natural, se confunde com as tarifas, posto que não há formação de preços via mercado, mas sim formação das tarifas embasada nos custos para a definição de montantes a serem reconhecidos.

Para tanto, inicia-se com os conceitos necessários para permitir se entender o processo de formação de custos de uma rede de transporte a partir dos componentes básicos que constituem o custo global de uma rede de transporte, seja em tensão de transmissão, seja de distribuição. Fixada uma base conceitual sólida, discute-se no Capítulo que se segue os “Fatores Influentes dos Custos de Geração e Redes de Transmissão e Distribuição”, onde se contempla uma série de Fatores, já citados no Capítulo de “Introdução”, que afetam os custos de referência de geração e as redes de transporte e, de modo efetivo, condicionam os custos a serem reconhecidos e formadores dos preços e tarifas praticadas.

Fundamentalmente, os custos de redes de transmissão e de distribuição estão compostos por dois componentes principais de custo direto8, que se aborda a seguir.

Custos de Investimento : representados pelo custo do capital alocado para implantar um projeto e envolve as parcelas de recuperação e remuneração dos

recursos aportados pelo Investidor.

Custos Operacionais: Representados pelos custos de operação e manutenção das linhas de transmissão, distribuição e equipamentos e subestações associadas, que em conjunto constituem o que se denomina de redes de transporte.

3.2 Custos de Investimento

Em essência, os custos de investimento em redes de transporte tem uma composição semelhante, em termos de rubricas, aos custos de investimento em geração, focados anteriormente, no Capítulo 2.

8 Existe ainda uma componente de custo indireto, representada pelo custo das perdas no transporte da

energia e, que conforme será enfatizado, afeta de forma muito significativa o dimensionamento da linha.



3.2.1 Considerações Gerais

3.2.1.1 ARRANJO FÍSICO DOS CONDUTORES

Um fator extremamente impactante nos custos de investimento, para o caso de linhas de transmissão e distribuição, é o arranjo físico de transmissão / distribuição, no sentido de definição do “alojamento” dos condutores, se a linha será aérea ou subterrânea. Para tensões mais altas (acima de 34,5 kV), o custo de uma linha de transmissão subterrânea é superior a 3 vezes o custo de uma linha aérea de mesma capacidade de transmissão. Isso ocorre porque os cabos condutores tem que estar acessíveis para manutenção e isso implica em se construir galerias subterrâneas enormes, em

concreto, para conter as bandejas onde estarão alojados os condutores. Por isso mesmo, como os condutores estarão alojados em bandejas (em contato com material que tem condutividade muito superior ao ar) e as fases de um circuito estarão muito mais próximas entre si do que estariam em uma torre de linha aérea, o isolamento não pode ser em ar e terá que empregar materiais sólidos isolantes e óleo, tudo envolvido por uma capa metálica. A circulação do óleo se faz sob pressão, exigindo que haja pequenas estações de compressão ao longo do trajeto, encarecendo ainda mais o custo, tanto de investimento, quanto de operação e manutenção. Por tudo isso, a transmissão subterrânea somente é utilizada em situações onde é absolutamente inviável utilizar a opção de condutores aéreos. Assim, países relativamente pequenos, com centros urbanos importantes, podem ter uma

concentração muito maior de transmissão / distribuição subterrâneas, o que certamente irá impactar de forma relevante a tarifa oferecida ao consumidor final.

3.2.1.2 MODALIDADE DE TRANSMISSÃO

Para tensões de transmissão superiores a 525 kV, um outro fator que condiciona os investimentos é a modalidade de transmissão, a saber, se a transmissão será feita em corrente alternada (CA) ou em corrente contínua (CC). Convém lembrar que por questões tecnológicas e econômicas, a energia elétrica é produzida e consumida em corrente alternada. Assim, a utilização de corrente contínua na transmissão exige a presença de subestações conversoras nos dois

extremos da linha de transmissão, para retificar a corrente alternada do lado da usina e depois inverter a corrente contínua para alternada do lado do sistema receptor (consumo).



A opção por uma ou outra modalidade de transmissão não é trivial e requer muitos

estudos e considerações. Uma aplicação natural, ocorre quando se faz a integração entre países que tem sistemas de corrente alternada operando em frequências distintas, como no caso de Brasil e Paraguai, por exemplo, que tem sistemas operando em 60 Hz e 50 Hz, respectivamente. Por isso mesmo, se utiliza uma subestação retificadora, em Foz do Iguaçu para metade da potência da usina hidrelétrica binacional de Itaipu. Na construção da usina, o Paraguai exigiu que metade das máquinas operasse em 50 Hz e da própria subestação elevadora já saem circuitos em CA em direção ao Paraguai. Na medida em que o Paraguai consome apenas uma pequena fração da energia total produzida pela metade de Itaipu que opera em 50 Hz, exportando o restante ao Brasil, foi necessário fazer uma subestação retificadora, de onde saem dois bipolos em CC em direção a São Paulo.

Em muitas situações onde não há o problema de diferentes frequências a ser vencido, também se utiliza corrente contínua para transmissão de grandes blocos de energia a grandes distâncias, sendo que isso pode ocorrer por razões técnicas ou econômicas. As razões técnicas normalmente estão associadas a problemas de desempenho dinâmico do sistema (perda de estabilidade durante distúrbios, como por exemplo a ocorrência de um curto-circuito na linha de transmissão), situação em que a utilização de transmissão CC, que tem controles eletrônicos para variar rapidamente a intensidade de potência / corrente transmitida pela linha de transmissão, permite limitar rapidamente a corrente de curto circuito, quando de defeitos internos ao bipolo, ou limitar a contribuição dos sistemas interligados ao próprio curto-circuito, quando de ocorrências externas ao bipolo. Tudo isso, adicionado à possibilidade

utilização de sinais estabilizantes no controle do elo CC, reduzem e muito problemas de estabilidade eletro-mecânica.

Na vertente econômica, pode-se demonstrar com relativa facilidade que para uma mesma potência transferida, uma linha bipolar de CC, com mesmo nível de isolamento de uma linha CA e condutores de mesma bitola, necessita apenas 2/3 da quantidade de cabos e 2/3 do número de isoladores em relação à linha CA. As dimensões globais da linha CC resultarão menores , empregando estruturas mais leves e simples e exigindo faixas de servidão mais estreitas. Disso decorre que a linha de transmissão CC é intrinsecamente mais barata do que a linha de corrente alternada equivalente. Não obstante, a transmissão em corrente contínua exige subestações terminais para retificação e inversão de corrente, que são

estruturas gigantescas quando operando em tensões muito elevadas. Para citar novamente o exemplo de Itaipu, que tem tensão de transmissão de +/- 600 kV em CC, para a parcela da energia exportada pelo Paraguai ao Brasil, os edifícios (casa de “válvulas”) das estações terminais são equivalentes a prédios de 10 andares, que obviamente implicam em altíssimo custo de investimento. Isso posto, a decisão por



uma ou outra modalidade de transmissão tem que cotejar linha de transmissão mais

cara (CA) x linha de transmissão mais barata (CC) adicionada às estações terminais. É intuitivo então, já que o custo das terminais é fixo em relação à distância de transmissão, dependendo apenas do nível de tensão de transmissão e da potência a ser transmitida, que exista uma distância de transmissão a partir da qual a modalidade CC passa a ser mais atraente do ponto de vista econômico. De fato, esse ponto existe e é bastante conhecido na literatura da área, sendo denominado de “break-even point”.

3.2.1.3 PERÍODO DE MATURAÇÃO DO EMPREENDIMENTO

O período de construção, ou prazo de maturação, de um componente de uma rede de transmissão ou de distribuição, varia em uma faixa muito ampla de duração das obras e período de comissionamento, de forma fortemente correlacionada ao porte do Projeto que seja desenvolvido.

Assim, linhas de transmissão em extra ou ultra alta tensão9, percorrendo distâncias de milhares de quilômetros, podem ter um prazo de implantação de três anos ou mais, mesmo quando se recorre a licitações separadas por trecho e se dispara várias frentes de obra simultaneamente. No extremo oposto, a implantação de redes de distribuição em tensão primária (13,8 kV a 20 kV) pode durar um período de apenas um a seis meses. Já no caso de Subestações, o prazo de construção é mais curto do que uma linha de transmissão longa, mas uma subestação complexa, com vários pátios de manobra para agrupar linhas de transmissão de distintos níveis de tensão convergindo para o mesmo ponto, incorporando capacidade de transformação para interligar esse pátios entre si

eletricamente, pode ter uma construção perdurando por mais de dois anos. Os custos de investimento podem ser decompostos em várias rubricas, associadas à alocação dos recursos, que seguem mais ou menos a estrutura contábil dos itens que

irão compor o ativo imobilizado que corresponde a cada linha de transmissão ou então às instalações (subestação) e conjunto de redes de distribuição, que são imobilizados de forma “coletiva”, em face do número e valor de cada componente, quando individualmente considerado. Uma rápida caracterização de cada uma dessas parcelas do custo global de investimento é apresentada no que se segue.

3.2.2 Custos de Projeto

Nesta rubrica estão inseridos todos os custos com a elaboração dos projetos necessários para os estudos de viabilidade e execução do empreendimento.

9 Extra Alta Tensão : 300 kV ≤ VNom < 800 kV

Ultra Alta Tensão : VNom ≥ 800 kV

VNom = Tensão Nominal de Operação da Linha de Transmissão



Dentre estes, estão contemplados os estudos de Viabilidade Técnica e Econômica, os

Projetos Básico e Executivo de engenharia e, também, os Estudos de Impacto Ambiental e Socioeconômico e Relatório de Impacto ao Meio Ambiente (EIA / RIMA), além do Projeto Básico Ambiental (PBA).

O Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica representam uma análise preliminar da característica do empreendimento, levando em consideração as questões técnicas, econômicas e ambientais. O Projeto Básico permite definir as obras civis e os equipamentos, adjudicações e a construção do empreendimento.

O Projeto Executivo de engenharia estabelece o detalhamento do Projeto Básico no nível de construção do empreendimento, com a preparação das plantas, detalhando os equipamentos e as obras civis necessários na etapa de construção efetiva.

No caso de uma linha de transmissão, de grande extensão, atravessando diversos tipos de terreno, com trechos em serra, percursos acidentados com várias mudanças de direção, travessias de rios e rodovias, etc, há que haver um conjunto enorme de desenhos , para orientação dos trabalhos de campo, com detalhamento de cada vão típico, o que é condição absolutamente necessária para lançamento dos cabos, escolha do tipo de torre, tensionamento da catenária e dimensionamento das fundações.

O Projeto de uma Linha de Transmissão com essas características, a despeito das ferramentas computacionais disponíveis hoje em dia, como por exemplo o Auto Cad, ainda representam um custo não desprezável frente ao investimento global.

3.2.3 Custos dos Componentes e equipamentos

3.2.3.1 LINHAS DE TRANSMISSÃO

Os custos de componentes de uma linha de transmissão alocados no item de Investimento compreendem os custos de aquisição, seguros e transporte de:

(i) Torres, sendo bastante distinto se a opção de Projeto for de torres autoportantes ou estaiadas ou se tratar-se de torres de circuito simples ou duplo;

(ii) ferragens para agregar as cadeias de isoladores e fixar os condutores;

(iii) cabos condutores e cabos guarda, assim como os cabos contrapeso, para aterramento ao longo do trajeto, com custos que variam a depender do tipo de condutor utilizado, como por exemplo condutores de cobre, ou de alumínio, ou ainda de alumínio com alma de aço (condutores encordoados);

(iv) cadeias de isoladores propriamente ditas;



(v) fundações, compreendendo o concreto, pedra e as varetas de aço para

compor o concreto e a mão de obra para fazer cada fundação no campo.

(vi) equipamentos para compensação reativa série e paralela (capacitores e reatores, controlados ou não), quando essa compensação estiver alocada em pontos intermediários do trajeto e não nas subestações terminais, que também se pode associar às linhas de transmissão.

3.2.3.2 SUBESTAÇÕES

No caso de subestações, o principal ativo é composto de equipamentos, onde os de maior custo, sem dúvida são os transformadores de potência, mas existem também os transformadores de corrente e de potencial, chaves seccionadoras manuais e

motorizadas, disjuntores, pórticos de entrada e saída e barramentos.

Além disso, existe a casa de comando e controle, com os painéis mímicos de controle e painéis dos instrumentos da baixa tensão da subestação, centrais de ar comprimido para acionamento dos disjuntores, eventualmente “no breaks” para garantir o funcionamento de partes vitais durante “blackouts” e, também, toda a malha de terra, que fica enterrada, mas é vital para segurança humana e dos equipamentos.

3.2.4 Terrenos e Faixas de Passagem (Servidão)


No caso de Linhas de Transmissão ou de Distribuição, em tensão acima de 69 kV, o

custo de terreno envolve os recursos necessários para aquisição do terreno correspondente à faixa de passagem, por onde será o caminhamento das torres de sustentação dos cabos condutores. Em algumas situações o terreno é de fato

adquirido e nenhum uso adicional pode ser feito da área, sendo vedado o acesso a terceiros. Na maioria dos casos, entretanto, a aquisição é feita em uma modalidade em que o valor de aquisição resulta muito mais baixo e se permite o uso terreno sob os condutores para usos específicos, como por exemplo criação de gado ou plantações de baixa altura. Nesses casos, a faixa de passagem é mais conhecida como “Faixa de Servidão”.


No caso de Subestações, o terreno representa parcela importante do custo total do

empreendimento e a área adquirida passa a ser de propriedade e uso exclusivos do Adquirente, que terá que cercar a área e restringir completamente o acesso de terceiros, por uma questão de segurança das instalações e de pessoas.



3.2.5 Obras Civis e Montagem


No caso de Linhas de Transmissão, a parcela de custos de obras civis é pouco importante, restringindo-se às fundações e a preparação da faixa de passagem, sendo sem sombra de dúvida preponderantes os custos de fiscalização e montagem, que incluem a montagem em campo e erguimento das torres e cadeias de isoladores e ferragens e, principalmente, o lançamento e estiramento dos cabos condutores e dos cabos guarda.


No caso de Subestações, particularmente aquelas que tem arranjo complexo, com vários pátios de manobra, os custos de obras civis é significativo. Isso ocorre, em função da grande área que deve ser terraplanada, incluindo o lançamento da malha de terra e a fixação de fundações de grandes estruturas, que são os Pórticos de entrada e saída, os Barramentos, as bases dos transformadores e os edifícios de controle e da central de ar comprimido.

Os custos de montagem também são bastante expressivos, haja visto o grande número de equipamentos e o porte e peso de alguns deles, como também o lançamento de toda a cablagem de comando e medição (com blindagem para interferências de natureza eletromagnética).

3.2.6 Custos Financeiros

Representados pelos Juros Durante a Construção do empreendimento e se traduzem pelo custo de oportunidade de capital para o Projeto, no período que antecede a

geração de receitas.

Seu valor é muito dependente do prazo de maturação da obra e das taxas de capitalização praticadas pelo mercado no período de negociação para captação dos recursos necessários para a construção do empreendimento.

3.2.7 Custos Ambientais

No caso de linhas de transmissão, particularmente nos casos de extra ou ultra alta

tensão e trajetória de grande extensão, os custos de natureza ambiental podem se tornar importantes em face de restrições para desmatamento (áreas de preservação ambiental inseridas no traçado da linha de transmissão, como por exemplo áreas de mata atlântica), ou ainda pelo fato do traçado envolver a travessia de terras indígenas, duas situações existentes no caso brasileiro.



