ESCOLA FEDERAL DE ENGENHARIA DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE ENGENHARIA MECÂNICA

DEPARTAMENTO DE PRODUÇÃO

ANÁLISE ECONÔMICO-FINANCEIRA PARA IMPLANTAÇÃO DE CENTRAISTERMELÉTRICAS A GÁS NO BRASIL

Gentil Nogueira de Sá JúniorRafael Oliveira de Azevedo

Orientador: Edson Oliveira PamplonaCo-Orientador: Marco Antônio Rosa do NascimentoEscola Federal de Engenharia de Itajubá, Departamento de Produção.Cx. P. 50 – 37500-000 – Itajubá, MG, Brasil – e-mail@iem.efei.br

Resumo: No Brasil, aproximadamente 88% da energia instalada no país, 67.783MW, éfornecida por usinas hidrelétricas. Com a diminuição dos reservatórios de água e com oconstante aumento no consumo de energia elétrica, torna-se fundamental que se tenha umprograma de obras emergenciais, acelerando a construção de novas usinas, ampliandolinhas e subestações de transmissão e utilizando outras fontes para a obtenção de energiaelétrica que não a água, como a construção de usinas termelétricas e nucleares.

Justifica-se então, um estudo preliminar aplicando-se os conceitos de engenhariaeconômica na análise da viabilidade de um meio alternativo para a obtenção de energiaelétrica, como uma termelétrica a gás.

Palavras-chave: Diminuição dos Reservatórios, Termelétrica, Viabilidade, Meio Alternativo .

1. INTRODUÇÃO

Uma análise da atual situação da oferta de eletricidade indica altos riscos de falta deenergia elétrica a curto prazo nas regiões mais desenvolvidas do país. Nos Últimos dois anos,a taxa de crescimento no consumo de energia chegou a 5%, entretanto os investimentos naárea caíram vertiginosamente.

Apesar da existência de um grande potencial hidrelétrico a aproveitar, capaz de suprir opaís por mais duas décadas, justifica-se estrategicamente planejar um programa termelétricode transição, para a época em que o potencial hidrelétrico for ficando menos competitivo, pelocusto de implantação das usinas por uma eventual tarifação do consumo de água das destasou por sua distância em relação aos mercados. Este programa térmico exige um planejamentoadequado, cujo objetivo é preparar o país para administrar, no futuro, onde a contribuiçãotermelétrica será crescente. Isso exige o desenvolvimento de metodologias e, principalmente,a capacitação da engenharia e da indústria nacional de modo a propiciar uma expansãotermelétrica econômica e ambientalmente viável.

Estudos recentes, apresentados no “Plano Nacional de Energia Elétrica 1993/2015”estabeleceram diversas diretrizes de longo prazo que conjuntamente com os estudos deplanejamento de médio prazo indicaram como prioridade a ser adotada o desenvolvimento doprograma hidrelétrico, complementado por um programa termelétrico nuclear, a carvão e

principalmente a gás natural. Esse programa termelétrico, exceto o nuclear, deverá serprioritariamente desenvolvido pela iniciativa privada que deverá decidir a combinação maisadequada quanto a economicidade das opções disponíveis.

2. OBJETIVO

Este trabalho tem como objetivo descrever sucintamente uma usina termelétrica, de ciclocombinado, com duas turbinas a gás e uma a vapor; fazer estimativas preliminares e verificara rentabilidade do investimento através da análise de viabilidade econômica; demonstrar apossibilidade, rentável, de suprir o crescimento no consumo de energia elétrica e, assim, evitaruma possível falta ou racionamento, que já faz parte da realidade do país.

Outro objetivo importante desse trabalho é expor a utilização do gás natural como fontegeradora de energia elétrica, visto que há uma grande disponibilidade de reservas naturaisdesse combustível e a construção da infra-estrutura para sua distribuição vem crescendo.

3. DESENVOLVIMENTO

Iniciando o estudo de viabilidade econômica mostramos os principais aspectos técnicosreferentes a esse empreendimento destacando suas vantagens e desvantagens frente a outrostipo de sistemas de conversão de energia, seus custos e suas peculiaridades sempre nosfocando com relação às particularidades do estudo de caso que estaremos abordando mais afrente.

