Viabilidade de Usinas Termelétricas a Gás Natural no atual contexto do Setor Energético Nacional

ii

COSTA, ANDRE DE ALMEIDA

Viabilidade de Usinas Termelétricas a Gás

Natural no atual contexto do Setor Energético

Nacional [Rio de Janeiro] 2003

VI, 29 p. 29,7 cm (DEI/UFRJ, Curso de

Engenharia de Produção, 2003)

Projeto de Final de Curso – Engenharia de

Produção, UFRJ

1. Usinas Termelétricas

2. Gás Natural

3. Viabilidade

I. DEI/UFRJ

Dedicatória

iii

A Deus, pelas inúmeras bênçãos, e aos meus pais, pelo amor e apoio.

iv

Resumo do Projeto de Fim de Curso Apresentado ao Curso de Engenharia de Produção da

Escola Politécnica da Universidade Federal do Rio de Janeiro como requisito necessário

para a obtenção de grau de Engenheiro de Produção.

Viabilidade de usinas termelétricas a gás natural

no atual contexto do setor energético nacional

André de Almeida Costa

Abril de 2003

Orientador: Alexandre Salem Szklo

Palavras-chave: Usinas Termelétricas, Gás Natural, Viabilidade

A análise qualitativa e quantitativa do setor elétrico brasileiro leva a conclusão de que a

opção de geração de eletricidade através de usinas termelétricas a gás natural não é viável

no curto prazo, mas tende a se justificar no médio prazo.

A forte presença da geração hidráulica, as indefinições regulatórias, o ainda incipiente

mercado de gás natural e a retração na curva de carga após o racionamento são os principais

fatores que atualmente inviabilizam economicamente as térmicas.

Por outro lado, o interesse em aumentar a participação do gás natural na matriz energética,

o encarecimento da geração hidráulica no médio prazo, a previsão de um forte crescimento

na demanda de energia e a necessidade do governo em utilizar capital privado na expansão

do setor fazem com que a construção de usinas termelétricas a gás natural se torne uma

opção economicamente viável no médio prazo.

O estudo de viabilidade indicou que o preço que viabiliza as térmicas é de cerca de

US$34,00/MWh.

v

Abstract

Valuation of natural gas fired thermal plants

regarding current Brazil’s regulation

André de Almeida Costa

April 2003

Advisor: Alexandre Salem Szklo

Key-Words: Thermal Plants, Natural Gas, Evaluation

The qualitative and quantitative analysis of the Brazilian Power Sector shows that the

power generation through natural gas fired-thermal plants is not feasible in the short-term,

but can become feasible in the medium-term.

The major share of hydro plants, the regulation threats, the incipient market of the natural

gas and the retraction in the load curve after the rationing are the main barriers faced by

thermal plants currently.

In turn, the target of increasing the participation of the natural gas in the Brazilian energy

matrix, the forecasted cost increases for hydro generation, the expected high growth in the

energy demand and the required private investment in power generation lead to the

conclusion that the natural gas fired-thermal plants will become feasible in the medium-

term.

The valuation pointed out that the break-even price for Brazilian natural gas fired thermal

plants is about US$34,00/MWh.

vi

Sumário INTRODUÇÃO __________________________________________________________________________1