Nesses casos, a solução envolve (i) compensações pelo desmatamento necessário para

a implantação da faixa de passagem ou servidão; (ii) desvios de rota, envolvendo em geral um custo elevado devido ao acréscimo de extensão ao traçado original; ou então, (iv) implantação de trechos de linha com torres anormalmente altas, de modo a passar com segurança sobre as regiões de mata preservada, com o desmatamento mínimo inerente a apenas e tão somente a implantação das fundações das torres. Outras restrições de cunho ambiental que são impactantes nos custos de sistemas de transmissão em qualquer lugar do mundo, são os níveis de interferência aceitáveis para os efeitos de campo magnético com telecomunicações e a sociedade em si.

De fato, as Normas Internacionais especificam níveis de tolerância básicos para diversos níveis de interferência devido ao campo magnético das linhas de transmissão e subestações, mas cada País pode, a seu critério, enrijecer ou afrouxar esses níveis. Nesse âmbito de considerações, os principais indicadores são o RA – Ruído Audível

(principalmente em situação de umidade elevada); TVI – TV Interferência (principalmente no caso de recepção por antena); Corona Visual10 e intensidade de campo nas imediações de uma subestação, principalmente se estiver em área urbana, pois se admite que uma exposição prolongada a campo eletro magnético intenso (que seria o caso de moradores nas vizinhanças de uma subestação) pode ter efeito de catalisação de doenças graves, entre essas o câncer.

Ocorre então que para atender essas especificações, mandatórias para aprovação dos projetos, se tem que, frequentemente, alterar o projeto para uma configuração de condutores que não seria necessária do ponto de vista puramente elétrico (capacidade de carregamento, por exemplo), utilizando (i) condutores de maior bitola, portanto mais pesados, que custam mais caro e encarecem também as torres e fundações; ou

“bundle” (feixe) de maior número de condutores por fase e/ou maior espaçamento entre condutores, com os mesmos efeitos descritos na primeira alternativa; ou ampliando a faixa de passagem da linha de transmissão.

3.3 Custos Operacionais

Os custos operacionais, em sistemas de transmissão e distribuição, são caracterizados pelos Custos de Operação propriamente ditos e os Custos de Manutenção.

Os custos de operação são bastante afetados pelo nível de automação do sistema, posto que isso afeta diretamente o contingente de mão de obra qualificada que se necessita dispor para operar a rede.

10 O efeito Corona está associado a um fenômeno provocado por uma campo eletromagnético muito

intenso na superfície dos condutores de uma linha de transmissão ou nos barramentos de uma subestação,

que provoca uma espécie de faiscamento, que em condições de chuva ou de alta umidade, que aumentam

a condutância do ar, chega a iluminar os condutores à noite, aumentando bastante as perdas elétricas e

provocando intenso ruído audível.



As condições ambientes também podem afetar fortemente os custos de operação,

pois regiões em que as linhas de transmissão tem contato com maresia ou poluição muito forte de fumaça negra, com alto conteúdo de carbono, a operação da rede envolve um custo de lavagem periódica das cadeias de isoladores, posto que com o depósito de partículas seja de sal, seja de carbono, ocorre perda das propriedades isolantes dos isoladores da cadeia e pode irromper uma descarga para a terra ou para a estrutura da torre, interrompendo o serviço.

Por sua vez, os custos de manutenção dependem de uma gama muito mais diversa de fatores. Por exemplo, casos em que uma subestação e parte da rede de distribuição se situam do outro lado de uma rodovia importante e eventualmente com congestionamentos frequentes, em relação à localização de uma grande subestação terminal, onde se aloca normalmente as turmas de manutenção para atendimento de emergências, obriga a se alterar a logística usual de manutenção e se ter turmas

descentralizadas para atender as contingências do lado da rodovia em que haveria sérias restrições para atendimento por parte da equipe centralizada. Isso evidentemente acresce de forma importante os custos operacionais.

Linhas de transmissão muito longas, atravessando diversas regiões, inóspitas ou não, exigem que se tenha diversas turmas e equipamentos de manutenção ao longo de todo o trajeto, com acréscimo direto nos custos operacionais.

A própria política de reserva de equipamentos, particularmente as grandes unidades transformadoras, afeta bastante os custos operacionais, na medida em que quando se dispõe de reserva “quente”, isto é, redundância, a manutenção pode ser executada em tempos maiores e exige Turmas menos numerosas e / ou altamente especializadas. Por outro lado, se for adotada uma política de reserva com uma unidade monofásica

montada e sendo reserva compartilhada por vários Bancos de Transformadores, na ocorrência de uma emergência (perda de unidade monofásica em um dos Bancos Trifásicos), obriga à realização apenas de chaveamentos adequados, sem necessidade

de remoção da unidade reserva de sua localização.

Essa política, embora mais cara em termos de ativos imobilizados, torna muito mais barato o custo de manutenção, pois o deslocamento de uma unidade transformadora, de dezenas ou até centena de toneladas, envolve serviço muito mais especializado e a existência dos equipamentos adequados.

Finalmente, a política de almoxarifado local impacta os custos de manutenção, posto que em contingências a existência dos equipamentos necessários tanto mais próximos da ocorrência minimizam a indisponibilidade dos equipamentos falhados, mas por

outro ângulo, exigem maior número de equipes de manutenção, cada uma próxima do almoxarifado.



3.4 Metodologia para determinação aproximada de Custos de

Sistemas de Transmissão

3.4.1 Custos de Investimento em Equipamentos de Linhas de Transmissão

O custo de uma linha de transmissão com cabo ACSR e torres auto-portantes pode ser estimado por:

𝐶𝐿 𝑛 𝑘 𝑎 (𝑏 √𝑉𝑚𝑎𝑥 𝑐 𝑆) 𝑈𝑆$/𝑘𝑚

onde:

n = número de circuitos por torre

k = cte = 14.500 a 24.000 US$ dependendo do país e dos critérios de cálculo das torres.

a = fator que depende do número de subcondutores por fase:

a = 1,0 para 1 condutor por fase

a = 1,1 para 2 condutores por fase



a = 1,05 para 1 condutor (expandido11) por fase

b = fator que depende de número de circuitos por torre:

b = 35 x 10-3 (kV)-0,5 – para linha de 1 circuito

b = 23 x 10-3 (kV)-0,5 – para linha de circuito duplo.

c = coeficiente que depende da secção de alumínio por fase:

c = 9 x 10-4 mm-2

S = secção total de alumínio por fase em mm2.

Vmax = tensão máxima da linha em kV.

Pode-se notar que um circuito duplo é mais barato que dois circuitos simples e que o custo para uma dada tensão varia linearmente com a secção de alumínio por fase.

Na Figura 11 a seguir estão apresentados estes custos para algumas tensões.

11 Condutor expandido é aquele com configuração especial de aço e alumínio.



Figura 11: Custo de Linhas de Transmissão com um circuito por Torre.

3.4.2 Custo das Perdas em Transmissão

Conforme Referência [ ], item 3.2, o valor das perdas pode ser estimado por:

∆𝐸𝑚 𝐾 ℎ 𝑃𝑚𝑎𝑥2

Onde:

Pmax = potência de pico a ser transmitida naquele ano.

h = número de horas equivalente de perdas.

K = Constante do Sistema, que depende da resistividade média dos condutores; tensão média

do sistema; comprimento da rede de transmissão; secção média dos condutores por fase.

Para avaliar de forma muito aproximada o custo das perdas de transmissão de um sistema, um critério possível seria admitir que fosse preciso construir uma usina térmica no centro de carga para repor as perdas. Na verdade é comum admitir-se o custo de substituição de perdas como o custo de produção de uma usina térmica, pois

se fosse admitido um acréscimo na geração hidrelétrica (distante) dever-se-ia prever um sistema de transmissão com capacidade ligeiramente maior para transmitir também as perdas. Por outro lado, isso resultaria também num aumento de perdas, na medida em que a potência transmitida seria maior, constituindo um círculo vicioso de difícil avaliação.



Assim a usina térmica deveria ter a capacidade igual a potência máxima perdida

KPmax2 e gerar a energia anual perdida (hK Pmax2). Sendo o custo da usina térmica (investimento total) denominado por C'1 (em US$/kW instalado) e o custo da energia gerada (combustível + operação, etc...) C2 US$/kWh, pode-se aplicar os conceitos anteriormente desenvolvidos para custos de geração, para obter um C1 correspondente ao custo anual da usina térmica equivalente. A equação geral do custo de perdas seria:

𝐶1 𝐶2 ℎ 𝐾 𝑃𝑚𝑥 2 𝐶1 𝐶2 ℎ 𝜌

𝐿

𝑆 𝑃𝑚𝑥²

𝑉²

𝜌 𝐿

𝑆 𝑃𝑚𝑥2

𝑉2 deve ser expresso em kW, pois C1 é dado em US$/kW; C2 é dado em

US$/kWh; h tem unidade de horas; sendo que V, neste caso, seria a tensão média.

3.4.3 Custos de Transformadores e Auto-transformadores

Pode-se avaliar, de modo aproximado, o custo de transformadores trifásicos, de dois enrolamentos, pela expressão:

𝐶 06

6 𝑎 . 𝑃0,65 𝑈1 0, 𝑈2

0,5 𝑈𝑆$

Onde:

P = potência trifásica nominal (MVA)

U1 = tensão máxima no lado de alta tensão (em kV)

U2 = tensão máxima do lado da baixa (em kV)

a = coeficiente, tipicamente igual a 0,40.

Para transformadores trifásicos com terciário pode-se adotar fórmula similar, tomando-se para P o valor:

P1 = P (1 + x / 2)

Para auto-transformadores com 3 enrolamentos substitui-se P por:

P2 = P ((x – 1) / K + x / 2)

Nessas expressões, define-se “x” como a relação entre a potência do terciário e a potência nominal do transformador, enquanto K é a relação de transformação do autotransformador.



Para transformadores e auto-transformadores monofásicos valem as mesmas

fórmulas, atribuindo o valor a = 0,36 e os valores de C e P referentes a unidade monofásica. Poder-se-ia acrescentar constantes para levar em conta a existência de tapes com e sem comutador sob carga. Tais fórmulas valem para U1 ≥ 145 kV, P ≥ 50 MVA e x não muito próximos de 1,0.

3.4.4 Custos de Reatores

O custo dos reatores, que poderão ser ligados diretamente à linha, sem a necessidade de “bays” de conexão, podem ser estimados pela fórmula:

Unidade monofásica:

𝐶 . 06

6 𝑝0,4 𝑈0,2 𝑈𝑆$

Unidade trifásica:

𝐶 6 . 06

6 𝑝0,4 𝑈0,2 𝑈𝑆$

Nessas expressões, tem-se que P é a potência em MVAR do reator monofásico ou trifásico e U a tensão em kV correspondente à potência P.

3.4.5 Custo de Condensadores Série

O custo de condensadores série podem ser estimados por:

𝐶 90 ,9 𝑄 06

6 𝑈𝑆$ 𝑝𝑎𝑟𝑎 0 𝑘𝑉

𝐶 90 , 𝑄 06


𝐶 6 , 𝑄 06


sendo Q a potência dos bancos de condensadores em MVAR.



3.4.6 Custo de Subestações

O custo de subestações (não incluindo transformadores) pode ser estimado por:

06

6 0 𝑛 𝑎 𝑈1,2 𝑈𝑆$

Sendo:

n o número de "bays", U a tensão máxima operativa em kV, a fator que pode assumir os

valores:

a = 0,09 para subestações com barramentos duplos

a = 0,085 para subestações com barramentos simples

Na Figura 12 a seguir estão apresentados alguns custos de transformadores trifásicos (à esquerda) e de reatores trifásicos (à direita); na Figura 13 estão apresentados alguns custos de bancos de condensadores série (esquerda) e alguns custos de subestações (à direita).

Figura 12: Custo de Transformadores Trifásicos (esquerda) e Reatores Trifásicos.



Figura 13: Custo de Compensação Série (esquerda) e Subestações (direita).

3.4.7 Condutor Econômico para uma Linha de Transmissão

O problema do transporte da energia elétrica se apresenta, em geral, de uma forma que permite sua formulação em termos bastante simples: o dimensionamento da linha

deve ser tal que o custo do transporte de uma potência P [kW] a uma distância l [km] deve ser o mínimo possível, dentro de padrões técnicos aceitáveis e com um grau de confiabilidade preestabelecido.

Sob o ponto de vista da qualidade técnica da transmissão com graus de confiabilidade aceitáveis, geralmente é possível encontrar um número razoável de soluções válidas. Dificilmente, no entanto, se encontrará mais de uma solução capaz de assegurar o menor custo da transmissão. É na procura desta solução que se deve concentrar esforço, com o suporte de um equacionamento técnico-econômico adequado.

O equacionamento técnico-econômico consiste em estabelecer uma relação ideal, ou quase, entre dois fatores aparentemente antagônicos:

custo da energia perdida no transporte;

custo das instalações necessárias ao transporte da energia.



As perdas de energia, se devem ao efeito Joule e ao efeito Corona. As primeiras são

proporcionais ao quadrado do valor da corrente na linha e, as segundas, proporcionais à tensão. Enquanto que as primeiras diminuem com o aumento da tensão, as segundas aumentam, mantendo-se inalteradas as demais condições. Ambas, porém, diminuem com o aumento da bitola dos condutores. Logo, a redução nas perdas envolve um aumento no custo das instalações. Se, portanto, se está perseguindo o objetivo de reduzir as perdas a fim de reduzir o custo do transporte da energia, há que dispender mais nas instalações de transporte, o que, por outro lado, se reflete em um aumento no custo total de transporte, que se pretende minimizar. Por outro lado, um aumento no grau de confiabilidade quanto à continuidade de serviço reflete-se igualmente no custo das instalações. Não obstante, dificilmente se poderá avaliar objetivamente o custo que uma interrupção de serviço poderá provocar e, em contrapartida, o aumento de custo que um aumento de confiabilidade irá acarretar.

As perdas na transmissão são representadas por energia produzida (ou adquirida) que deixará de ser entregue ao mercado consumidor: representam, portanto, um custo para os usuários do sistema, que tem que suportar a totalidade dos custos. O investimento realizado, por outro lado, deve produzir o retorno do capital investido no prazo estabelecido como vida útil econômica da instalação. Deve, além disso, ser remunerado convenientemente.

Há diversas maneiras de se efetuar uma análise estruturada para o dimensionamento econômico de uma linha de transmissão. Uma vez que a vida útil das instalações de transmissão é muito longa - entre 15 e 20 anos nas linhas com estruturas de madeira e até 50 anos nas linhas de estruturas metálicas ou de concreto - é usual se efetuar os cálculos em termos de custo anual. O mesmo ocorre com relação às perdas,

estabelecendo-se o custo da energia perdida anualmente.

Seja então uma linha de transmissão onde são conhecidos:

tensão operativa (máxima e média);

potência máxima a ser transmitida, que será admitida constante durante todos os

anos;

número de horas equivalentes de perdas;

custos unitários,

resistividade dos cabos a serem utilizados etc...

Pode-se estimar o custo da linha por km por circuito – pela equação do item 3.4.1, ou

seja:

𝐶𝐿 𝑘 𝑎 (𝑏 √𝑉𝑚𝑥 𝑐 𝑆)



A este investimento corresponde um custo anual CLa que pode ser estimado a partir da

aplicação do Fator de Recuperação de Capital, definido anteriormente e de uma

estimativa para os custos de manutenção.

La f L

O valor f é obtido pela soma de dois fatores f1 e f2, f2 sendo a taxa de manutenção e f1 o Fator de Recuperação de Capital12.

f1 j

j −n

f2 i

f f1 f2 j

j −n i

j = taxa de desconto do fluxo de caixa do empreendimento

n = número de anos para amortização do investimento (vida útil econômica)

i taxa de manutenção

O custo anual das perdas, por km por circuito, pode ser estimado por:

p 1 2 h ρ

S Pmx

V 2

Deve-se relembrar que o valor expresso pela equação anterior é aproximado, pois admite perdas somente devido à transmissão de potência ativa e utiliza a tensão média na linha.