3.1 Centrais Termelétricas:

As centrais Termelétricas podem ser classificadas atendendo os seguintes critérios:• Produto Principal;• Tipo de Combustível;• Tipo de máquina térmica;• Tipo de Caldeira;• Potência;• Caráter de Carga;

Além disso, pode ser classificada atendendo sua estrutura:Centrais Termelétricas em blocos composta por várias unidades que no caso das centrais

termelétricas a vapor incluem uma caldeira e uma turbina. Esta estrutura é típica de Centraisde grande capacidade. Nas centrais de ciclo combinado uma ou várias turbinas a gás podemconformar um bloco junto a uma caldeira recuperativa e uma ou mais turbinas a vapor.

Centrais Termelétricas com enlaces transversais fornecem vapor a uma ou váriastubulações comuns, das que alimentam as turbinas. Este tipo de estrutura é típico de centraisde cogeração em usinas de papel e celulose, indústria açucareira e etc...Vejamos alguns do tipos mais difundidos de Centrais Termelétricas:

a) Central Termelétrica de Condensação: Tem como máquina térmica uma turbina avapor e como único produto a eletricidade. A introdução de alternativas térmicas derecuperação de calor, como aquecimento regenerativo e reaquecimentointermediário permitem que se tenha maior eficiência da Central. Utilizam qualquertipo de combustível e caracterizam-se por potências unitárias elevada, até120[MW].

b) Central Termelétrica de Turbina a Gás operando em ciclo aberto: A máquinatérmica utilizada é a turbina a Gás e tem como único produto a eletricidade.Caracteriza-se por uma partida muito rápida, motivo pelo qual pode ser utilizadapara suprimento de eletricidade nos períodos de pico. Utilizam combustíveislíquidos e gasosos (Gás Natural).

c) Central Termelétrica de Ciclo Combinado: Utilizam um ciclo com turbina a gássobreposto a um ciclo com turbina a vapor, constituem os sistemas mais modernose eficientes. O Combustível predominante é o Gás Natural, no entanto estão sendodesenvolvidas tecnologias que usam o carvão.

d) Central de Motores de Combustão Interna:Utilizam motores de Ciclo Diesel ouOtto a Gás Natural para a geração de potência.

e) Central Nuclear: Também constituem centrais termelétricas operando segundo umciclo Rankine, sendo que a substância de trabalho é o vapor de água. Operam comvapor saturado e, portanto, possuem algumas restrições quanto a temperatura detrabalho.

3.1.1 Centrais Termelétricas operando em ciclo combinado:

Em seguida, são apresentados alguns aspectos técnicos relevantes na implementação doempreendimento em questão. Será abordado os aspectos relativos a uma central termelétricaoperando em ciclo combinado (02 turbinas a gás, 01 turbina a vapor e 01 caldeira derecuperação de calor), em função de ser este o tipo de caso que será feita a análise econômicamais a frente.

Este tipo de ciclo combina a operação simultânea de turbinas a vapor com as turbinas agás, muito utilizadas na Europa e países onde o gás natural é uma fonte de energia de preçoacessível.

Na turbina a gás, ar é injetado em sua entrada, o qual passa por um palhetamento decompressão. Este comprime o ar até uma certa pressão. Neste estágio, encontra-se umacâmara de combustão, onde é injetado e queimado o gás natural. A combustão do gás com oar comprimido produz uma grande expansão da mistura, a qual é direcionada para as palhetasde expansão e é expulsa pelo escape da turbina.

No ciclo combinado, os gases de escape da turbina a gás são introduzidos em umacaldeira de recuperação, a qual aproveita o calor dos gases para a produção de vapor. Devidoa isto, o ciclo combinado alcança níveis de eficiência globais muito altos.

Caldeirade

Recuperação

Processo

Gerador

Condensador

~Turbinaa vapor

Turbinaa gás

Ar ambiente

Gases de saída Gerador

~

Gás

Figura 1: Configuração de um ciclo combinado

Existem várias configurações para ciclos combinados sendo muito utilizada a turbina agás e a turbina a vapor acionando simultaneamente um único gerador, com eixo de pontadupla, pois, além de diminuir o número de geradores e a área necessária de instalação, acombinação single-shaft proporciona grande flexibilidade em plantas térmicas sazonais,dependentes de demandas periódicas de energia. Um acoplamento de engate automático écolocado entre o eixo da turbina a vapor e o do redutor unido ao gerador, para permitirindependência de operação com a turbina a gás. Assim, quando a planta necessitar de menosenergia, desarma-se a turbina a vapor, e o acoplamento automaticamente a desengata dogerador.