1 - ANÁLISE DO AMBIENTE________________________________________________________________3

1.1 Panorama Econômico___________________________________________________________3

1.2 Análise da Indústria_____________________________________________________________9

1.2.1 Matriz de Geração Elétrica_______________________________________________9

1.2.2 Regulamentação______________________________________________________11

1.2.3 Investimentos________________________________________________________13

1.2.4 Gás Natural__________________________________________________________13

1.3 Análise da Concorrência________________________________________________________15

1.3.1 Participação de Mercado_______________________________________________15

1.3.2 Petrobras___________________________________________________________16

1.4 Análise da Demanda___________________________________________________________17

1.4.1 Curva de Carga______________________________________________________17

1.4.2 Oferta______________________________________________________________19

1.4.3 Custos Marginais de Expansão (CMEX) e Operação(CMO)____________________20

1.4.4 Acesso a Canais______________________________________________________22

1.4.5 Localização__________________________________________________________23

2 ANÁLISE SWOT_______________________________________________________________________24

3 ESTUDO DE VIABILIDADE______________________________________________________________27

3.1 Metodologia___________________________________________________________27

3.2 Principais Premissas ___________________________________________________27

3.3 Ficha Técnica e Econômica da Planta______________________________________28

3.4 Resultados Cenário Padrão_______________________________________________30

3.5 Análise de Sensibilidade _________________________________________________31

3.6 Outros Cenários _______________________________________________________34

3.6.1 Cenário Otimista ______________________________________________35

3.6.2 Cenário Agressivo _____________________________________________37

CONCLUSÃO__________________________________________________________________________39

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS__________________________________________________________40

I – INTRODUÇÃO

O presente trabalho consiste em um projeto final do curso de Engenharia de Produção da

Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ, e tem por objetivo a análise da viabilidade

econômica de uma usina térmica a gás natural, considerando-se o atual contexto do setor elétrico

nacional. A análise de viabilidade proposta está baseada na perspectiva de um investidor de capital

privado e engloba aspectos qualitativos e quantitativos, levando a um diagnóstico efetivo sobre

aplicação de recursos em tal usina, considerando o risco, o retorno e o custo de oportunidade

associados.

A motivação para o desenvolvimento deste trabalho decorre do interesse pelo setor elétrico,

originado durante a especialização em Engenharia de Petróleo, como bolsista da Agência Nacional

de Petróleo – ANP através do PRH21 – Economia, Planejamento Energético e Engenharia de

Produção na Indústria do Petróleo, aliado ao interesse em aplicar os conhecimentos obtidos em

macro-economia e análise de investimentos durante a graduação em Engenharia de Produção.

O trabalho foi desenvolvido através do acompanhamento do setor elétrico, desde abril de

2001, quando as primeiras pesquisas sobre o assunto foram realizadas na então disciplina

Engenharia de Gás Natural. Foram quase dois anos de análise de sites, teses, monografias e

reportagens sobre o assunto.

O setor elétrico passou por inúmeras transformações neste período. A reforma começou em

1996 através do projeto RE-SEB e muitas ainda não foram concluídas ou solucionadas. O papel das

geradoras federais e estaduais, a função do MAE, o gargalo da transmissão, a liberação de clientes

cativos, o fim dos subsídios cruzados e a revisão tarifária das distribuidoras são alguns dos temas

não solucionados que compõem a problemática regulatória. E é neste contexto que o trabalho busca

oferecer um diagnóstico sobre a viabilidade das plantas térmicas a gás natural.

O trabalho está estruturado em três partes. A primeira trata da contextualização e da análise

do ambiente que afeta o negócio avaliado (entende-se por negócio a construção e operação de uma

usina termelétrica a gás natural no Brasil). Compõem este bloco a análise do panorama econômico,

a análise das principais características do setor elétrico que impactam a viabilidade das térmicas, as

principais considerações sobre a dinâmica competitiva, além da análise da oferta e demanda e suas

principais complicações. A segunda parte apresenta a síntese qualitativa, apontando os pontos

fortes, os pontos fracos, os riscos e as oportunidades do negócio. A última parte reúne a análise

quantitativa, apresentando os resultados do estudo de viabilidade da planta em três cenários, além

de uma análise de sensibilidade.

2

Ressalta-se que as alterações nas diretrizes regulatórias podem alterar o diagnóstico aqui

apresentado.

É importante notar que os dados, as projeções e a própria regulamentação que suportaram as

análises apresentadas neste trabalho são pertinentes ao período que finda em fevereiro de 2003.

Qualquer mudança na regulamentação ou relativa à troca de governo pode e deve alterar o

diagnóstico aqui apresentado.