Pode-se observar que o custo anual da linha aumenta com a secção de material condutor por fase, ao passo que o custo das perdas diminui. Na Figura 14 estão apresentadas qualitativamente essas curvas. A secção de condutor, por fase, mais

econômica, será a que proporciona custo anual mínimo da linha mais perdas.

12 Como exemplo, pode-se estimar para n = 20 anos a taxa j = 0,10 a.a. e se poderia adotar para f2 o valor

0,02, resultando f = 0,14, valor este muito utilizado.



Figura 14: Custo Anual da Linha de Transmissão e Perdas em função da secção

condutora por fase.

Portanto, pode-se escrever que:

t f L f k b √Vmx f k c S 1 2 h ρ Pmx

V 2

S BS

D

S

Para obter o custo mínimo, tem-se que calcular a derivada do Custo Total em relação à secção do condutor econômico e igualar a zero, conforme segue.

d

dS 0

O valor econômico de S obtido será o econômico sendo indicado por Sec,

d

dS B

D

Sec2 0

A solução dessa equação simples implica que:

Sec √D

B

√ 1 2h Pmx

V 2

f k c



Deve-se notar que em condições econômicas (S = Sec) o custo anual da linha é superior

ao das perdas, pois:

f L B Sec B √D

B √BD

p D

Sec

D

√DB

√BD

f L p

O gráfico do custo anual da linha mais perdas seria o da Figura 15 a seguir.

Figura 15: Custo Total Anual da Linha de Transmissão e Perdas em função da secção

condutora por fase.

O outro fato a ser sublinhado é que a curva é bastante plana na região de mínimo de forma que, admitindo-se a possibilidade de ter custo de 2 a 3% superior ao mínimo, resultaria numa gama de cabos aceitáveis bastante grande.

Deve-se observar também que não foram levados em conta outros custos que não o de linha (por ex., subestações, compensação série, reatores que seriam constantes

neste caso).

No caso de se ter uma potência máxima crescente no tempo, poderiam ser definidos condutores econômicos para os vários anos (Figura 16).



Figura 16: Condutores Econômicos para as várias potências estimadas para os

primeiros anos de operação da Linha de Transmissão.

Assim ter-se-ia:

No ano 1 ....seção 1



Neste caso dever-se-ia escolher um valor equivalente que, no caso particular da ilustração, estaria próximo à Sec. 4. Na maioria dos casos é tomada simplesmente a seção 4 como a econômica pelo fato da linha continuar operando além do período de amortização.

3.4.8 Limitações da Transmissão de Potência pelas Linhas

Na prática, acabam subsistindo outros fatores, de natureza “sistêmica” e que acabam muitas vezes condicionando os custos de uma linha de transmissão, na medida em que exigem a implantação de reforços importantes, frequentemente impondo a duplicação de circuitos. A transmissão de potência numa linha pode ser limitada por 3 fatores:

- capacidade de corrente dos cabos

- queda de tensão

- estabilidade do sistema

3.4.8.1 CAPACIDADE DE CORRENTE

A passagem de corrente nos cabos produz perdas que se transformam em calor, elevando a temperatura dos cabos.



Num projeto, normalmente se fixa uma máxima temperatura admissível nos cabos. Tal

temperatura leva em conta a temperatura ambiente e também a sobretemperatura devida à passagem de corrente e a incidência de sol.

Para uma temperatura abaixo da máxima não haverá recozimento ou mesmo fusão do cabo. Por outro lado, cabos aéreos esticados se deformam devido ao peso e tensão (força) de esticamento, tomando a forma de uma catenária.

Na Figura 17 está representada de forma qualitativa uma curva típica de um “vão” entre duas torres de suspensão de uma linha de transmissão, sendo indicado o valor da flecha, distância entre a reta que passa pelos pontos de sustentação de cabo e uma paralela tangenciando a curva.

Figura 17: Vão típico de uma Linha de Transmissão.

Com o aumento da temperatura, a flecha indicada no desenho aumenta devido ao aumento de comprimento do cabo. Por esta razão, normalmente é fixada uma temperatura máxima (bem abaixo do recozimento) de forma que, apesar do aumento da flecha, a distância mínima de segurança ao solo ainda seja preservada (Figura 18).

O valor desta temperatura máxima será ditado também pelo sobreaquecimento devido à passagem de corrente, e portanto, pela potência máxima transmitida.

Vale frisar que a secção econômica de condutor correspondente a uma dada potência, tem capacidade de corrente bem superior àquela que efetivamente irá transportar.



Figura 18: Flecha Máxima e Distância Mínima de Segurança.

3.4.8.2 QUEDA DE TENSÃO

Este fator é muito importante no dimensionamento de sistemas de baixa tensão sendo entretanto de menor importância para os sistemas de alta tensão. Isto porque no terminal de recepção de energia, onde a tensão resulta mais baixa, durante a transmissão de grandes potências, são instalados transformadores abaixadoras para permitir a utilização da energia, possibilitando que o problema de queda de tensão possa ser compensado com a diminuição do tap do transformador no lado de alta tensão, (ou aumentando o de baixa tensão) conseguindo assim uma tensão adequada no lado de baixa tensão.

Por outro lado, as quedas maiores aparecerão quando se transmite potência reativa,

às vezes necessária para atender ao fator de potência das cargas. Estas quedas de tensão podem ser corrigidas instalando-se condensadores síncronos ou capacitores estáticos para correção do fator de potência da carga.

3.4.8.3 ESTABILIDADE E LIMITAÇÃO DE POTÊNCIA DEVIDO À IMPEDÂNCIA DO SISTEMA

Não sendo esse um texto especializado, cabe fazer aqui apenas uma breve menção ao problema de estabilidade de um Sistema Elétrico de Potência, que se traduz em um fenômeno denominado de perda de estabilidade, em que a frequência elétrica que represente a frequência mecânica de rotação das máquinas conectadas ao sistema, principalmente geradores, começa a variar13 de forma descontrolada e as proteções das linhas de transmissão iniciam a atuar e a provocar desligamentos, até que, no limite, o sistema inteiro pode resultar desligado, ou então com diversas “ilhas”

autossuficientes em geração, dependendo da sofisticação da proteção do sistema em consideração.

13 Em condições ditas de “regime permanente”, ou condições normais de operação, todas as máquinas

rotativas do sistema tem a mesma frequência elétrica de tensão e corrente, no Brasil igual a 60Hz.



Esse fenômeno (perda de estabilidade), decorre de um defeito em um ponto da rede

(frequentemente um curto circuito em uma linha de transmissão ou subestação, causado por queda de raio ou a ocorrência de queimada sob a linha, ionizando o ar e provocando uma redução acentuada da resistividade da isolação dos cabos em relação ao solo) e as condições para que o sistema resista à perturbação normalmente envolvem reforçar determinados corredores de transmissão, com implementação de:

(i) novos circuitos de linha de transmissão;

(ii) reforços na capacidade de transformação nas subestações;

(iii) reforço na reserva operativa do sistema, através de novas unidades geradoras;

(iv) reforço na compensação reativa do sistema; sendo que três dessas soluções

rebatem diretamente em acréscimo de custos da rede de transmissão.



4 AVALIAÇÃO DOS FATORES INFLUENTES NA FORMAÇÃO DOS

CUSTOS E PREÇOS DE GERAÇÃO E REDES DE TRANSPORTE

4.1 Considerações Gerais

Nesse Capítulo, serão caracterizados e discutidos os fatores mais relevantes que influenciam a formação dos custos e preços da energia gerada e transmitida nos sistemas elétricos e que rebatem diretamente na formação das tarifas e preços oferecidos aos Consumidores finais, conectados às redes de distribuição.

Não obstante esses fatores já tenham sido elencados na Introdução desse Documento, há que se caracterizar em detalhe cada um deles, proporcionando os subsídios

necessários para o trabalho de diagnóstico das diferenças tarifárias entre países que foi mapeada no Relatório III e será revisitada no Capítulo seguinte do presente Relatório V.

4.2 Fatores Influentes na Formação dos Custos e Preços de Geração

A seguir, serão enfocados um a um todos os fatores influentes na formação dos Custos e Preços da energia gerada para atendimento do mercado de um sistema de potência elétrico.

4.2.1 Tipo de Fonte Primária

O tipo da fonte primária é um dos principais determinantes dos custos de geração de energia elétrica, já que em função do tipo de fonte (hidráulica / carvão / nuclear / gás natural / óleo combustível / eólica; etc) se altera, e muito, o nível relativo de investimento e dos custos operacionais. Algumas dessas fontes tem um patamar de investimento bastante elevado, mas em compensação não tem custo operacional apreciável, como é o caso das hidrelétricas. Outras fontes exigem muito menor investimento, mas tem custo de combustível muito elevado, como é o caso das térmicas a óleo combustível leve.

Há que se analisar caso a caso e utilizar os parâmetros disponíveis para uma avaliação

de custos, sendo que todo o ferramental para isso e a formulação matemática necessária já foram desenvolvidos, incluindo exemplo numérico, no Capítulo 2.

4.2.2 Restrições Socioambientais (Legislação Ambiental)

As restrições socioambientais se constituem em relevante item de custo, conforme caracterizado em algum detalhe no Capítulo 2.



Para efeito de um diagnóstico da influência desse fator nos custos de geração, há que

se examinar a legislação ambiental e as exigências para o licenciamento de empreendimentos de geração de cada País em cotejo, buscando identificar se existem diferenças relevantes que impliquem em custos finais muito distintos para o mesmo tipo de empreendimento.

Para melhor entendimento, imagine-se uma planta geradora termelétrica movida a carvão mineral em dois países distintos, com legislações ambientais bastante diferentes, uma delas significativamente mais permissiva que a outra em termos de exigências de controle de emissões de gases que provocam chuva ácida.

Dependendo dessa diferença de legislação e se imaginando qualidade do carvão comparável entre os dois países, é possível que em um deles se possa construir a planta a carvão sem dessulfurizadores e no outro essas instalações tenham que ser

adicionadas à usina. Nesse caso, a diferença de custo de geração, entre as duas plantas, pode passar de 10% somente por conta desse item, o que é bastante relevante.

A legislação e as práticas de licenciamento ambiental também podem ser observadas, quando possível, sob a ótica de eliminação, ou pelo menos forte cerceamento, na construção de determinado tipo de usina, que poderia significar uma opção de geração econômica e que para o futuro terá que ser substituída por fonte mais cara.

Esse é exatamente o caso brasileiro hoje em dia, em que uma posição radical dos órgãos ambientais e de parte da sociedade organizada simplesmente erradicaram as usinas hidrelétricas com reservatório do cardápio da expansão, com possíveis consequências econômicas desastrosas para o País.

4.2.3 Restrições Operativas

As restrições operativas, na maior parte das vezes associadas às usinas hidrelétricas, mas que podem ampliar o leque de abrangência com o aumento de opções intermitentes, podem ser motivo de acréscimo sistemático dos custos de geração e não apenas uma ocorrência episódica, provocando alterações conjunturais de custo.

A necessidade de respeitar, por exemplo, restrições de vazão defluente mínima em reservatórios, para preservar a vida aquática, permitir diluição adequada de efluentes (saneamento), captação de água, entre outras podem rebater em operação hidrelétrica não otimizada do ponto de vista puramente energético, implicando

sistematicamente em utilização de fontes mais caras.

Por outro lado, restrições de vazões defluentes máximas, devido a restrições de navegação ou amortecimento da elevação do nível d’água de jusante, podem também provocar operação fora do ponto ótimo, com acréscimo nos custos.



Outro exemplo seria a necessidade de se ter “volumes de espera” no período chuvoso,

para controle de cheia e segurança das barragens, que provoca vertimento de energia que poderá fazer falta no período seco, onde então um maior acionamento térmico será necessário.

Este aspecto tem sua importância crescente na medida que restrições ambientais tem definido de forma primária a capacidade de reservação das novas hidroelétricas em desenvolvimento e, provavelmente, das futuras gerações de empreendimentos. Pelo lado dos sistemas de geração majoritariamente termelétricos, uma restrição de emissão ajustável pelo nível de qualidade do ar, pode provocar forte contingenciamento no despacho de algumas plantas, com repercussão direta nos custos operacionais.

A despeito de sua eventual importância na formação dos custos de geração, já se pode antever a priori que obter esse tipo de informação para outros países, que não o Brasil, é uma tarefa muito difícil de ser cumprida, de modo que dificilmente se poderá utilizar esse fator na etapa de Diagnóstico das diferenças tarifárias.

4.2.4 Tributação

A influência da tributação nos custos e preços de geração é óbvia e praticamente linear com a alíquota média praticada em cada País. Nesse caso, existem informações disponíveis e que já foram coletadas e estampadas no Relatório III, permitindo uma avaliação comparativa já naquela oportunidade.

Uma nova avaliação da influência da Tributação nos custos de geração e sua repercussão nas diferenças tarifárias entre países será levada a termo no âmbito do presente Documento.

4.2.5 Origem dos Insumos (nacional / importado) e Regime Cambial

A origem dos insumos pode ser importante na definição dos custos de geração, posto que se os insumos são de origem nacional, não há especificidade adicional a se incorporar na análise. Contudo, se os insumos foram importados, há que se observar possível acréscimo de custos em função do regime cambial, em especial se se tratar de país de regime de câmbio administrado, onde o controle da taxa de conversão do

Dólar para a moeda local é administrada pelo Governo, com diversos interesses a serem atendidos (beneficiar as exportações, por exemplo) e isso pode repercutir em distorção importante no custo de geração, que se rebate na tarifa dos consumidores finais.



A Taxa de Câmbio, conjugada com diferentes proporções de insumos e serviços

adquiridos em moeda nacional ou importada, podem afetar severamente a competitividade relativa entre opções de projetos da expansão.

Para melhor ilustrar, considere-se a comparação entre as opções hidrelétrica e termelétrica para o caso brasileiro há algum tempo atrás. Inicialmente, na Figura 19, apresenta-se o Orçamento de uma Usina Hidrelétrica real (Campos Novos), com abertura nos principais itens de custo, indicando-se também a participação de moeda nacional e importada na composição desse Orçamento.

Tratando-se de hidrelétrica, no Brasil, a componente de moeda estrangeira (US$) é relativamente modesta, limitando-se a parte dos equipamentos.

Figura 19 : Composição de Custos de Projetos (Orçamento detalhado da Usina de Campos Novos)

Por outro lado, uma planta termelétrica convencional terá a componente de moeda estrangeira muito mais elevada, pelo que a competitividade relativa (ICB ou ainda Custo Unitário de Geração) entre essas opções será fortemente influenciada pela Taxa de Câmbio, conforme se pode observar nas Figuras 20 e 21 a seguir.

4.2.6 Custo de Oportunidade de Capital

O Custo de Oportunidade de Capital, ou ainda a Taxa de Atratividade de Investimento utilizada para comparar Projetos de Geração, é muito relevante no momento de se definir a competitividade de empreendimentos e para direcionar a opção pelo tipo de fonte a utilizar na expansão da oferta de energia.