Os gases de exaustão são injetados em uma caldeira de recuperação que fornece o vaporpara a turbina a vapor. Algumas das unidades possuem suplemento adicional de combustívelno sistema de exaustão das turbinas a gás para atender maiores demandas de carga sendo queoutras não apresentam essa necessidade.

Um condensado puro e livre de impurezas resulta em eficiência e durabilidade dosequipamentos. Qualquer presença de contaminantes, excesso de acidez e carbonatos (águadura), presença de vapor residual ou ar pode acarretar em alterações nas propriedadestermodinâmicas do vapor gerado, como menores pressões e temperaturas, além de deterioraros componentes principais do gerador de vapor e da turbina.

3.1.2 Gás Natural:

O gás natural é todo hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que permaneça emestado gasoso nas condições atmosféricas normais. É extraído diretamente a partir dereservatórios petrolíferos ou gasíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros.

Tanto o gás natural não associado extraído, quanto o gás associado recuperado,constituem-se no que se costuma denominar gás natural úmido, já que contém pequenasquantidades de hidrocarbonetos em suspensão que são líquido nas condições atmosféricas.

3.1.2.1 Política Energética para o Gás Natural:

A política de preços para o gás natural fornecido pela Petrobras às companhias estaduaisde gás é de responsabilidade da Agência Nacional do Petróleo (ANP). Ela é orientada nosentido de tornar o gás competitivo no mercado energético, sendo seus preços fixados emparidade térmica com os preços dos derivados de petróleo substituídos, favorecendo ossegmentos industriais que o governo tenha interesse em incentivar.

Espera-se para o futuro uma grande expansão da utilização do gás natural no setorelétrico brasileiro, que trabalha com cenários que indicam um substancial crescimento naparticipação de geração termelétrica, sendo que grande parte dessa geração será a partir do gásnatural. Além disso, existe a expectativa de que, com o avanço da tecnologia de compressãopara uso automotivo e com a aplicação da tecnologia de liquefação, transporte eregaseificação, sejam criadas nova oportunidades para diversificação do uso do gás naturalcontribuindo para o aumento de sua participação na matriz energética brasileira e melhorandoa qualidade e acessibilidade do deste no futuro.

A participação em projetos de usina termelétricas é uma prioridade da Gaspetro e seinsere na estratégia de ação definida para o sistema Petrobrás, pelo Governo Federal, atravésdo Ministério de Minas e Energia, com o objetivo de contribuir para assegurar o suprimentode energia elétrica nos próximos anos.

3.1.2.2 Gasodutos:

O Governo brasileiro representado pelo Ministério das Minas e Energia vemdesenvolvendo um programa para incentivar o uso do gás natural no Brasil e, para tanto, setorna necessário a criação de uma infra-estrutura para a condução do gás natural. Abaixo,temos um mapa com as principais interligações de gasodutos existentes e em construção hojena América do Sul:

Figura 2: Gasodutos

3.1.3 Turbinas a Gás:

As turbinas a gás são equipamentos cujo maior desenvolvimento iniciou-se na década de40 basicamente dentro da industria aeronáutica (aviões a jato puro chegaram a entrar emoperação no final da segunda guerra). Na década de 50, as turbinas aeronáuticas forammodificadas para uso industrial, recebendo a denominação de aero-derivadas. Outro tipo deturbina, de concepção mais pesada e especificamente desenvolvida para uso industrialtambém é fabricada, classificada como "turbina industrial" (heavy duty). De base conceitualsemelhante, elas possuem diferenças quanto as características de manutenção e a facilidade dedesmontagem (Guimarães, 1998).

A turbina industrial pode em geral queimar componentes mais pesados, tendo maiorflexibilidade quanto à escolha do tipo de combustível a ser empregado. As turbinas seapresentam em uma faixa de capacidade bastante ampla, indo desde 500 KW até 400MW. Uma turbina é constituída basicamente de:• Compressor de ar;• Câmara de combustão;• Turbina propriamente dita, onde os gases provenientes da câmara de combustão

transferem energia às palhetas da turbina.O compressor de ar é muito comumente do tipo axial, de palhetas em múltiplos estágios

ou então do tipo centrifugo.Após a compressão, o ar é descarregado na câmara de combustão, onde se mistura com o

combustível e é queimado, impulsionando a turbina.Para a situação hipotética considerada a fim de análise o fabricante selecionado foi a

ABB/Alstom Power, que irá fornecer todo o equipamento da planta sendo a Turbina GT24 oequipamento principal. Algumas referências serão feitas a Turbina GT26 que pertence amesma linha de fornecimento com a diferença de operar em 50 Hz enquanto a GT24 opera em60 Hz.