3

1 – Análise do Ambiente

A análise do ambiente engloba os principais aspectos que influenciam a viabilidade das

térmicas a gás natural. Tal análise está estruturada em:

- Análise do panorama econômico do Brasil, incluindo um breve diagnóstico e as

perspectivas de diferentes órgãos para o futuro do país. O setor de energia elétrica é

extremamente depende da economia, pela alta correlação entre crescimento econômico e

consumo de energia;

- Análise da indústria, composta pelas características do setor elétrico brasileiro que indicam

as principais ameaças e oportunidades ao negócio;

- Análise da competição, dando enfoque à participação de mercado e o movimento do(s)

grande(s) player(s);

- Análise da demanda, incluindo uma projeção da evolução de carga e de oferta, uma breve

discussão sobre custo de expansão versus custo de operação, além de observações sobre

acesso a canais e localização das térmicas;

1.1 – Panorama Econômico

O Brasil é um país de dimensões continentais e enfrentou períodos de desenvolvimento

distintos nas últimas três décadas, que resultaram em um crescimento médio do PIB da ordem de

4,2%aa no período[1].

O Brasil atualmente divide a liderança na América Latina com o México, sendo responsável

por cerca de um quarto do consumo primário de energia e um terço do PIB da região[2]. Entretanto,

a economia brasileira vem passando por uma severa crise de confiança, aliada a um forte aumento

da aversão ao risco nos mercados internacionais. Nos últimos dois anos, esses fatores se refletiram

em turbulências no mercado financeiro doméstico, em dificuldades na administração da dívida

pública e em quedas bruscas no financiamento externo do país, com conseqüências negativas sobre

a inflação e o nível de atividade na economia[3].

O país enfrenta no mercado financeiro doméstico uma redução na demanda por títulos

públicos, sobretudo de longo prazo, e uma maior dificuldade na rolagem da dívida em geral,

levando a uma maior participação da dívida de curto prazo[3]. A dívida pública líquida total sofreu

forte crescimento, chegando a um montante de R$ 880 bilhões em 2002, ou cerca de 55% do

PIB[4].

4

A queda no financiamento externo também foi significativa, refletindo a deterioração de

contas de investimentos diretos, empréstimos e financiamentos. Tal fato também é resultado de um

fenômeno global de redução de fluxos de capital para os países emergentes (-11,2% em 2002 em

relação a 2001), sobretudo na América Latina (-44,2% no mesmo período). A previsão é que o

investimento estrangeiro direto consolidado no país alcance US$18Bi em 2002, com uma redução

de 45% em relação a 2000[3].

A crise de confiança interna e o aumento da aversão global ao risco impactaram o

investimento interno e o consumo agregado no Brasil, prejudicando o crescimento econômico dos

últimos dois anos, que foi da ordem de 1,4%aa, abaixo da média de 2,3%aa apresentada de 1995 a

2002[3].

Figura 1 - Evolução da Dívida Líquida Pública(Valores absolutos e relativos ao PIB)

32% 35% 35%42%

53% 51%55% 55%

0

200

400

600

800

1000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

R$Bi

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

Figura 2 - Investimento Estrangeiro Direto (U$Bi)

4,4

10,8

19,0

28,9 28,6

32,8

22,6

18,0

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Previsão

Fonte: IPEA (www.ipeadata.gov.br , fevereiro de 2003)

Fonte: Banco Central do Brasil (www.bc.gov.br , fevereiro de 2003)

-45%

5

As recentes dificuldades internas e globais refletiram-se sobre a taxa de câmbio e a

expectativa de inflação. A figura 4 mostra a inversão de tendência da inflação, acompanhada pela

taxa de juros praticadas no país. Observa-se que o ano de 2002 foi marcado por uma forte

depreciação cambial.

As instabilidades internas e as crises globais prejudicaram o desempenho do mercado

financeiro nos últimos dois anos. Entretanto, a expectativa dos investidores em relação às empresas

do setor elétrico é superior à média do mercado. Tal resultado está aderente ao fato de o setor

elétrico apresentar uma menor sensibilidade em relação às oscilações do mercado, que está em

crise.