Composição de Custos de ProjetosOrçamento Usina Hidroelétrica (Campos Novos)

Evento Total US$ Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 Ano 5

Obras Civis 116.209.507 17.431.426 51.132.183 32.538.662 11.620.951 3.486.285

Montagem Eletromecânica 11.751.803 0 352.554 5.993.419 3.995.613 1.410.216

Entrega Equipamentos

Nacional 125.150.154 0 3.754.505 63.826.579 42.551.052 15.018.018

Importado 30.248.892 0 907.467 15.426.935 10.284.623 3.629.867

Total Equipamentos 155.399.046 0 4.661.971 79.253.513 52.835.676 18.647.885

Supervisão de Montagem

Nacional 3.369.285 0 101.079 1.718.335 1.145.557 404.314

Importado 1.870.727 0 56.122 954.071 636.047 224.487

Total Supervisão 5.240.012 0 157.200 2.672.406 1.781.604 628.801

Reservatório 28.860.037 3.174.604 9.523.812 9.523.812 5.483.407 1.154.401

Indiretos 28.860.037 5.772.007 5.772.007 5.772.007 5.772.007 5.772.007

Canteiro Vila e Outros 14.430.018 7.215.009 7.215.009

Total 360.750.460 33.593.047 78.814.738 135.753.820 81.489.258 31.099.597

Potência Instalada 880 MW

Taxa de Câmbio de Referência Utilizada = 1US$ = 1,74 R$

0 0 0



Figura 20 : Comparação de Custos Unitários de Projetos de Geração (Custos Unitários

de Geração em R$)

Figura 21 : Comparação de Custos Unitários de Projetos de Geração (Custos Unitários

de Geração em US$)

Vale evidenciar que um Custo de Oportunidade de Capital mais elevado aumenta o peso dos custos realizados antes da geração de receitas (Juros Durante a Construção – JDC) e reduz o peso dos custos a serem realizados no futuro (custos de combustível de UTE’s, por exemplo).

UHE x UTE - Sensibilidade ao Câmbio - R$

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

55,00

60,00

65,00

1,20 1,30 1,40 1,50 1,60 1,70 1,80 1,90 2,00Valores do Câmbio - R$

CU

G -

UT

E -

R$/M

Wh

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

55,00

60,00

65,00

CU

G -

UH

E -

R$/M

Wh

CUG - UTE - R$/MWh CUG - UHE - R$/MWh

Formação de Preços : Comparação de

Custos Unitários de Projetos de Geração

UTE x UHE - Sensibilidade ao Câmbio - US$

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

1,20 1,30 1,40 1,50 1,60 1,70 1,80 1,90 2,00Valores do Câmbio

CU

G -

UT

E -

US

$/M

Wh

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

CU

G -

UH

E -

US

$/M

Wh

CUG - UTE - US$/MWh CUG - UHE - US$/MWh





De fato, na comparação entre hidrelétricas e termelétricas, valores de Custo de

Oportunidade de Capital elevados, que representam a taxa de desconto do Fluxo de Caixa Descontado dos Projetos, aumentam o JDC da hidrelétrica e reduzem o peso das parcelas dos custos operacionais que terão que ser desembolsadas no futuro, que são importantes para o caso da termelétrica, devido ao combustível. Assim, é explicável o fato de que nas décadas de 70 e 80 a opção hidrelétrica era imbatível no Brasil, pois se captava recursos a 10% ao ano, beneficiando as usinas hidrelétricas, que tem longo período de maturação, investimento muito elevado e custo operacional extremamente reduzido.

Há que se destacar que países emergentes, ainda com relativa instabilidade inflacionária, tem tido em períodos frequentes oscilações marcantes das taxas de juros básicas (por exemplo, no Brasil em cerca de 15 anos as taxas variaram entre 26% e 8% ao ano). Como estes empreendimentos são sempre projetos de longo prazo, o

comprometimento do serviço da dívida em um cenários de juros elevados pode comprometer a rentabilidade do projeto ao longo de sua vida útil em momentos onde o custo de capital tenha oscilado no sentido de sua redução.

A título ilustrativo, apresenta-se na Figura 22 a seguir a comparação entre os mesmo Projetos Hidrelétrico (Campos Novos) e Termelétrico (UTE Paulínia / Gás Natural), para as mesmas premissas anteriormente utilizadas quando da comparação sob o crivo da Taxa de Câmbio, fixando agora a Taxa de Câmbio e deixando variar apenas e tão somente a Taxa de Desconto.

Verifica-se, sem dificuldade, que existe um patamar de taxa de desconto para o fluxo de caixa em que a competitividade relativa se inverte e a termelétrica passa a ser a opção mais econômica.

4.2.7 Disponibilidade de Financiamentos a taxas diferenciadas

Um fator que é importante para explicar diferenças de Custos de Geração entre países, é o conhecimento da existência de política governamental, através de Bancos Públicos, que direcione financiamentos a taxas diferenciadas para fomentar a implantação de novos projetos de geração e, particularmente, alguma opção de geração em específico, como agora no Brasil se está a fazer para estimular o desenvolvimento da opção solar.

Nesse caso, se pode diferenciar dois efeitos da política de Governo : Um deles, que seria a utilização de taxas de financiamento diferenciadas pelos Bancos Públicos de fomento (BNDES, no caso brasileiro), em patamares inferiores aos de mercado, rebate

de forma efetiva em custos de geração mais reduzidos do que o usual, para o tipo de fonte contemplado com esse tipo de financiamento; enquanto o segundo efeito é de fato se obter custos elevados para os custos de geração, mas obrigar o repasse desses custos ao consumidor final, embutido na tarifa.



Figura 22 : Comparação de Custos Unitários de Projetos de Geração (sensibilidade ao

Custo de Oportunidade de Capital)

Uma conjugação desses dois efeitos ocorreu, no Brasil, para o caso dos projetos do PROINFA e depois para projetos eólicos e, mais recentemente para a fonte solar fotovoltaica.

4.2.8 Subsídios / Incentivos setoriais

A existência de subsídios e incentivos setoriais, como política de governo, afetam diretamente o custo das opções de geração, afetando sobremaneira a competitividade relativa entre projetos se esses subsídios / incentivos forem direcionados a um ou mais tipos de fonte.

Pode-se citar os incentivos fiscais, dados por alguns estados para a energia eólica; os descontos na TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição) e TUST (Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão), válidos apenas para fontes renováveis de pequeno porte (inferior a 30 MW, podendo ser PCH’s / Biomassa / Eólica / Solar); redução de imposto de importação ou imposto sobre produtos industriais; etc.

4.2.9 Política de Combustível

Outro fator que afeta a competitividade relativa entre fontes e que pode distorcer comparações entre custos de geração de diversos países entre si, é a existência de uma política de combustível para incentivar a geração térmica a partir de insumo nacional.

Variação Taxa de Desconto

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

10

%

12

%

14

%

16

%

18

%

20

%

22

%

24

%

26

%

28

%

30

%

Taxa de Desconto

CU

G -

UT

E U

S$

/MW

h

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

CU

G -

UH

E U

S$

/MW

h

CUG - UTE US$/MWh CUG - UHE US$/MWh





Um exemplo dessa política de governo ocorre na Bolívia, por exemplo, onde o preço

do gás natural para geração termelétrica não corresponde ao valor do mercado internacional e que poderia ser obtido na exportação desse produto, forçando a expansão termelétrica em detrimento da hidrelétrica.

4.2.10 Porte do Mercado x nível de competição entre fornecedores de bens e serviços

Um fator que pode explicar eventuais quedas bastante significativas no preço da energia comercializada no mercado, é o porte do mercado e o nível de competição entre os fornecedores.

Esses fatores explicam, por exemplo, a redução do preço da energia eólica comercializada no mercado consumidor no Brasil, pois o mercado brasileiro se consolidou e passou a atrair a atenção de potenciais investidores e, ao mesmo tempo, a existência de diversas fábricas no mercado fornecedor, que aqui se implantaram

após a crise europeia e estão disputando avidamente os clientes, com impacto muito favorável nos custos.

4.2.11 Parque industrial existente no País (novo x sucateado e porte)

Um fator que também pode influenciar comparações de custos de geração entre países é a existência de um parque industrial de porte, para garantia da competição entre fabricantes, e o estado dos equipamentos produtivos, pois isso rebate na maior

ou menor eficiência de produção / fabricação, com impacto nos custos.

A inexistência de um parque industrial para equipamentos de geração pode direcionar este segmento a ser importador de insumos, principalmente equipamentos, impactando os custos e deixando o consumidor exposto ao risco cambial.

4.2.12 Industrialização (tendências)

Principalmente para o caso do custo da energia a ser fornecida ao mercado consumidor no futuro, a tendência de desenvolvimento e / ou modernização das fábricas de equipamentos afetará as projeções de custo, posto que fábricas novas tendem a ser mais eficientes e parte dessa eficiência acaba sendo compartilhada pelo comprador da energia.

4.2.13 Evolução Tecnológica x nível de automação dos empreendimentos

É fato conhecido que o nível de automação dos empreendimentos de geração afeta principalmente os custos operacionais das plantas geradoras.



Um exemplo bastante importante, é o caso das pequenas e médias usinas hidrelétricas

que podem ter operação completamente desassistidas, com simples monitoramento a partir de um centro de controle.

A automação também permite adotar sistemáticas de manutenção preditiva e preventiva, reduzindo muito as taxas de indisponibilidade e, por conseguinte, os custos de geração, já que os equipamentos sofrerão intervenção antes da ocorrência de falhas, reduzindo significativamente o tempo de parada, em relação ao tempo que seria dispendido em uma manutenção corretiva.

4.2.14 Infraestrutura existente

Esse fator afeta primordialmente a comparação de custos de geração entre países,

posto que a construção das plantas geradoras, principalmente, é bastante afetada pelo nível de infraestrutura existente na região de implantação dos Projetos, como por exemplo portos, ferrovias, estradas, etc.

Um exemplo claro do impacto da falta de infraestrutura nos custos de implantação de projetos de geração pode ser observado, novamente no caso brasileiro, na construção de parques eólicos no interior da Bahia, onde a despeito de se contar com ventos de excelente performance, não há estradas adequadas para o transporte das torres / naceles / partes dos aerogeradores, sendo que por isso o empreendedor tem que arcar com um custo de transporte muito elevado em relação àquele que ocorreria se essa implementação estivesse ocorrendo em São Paulo, por exemplo.

4.2.15 Fator de Carga do Mercado x Fator de Capacidade

A influência do fator de carga do mercado x custos de produção em função do fator de capacidade das usinas foi bastante explorado conceitualmente no Capítulo 2 e não será aqui revisitada.

Resta salientar apenas que não se expande o sistema buscando apenas a usina que melhor atende a curva de carga do mercado, o que levaria a uma única opção de geração para a expansão, mas sim se decompõe a curva de carga em patamares, caracterizando os escalões de Base / Semi Base / Ponta e daí se expande a oferta na forma de um portfólio, alocando as melhores opções para atendimento de cada um desses patamares de carga.

4.2.16 Critério de Garantia de Suprimento / Confiabilidade

Os critérios de garantia de suprimento energético e os critérios elétricos de confiabilidade integrada geração / transmissão condicionam totalmente as opções de

geração a serem adotadas na expansão e a redundância do sistema.



Assim por exemplo, ao se comparar custos de geração entre países que possuam níveis

de exigência de qualidade de serviço muito diferenciados, pode-se chegar a valores bastante diferentes, ainda que a Matriz Energética tenha composição semelhante (as mesmas opções potencialmente disponíveis), posto que alternativas de custo mais reduzido, porém de desempenho bastante diferente em termos de confiabilidade, podem ser preteridas em um país e enfatizadas no outro. Também, o nível de redundância no sistema para atendimento dos critérios de confiabilidade elétrica podem ser muito diferenciados de um país para o outro, implicando em nível de redundância, e consequentemente custos, muito diferentes de um país para o outro.

4.2.17 Política Energética

A questão de política energética de certa forma foi abordada nos itens precedentes,

mas nesse tópico se pretende enfatizar alguns aspectos que precisam estar em mente no momento de se empreender o diagnóstico das diferenças tarifárias entre países, com foco na diferenciação provocada pelos custos de geração praticados.

Assim, é preciso atentar quando uma política energética condiciona custos de geração, seja reduzindo, através de incentivos, conceito que já foi abordado, quanto também no caso em que impõe um aumento, por inibir opções de geração que poderiam ser econômicas, ou tirando de operação plantas de forma precoce.

Nesse último caso tem-se a situação da Alemanha, em que o Governo decidiu descomissionar plantas nucleares que poderiam operar ainda por muitos anos, atendendo a pressões dos ambientalistas e seus representantes políticos no

Parlamento.

4.2.18 Parcela da produção destinada a mercado interno e parcela destinada à exportação.

Nesse caso, quer-se enquadrar uma situação potencial do conjunto de países do Mercosul, onde determinado País com excedentes bem caracterizados de oferta potencial em relação às suas necessidades internas, casos de Bolívia e Peru, por exemplo, decide desenvolver aproveitamentos com escala muito superior àquela que seria compatível com seu mercado interno.

Nesse âmbito de hipóteses, o país irá desenvolver seu potencial energético de forma a

obter redução de custo por economia de escala e, ao mesmo tempo, oferecer a energia excedente para exportação a países vizinhos, por um preço superior àquele vendido no mercado interno, de tal forma a subsidiar o seu consumidor através dos consumidores do país vizinho.



4.2.19 Proximidade das Fontes principais aos centros de carga do sistema

Essa situação será abordada em maior detalhe no item destinado à discussão dos Custos de Transmissão, registrando-se aqui tão somente o fato de que países que tem suas instalações de geração próximas aos centros de carga do Sistema, ou que tem pequenas dimensões geográficas, sem espaço para extensos troncos de transmissão, terá como benefício uma redução nos custos de conexão, que normalmente, por serem instalações de uso exclusivo da central geradora, são alocados como parte dos custos de geração, conforme apresentado no Capítulo 2 desse Documento.

4.3 Fatores Influentes na Formação dos Custos e Preços de

Transporte de Energia Elétrica

A seguir, serão enfocados os fatores influentes na formação dos Custos e Preços de transporte de energia elétrica (transmissão e distribuição) para permitir a conexão entre os sítios de produção e os locais de consumo. Muitos dos fatores que afetam a definição de custos e preços relacionados ao transporte de energia elétrica são similares aos já analisados para o segmento de geração, de modo que em tais situações apenas uma breve menção e caracterização será efetivada nesse Tópico, remetendo-se o leitor ao item correspondente enfocado em 4.2 para o segmento de geração.

4.3.1 Distâncias médias envolvidas no desenvolvimento dos corredores de transmissão e Distribuição

De tudo quanto se desenvolveu no Capítulo anterior desse Documento, fica bastante bem caracterizada a influência das distâncias médias de transmissão e distribuição como formador dos custos de transporte de energia, já que o investimento é diretamente proporcional ao comprimento da rota da linha de transmissão / distribuição e assim também o custo de faixa de passagem, afetando até mesmo o custo operacional, posto que a provisão de logística para operação e manutenção das instalações ao longo de uma extensa trajetória afeta fortemente os recursos de O&M a serem alocados ao empreendimento e, portanto, impacta significativamente os custos associados a essa rubrica.

4.3.2 Densidade de carga dos subsistemas atendidos pelas redes de transmissão e distribuição

A densidade de carga atendida na área coberta pelo sistema elétrico de transporte de energia, particularmente no caso de distribuição, impacta diretamente os custos unitários (US$ / MWh transportado) da rede elétrica, como é óbvio.



Assim, países que se caracterizam por grandes distâncias entre os centros produtores e

consumidores e com carga rarefeita ao longo do trajeto, tem custos de transporte relevantemente superiores a países em que as linhas de transmissão e alimentadores de distribuição atendem apenas a cargas pontuais, nas extremidades, praticamente não entregando energia através de derivações ao longo do trajeto.

4.3.3 Modalidade de transmissão (aérea x subterrânea)

Também, conforme estabelecido no Capítulo anterior desse Documento, os custos são muito sensíveis ao arranjo físico dos condutores, no sentido de definir se o alojamento dos condutores se dará em torres, no caso de transmissão aérea, ou em bandejas localizadas em túneis sob o solo.

Em uma análise comparativa entre dois países com características de distância média de transporte e densidade de carga semelhantes, aquele que por legislação ambiental tiver que praticar transmissão subterrânea de forma muito mais massiva, certamente terá custos de transporte significativamente superiores.