A figura 3 mostrado a figura de uma turbina a Gás do Modelo que está sendo consideradano modelo hipotético para análise (GT24 – ABB).

Figura 3: Turbina a Gás

3.2 Viabilidade Econômica:

A análise econômica consiste em fazer estimativas de todo o gasto envolvido com oinvestimento inicial, operação e manutenção, custos de combustível e receitas geradas duranteum determinado período de tempo, para assim montar-se o fluxo de caixa relativo a essesinvestimentos, custos e receitas e determinar quais serão os indicadores econômicosconseguidos com esse empreendimento. Comparando-se esses indicadores econômicos com oque se espera obter com outras alternativas de investimento de capital, pode-se concluir sobrea viabilidade do empreendimento.

3.2.1 Investimento inicial:

O gasto de investimento, tipicamente uma função da tecnologia adotada e do nível dedesempenho da planta, é a soma do custo dos diversos equipamentos componentes da planta,mais os custos de implantação, que por sua vez devem incluir transporte, seguros, taxas,instrumentação e controle, obras civis, montagem, etc.. Tais custos podem ser consideradoscom uma função do investimento em equipamentos, apresentando-se na tabela 1. Algumasrelações para seus principais componentes, dadas por Craig et al. (1994) para cicloscombinados empregando biomassa gaseificada em turbinas a Gás.

Tabela 1: Investimento InicialItem Percentual do investimento

em equipamento [%]

Tubulação 40Instrumentação 10Obras Civis e infra-estrutura 15Auxiliares 25Subestação Elétrica 10Total 100Instalação 15Total com Instalação 115

O Custo total dos equipamentos pode ser estimado em função da potência instalada daplanta e essa relação é apresentada no Gás Turbine Handbook.

Para o caso hipotético que está sendo analisado, temos uma planta composta por 02Turbinas a Gás (230[MW] cada) e 01 Turbina a Vapor (177[MW]) fazendo com que apotência total da planta em questão seja de 637[MW] e, portanto, estima-se um custo comequipamentos em torno de US$509.600.000,00 fazendo que custo total do investimento inicialseja US$586.040.000,00

3.2.2 Custo anuais com Operação e Manutenção:

Os Custos anuais com operação e manutenção da planta podem ser estimados emfunção do investimento inicial. Como os equipamentos são importados, adota-se esse valorcomo sendo 7[%] do custo total do investimento, 5 [%] de manutenção e 2 [%] de operação.

Assim, estes custos totalizaram US$ 41.022.800,00.

3.2.3 Custo do combustível:

O combustível utilizado na planta é o gás natural e os custos envolvidos com essecombustível devem ser analisados criteriosamente pois este representa cerca de 70[%] dosgastos anuais totais da planta e a política de preços do governo para esse combustível ainda éuma questão muito discutida e é função de vários fatores. O governo tem tentado manter opreço do gás natural em um preço razoável a fim de tornar os investimentos relativos a essecombustível mais atrativos, no entanto uma das principais dúvidas é por quanto tempo essepreço permanecerá estável.

A portaria MME 215 de 26 de julho de 2000 estabeleceu os preços e as formas dereajuste do para utilização em centrais geradoras de energia elétrica:

a) Preço médio equivalente em Reais a US$2,26/Mmbtu na base de setembro de1999, reajustado trimestralmente de acordo com a política do Gás Natural nacionale com as demais condições de comercialização constantes nos contratos firmadospara o Gás Natural importado.

b) Preço equivalente em Reais a US$2,475/Mmbtu na base de abril de 2000 deacordo com a política de gás natural nacional e de acordo com as demais condiçõesde comercialização constantes nos contratos firmados para o Gás Naturalimportado, reajustado anualmente com base na variação percentual do índice aoatacado nos Estados Unidos publicado pelo U.S. Department of Labor, Bureau ofLabor Statistics.