Figura 4 - Principais Indicadores Macroeconômicos

3,53

2,321,96

1,79

1,040,971,12 1,19

22,41%

41,22% 39,79%

31,24%

5,22%8,94%

5,97%1,65%

12,53%9,56%

7,67%

18,99%16,19%

19,05%

23,03%

23,94%

0,00%5,00%

10,00%15,00%20,00%25,00%30,00%35,00%40,00%45,00%

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 200200,511,522,533,54

Dólar IPCA SELIC

Figura 3 - Variação % do PIB

4,20%

3,30%

0,80%

4,36%

0,10% 1,40%

2,70%

1,42%

2,27%

0,00%

1,00%

2,00%

3,00%

4,00%

5,00%

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Previsão World Economic Outlook

Fonte: Banco Central do Brasil (www.bc.gov.br , fevereiro de 2003) IBGE (www.ibge.gov.br , fevereiro de 2003) e Estadão de São Paulo (www.estadao.gov.br , fevereiro de 2003)

Fonte: Banco Central do Brasil (www.bc.gov.br , fevereiro de 2003) e World Economic Outlook (www.ipeadata.gov.br , fevereiro de 2003)

6

O índice consolidado da Bolsa de Valores de São Paulo (BOVESPA) fechou 2002 com uma

variação de apenas 66% em relação ao fechamento de 1998, enquanto o Índice de Energia Elétrica

(IEE) apresentou uma valorização de 106% no mesmo período.

Todavia, o país já apresenta sinais de melhoria em alguns indicadores. A balança comercial

apresentou resultado expressivo em 2002, parte explicado pela desvalorização cambial e parte fruto

da recuperação do setor exportador. As projeções[4] apontam para um saldo positivo nos próximos

anos, o que é fundamental para o fortalecimento da economia. (Interessa notar que o setor

exportador brasileiro é altamente consumidor de energia, o que representa um potencial incremento

no consumo de energia).

As previsões são boas para o país no médio prazo. As expectativas do mercado para as taxas

de juros são de 20% em 2003, chegando a 17% em 2004[5]. A meta do Banco Central para a

Figura 5 - Análise Bovespa vs. IEE

0,000,501,001,502,002,503,003,504,00

30/1

2/19

9830

/3/1

999

30/6

/199

9

30/9

/199

930

/12/

1999

30/3

/200

030

/6/2

000

30/9

/200

0

30/1

2/20

0030

/3/2

001

30/6

/200

130

/9/2

001

30/1

2/20

0130

/3/2

002

30/6

/200

230

/9/2

002

30/1

2/20

02

IEE

Bovespa

Figura 6 - Evolução da Balança Comercial

-5,6-6,8 -6,6

2,6

13,1

7,49,4 9,9 10,7

-0,7-1,2

-3,5

-10

-5

0

5

10

15

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06

U$B

i

Racionamento

Previsão World Economic Outlook

Fonte: IPEA e World Economic Outlook (www.ipeadata.gov.br, fevereiro de 2003)

Fonte: Lemon Bank (www.lemonbank.com , fevereiro de 2003)

Expectativas quanto ao Novo

Modelo Indefinições regulatórias,

processo eleitoral, escândalos contábeis e

crises globais Ataques

Terroristas

Crise Argentina

2,06

1,66

7

inflação é de 8,50% em 2003, chagando a 5,50% em 2004[3]. Por último, segundo estudos do

World Economic Outlook, a taxa de câmbio deve se estabilizar na casa dos R$ 3,00 / US$ em

2004[4].

As previsões para o PIB brasileiro também são otimistas. O Plano de Longo Prazo Projeção

da Matriz – 2022 [1] prevê crescimento médio no período 2000-2020 de 4,5%aa no seu cenário

mais agressivo e 3,6% no mais conservador. As projeções dos Estados Unidos para o Brasil,

segundo o documento International Energy Outlook 2002[1], apontam para um crescimento médio

de 5%aa no mesmo período. Já a World Economic Outllook 2002[1], relativamente mais

conservadora, aponta para um crescimento de 3%aa no mesmo período.