4.3.4 Níveis de tensão característicos

O nível de tensão operativa de uma linha de transmissão é um importante fator de tensionamento dos custos, posto que em função da tensão nominal do sistema de transmissão, se define o nível de isolação para os equipamentos e as cadeias de isoladores nas torres das linhas e nos barramentos e equipamentos das subestações, pressionando os custos para cima. Além disso, a maior tensão nominal, em face dos

requisitos derivados da coordenação de isolamento, afeta as distâncias entre condutores, rebatendo no dimensionamento das torres e pórticos, ferragens, cadeias de isoladores e fundações.

4.3.5 Legislação ambiental.

A legislação ambiental é crucial para a definição de custos, pois em função de uma maior ou menor rigidez nos parâmetros de interferência eletromagnética ou mesmo tolerância quanto ao impacto visual, se afeta o modo de transmissão (aéreo x subterrâneo), que conforme já enfatizado pressiona fortemente os custos, como também afeta, para linhas aéreas, a largura da faixa de passagem, a largura dos vãos

entre torres, dentre outros impactos. Países com legislação mais tolerante no tocante às interferências eletromagnéticas, tendem, em condições semelhantes para os demais fatores, a apresentar custos inferiores de transmissão quando comparados a países com grande rigidez na legislação ambiental.



4.3.6 Existência de regiões protegidas ao longo das rotas

A existência de áreas protegidas ao longo das rotas (zonas de mata protegida, terras indígenas, sítios históricos e/ou arqueológicos) podem provocar diversos desvios de rota, tornando o trajeto muito mais sinuoso e atravessando regiões eventualmente muito mais acidentadas, impactando fundamentalmente nos custos das torres (maior número de torres de amarração em relação às torres de suspensão) e nas distâncias entre torres (vãos), devido à conjugação de terreno acidentado com as exigências de altura mínima do solo.

4.3.7 Permissão ou não para uso da faixa de passagem (Servidão)

A possível utilização, ainda que com restrições de uso, da área denominada de faixa de

passagem da linha de transmissão, caracterizando a utilização do terreno como servidão (isto é, passível de usos que não coloquem em risco a saúde humana e o funcionamento da própria linha) pode atenuar significativamente o custo do

empreendimento no que tange a terrenos e desapropriações.

4.3.8 Carga de Vento

Países sujeitos a fortes ventos de rajada e que adotam a transmissão aérea, tem os custos de linhas de transmissão fortemente aumentados, em função da carga de vento que deverá ser utilizada para o dimensionamento mecânico da rede de transmissão.

Assim, uma linha de transmissão dimensionada para suportar ventos de até 200 km/h será muito mais custosa do que uma linha com os mesmos requisitos elétricos, mas tendo que suportar ventos de no máximo 120 km/h. Isso porque, em decorrência da necessidade das torres e cabos suportarem ventos muito mais intensos sem dano de natureza mecânica, implica em torres e fundações muito mais robustas, encarecendo muito as torres em si e as fundações.

4.3.9 Custo de Oportunidade de Capital

O fator de afetação dos custos de transmissão e distribuição representado pelo patamar de Custo de Oportunidade de Capital segue, em termos conceituais aquilo que foi exposto para o caso de Custos de Geração.

Não obstante, a sua influência é menor nesse caso, posto que o prazo de maturação dos empreendimentos e a vida útil econômica dos equipamentos e instalações são menores no caso de transmissão, quando comparado com a geração. E essa afirmativa é ainda mais enfática se a referência de comparação for a rede de distribuição.



Além disso, a atividade de transmissão é fortemente regulada (monopólio natural) e

concentra poucos riscos do negócio propriamente dito, já que a rentabilidade não depende do fluxo de energia que transita pela linha, ou seja, linhas de transmissão iguais bastante carregadas ou bastante descarregadas, terão a mesma receita e a mesma rentabilidade, se apresentarem fatores de disponibilidade semelhantes. Dessa forma, para a transmissão, a taxa de desconto a ser utilizada no fluxo de caixa do empreendimento, usualmente denominada de WACC (sigla do Inglês que quer dizer Custo Médio Ponderado de Capital), é muito menor para a transmissão do que para a atividade de geração, por exemplo.

4.3.10 Origem dos Insumos (nacional x importado)

A origem dos equipamentos e materiais a serem utilizados na construção dos sistemas

de transmissão e distribuição afetam os custos a serem repassados aos consumidores através das tarifas, na medida em que expõe os empreendedores ao risco cambial, que obriga normalmente à contratação de “hedge”, que terá repercussão não desprezável nos custos, da mesma forma que no caso da Geração.

4.3.11 Regime Cambial

O componente de custo cifrado em moeda estrangeira terá maior impacto nos custos em países de regime de câmbio administrado, já que se supõe que determinados bens e serviços terão que ser necessariamente importados e, em geral, os Governos que praticam regime de câmbio administrado assim o fazem para beneficiar as exportações, tornando caras, em consequência, as importações.

4.3.12 Nível de competição (insipiente x acirrada)

A competição acirrada entre fabricantes de equipamentos, montadoras e entre Grupos Investidores / Empreendedores em transmissão é um fator importante na redução de custos. No caso brasileiro, se pode citar, apenas a título de exemplo, que a expansão de transmissão promovida através de Leilões tem sido bastante eficiente nesse aspecto, pois em diversos leilões já ocorridos, se verificou deságios, em relação ao preço teto definido pelo Órgão Regulador que, nesse caso, operacionaliza os leilões, bastante relevantes, por vezes superiores a 30 %.

4.3.13 Equipamentos (cadeia industrial)

Como fator adicional que pode contribuir para redução de custos de transmissão em determinado País, em relação a outro, a presença de uma cadeia industrial bem estabelecida, com diversos “players”, é relevante.



De fato, em isso ocorrendo, reduz-se o componente de equipamentos importados,

estimula-se a competição e se beneficia da economia de escala própria de indústrias de porte.

4.3.14 Evolução Tecnológica na transmissão propriamente dita e no parque industrial.

A evolução tecnológica na transmissão propriamente dita e no parque industrial de produção de equipamentos e, também, evolução tecnológica nos fornecedores de serviços (montagem), complementa os dois últimos tópicos como fator relevante de redução de custos, posto que se estará utilizando equipamentos com as melhores funcionalidades e com recursos tecnológicos para proporcionar a performance mais

eficiente e que, por sua vez, foram fabricados de forma eficiente e montados de acordo com as melhores práticas do mercado internacional.

4.3.15 Infraestrutura

Um País dotado de infraestrutura moderna e eficiente, sendo importante destacar, particularmente no caso de sistemas de transmissão, de infraestrutura de transporte, permite redução importante no custo de implantação dos empreendimentos, por facilidade e eficiência no deslocamento dos equipamentos ao ponto de montagem, como também contribui, depois da entrada em operação, para redução dos custos operacionais, em especial na redução dos custos de manutenção.

4.3.16 Existência de mão de obra qualificada para construção e operação das Linhas de Transmissão e Subestações

A existência de mão de obra qualificada para a construção das linhas de transmissão e distribuição e subestações, contribui para redução dos custos de implantação dos projetos, reduzindo prazos de construção e minimizando retrabalhos na etapa de comissionamento das instalações, em face de reduzido número de erros de execução dos projetos.

Da mesma forma, a possibilidade de utilização de mão de obra qualificada para a operação das redes de transporte contribui para redução de erros humanos na operação e um aumento na confiabilidade dos sistemas de transmissão e distribuição,

contribuindo para reduzir a incidência de penalizações por performance sobre os Agentes Transmissores (Indisponibilidade), que se traduziria em risco de perda de receita que, por sua vez, certamente seria precificado e iria concorrer para aumento nos custos globais de transporte de energia.



4.3.17 Nível de automação dos Sistemas

Finalmente, cabe destacar que países que disponham de sistemas de transmissão e de distribuição altamente modernos e automatizados, em igualdade de condição em relação aos demais fatores de pressão de custo, deverão exibir custos de operação e manutenção significativamente mais reduzidos, principalmente porque se poderá contar com centros de controle com menor número de pessoas e também porque as rotinas de manutenção poderão ser efetivadas de forma muito mais eficiente em face de equipamentos de supervisão e acionamento que executam tarefas e manobras, sem risco de erro, que exigiriam mais pessoas e tempo para execução em ambiente de baixa automação.

Além disso, sistemas com elevada automação permitem a operação de várias

subestações de forma completamente desassistidas, reduzindo fortemente os custos de mão de obra, que é componente importante dos custos operacionais.

A análise que certamente terá que ser feita para suportar a decisão por maior automação, é se os custos de investimento adicional são compensados pela redução nos custos de O&M proporcionada.



5 ATRIBUTOS DE CUSTOS DE EMPREENDIMENTOS E EXEMPLOS

DE APLICAÇÃO NO DISGNÓSTICO DA DIFERENÇA DE NÍVEL

TARIFÁRIO ENTRE PAÍSES

5.1 Introdução

Neste capítulo se desenvolve uma análise conceitual, em complementação das seções anteriores, para cada atributo do custo, e como consequência afetando as tarifas de energia elétrica associar os conceitos estudados, seguindo-se de exemplos dos países já referenciados em relatórios anteriores. Em alguns casos, quando requerido, serão utilizados exemplos de países ainda não contemplados no projeto, mas nos quais exemplos pontuais podem ajudar a melhor compreender a influência do atributo analisado.

Estas influências ainda são tornadas mais complexas, pois além da influência propriamente dita do atributo, muitas vezes os impactos são potencializados por escolhas políticas, de contexto econômico ou por questões regionais como o clima, disponibilidade de recursos naturais ou existência de infraestrutura.

A maioria absoluta de citações de estatísticas e informações constantes deste capítulo provem dos relatórios III e IV deste projeto. Quando alguma fonte de informação diferente for necessária para melhorar o entendimento estas serão citadas explicitamente.

5.2 Recursos naturais.

A disponibilidade de recursos naturais representa um óbvio e importante componente de redução de custos de produção de energia elétrica. Por outro lado a ausência desses recursos além de expor o País a custos de produção mais elevados, ainda

provoca um aumento dos riscos da volatilidade associada decorrente dos preços dos energéticos (além dos riscos cambiais atrelados a produtos importados) e finalmente outros riscos como aqueles provenientes de instabilidade geopolítica.

Apenas para citar poucos exemplos podemos do lado da disponibilidade de recursos elencar a província de Quebec com a quase totalidade de sua produção de eletricidade proveniente de recursos hídricos (acima de 99%) e a Noruega com 93% de sua produção advinda também de plantas hidroelétricas. Outros exemplos podem ser citados a partir da abundância de recursos naturais como a disponibilidade de gás

natural na Rússia14 e no estado do Texas15 nos EUA.

14 A oferta total de gás natural na Rússia, para o ano 2011, foi de aproximadamente 713.011 MM m3/ano (Quantum,

2013).

15 23 % de todas as reservas de gás natural dos EUA se encontram no estado do Texas

(http://stateimpact.npr.org/texas/tag/natural-gas-production-in-texas).



Interessante também notar que além dos exemplos já citados, mesmo os recursos

naturais pouco ortodoxos se sobressaem em outras regiões, como as fontes geotérmicas. Este tipo de solução representa apenas 12.013 MW de capacidade instalada, sendo que apenas alguns poucos países possuem a dominância desta tecnologia: EUA (3.442 MW), Filipinas (1.904 MW), Indonésia ( 1.333 MW) e México (1005 MW) conforme relata a Geothermal Energy Association (2014).

Finalmente é conveniente registrar que às vezes os recursos disponíveis podem não ser evidentes em termos de reservas ou de potencial, mas estão atrelados a condicionantes da natureza. Nesse quesito o Brasil vem se sobressaindo com fatores de capacidade de usinas eólicas bastante superiores aos registrados em outras partes o Mundo em que pesem pequenos intervalos de tempo de observação.

Segundo Boccard (Boccard, 2009) considerados 15 diferentes países entre Europa e

EUA, o maior fator de capacidade registrado médio encontrado foi de 29,3% na Grécia e na Irlanda, já o fator de capacidade médio de todos esses países estudados foi de 23,5%. No Brasil encontramos um fator de capacidade médio de 34,1%, ressalvado novamente, o pequeno período de observação compreendido por usinas em operação comercial entre junho de 2013 e junho de 2014 (CCEE, 2014).

A disponibilidade de recursos naturais pode ser tão importante em alguns casos que podem afetar a economia de uma região ou Pais (Trevisan; Springs 2014) bem o equilíbrio de preços em termos internacionais como parece ser o caso do Gás de Xisto (shale gas) que segundo alguns analistas contribuiu para a recente redução dos preços do petróleo no mercado internacional (Gold, 2014).

O efeito contrário também pode ocorrer, neste caso, preços muito baixos do petróleo

afetam a viabilidade econômica de outros recursos como por exemplo a recente redução anunciada dos campos de gás de xisto de Bakken no estado de Dakota do Norte e Eagle Ford no Texas (Di Savino; McAllister,2015) e potenciais danos à

viabilidade da exploração das reservas do pré-sal no Brasil (Bustamante, 2015).

Analistas também dão conta que com preços baixos do petróleo os investimentos na energia eólica e solar fotovoltaica serão reduzidos.

A ausência de recursos naturais faz com que alguns países fiquem expostos a necessidades muito relevantes de recursos importados, sendo o Japão um dos exemplos mais marcantes, com importações de energéticos que atingem 96% de suas necessidades; apenas em Gás Natural Liquefeito provenientes do Catar e da Austrália suas importações atingem um valor de US$ 13 bilhões ano (Bresciani, Inia, Lambert,

2014). O Japão é o maior importador mundial de GNL, representando 32% do mercado mundial em 2011 e devido às preocupações ambientais, a demanda por GNL vem crescendo pois o governo japonês vem incentivando seu uso. Atualmente o Japão conta com 32 terminais de importação de GNL.



A maioria dos terminais de GNL se encontra nos principais centros de população como

Tóquio, Osaka e Nagoya, perto das principais zonas urbanas e centros de fabricação. Cinco novos terminais estão em construção e começarão a operar neste ano de 2015 ( Quantum, 2013). A figura 1 apresenta a tendência de importação de GNL no Japão, tendência esta que cresceu desde o acidente nuclear de Fukushima em 2011.

No entanto, o Japão não se encontra sozinho no clube dos países com estas necessidades, sendo outros exemplos relevantes o Chile com elevada necessidade gás proveniente da Argentina e os países do leste europeu que ficam na dependência do gás da Rússia (que inclusive se utiliza deste trunfo para delimitar suas influencias politicas).

Figura 23 – Importações de GNL no Japão

Finalmente é importante dar um destaque à relevante importância que os recursos naturais exercem sobre os países com abundancia dos mesmos, pois acabam não diversificando suficientemente suas fontes energéticas e podem ser vitimas daquilo que ficou conhecido como a ”maldição dos recursos naturais”, quer pela escassez induzida pela alternativa única (ou dominante) ou pela extrema dependência econômica desse recurso para financiar outra vertentes da economia. Este fenômeno ficou conhecido como “Doença Holandesa16”

5.2.1 Hidroeletricidade

Entre os recursos naturais para produção de energia elétrica um dos mais relevantes é

o caso da hidroeletricidade. Poucos países tem fontes hidráulicas relevantes e dominantes.

16 Em economia, doença holandesa refere-se à relação entre a exportação de recursos naturais com o

declínio do setor de manufaturas. A abundância de recursos naturais gera vantagens comparativas para o

país que os possui, levando-o a se especializar na produção desses bens e a não se industrializar ou

mesmo a se desindustrializar - o que, a longo prazo, inibe o processo de desenvolvimento.

EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA

ESTUDO DO MERCADO INTERNACIONAL DE GÁS NATURAL

Produto I

QUANTUM | www.quantumamerica.com pág. 48 de 88

Gráfico 5-3: Importação de GNL (MM m

3 por ano) - Japão - Fonte EIA.