O consumo de gás natural foi calculado pela seguinte expressão:

( )

+

=

PCIwFCU

w

TP

wHRTPm

P

PPc

1987,132,0

2,62943 ,0

,0

E foram consideradas situações diferentes de pressão, temperatura e umidade relativapara cada mês do ano, e seus valores foram adotados como sendo a média dos últimos 03anos, retirados do site do Instituto Meteorológico.

Foi considerado que a planta irá operar durante todas 8000 horas em potência máxima.O fator de correção da umidade relativa é dado pela relação:

FCU = 1,0171514 – 2,858564x10-4: (UR),

Onde UR é a umidade relativa padrão (60%).Todas as propriedades físico-químicas do gás natural necessárias a elaboração do

estudo, bem como o preço do gás natural que está sendo praticado hoje no mercado foramencontrados no site da Gaspetro (www.gaspetro.com.br) que é especializado na atualizaçãodesses valores. Alguns desses valores estão mostrados na tabela 3.

Tabela 3: Gás Natural – GASPETRO

Gás NaturalDensidade [kg/m³] 0.69

PCI [kCal/m³] 9583,00PCS [kCal/m³] 10.580,00

Segundo a portaria interministerial número 176 de 1 de junho de 2001 que fixa o preçobase máximo do gás natural do programa prioritário de termeletricidade, para as plantas queentrem em operação efetiva até 30 de junho de 2003, como sendo 2,58 US$/MMbtu.

Esse valor convertido para Reais, deve ser multiplicado pela média das taxas diáriasde câmbio.

Considerando as questões explicitadas acima o custo anual estimado para o GásNatural foi de US$85.442.509,95.

3.2.4 Venda de Energia Elétrica:

No caso estudado toda energia gerada, 4.841.200 [MWh], será vendida a empresaspermissionárias de distribuição pelo Valor Normativo gerando todas as receitas doempreendimento em questão.

Existem outras opções tais como acordos bilaterais, no entanto para o âmbito desseestudo de caso adotou-se a venda de toda energia gerada pelo valor normativo, portantosendo este o valor padrão.

A Lei 9.648 de 27 de maio de 1998 apresenta, dentre outros itens, a nova forma derelacionamento entre concessionários e autorizados de geração e permissionários dedistribuição onde a compra e venda de energia passa a ser de livre negociação, observadas ascondições de transição no período - 1998-2005.

Dentro da legislação retro-citada existem algumas particularidades tais como a revisãodos valores de repasse no caso de mudanças relevantes na cadeia de produção de energiaelétrica no Brasil, que é de extrema importância considerando que o horizonte deplanejamento da central em questão é de 20 anos.

Na atualização dos valores normativos a ANEEL analisou diferentes projetos degeração hidro e termelétricos adotando parâmetros econômico-financeiros coerentes com asatuais estruturas de financiamento e prazos praticados pelos empreendedores em instalaçõesde energia elétrica.

A tabela 4 apresenta-se os valores normativos reposicionados para janeiro de 2001.

Tabela 4: Valor Normativo - ANEEL

Valor NormativoFonte

[R$/MWh] [US$/MWh]Competitiva 72,35 36,85Termelétrica a carvão nacional 74,86 38,13Pequenas Centrais Hidrelétricas 79,29 40,39Termelétrica Biomassa 89,86 45,77Eólica 112,21 57,15Solar Foto-Voltaica 264,12 134,53

Baseado no que foi explicado acima chegou-se a um valor anual de receita gerada deUS$178.398.220,00. Foi considerado para esse cálculo que a usina irá operar 8000 [h] por anoe que o valor normativo se permanecerá constante durante esses 20 anos.

3.2.5 Financiamentos:

Como se trata de um empreendimento onde os custos de investimento são altos, torna-se necessário conseguir junto a entidades autorizadas, financiamentos que tornem maisatrativos empreendimentos dessa natureza.

Tendo em vista isso analisa-se um caso onde tem-se um financiamento do BNDES dalinha do Programa de Apoio Financeiro a Investimentos Prioritários no Setor Elétrico.

Esse programa tem por objetivo contribuir efetivamente para o estímulo aimplantação, em curtíssimo prazo, dos projetos de expansão da capacidade instalada dosistema elétrico brasileiro, apoiando investimentos de geração através de usinas hidrelétricas,usinas termelétricas, Cogeração a gás e transmissão.