Figura 7 - Projeção Principais Indicadores Macroeconômicos

3

2,321,96

3,53 3

5,97%

12,53%

5,50%

8,50%7,67%

16,19%

23,03%

20%17%

19,05%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

2000 2001 2002 2003 200400,511,522,533,54

Dólar IPCA SELIC

Figura 8 - Previsão Variação % do PIB

4,36%

1,40%

3,60%3,30%

4,10%

1,42%

2,50%

0,00%

1,00%

2,00%

3,00%

4,00%

5,00%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Previsão

Previsão World Economic Outlook e Banco Central

Fonte: Banco Central do Brasil (www.bc.gov.br , fevereiro de 2003) e World Economic Outlook (www.ipeadata.gov.br, fevereiro de 2003)

Fonte: World Economic Outlook (www.ipeadata.gov.br, fevereiro de 2003)

8

Logicamente, tal desempenho da política-econômica brasileira depende da economia global,

que vem passando por inúmeras turbulências como o escândalo contábil de grandes corporações

norte-americanas, o baixo crescimento dos USA, Europa e Japão, as crises de economias

emergentes (Argentina, Turquia, por exemplo) e o próprio temor de uma nova guerra no Oriente

Médio.

Não obstante as dificuldades enfrentadas pelo país, o Brasil continua sendo uma boa

oportunidade de investimentos, sobretudo pela postura do governo, que vem demonstrando

preocupação em atuar através do regime de metas de inflação, câmbio flutuante e responsabilidade

fiscal.

Em suma, apesar da conjuntura econômica desfavorável, que leva a taxas juros bem acima

das proporcionadas por atividades produtivas, as perspectivas para o país tendem a ser favoráveis

no médio e longo prazos, cenário que está expresso na estrutura representada na figura 10.

Cabe ressaltar que é premissa deste trabalho a aposta no cenário de sucesso no desenvolvimento

econômico do país, obtendo melhora dos indicadores econômicos e sociais no médio prazo.

Am

bien

te E

xter

no

Política Econômica BrasileiraSucessoInsucesso

Favo

ráve

lD

esfa

vorá

vel

Círculo virtuoso, com melhora dos

indicadores econômicos e

sociais

Crescimento prejudicado, porém, maior resistência às

crises globais

Baixo crescimento ou recessão e

ameaça à estabilidade

Brasil não acompanha o

desenvolvimento mundial

Retomada do crescimento da economia mundial

Aumento do fluxo de capitais para países em desenvolvimento

Consolidação de blocos comerciais

Aprofundamento da crise mundial

Diminuição do fluxo de capitais para países em desenvolvimento

Retrocesso na formação de blocos comerciais

Crescimento econômicoDesenvolvimento da exportação e superávits na balança comercialMelhor distribuição da renda e desenvolvimento socialReformas institucionais bem sucedidas

Recessão econômicaDéficits na balança comercial Manutenção da concentração de renda e dos problemas sociaisReformas institucionais mal sucedidas

Sucesso

Política Econômica

Figura 9 - Possibilidades para o Ambiente Econômico no Brasil

Ambiente Externo

Favorável

Desfavorável Insucesso

9

1.2 – Análise da Indústria

Os principais aspectos do setor elétrico que impactam o negócio avaliado são: i) a base

eminentemente hidráulica, que possibilita um custo operacional menor que o de usinas térmicas; ii)

a fase de ruptura regulatória, que alimenta incertezas e se traduz em um entrave para a realização de

investimentos; iii) a carência por investimentos necessários ao desenvolvimento do setor e iv)

interesse do governo em desenvolver o mercado de gás natural.

1.2.1 – Matriz de Geração Elétrica

A geração de energia elétrica utiliza-se de recursos naturais disponíveis, sendo

convencionalmente do tipo térmica (tendo como principais fontes o carvão, os óleos diesel e

combustível, o gás natural, o urânio enriquecido e a biomassa) ou do tipo hidrelétrica (aproveitando

a energia potencial das águas). Uma pequena fração, embora em crescimento, é dada pelas novas

fontes renováveis, basicamente solar e eólica.

Figura 10 – Cenário para o Ambiente Econômico do Brasil

Am

bien

te E

xter

no

Política Econômica BrasileiraSucessoInsucesso

Favo

ráve

lD

esfa

vorá

vel 2003

2004

2005-2011

10

A principal característica do setor elétrico brasileiro consiste na eminência da fonte

hidrelétrica. Em 2001, o parque gerador apresentou uma capacidade nominal instalada de 68,5GW,

sendo 89% de fonte hidrelétrica[6].