5.2.1.1.1. Composição da importação de GNL por país

Em 2011, 19% das importações de GNL foram realizadas vindas da Malásia, 18% vêm da Austrália, 15% do

Catar, 12% da Indonésia, 9% da Rússia, 8% do Brunei, 7% dos Emirados Árabes Unidos, Nigéria e Guiné

Equatorial 2% cada uma e o restante 3% de outros países. Esta composição se apresenta no seguinte

gráfico:

Gráfico 5-4: Composição da Importação de GNL por país Origem (2011) - Japão

5.2.2. Produção de Gás Natural

A produção nacional é muito pequena e o último ano (2011) teve um incremento de 3%, passando de

4.800 MM m3 no ano 2010 para 5.000 MM m3 no ano 2011.

A maior jazida de gás natural que tem Japão é o Minami-Nagaoka, na costa ocidental de Honshu, que

produz em torno de 40% do gás do Japão.

As companhias japonesas estão utilizando métodos inovadores para produzir hidrocarbonetos e

descobrirem hidratos de metano na costa leste do país. O Japão estima que pode ter cerca de 1.000.000

19%

18%

15%12%

9%

8%

7%

5%

2%2%

3%

Composição da Importação de GNL por País Origem - Japão

Malásia

Austrália

Catar

Indonésia

Rússia

Brunei

Emirados Árabes Unidos

Omã

Nigéria

Guiné Equatorial

Outros



Entre os países estudados neste projeto apenas Noruega, Brasil, Colômbia e Canadá

possuem mais do que 60% do seu parque gerador baseado em usinas hidroelétricas. Por disporem de um combustível renovável e sem custeio direto associado17, estes países tem usualmente um dispêndio de produção bastante favorável usualmente menos do que 40% do custo total. Sob esta perspectiva países com dominância de fontes hidroelétricas tem viés de baixos custos de produção de eletricidade.

No entanto usinas hidroelétricas tem elevado custo de construção, são obras complexas que podem ter muitos problemas ambientais e sociais em decorrência de áreas de inundação e tem sido caracterizadas ao longo do mundo como uma alternativa para a qual tem crescido a oposição da sociedade. Todos estes aspectos representam um viés de ampliação dos custo, mesmo que mantida a premissa principal que a hidroeletricidade continua sendo uma opção barata.

Países como os EUA possuem um parque muito abrangente de usinas hidroelétricas mas em termos percentuais esta alternativa representa parcela pequena na matriz geral do pais. Há que se destacar ainda que em países mais desenvolvidos, como os EUA, a disputa pelos usos múltiplos de recursos hídricos também faz com que aconteça uma disputa relevante pelos recursos.

O exemplo de múltiplos usos para recursos hídricos nos EUA é evidenciado por Kosnik (2012) por meio do elevado numero de agencias e departamentos envolvidos em 4 esferas de poder18. Nesse estudo Kosnik (2012) elenca 19 entidades regulando a gestão de bacias. Ressalte-se que Kosnik considera que sua lista, envolvendo entidades tão diversas como o Departamento de Assuntos Indígenas e o Departamento de Energia, possa não ser exaustiva. Assim, os recursos destinados a geração hidroelétrica competem com a pesca, agricultura, irrigação, turismo, preservação

histórica e ambiental, transporte fluvial, piscicultura e abastecimento de agua entre outros usos.

A necessidade de gerenciar este recurso é decorrente da constatação que as reservas hídricas estão declinando em muitas partes do mundo devendo ser objeto de interesse da ciência e preocupação em geral da sociedade (Taylor, 2014). Todo este contexto ambiental, politico e administrativo regulatório contribui para um viés de aumento de custos da hidroeletricidade.

5.2.2 Termoeletricidade

A maioria absoluta dos países tem como principal opção a geração de eletricidade

através de fonte usinas termoelétrica utilizando-se combustíveis fosseis como fontes primarias de energia.

17 Neste comentário estamos desconsiderando o custo de capital de construção das usinas, mais bem

discutido à frente e custos relacionados a backup para períodos de regimes hidrológicos desfavoráveis. 18 Municipal, estadual, federal e agências reguladoras diversas.



Entre os países que possuem mais de 60% na infraestrutura de geração podem ser

exemplificados: Finlândia, Chile, Argentina, África do Sul, México, Coreia do Sul, Reino Unido, Itália, Índia, Japão e EUA (Illinois, Texas, New York e Califórnia) apenas para nos restringirmos àqueles estudados no relatório III.

Embora com custos de capital inferiores às alternativas das usinas hidroelétricas, as usinas de geração de eletricidade por meio de combustíveis, usualmente fósseis, possuem custos operacionais mais elevados. Conforme já detalhado anteriormente os países com elevada dependência de importação (como a Itália que importa quase que a totalidade do gás natural requerido pela sua demanda) possuem fragilidades estratégicas pela dependência de condições fora do controle como os preços internacionais e condicionantes geopolíticas.

Outro fator importante para a formação dos custos diz respeito a disponibilidade de

infraestrutura de transporte dos combustíveis. O estado do Texas nos EUA com sua rede de gasoduto com mais de 45 mil milhas de extensão a facilita o acesso às amplas reservas de gás natural existentes na região contribuindo para o barateamento do processo de produção.

No entanto o impacto das facilidades de transporte de energéticos não impactam apenas os custos regionalmente. A Figura 24 subsequente apresenta o fluxo de transporte de Gás Natural ao redor dos diferentes continentes quer por meio de navios quer por meio de gasodutos. (Quantum, 2015). Parece claro que os meios de transporte afetam decisivamente o resultado final dos preços.

A queima de combustíveis fósseis normalmente está associada a elevadas taxas de emissões podendo ocorrer impactos de custos em função da maior ou menor

exigência de licenciamento ambiental e requerimentos para instalação de equipamentos de controle de poluição como lavadores de gases e filtros.

Em países com regulamentos frágeis, os combustíveis mais baratos, carvão por exemplo, se viabilizam com mais facilidade.

Como exemplo pode-se citar a África do Sul que permanece com ênfase nesta solução ao contrário de outros países com elevada concentração de uso do carvão para geração e por razões ambientais tentam a migração para outras alternativas (Reino Unido, Alemanha estão tentando reduzir sua dependência de combustíveis muito poluentes, enquanto a China tenta diminuir sua dependência com ênfase em uma expansão mais focada em energias renováveis).

Outras fragilidades, além do sistema de transporte dos energéticos, podem ser identificadas especialmente para a indústria do carvão que utiliza mão de obra intensiva em sua extração.



Figura 24: Balanço das condições de oferta e demanda de GN Fonte: Quantum, (2013)

Legenda

Pelas suas raízes históricas a indústria de carvão tem fortes raízes sindicais, sendo que

no Reino Unido alguns analistas creditam parte das reformas dos anos 90 a decisão politica de Margareth Thatcher de fragilizar os sindicatos da indústria de carvão. (Surrey, 1996)

Nos EUA no inverno de 1977/1978 ocorreu uma greve radical19 dos trabalhadores da indústria de carvão por 177 dias que envolveu mais de 165 mil trabalhadores, que levou a racionamentos parciais de eletricidade nos estados da Pensilvânia, Ohio e Indiana (Graetz, 2011). Para estes países com maiores restrições ambientais o viés do uso de combustíveis é de alta de custos quer por empregarem energéticos mais caros (GNL por exemplo) ou por direcionarem politicas publicas com incentivos para

renováveis consideradas mais adequadas ambientalmente como por exemplo os programas “feed in” na Alemanha, Inglaterra e Espanha (Almeida Prado e Silva, 2013).

19 Durante esta greve aconteceram assassinatos de lideres sindicais por briga de facções e o slogan típico

dos mineiros era ”let the bastards freeze in the dark” como decorrência dos racionamentos que se

seguiram a greve (Graetz, 2011)



Produto I


Gráfico 3-3: Balanço da Oferta e Demanda Mundial (2011)– Fonte EIA e BP

148

35

4

6

6

0,2

7

43

2

2

162

37

847 846

C P

147 160

C P

107

202

C P

535

280

C P

1.732 1.822

C P



Produto I


Referências:

Unidade do Volume: MMM m3/ano

C: Consumo Total

P: Produção

Exportações líquidas de Gasoduto

Exportações líquidas por GNL

3.3. Oferta de Gás Natural

No ano 2011, a oferta de gás natural da América do Norte está composta em sua grande maioria por

produção interna, já que representa 85% do total da mesma, sendo o restante 15% correspondente às

importações totais por gasoduto e de GNL.

3.3.1. Importação Total de Gás Natural

No ano 2011, 88% das importações totais foram realizadas através de gasodutos e o restante 12%

correspondiam a importações de GNL. Todas as importações por gasodutos foram realizadas dentro do

mesmo mercado.

No seguinte gráfico se pode observar a importação total de gás natural na América do Norte:

Gráfico 3-4: Importação Total (MM m

3 por ano) – América do Norte – Fonte EIA

3.3.1.1. Importação por Gasodutos de Gás Natural

Como se antecipou no ponto anterior, as importações por gasoduto foram realizadas todas dentro do

mercado da América do Norte.

No seguinte gráfico se pode observar a importação de gás natural por gasodutos:

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

MM

m3

/ano

Anos

Importação de GN - (MM m3/Ano)

Importação GNL Importação Gasodutos



5.2.3 Nuclear- urânio

Embora estrito senso as usinas nucleares sejam usinas termoelétricas, adotou-se neste trabalho a dedicação de uma seção especial pela importância que esta solução possui.

De alternativa considerada mais viável por muitos países, a solução nuclear tem perdido força por conta dos 3 grandes acidentes ocorridos ( Three Mile Island, Chernobyl e Fukushima) e por ampla oposição da sociedade.

Ate 1965 tinham sido encomendadas 20 usinas nucleares nos EUA, já nos 10 anos seguintes foram encomendadas 204 novos empreendimentos, o que fez com que a Atomic Energy Commission AEC fizesse a predição que no ano 2.000 existiriam 1.000 usinas nucleares por todos os EUA (Graetz, 2011), sendo que hoje existem . A grande maioria das encomendas foi cancelada pois os custos de licenciamento e a ferrenha

oposição da sociedade civil20 aumentaram os custos de tal forma que nos anos 80 já não existiam alternativas nucleares nos EUA que pudessem competir com usinas a carvão.

Graetz (2011) estima que os custos cresceram durante uma década a taxas reais de 18% ao ano. Outros autores também encontraram evidências de aumento exacerbado de custos nas usinas nucleares, em especial aquelas de grande porte (Cantor, Hewlet, 1988). Assim nos EUA embora existisse uma enorme expectativa de expansão da energia nuclear o fato concreto e que o parque existente tende a envelhecer sem reposição. A figura 25 apresenta o status em operação da indústria nuclear na produção de energia elétrica nos EUA em face de sua idade de operação.

Figura 25 : Tempo de operação das usinas nucleares nos EUA Fonte: (Schneider, Froggatt, 2014)

Apesar destes problemas alguns países fizeram opções preferenciais pela alternativa Nuclear sendo o exemplo mais marcante a França que é o país com maior participação

desta fonte na matriz (48,2%), sendo o estado Illinois (EUA), Suécia e Coreia do Sul também têm mais de 20% da capacidade instalada correspondente a fontes nucleares.

20 As 2 usinas localizadas em San Luis Obispo na California representam excelente exemplo dessa

oposição e aumento de custos, com capacidade de 1.100MW levaram 18 anos para ficarem prontas e seu

custo inicial de US$ 110 milhões se transformou ao final do projeto US$ 4 bilhões (Graetz, 2011).

Mycle Schneider, Antony Froggatt et al. World Nuclear Industry Status Report 2014 98

United States Focus

The United States has more nuclear power plants than any other country in the world, with 100 commercial reactors currently operating. This is the lowest number of operating reactors since the Chernobyl accident in 1986. The highest number of operating units, 108, was reached in 1990. Four units were officially closed in the first half of 2013, the first time reactors shut down were announced since 1998. In addition, in August 2013, Entergy announced that it would retire its Vermont Yankee plant in late 2014.428

The U.S. reactor fleet provided 790 TWh in 2013, a 2.5 percent increase over the previous year, but still 2.2 percent less than in the record year 2010. The load factor increased by an impressive 4.6 percentage points in 2013 over the previous year. Nuclear plants provided 19.4 percent of U.S. electricity in 2013 (down from a maximum of 22.5 percent in 1995).

With only five reactors under construction (one of them since 1972) and no new reactor started up in 18 years, the U.S. reactor fleet continues to age, with an average of 34.6 years, amongst the highest in the world: 24 units—every fourth reactor—have operated for more than 40 years and up to 44 years (see Figure 30). Projects are being developed and implemented to allow reactors to operate for potentially up to 60 years. As of June 2014, 72 of the 100 operating U.S. units have received a license extension.429

Figure 30: Age of U.S. Nuclear Fleet

Not all these lifetime extension options are taken up. Common factors cited for early reactor closure decisions and the wider challenge to the nuclear industries existing nuclear fleet are low gas prices, cheap wind power in the Midwest, and flat electricity demand. But another key challenge is the cost of maintaining aging nuclear reactors. Rising operating and maintenance costs during 2002–2012 have been significant, particularly for the 26 single-unit reactors which on industry figures for 2012 are more than 50% higher compared to the nuclear power plant sites with multiple reactors.430 Analysis from Mark Cooper showed how rising costs of an aging nuclear reactor fleet and the availability of lower cost alternatives are likely to persist over the next decades, the relevant time frame for making decisions about the fate of aging reactors.431 The decision by Entergy to close the Vermont Yankee reactor in 2014 was justified on the basis of low gas prices but also due to the high costs of maintaining the single unit plant.432 Another reason, critical in forcing the decision, was the major legal and political opposition to continued operation of the plant from within Vermont and New Hampshire. In the past decade, public pressure had led the State of Vermont legislature and Governor to challenge continued operation of the plant, leading to numerous court hearings and major

428 New York Times, “Vermont Yankee Plant to Close Next Year as the Nuclear Industry Retrenches”,

27 August 2013, see http://www.nytimes.com/2013/08/28/science/entergy-announces-closing-of-vermont-nuclear-

plant.html?_r=0, accessed 2 July 2014. 429 U.S. Nuclear Regulatory Commission (NRC), “Status of License Renewal Applications and Industry

Activities”, see www.nrc.gov/reactors/operating/licensing/renewal/applications.html, accessed 2 June 2014. 430 Citing Electric Cost Utility Group of the Nuclear Energy Institute, 13 February 2014, see

http://www.nei.org/CorporateSite/media/filefolder/Policy/Wall%20Street/WallStreetBrief2014slides.pdf?ext=.pdf, accessed 31 May 2014. 431 Mark Cooper, Senior Fellow For Economic Analysis Institute For Energy And The Environment Vermont Law

School, “Renaissance In Reverse: Competition Pushes Aging U.S. Nuclear Reactors To The Brink Of Economic

Abandonment”, 18 July 2013, see http://will.illinois.edu/nfs/RenaissanceinReverse7.18.2013.pdf, accessed 31 May 2014. 432 Entergy, “Entergy to Close, Decommission Vermont Yankee”, see http://www.entergy.com/vy/, accessed 2 July 2014.



O Japão também tem elevada participação da opção nuclear na sua matriz elétrica.

Uma das virtudes da geração nuclear é sua estabilidade ao longo do tempo o que contribui para redução da volatilidade da produção e consequentemente dos riscos de preço. A figura 26 apresenta este quadro de estabilidade na Alemanha em 2013.

Figura 26: Volatilidade da produção de energia por diversas fontes- Exemplo da Alemanha 2013 Fonte: (Schneider, Froggatt, 2014)

A geração nuclear requer um elevado investimento, mas o custo variável é menor que o custo variável das fontes térmicas a gás, carvão ou óleo. Neste aspecto guarda semelhanças coma opção hidroelétrica. Mesmo que exista crescente oposição as usinas hidroelétricas, a oposição às usinas nucleares é de longe mais aguerrida.