A taxa de juros aplicada para esses tipos de financiamentos é a TJLP (Taxa de Juros aLongo Prazo - para gastos locais) + cesta de moedas (para materiais e equipamentosimportados) + spread básico + spread de risco.

Para estas condições chegou-se a um valor médio de taxa de juros para ofinanciamento em torno de 15%, que será usado para os devidos fins no estudo de caso.

Os prazos para pagamento da dívida serão determinados em função da capacidade depagamento do empreendimento da empresa ou grupo econômico, contemplando um períodode carência que pode ser de até 06 meses e um período de amortização que poderá ser de até12 anos após a conclusão do projeto.

O nível de participação nos financiamentos para termelétricas é de no máximo 80[%].

4. RESULTADOS

4.1 Fluxo de Caixa:

Abaixo, o fluxo de caixa encontrado para o estudo de caso, seguindo as condiçõesconsideradas acima.

Para o cálculo da depreciação foram consideradas as taxas de 10[%] parainstrumentação, subestação elétrica e auxiliares, 5[%] para tubulações e 4[%] para obras civis,seguindo a divisão da tabela 1.

Tabela 5: Fluxo de Caixa

4.2 Taxa Mínima de Atratividade (TMA):

Ao se analisar uma proposta de investimento, deve ser considerado o fato de se estarperdendo a oportunidade de auferir retornos pela aplicação do mesmo capital em outrosprojetos. A nova proposta para ser atrativa deve render, no mínimo, o custo de capital daempresa.

Para o caso, adotou-se uma TMA de 18% que é um valor comumente utilizado paraesse tipo de empreendimento.

Anos Fluxo antes do IRDepreciação

Anual Juros Valor Contábil Lucro Tributável IR Amortização Fluxo depois do IR

0 -117.208.000,00 586.040.000,00 -117.208.000,001 61.322.290,05 36.181.600,00 70.324.800,00 549.858.400,00 -45.184.109,95 -15.814.438,48 39.069.333,33 -32.257.404,802 61.322.290,05 36.181.600,00 64.464.400,00 513.676.800,00 -39.323.709,95 -13.763.298,48 39.069.333,33 -28.448.144,803 61.322.290,05 36.181.600,00 58.604.000,00 477.495.200,00 -33.463.309,95 -11.712.158,48 39.069.333,33 -24.638.884,804 61.322.290,05 36.181.600,00 52.743.600,00 441.313.600,00 -27.602.909,95 -9.661.018,48 39.069.333,33 -20.829.624,805 61.322.290,05 36.181.600,00 46.883.200,00 405.132.000,00 -21.742.509,95 -7.609.878,48 39.069.333,33 -17.020.364,806 61.322.290,05 36.181.600,00 41.022.800,00 368.950.400,00 -15.882.109,95 -5.558.738,48 39.069.333,33 -13.211.104,807 61.322.290,05 36.181.600,00 35.162.400,00 332.768.800,00 -10.021.709,95 -3.507.598,48 39.069.333,33 -9.401.844,808 61.322.290,05 36.181.600,00 29.302.000,00 296.587.200,00 -4.161.309,95 -1.456.458,48 39.069.333,33 -5.592.584,809 61.322.290,05 36.181.600,00 23.441.600,00 260.405.600,00 1.699.090,05 594.681,52 39.069.333,33 -1.783.324,8010 61.322.290,05 36.181.600,00 17.581.200,00 224.224.000,00 7.559.490,05 2.645.821,52 39.069.333,33 2.025.935,2011 61.322.290,05 13.249.600,00 11.720.800,00 210.974.400,00 36.351.890,05 12.723.161,52 39.069.333,33 -2.191.004,8012 61.322.290,05 13.249.600,00 5.860.400,00 197.724.800,00 42.212.290,05 14.774.301,52 39.069.333,33 1.618.255,2013 61.322.290,05 13.249.600,00 0,00 184.475.200,00 48.072.690,05 16.825.441,52 44.496.848,5314 61.322.290,05 13.249.600,00 0,00 171.225.600,00 48.072.690,05 16.825.441,52 44.496.848,5315 61.322.290,05 13.249.600,00 0,00 157.976.000,00 48.072.690,05 16.825.441,52 44.496.848,5316 61.322.290,05 13.249.600,00 0,00 144.726.400,00 48.072.690,05 16.825.441,52 44.496.848,5317 61.322.290,05 13.249.600,00 0,00 131.476.800,00 48.072.690,05 16.825.441,52 44.496.848,5318 61.322.290,05 13.249.600,00 0,00 118.227.200,00 48.072.690,05 16.825.441,52 44.496.848,5319 61.322.290,05 13.249.600,00 0,00 104.977.600,00 48.072.690,05 16.825.441,52 44.496.848,5320 61.322.290,05 13.249.600,00 0,00 91.728.000,00 -43.655.309,95 -15.279.358,48 168.329.648,53