A razão para tamanha participação de geração hidráulica está nas condições naturais

apresentadas pelo país, marcadas por inúmeros rios aliados a chuvas tropicais abundantes e

regulares. Suas principais usinas, formadas pelo represamento de grandes rios, estão entre as

maiores do mundo e têm uma excelente produtividade em termos de relação entre geração média

anual e capacidade instalada[7].

Cabem dois comentários adicionais. O primeiro consiste na existência de uma margem para o

aumento da atual capacidade hidrelétrica nacional através da repotencialização de algumas usinas,

da ordem de 10GW. Um segundo aspecto a considerar é o fato de o Brasil apresentar um grande

potencial hidrelétrico ainda inexplorado (da ordem de 200GW[15]), basicamente concentrado na

Amazônia (cerca de 55%[15]). Este fato tende a levar a um maior custo da opção hidrelétrica no

médio prazo, basicamente pelos custos de transmissão envolvidos, associados a uma crescente

preocupação com o meio ambiente e com o uso das águas, o que indica uma janela de

oportunidades para as usinas térmicas.

Figura 12 - Matriz Fonte de Geração ElétricaMundo 1997

38% Carvão

2% Outros

18% Hidro

17% Nuclear

9% Óleo

15% Gás Natural

Figura 11 - Matriz Fonte de Geração ElétricaBrasil 2001

89% Hidro

2% Óleo 2% Carvão3% Nuclear

4% Gás Natural

Fonte: ONS (www.ons.com.br , maio de 2002) Fonte: IEA, World Energy Outlook 2000 pg 356

11

1.2.2 – Regulamentação

O escopo deste tópico se restringe a suportar a afirmação de que as indefinições regulatórias

são o maior entrave para os investimentos em expansão de geração elétrica. Para tal, serão citados

as diretrizes, ações, problemas e desafios pertinentes ao setor elétrico de 1996 a 2002. Não é nosso

objetivo entrar no mérito do julgamento das medidas tomadas e do nível de sucesso obtido.

O Governo iniciou um processo de reforma do setor elétrico em 1996, definindo um novo

modelo de regulamentação para o setor[8].

Diretrizes

As principais diretrizes foram:

concentração do governo nos papéis de criador de políticas e regulamentação do setor;

investimentos e operação do setor sob a responsabilidade da iniciativa privada;

implementação da competição no setor, primando-se pela não existência de grandes grupos

atuando em toda a cadeia.

A geração de energia elétrica deveria ocorrer em um ambiente competitivo, sendo os

investimentos privados remunerados por uma política de preços livres; a distribuição seria

estruturada como um monopólio regulamentado para consumidores “cativos”; a comercialização

seria baseada em um mercado liberado para clientes “livres” (focando primeiramente no atacado e

posteriormente no varejo); e a transmissão permaneceria como um monopólio regulamentado,

garantindo o livre acesso.

Ações

Para tal, o Governo criou alguns organismos e implantou algumas iniciativas. No que se

refere à regulação do setor, foi criada a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Para

substituir o antigo sistema de preços e cuidar da liquidação financeira das transações foi criado o

Mercado Atacadista de Energia (MAE). Para a operação do setor foi criado o Operador Nacional do

Sistema Elétrico (ONS).

O setor de distribuição foi o primeiro a sofrer as modificações. O Governo consolidou dívidas

intra-setoriais e implementou a privatização da maioria das distribuidoras de energia, responsáveis

pelo suprimento da cadeia, de modo a aumentar o valor de mercado das geradoras em uma futura

privatização, ficando as transmissoras sob controle do governo. Criou o Fator X, mecanismo a ser

aplicado nas revisões tarifárias do tipo Price-CAP de modo a estimular a eficiência e compartilhar

os ganhos de produtividade com os consumidores; e implantou o conceito do Valor Normativo

12

(VN), com o objetivo de limitar o repasse do custo de compra de energia elétrica, protegendo o

consumidor cativo e promovendo o desenvolvimento de fontes alternativas de energia através de

VN’s diferenciados.

Em geração, o Governo incentivou investimentos no setor termelétrico de modo a atuar como

um rápido seguro ante a crise, e estimular o desenvolvimento do mercado de gás natural.