O acidente de gravíssima proporção ocorrido em Chernobyl na Rússia em 1986 pareceu ter enterrado as perspectivas da tecnologia nuclear, no entanto o acirramento dos impactos advindos das Mudanças Climáticas deu um novo ânimo a esta alternativa, posteriormente este posicionamento foi evidentemente enfraquecido pelo mais recente acidente de Fukushima (Patri, Zani, 2012).

A figura 27 apresenta de forma esquemática o acidente de Chernobyl.

Declarações dos governos do Japão, França e Alemanha com vistas a eliminar a presença da energia nuclear nesses países provocam um efeito colateral do aumento de preços em decorrência da necessidade de aumento das energias alternativas nas matrizes elétricas.

Mycle Schneider, Antony Froggatt et al. World Nuclear Industry Status Report 2014 86

Looking at the hours with prices at zero, the red dots show that the German nuclear power plant fleet was usually operating at between 75 percent and 95 percent of its aggregated nominal capacity. In the same hours, the brown coal power plant fleet was usually operating at around 55 percent to 72 percent, and the hard coal and the gas fleets at between around 8 percent and 22 percent, of their respective aggregated nominal capacities.

The overall picture clearly shows that the gas power plant fleet flexibly responds to spot market price variations, strongly decreasing its production during times of very low or negative prices. Hard coal power plants often follow a peakload mode, frequently switching from (close to) minimum to (close to) maximum capacity. At times of negative prices, the gas and the hard coal power plant fleets typically reduce their aggregated output to 10 percent to 20 percent of their nominal capacity, and they then almost never run above 20 percent.

Figure 26: Generation Profiles of the Power Plant Fleets in Germany in 2013

Source: Fraunhofer ISE, based on EEX data.

The brown coal power plant fleet behaves significantly less flexibly. Even at times of negative or very low prices, it typically operates at about 60 percent to 70 percent of its aggregated nominal capacity, and never below 50 percent. However, the nuclear power plant fleet clearly displays the least flexible behavior. Even in the numerous hours with negative prices, it produced at about 65 percent to 90 percent of its maximum capacity, and it was operating close to its maximum capacity during hundreds of hours with spot prices below its average marginal cost. Typical marginal costs of German nuclear power plants are estimated to be € 20/MWh (US$27.3/MWh), including roughly € 5/MWh (US$6.8/MWh) for fuel costs and about € 15/MWh (US$20.5/MWh) for the nuclear fuel tax in force since 2011.375

Another perspective on the comparative flexibility of the German power plant fleet is presented in Figure 26. It shows the aggregated generation level of the conventional German power fleets during each hour of 2013. Large parts of the hard coal fleet typically run during workdays and shut down during weekends. Also day/night patterns are visible.

Aside from interruptions for maintenance of fuel reloading, it is evident that the nuclear fleet runs most of the time at very close to its maximum available capacity. 375 Agora Energiewende: “Negative Strompreise: Ursachen und Wirkungen.”, see http://www.agora-

energiewende.de/themen/strommarkt-versorgungssicherheit/detailansicht/article/negative-strompreise-werden-

haeufiger/, accessed 11 June 2014. A Hamburg Finance Court in April 2014 declared the fuel tax illegal. However,

the tax has been in force since 2011, and it seems reasonable to assume, like Agora Energiewende does, that

nuclear power plant operators included the tax in their cost calculations for 2013.



Figura 27: Acidente Nuclear em Chernobyl

Fonte : www.uol.com.br

Desses países o Japão produziu a mais drástica ação de alteração de uma matriz elétrica de uma pais desenvolvido, descomissionando 50 reatores, o que levou a

produção nuclear de eletricidade, que correspondia a 29% em 2010 a declinar para meros 1,6% do total consumido em 2013, ou seja 13,6TWh apenas. (Schneider, Froggatt, 2014).

O governo do presidente socialista François Hollande, o novo governo francês eleito em 2012, quer implementar uma redução parcial na geração nuclear que prevê cortar a participação nuclear de 75% para 50% até 2025 e repor a capacidade cortada por energia renovável (Eletronuclear, 2014).

Recente artigo (Rabl & Rabl, 2013) que estudou custos decorrentes de acidentes nucleares21 (Chernobyl e Fukushima), consideradas a baixa frequência de ocorrência de acidentes desta gravidade, concluiu que as usinas nucleares ainda apresentam um custo médio estatístico menor do que as alternativas renováveis.

Como já analisado anteriormente as usinas nucleares tem comportamento de custos similares a das usinas hidroelétricas, no entanto sofrem mais obstáculos de licenciamento ambiental, possuem mais adversários na população civil, pois a percepção de riscos das usinas nucleares para aquela transcende os fatos, estudos e estatísticas cientificas (House of Commons, 2012) e tem feito parte de politicas publicas que visam sua eliminação no médio e longo prazo.

De outra parte alguns países como o Reino Unido tem sinalizado seu interesse

estratégico na retomada da energia nuclear (O Globo, 2013).

21 Neste estudo foram considerados os custos de doenças provocadas por radiação, impactos na

agricultura, custos de evacuação de populações, perda da infraestrutura da usina e perda da energia

fornecida entre outros.



Apesar dos aparentes paradoxos, parece claro que a opção pela energia nuclear deve

tender a aumentar tarifas de eletricidade no curto e médio prazo. E por mais paradoxal que possa parecer os países que já fizeram esta opção ao renega-la podem ter um encarecimento das tarifas, quer pelos ”custos afundados” de encerrar atividades de usinas ainda não amortizadas e países que não fizeram esta opção (de encerrar nucleares) tendem a ter custos mais elevados pois os requisitos ambientais e de segurança contribuirão para este fim.

Destaca-se por fim que muitos países tem custos pouco transparentes em relação a energia nuclear por conta de projetos militares, como por exemplo o Paquistão e a Índia.

Finalmente, é importante discutir neste subitem a questão dos recursos minerais, neste caso representado principalmente pelo urânio.

O urânio, metal encontrado em formações rochosas da crosta terrestre, é extraído do minério, purificado e concentrado sob a forma de um sal de cor amarela, conhecido como "yellowcake", matéria prima do ciclo do combustível para produção da energia gerada em um reator nuclear.

O principal uso do urânio no setor civil é para abastecer usinas nucleares. Um quilograma de urânio-235 pode, teoricamente, produzir cerca de 20 terajoules de energia (2 × 1013 joules), assumindo fissão completa; isso é tanta energia quanto 1.500 toneladas de carvão ( Eletronuclear, 2014). Para cada MW instalado em reator de tecnologia “água leve” (LWR) consome-se tipicamente 178 kg/ano de U3O8.

Além disso, os custos associados à classificação do recurso dependem, naturalmente,

do método de produção. Cerca de 60% da produção de urânio no mundo vêm de minas do Cazaquistão (36,5%), Canadá (15%) e da Austrália (12%) e esta produção vinha caindo desde os anos de 1990 devido à queda dos preços no mercado

internacional. A tabela 1 subsequente apresenta a produção mundial em toneladas de uranio.

Além do recurso natural e necessária a disponibilidade de tecnologia para o enriquecimento do uranio. Neste quesito existem dificuldades geopolíticas, pois os países detentores de tecnologia tentam refrear a sua difusão por temor da utilização desse uranio enriquecido para fins militares.

Apenas dez países do mundo detêm tecnologias de enriquecimento de urânio: Alemanha, China, Estados Unidos, França, Holanda, Índia, Irã, Japão, Paquistão e Reino

Unido. Nenhum desses países vende ou transfere esses conhecimentos ou a tecnologia (Eletronuclear, 2014).



Tabela 1: Produção mundial do recurso natural – urânio em Toneladas

Fonte: WNA( 2015)

5.2.4 Energia Eólica e Solar

Comparações internacionais dão conta de grande expansão de fontes de geração de energia elétrica a partir de fontes intermitentes, como as usinas eólicas e aquelas provenientes de geração fotovoltaica. No Brasil esta situação não é diferente, pois em

2014 com 1,5% de toda a geração do Brasil a fonte eólica devera responder por cerca de 9,5% em 2022. A fonte solar é ainda insipiente e assim deverá permanecer.

O relatório da EPE (2013) indica que em uma escala mundial as fontes eólicas correspondem a 1,7% de toda eletricidade produzida e as fontes solares22 a apenas 0,2%. No Brasil a fonte solar nem mesmo consta (até o ano de 2021) como participante das fontes listadas no item que discrimina a evolução da capacidade instalada ( MME, 2013). Por esta razão nesta seção foi priorizada a atenção as fontes eólicas, no entanto a maior parte das observações a esta fonte se aplicarão em um futuro um pouco mais distante a fonte solar fotovoltaica.

Embora com grande atratividade por conta de seus atributos de baixo impacto ambiental a proliferação de usinas eólicas tem potencial para tornar mais complexa a

operação do sistema elétrico interligado brasileiro e além disso pode imputar custos indiretos ( externalidades) no processo.

22 As fontes térmicas convencionais ( excluídas as nucleares) correspondiam na mesma data a 66,5%.

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O contexto no Brasil, deste aumento de complexidade, decorre da entrada em

operação cada vez mais frequente de usinas hidroelétricas sem capacidade de armazenamento, do descasamento espacial entre a geração das diversas fontes de geração e principalmente da necessidade do aumento de usinas térmicas no despacho para geração na base.

Já quando analisa-se o contexto internacional, surgem problemas como a necessidade crescente de reserva girante para regulação da frequência e voltagem (com acomodações em curtíssimo prazo podendo ser requeridos ações para serem promovidas em até 15 minutos), problemas operacionais relacionados a rampas de subida e descida da potência cada vez com mais necessidade de agilidade (inclusive não é demais esquecer os custos atinentes a esta situação), necessidade de reservas de prontidão para variações de curto prazo da carga. Entre outros impactos esta complexidade também traz a necessidade de aprimoramento nos modelos de previsão

de despacho de curtíssimo prazo.

Nenhuma destas necessidades técnicas pode ser efetuada sem que existam impactos regulatórios e comerciais, com os óbvios impactos nos investimentos futuros, inclusive de empreendimentos de transmissão para os quais destaca-se a necessidade de aprimoramento.

Em um amplo estudo financiado pela Swiss Re e elaborado pelo “The Economist”, Managing the risk in renewable energy ( 2011), foi realizada uma pesquisa com 280 executivos de empresas de energia, investidores e outros especialistas do setor. Nessa pesquisa ao responder sobre os principais riscos de projetos de energias renováveis23 foram pontuados como de elevados e médio riscos, aqueles de cunhos operacionais (59%), Riscos ambientais de licenciamento (47%). Riscos de clima que impeçam a

produção esperada (54%) e riscos financeiros (77%). (The Economist, 2011).

Todos estes quesitos tem influencia por obvio no preço da energia produzida e

consequentemente nas tarifas finais de eletricidade.

Em relação a disponibilidade de vento ( recursos eólicos), o tema foi discutido na introdução desta seção onde se pontuou que o Brasil possui uma fator de capacidade mais relevante do que a media identificada em outros estudos em diversos países. Ha que se considerar no entanto que o Brasil ainda possui pequena tradição nesta tipologia de geração e que a base de dados ainda carece de um período mais longo de observações.

A tabela 2 seguinte apresenta o fator de capacidade médio identificado por Bocard (

2009) acrescida de valores mensurados no Brasil ( CCEE, 2014).

23 Estes riscos identificados nas pesquisas podem ser considerados também para energias de fontes

hidráulicas e solares, mas estão pontuadas neste relatório como determinados nas fontes eólicas por

serem estas aquelas que dadas as condições de mercado ( maturidade) e difusão (deployment) seriam na

opinião dos autores as mais sensíveis a este quesito.



Tabela 8: Fator de capacidade de usinas eólicas em países selecionados

País

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Dinamarca 22,8

Grecia 20,3

Irlanda 29,3

Suecia 21,7

Bélgica 20,0

Polônia 25,9

Finlândia 21,8

Califórnia -EUA 22,4

EUA 25,7

Brasil 34,1

Fonte: Bocard (2009) e CCEE (2014)

No contexto da analise dos recursos naturais e seus impactos no custo de geração de energia elétrica (consequentemente nas tarifas finais) e importante também se levar em conta o portfólio de opções que se complementam.



Novamente é importante destacar que a complementaridade pode ser considerada em

qualquer combinação de fontes e ou recursos energéticos disponíveis, mas por efeitos didáticos a complementaridade dos recursos eólicos e hidráulicos e exemplar.

Em um importante estudo, “Complementarity of hydro and wind power: Improving the risk profile of energy inflows”, os autores (Denault, Dupuis e Cardinal, 2009) concluíram que a produção de energia elétrica a partir de fontes eólicas pode reduzir a volatilidade dessa produção quando se considera conjuntamente as usinas hidráulicas. Esses autores sugerem que a diversificação e um fator de redução de custos a ser levado em conta na concepção dos projetos.

5.3 Legislação Ambiental.

Até o inicio dos anos 70 poucos impactos de custos podiam ser identificados em relação a preocupação com o meio ambiente. Em 1962 com a publicação do livro “Silent spring” de Rachel Carson, que veio a se constituir um “best seller”, é que o tema ambiental começou a atingir o grande publico.

Marcantes foram as publicações nos EUA do National Environmental Policy Act em 1969 e National Clean Air Act (1970) e National Clean Water Act (1972) todos no governo Nixon.

Em 1979 durante a administração Carter nos EUA foi promulgada a legislação PURPA que teve impactos importantes na comercialização de energia, embora seus objetivos primordiais fossem o incentivo a pequenos projetos de geração de fontes renováveis e aumento de eficiência dos cogeradores de pequeno porte.

Em 1987, depois de quatro anos de trabalho da Comissão Mundial de Desenvolvimento Econômico e Meio Ambiente da ONU, foi publicado o Relatório Brundtland, também conhecido como “Our Commom Future” que alertava o mundo

sobre a urgência de que os progressos econômicos não fossem desenvolvidos à custa do esgotamento dos recursos naturais. Este relatório se tornou bastante famoso inclusive por estabelecer a definição clássica de sustentabilidade: “... atendimento de necessidades do presente sem comprometer a possibilidade das gerações do futuro atenderem suas próprias demandas”.

Em 1997 foi feito o acordo internacional relacionado as mudanças climáticas conhecido como Protocolo de Kyoto que novamente influenciou de forma drástica as questões relacionadas a energia e ao meio ambiente.

A influência da questão climática e suas relações com a energia são tão importantes que o Reino Unido alterou a denominação seu Ministério de Energia para Ministério de Energia e das Mudanças do Clima (Department of Energy & Climate Change).



Sabe-se hoje que mais de 60% das emissões de gases de efeito estufa provem do uso

de energias associadas a combustíveis fosseis, que na produção de eletricidade correspondem a mais de 65% da industria. Este numero pode ainda ser maior quando se consideram as emissões de metano provenientes de reservatórios de hidroelétricas.

Assim, recentemente a União Europeia se comprometeu com a redução das emissões de gases de efeito estufa em 40% até 2030. Este compromisso vai certamente alavancar as energias ditas renováveis e consideradas ambientalmente amigáveis, representando conforme discutido na seção anterior um viés de alta no custo de produção e evidentemente nas tarifas de eletricidade.

Independentemente dos acordos internacionais para redução das emissões associadas a produção industrial e o consumo de energia limpa e renovável, o tema preservação do meio ambiente e avaliação de impactos social vem ganhando muita importância e

consequentemente maiores restrições ambientais surgem, levando a influencias importantes no custos de novos empreendimentos. Consequentemente países com pequenas exigências ambientais acabam por favorecer os processos de licenciamento, que se tornam mais ágeis e também por pouco requererem a instalação de equipamentos como filtros, lavadores de gases ou compensações sócio ambientais, especialmente nas usinas termoelétricas.