4.3 Taxa Interna de Retorno (TIR):

Por definição, a taxa interna de retorno de um fluxo de caixa é a taxa para a qual ovalor presente líquido é nulo (Casarotto/Kopittke, 2000).

Igualando-se o valor presente líquido a zero, para o fluxo de caixa do projeto, obtêm-se uma TIR de 3,82%.

4.4 Valor Presente Líquido (VPL):

Representa o resultado de todos os valores do fluxo de caixa calculados para a datazero, levando em consideração a taxa de juros do período.

Encontrou-se o valor de US$ -178.218.499,08 para a condição analisada.

4.5 Análise de Sensibilidade:

Na análise de sensibilidade é estudado o efeito que a variação de um determinado dadode entrada pode ocasionar nos resultados. Quando uma pequena variação num parâmetroaltera drasticamente a rentabilidade do projeto, diz-se que o projeto é muito sensível a esteparâmetro e poderá ser interessante concentrar esforços para obter dados menos incertos(Casarotto/Kopittke, 2000).

Para a análise em questão, variou-se o preço do gás natural, o valor normativo daenergia elétrica e o investimento por kW instalado, as variações foram de 80% a 120% e osresultados foram comparados e apresentados em forma de gráfico.

Gráfico 1: Análise de Sensibilidade

4.5.1 Valor Normativo:

Através do gráfico 1, nota-se que o valor normativo possui a maior sensibilidade emrelação a TIR, ou seja, a variação deste é a que provoca a maior variação do valor da TIR.

O Valor normativo mínimo para que o investimento se torne viável, mantendo-setodas outras condições é de 46,90 [US$/MWh] pois este valor torna o Valor Presente Liquidoigual a nulo e a TIR igual a 18 [%].

4.5.2 Preço do Gás Natural:

O Preço Máximo do Gás Natural que torna o investimento viável, mantendo-se todasoutras condições é de 1,03 [US$/MMbtu] pois este valor torna o Valor Presente Liquido iguala nulo e a TIR igual a 18 [%].

4.5.3 Gastos com Investimento:

O preço máximo de investimento por kW instalado, para que o empreendimento setorne viável é de 533,16 [US$/kW], mantendo-se todas outras condições fixas.

5. CONCLUSÃO:

De acordo com as condições atuais do mercado energético brasileiro e com osparâmetros utilizados no estudo de caso verifica-se que a implementação de uma centraltermelétrica a gás operando em ciclo combinado não é viável, pois apresenta uma taxa internade retorno (TIR) muito menor que a taxa mínima de atratividade (TMA).

No entanto analisando-se a sensibilidade da TIR em função das variáveis: preço do gásnatural, valor normativo e gastos com investimento, nota-se que este empreendimento pode-setornar viável variando-se as condições acima.

Observou-se que o valor da TIR altera-se com maior “sensibilidade” pela variação dovalor normativo de venda da energia elétrica, pois com uma variação de 10[%] deste implicana alteração em aproximadamente 55[%] do valor da TIR, sendo este, portanto, o fator a sermais considerado para caracterizar a viabilidade do empreendimento.

Os outros fatores também influem significativamente na viabilidade doempreendimento e a alteração destes podem viabilizar o projeto.

Considerando a situação atual brasileira, predominantemente hidrelétrica, e visto queexiste uma grande preocupação do governo em incentivar a termeletricidade prevendo aescassez do potencial hidrológico do país para suprir a demanda energética dentro de algunsanos e preocupado com o racionamento devido à instabilidade do potencial hidrelétrico pelasua sazonalidade, as atuais condições do mercado energético brasileiro tendem a mudarfazendo com que, em breve, o investimento em centrais termelétricas a gás natural se tornemais atrativo.

REFERÊNCIAS

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