Na transmissão, o governo manteve o monopólio e optou por praticar pequenas taxas de

retorno aos investimentos necessários (outorgados através de leilões reversos).

Problemas

Os principais problemas começaram quando a então planejada privatização das geradoras não

saiu do papel. Investimentos não foram realizados à espera da nova regulamentação, o que levou a

crise de desequilíbrio de oferta e demanda de energia em 2001. Este fato aumentou a contestação e

a insatisfação sobre a própria política praticada pelo Governo, levando a uma diminuição na

velocidade das mudanças. Correntes distintas afirmam que a crise de energia levou ao fracasso da

desregulamentação e que, por outro lado, a desregulamentação levou à crise de energia. Não cabe a

este estudo identificar o que foi causa e o que foi efeito.

Além da privatização das geradoras, outras medidas não foram bem sucedidas, como a

desverticalização das empresas estatais, a liberação de contratos iniciais, o fim dos subsídios

cruzados e a venda de energia das geradoras federais através de leilões. O preço dos contratos

iniciais bem inferior ao preço que viabiliza os novos investimentos de energia é um grande

complicador para a liberação dos contratos e o estabelecimento de um modelo competitivo.

As baixas taxas de rentabilidade praticadas pelo Governo no setor de transmissão afastaram a

participação privada e fez com que o problema do gargalo das transmissoras não fosse contornado.

Desafios

Neste contexto, o novo governo tem um conjunto de questões a serem tratadas de modo a

estabelecer um modelo sustentável, que proteja o consumidor e o meio ambiente, promova o

desenvolvimento do país, mas que seja viável em termos econômicos, considerando a incapacidade

do Estado em arcar sozinho com os recursos necessários para garantir a oferta de energia.

Alguns dos principais desafios endereçados à redefinição regulatória são:

Estabelecimento do papel das geradoras federais e estaduais, que possuem um custo de

operação inferior ao mercado;

Equalização econômico-financeira das distribuidoras, impactadas pela retração de mercado

e a desvalorização cambial (ou por estratégias financeiras equivocadas das distribuidoras);

13

Solução do gargalo da Rede de Transmissão;

Definição quanto à comercialização de energia (separação de tarifa fios e de

energia);Redefinição do cronograma de Liberação dos Contratos Iniciais;

Atuação do MAE

Diretrizes para o despacho da ONS;

Estruturação tarifária / Fim dos subsídios cruzados (preço ou tarifa);

Revisão Tarifária das Distribuidoras (fator x e indexação ao IGP-M);

Precificação e contratação entre Geradoras e Distribuidoras, de forma a não onerar o

consumidor e viabilizar os investimentos;

Comercialização de GN (para térmicas e demais fontes de consumo)

“Desdolarização” do setor, sobretudo em relação ao GN e à energia de Itaipu

Regulamentação ambiental e do uso das águas;

1.2.3 – Investimentos

Uma forte característica do setor elétrico é a intensiva demanda por investimentos e a

dificuldade do governo em arcar sozinho com estes custos. Segundo o Plano Decenal de Geração

2003-2012, a previsão é que até 2012 o setor energético necessite de 44GW no cenário agressivo,

35GW no moderado e 16GW no conservador. Com a premissa de que o kW de uma usina

hidráulica custe R$1700,00 e que o kW de uma térmica custe US$500,00 (na taxa de R$3,00/US$)

aproximadamente, a expansão demandará, no cenário moderado, investimentos da ordem de R$ 60

bilhões apenas em Geração, ou cerca de R$6bilhões/ano, o que representa um problema, visto que o

governo encontra dificuldades para estimular os investimentos no setor.

1.2.4 – Gás Natural

O consumo de gás natural para geração de energia elétrica tende a apresentar forte

crescimento no Brasil nos próximos anos. Segundo o MME[1], em termos de Consumo Final de

Energia, estima-se crescimento de 7,1%aa, indo de 4,1% em 2000 para 8,7% em 2022. Na Oferta

Interna de Energia estima-se crescimento de 10,3%aa, indo de 5,4% em 2000 para 20,2% em 2022.