Particularmente tem sido custoso para os investimentos em geral os prazos de licenciamento e os embates na judicialização da oposição a determinados empreendimentos que via de regra atrasam as obras e aumentam o compromisso do custeio de capital no custo final da energia produzida.

Este aspecto é tão relevante que Kosnik (2010) coloca em discussão critérios de

seleção dos projetos a serem combatidos pelas ONGs como se fossem decisões empresariais, ou seja estas organizações decidem com base em seus orçamentos onde os impactos na sua batalha de oposição a empreendimentos possa ser mais relevante.

Parte do custo e das dificuldades para obtenção de licenciamentos e consequentemente dos custos associados decorrem da complexidade de regulamentos e de múltiplas normas em diversas instâncias de governo. No Brasil pesquisa realizada pela Confederação Nacional da Industria encontrou 30 mil normas expedidas pela União e Estados sobre o licenciamento ambiental, cujo prazo médio para ser obtido é de 28 meses24.

Países como o Reino Unido, Alemanha e mesmo o Brasil tem apresentado custos crescentes em decorrência de restrições a impactos ambientais. Nos EUA este fator

esta presente com maior relevância em estados como a Califórnia e New York.

No Brasil tem sido relevante os custos decorrentes de pressões decorrentes dos impactos sociais e de inúmeras ações de judicialização do tema meio ambiente.

24 Jornal Estado de SP 28 de julho de 2014, pag. A3



Os atrasos em obras de grandes hidroelétricas na região Norte do pais podem afetar

de forma significativa as tarifas de eletricidade nos próximos anos dependendo das decisões regulatórias ainda por serem tomadas.

Como anti-exemplos pode-se citar a África do Sul e a China, onde restrições de pequena rigidez levam a escolhas de alternativas sem que as externalidades ambientais sejam consideradas nas tarifas de energia elétrica e nem no custo dos empreendimentos.

5.4 Restrições Operacionais

Os impactos de custos em decorrência de restrições operacionais podem ser provocados por diversas vertentes.

Em alguns países pobres nem mesmo o sistema permanece operacional durante as 24 horas do dia (Santa Lucia, Haiti, Barbados, Granada, Antígua e Montserrat, todos na américa Central).

Nesses países as classes mais abastadas e aqueles serviços e indústria que dependem de energia elétrica o tempo todo, necessitam de sistemas de geração auxiliar. Embora isto possa não estar refletido nas tarifas acaba sendo refletido nos custos. De outra parte experiências da Tailândia reduziram as tarifas de consumidores que podem ter interrompido seu fornecimento ( WEC, 2001).

Em muitos países os custos por restrição operacional também acontecem em decorrência da baixa capacitação dos técnicos do setor e por falta de infraestrutura.

Para linhas de transmissão muito longas, como aquelas que ligarão as grandes UHEs do Norte do Brasil com os centros de consumo (mais de 3.000 km) ou ainda as linhas entre o estado de Oregon e Los Angeles (1370 km) e entre a UHE Xiangjiaba e Xangai

(2.100 km) além de perdas técnicas mais elevadas também convivem com os problemas da estabilidade das tensões e do aquecimento das redes.

Para linhas mais curtas os problemas mais comumente encontrados são relacionados com a estabilidade dos transientes elétricos segundo estudo publicado pelo MIT (Kassakian, Schmalensee, 2011).

O custo da capacidade das redes de transmissão também afeta o seu custo, a figura 28 reproduzida do mesmo estudo do MIT (2011) exemplifica essas relações de custo.

Nos estudos desenvolvidos em relatórios anteriores identificou-se que as redes da Colômbia apresentam custos unitários elevados pelo baixo carregamento de suas redes para uma extensão territorial relativamente grande, enquanto na Coreia do Sul encontra-se o caso oposto, com elevada densidade de uso, o que leva a baixos custos por unidade de energia transmitida.



Figura 28: Custos de transmissão e de capacidade das redes de transmissão Fonte: Kassakian, Schmalensee, 2011.

Restrições físicas também afetam a interligação de sistemas elétricos, sendo um bom exemplo a barreira física que representam as Montanhas Rochosas nos EUA impedindo uma maior facilidade de conexões. Quando se configuram estas restrições podemos ter maior a frequência de despachos por razões elétricas e não energéticas.

5.5 Câmbio

As comparações de custo internacionais de qualquer tipo de bens e serviços é afetada pelo regime cambial de cada país envolvido na comparação. O tema foi tratado de forma exaustivas em outras etapas desta pesquisa.

No entanto o poder de paridade de compra não é o único atributo que pode afetar os custos e consequentemente tarifas praticadas no setor elétrico de um determinado pais.

Para países que necessitam de importação de energéticos como o já exemplificado Japão, tem um atributo de custo em decorrência da maior ou menor valorização de sua moeda local frente ao dólar americano que é utilizado largamente nas transações dos principais energéticos como petróleo e gás natural. A Jordânia que possui alta dependência de energéticos importados tem na importação de petróleo um

comprometimento de ate 10% do PIB do país (WEC, 2001). Este efeito é mais importante em países em desenvolvimento.

O efeito também pode ser decorrente dos países com elevada dependência da produção de um recurso natural em momentos de desvalorização das commmodities.



Neste caso a excessiva dependência de um recurso natural, circunstancialmente

desvalorizado, deixa de ser fonte de receitas e afeta politicas públicas pela perda de capacidade de seu financiamento.

Países altamente dependentes de recursos naturais energéticos como a Rússia (Gás Natural) e a Venezuela tem enfrentado dificuldades para o fechamento de seus compromissos nas contas nacionais afetando por obvio os subsídios.

Para muitos países a necessidade de importações de equipamentos também representam impactos no custo da produção de energia pelo impacto do cambio. A dependência de capital para financiamento de obras relacionadas ao setor elétrico também tem peso importante na dependência do cambio.

O Brasil durante os anos 80 e inicio dos anos 90 sofreu os impactos de desvalorizações

cambiais que impactaram o serviço da divida do setor elétrico brasileiro contribuindo para a grande inadimplência setorial relatada por Greiner (1994).

5.6 Custos de Oportunidade do Capital.

A indústria do setor elétrico é altamente dependente de capital. Como as tarifas precisam remunerar os investimentos feitos, os referenciais de custo de oportunidade do capital (por exemplo mercado de juros) direcionam importante fator das tarifas. Em países com forte direcionamento estatal este fator pode ser minimizado (por exemplo China).

Em outros onde o capital é escasso e há competição pela necessidade de

investimentos em infraestrutura, este fator pode ser mais importante (por exemplo taxa de juros no Brasil, associado a uma taxa de risco pais e taxa de juros dos títulos do governo americano).

Em relação ao custo de capital de terceiros, normalmente utiliza-se como referencial para as tarifas a média do prêmio de risco de crédito de empresas americanas de energia com "rating" compatível como os empreendedores nacionais.

No entanto em muitos casos países com elevadas taxas de juros reais podem minimizar este efeito com financiamentos incentivados , como tem sido o caso do BNDES no Brasil.

Na pratica tudo se resume a “competição” pelo capital destinado a infraestrutura sendo evidentemente beneficiados a indústria de energia de países onde as taxas

básicas de juros baixas podem ser atrativas ao financiamento de empreendimentos (Japão, Alemanha).



5.7 Políticas Publicas.

As mais diversas politicas públicas podem afetar as tarifas de energia elétrica, em especial aquelas políticas destinadas a camadas mais pobres da população. Assim politicas destinadas a subsidiar os mais pobres, como por exemplo as tarifas baixa renda no Brasil ou permitindo o acesso ao grid elétrico produzem pressões sobre as tarifas dos consumidores padrões.

Particularmente as políticas de universalização permanecem como sendo de grande impacto, pois ainda remanescem sem acesso a rede elétrica cerca de 25% da população mundial (Sovacool, 2012). À medida que este déficit venha sendo corrigido os custos serão ampliados de forma inequívoca.

Politicas associadas a subsídios às tarifas podem ser feitas de diversas maneiras, quer

pela transferência de recursos do Tesouro às empresas de energia, quer por praticas de renúncia fiscal ou ainda por tarifas que não espelhem a realidade tarifária. Neste ultimo caso a pratica leva a deterioração do serviço e ao desinvestimento.

A conta de energia em um apartamento de classe media em Buenos aires não chega a US$ 5 por mês, valor insuficiente para pagar a entrada em um jantar nos restaurantes elegantes de Puerto Madero. Esteja na periferia ou em bairros luxuosos, o subsidio das contas de energia ultrapassa a 80%. Segundo um ex-ministro de energia argentino, Montannat, a oferta de geração aumentou 22,3% nos últimos 10 anos para um correspondente aumento da demanda de mais de 45%. Afirma o ex-ministro: “o tendão de Aquiles do populismo e a infraestrutura e o setor de energia...” ( Olmos, 2014).

A figura 29 apresenta estudo de países da África dando conta da recuperação dos custos totais por meio das tarifas reguladas.

Figura 29: Recuperação de custos totais Fonte: Tallapragada, 2009.

Por outro lado, quando os países enfrentam dificuldades econômicas e as tarifas deixam de ser subsidiadas, com isso impondo ajustes `a realidade econômica, aumentos substantivos podem ser registrados.



Exemplos marcantes são os recentes reajustes de tarifas de energia elétrica no Brasil e

o emblemático exemplo do Peru em 1993 quando as tarifas de energia elétrica foram quintuplicadas de uma única vez pela retirada de subsídios (WEC, 2001).

5.8 Porte do mercado e nível de competição entre agentes

Países de pequena expressão econômica (como o por exemplo o Chile), mesmo que com regulação favorável a competição podem ter pequena expressividade pelo pequeno interesse que o mercado promova entre as empresas com competência para se instalarem nesse processo.

Este atributo (competição) deve ser remetido ao Prof. Littlechild primeiro regulador de eletricidade no Reino Unido que defende que a competição seria o melhor mecanismo

para defender o consumidor (Littlechild, 1983). O Brasil com o processo de leilões reduziu o custo de geração das novas fontes de energia em especial nas opções hidroelétrica e eólica (como exemplos mais relevantes).

Embora com resultados controversos na literatura recente estudo no Reino Unido (Porter, 2014) relata que a competição tem promovido redução de tarifas beneficiando consumidores com processos fáceis de troca de fornecedor de energia.

Segundo estimativas da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel, que representa as empresas que vendem energia no mercado livre), a concorrência entre os vários agentes resultaria numa redução nas tarifas entre 10% e 15% (Ordonez, 2014).

5.9 Qualidade e atualidade do parque de infraestrutura

A infraestrutura do parque gerador e transmissor de energia elétrica tem reflexos nos

custos de produção de energia e consequentemente nas tarifas. A modernidade do parque no entanto não significa necessariamente menores custos. Por exemplo a cidade de Tokyo tem uma das mais baixas taxas de desligamentos do mundo no entanto isto e decorrente de um sistema praticamente 100 % subterrâneo com óbvios custos elevados de infraestrutura.

Estudo desenvolvido pelo Edison Institute encontrou que tornar as redes subterrâneas teriam enorme impacto nas tarifas para custear cerca de US$ 1 milhão por milha, ou cerca de 10 vezes os custos usuais. Estudos desenvolvidos em concessionarias na Florida e na Carolina do Norte indicaram a necessidade de aumentar as tarifas em no

mínimo 80% podendo no entanto em alguns casos atingir aumentos de 125%. Outro estudo no estado da Virginia indicou a necessidade de uma cobrança de US$ 3.500 para cada consumidor (Johnson, 2006).



Mesmo que não seja viável a modernização com enterramento de redes (mesmo nos

países ricos) a necessidade de reforma e novos investimentos causa um viés de alta nas tarifas, como por exemplo nos EUA onde 70% das Linhas de Transmissão e dos Transformadores tem mais de 25 anos, e 60% dos circuitos tem mais do que 30 anos tendo sido projetados e construídos antes das tecnologias digitais que permitem maior automação da operação (<http://www.netl.doe.gov/smartgrid/refshelf.html#presentation>).

Sistemas obsoletos levam a maiores perdas técnicas e potencialmente a maiores perdas comerciais (A Índia é bom exemplo). Nos países com elevadas perdas comerciais, como o Brasil por exemplo, tem sido discutido cada vez mais a inserção de redes elétricas inteligentes para combater fraudes e ligações clandestinas. O custeio desta modernização levara a um aumento de tarifas.

Em outros países , como já mencionado o caso dos EUA o direcionador desta

modernização é a necessidade de atualização dos sistemas enquanto na Europa em geral o principal motivador tem sido a questão da eficiência energética visando combater as mudanças climáticas, quer pela maior inserção de renováveis quer pelas possibilidades de melhor gestão da carga.

Em todas estas combinações os investimentos podem ser muito grandes, ainda utilizando-se como fonte o sitio eletrônico anterior os investimentos nos EUA podem atingir estimados US$ 426 bilhões.

Outros indicadores são também relevantes para identificar o status do sistema geração e distribuição, respectivamente Fator de Capacidade, Fator de Carga e Fator de Operação. Para melhor entendimento destes indicadores, conceituados a seguir utilizou-se de exemplos da África Subsaariana nas Figuras 30 e 31.

Fator de Capacidade = Energia Liquida anual (MWh) / (8760h*Capacidade instalada MW). Fator de Carga = Energia Liquida anual (MWh)/(8760h*MWdemanda de pico).

Figura 30: Fatores de Capacidade e Fatores de Carga, ano de 2007 ou ultimo ano com informações disponíveis. Fonte: Tallapragada, 2009.

http://www.netl.doe.gov/smartgrid/refshelf.html#presentaion



Fator de Operação = Capacidade Operacional ( MW)/ Capacidade instalada ( MW)

Figura 31: Fator de operação ano de 2007 ou ultimo ano com informações disponíveis. Fonte: Tallapragada, 2009.

O Fator de Operação pode ser usado para verificar se um baixo fator de capacidade

pode ser explicado pelas condições físicas dos ativos do sistema elétrico ou por outras razões como ineficiência operacional( gerencial) ou por ligações clandestinas na rede ( Tallapragada, 2009).

Todos estes fatores podem ser utilizados para identificar pressões de custos (que podem ou não serem repassados pelas tarifas) ou para antecipar necessidade de investimentos para reduzir perdas e riscos associados ao mal uso dos ativos.

5.10 Contexto da Industrialização do País

O nível de industrialização do pais pode afetar as tarifas de energia por razões diferentes e com resultados antagônicos. Vejamos:

Países com elevada presença de indústria energo intensiva tendem a ser pródigos em incentivos a energias baratas (eventualmente subsidiadas) para viabilizar este parque industrial. Caso do Brasil há 15 anos atrás. Desta forma para que algumas classes de consumidores tenham preços baixos outras classes acabam subsidiando o contexto.



O preço baixo para subsidiar algumas classes com consumo mais intenso podem

decorrer de fatores outros como baixa atenção a requisitos ambientais, como por exemplo na África do Sul e na China.

Países com elevada exigência de qualidade de fornecimento de energia pela elevada densidade de qualidade requerida, segurança de suprimento e compromissos ambientais pode ter a energia com preços mais elevados (Alemanha, Califórnia, Reino Unido).

5.11 Observações finais.

Este capitulo do relatório teve por objetivo discutir com exemplos diversos direcionadores de custo tentando evidenciar que as comparações de tarifas dependem

muitas vezes mais da situação regional quer física , quer d e desenvolvimento econômico ou de escolhas politicas do que simplesmente da indústria de energia elétrica.



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PROJETO DE P&D “PANORAMA E ANÁLISE COMPARATIVA … · energia elétrica acionais projeto de p&d “panorama e anÁlise comparativa da tarifa de energia elÉtrica do brasil com