O IEA, através do World Energy Outlook 2000 [2] também estima que, até 2020, o gás

natural será a fonte de geração de eletricidade a apresentar o maior crescimento mundial (em termos

relativos e absolutos), indo de 15% da matriz elétrica em 1997 para 30% em 2020.

14

Segundo o IEA[2], o crescimento no uso do gás natural tende a ocorrer devido a avanços

tecnológicos e à substituição de carvão e energia nuclear nos países mais desenvolvidos. O carvão

tende a permanecer com uma participação importante, principalmente devido à Índia e à China, que

possuem grandes reservas e consumo crescente. A energia nuclear tende a perder representatividade

devido ao fechamento de usinas em países com maiores restrições ambientais e devido à

concorrência de combustíveis fósseis. O Instituto estima que a energia hídrica e o óleo combustível

também têm sua participação reduzida, embora o uso das fontes hidráulicas apresente crescimento

em diversos países em desenvolvimento. Por último, fontes renováveis (não hídricas) crescem

significativamente, mas ainda serão pouco representativas em 2020.

No Brasil, a possível expansão do gás natural na matriz de geração elétrica é alicerce para a

estratégia de investimento em térmicas no médio prazo, visto que as térmicas poderão atuar como

âncora para o desenvolvimento do mercado de gás natural no Brasil.

Concluindo este tópico, buscou-se discorrer sobre os principais fatores que impactam a

viabilidade de térmicas em uma primeira análise do setor. O custo operacional baixo em função da

base hidrelétrica e as indefinições regulatórias contribuem negativamente, enquanto que o

conhecimento do governo quanto à necessidade de recursos privados aliados ao interesse em

desenvolver o mercado de gás natural, aparecem contribuindo positivamente para o negócio

avaliado.

1.3 – Análise da Concorrência

Figura 13 - Crescimento da Geraçãode Eletricidade por Fonte

(CAGR 2000-2020)

0%

0,70%

1,80%

2,70%

4,70%

5,70%

Nuclear

Óleo

Hidro

Carvão

Outros

Gás

Fonte: IEA, World Energy Outlook 2000 pg 356 Fonte: IEA, World Energy Outlook 2000 pg 356

Figura 14 - Evolução da Matriz de Geração de Eletricidade

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1971 1997 2010 2020

Outros

Óleo

Nuclear

Hidro

Gás

Carvão

15

Dentro deste tópico, os principais aspectos identificados são: i)forte presença do Estado;

ii)presença da Petrobras.

1.3.1 – Participação de Mercado

As empresas de geração de energia federais e estaduais apresentam grande força no cenário

energético, respondendo por mais de 70% do setor em termos de capacidade instalada nominal.

Tais empresas caracterizam-se pela depreciação quase completa de seus ativos e uma fonte de

geração basicamente hidráulica.

Segundo Michael E. Porter[9], “Quando a indústria é altamente concentrada ou dominada por

uma ou poucas empresas, são poucos os enganos quanto à força, e o líder ou os líderes podem

impor disciplina, assim como desempenhar um papel coordenador na indústria através de meios

como liderança de preço”. A analogia é válida e no setor elétrico brasileiro, a concentração estatal

com custo de energia baixo se traduz em uma forte barreira de entrada a novos players que, por

definição, exigem remuneração maior que o Estado para viabilizar investimentos muitas vezes em

uma alternativa de geração, por natureza, mais cara. E este é um dos principais desafios a serem

tratados na dinâmica regulatória, ou seja, a determinação de uma sistemática de preços que viabilize

novos investimentos e que traduza os benefícios da energia hidráulica das geradoras estatais.

No entanto, assim como ocorre no setor de Exploração e Produção de Petróleo, podem existir

janelas de oportunidades no curto prazo como na formação de parcerias ou na atuação em nichos

específicos, através de contratos de performance com as empresas estatais.

1.3.2 – Petrobras

Fig 15 - Market Share do Setor Elétrico

8% TRACTEBEL

9% Itaipu

15% CHESF

13% FURNAS

11% CESP

8% CEMIG

7% COPEL

8% Outros

1% CEEE

1% EMAE

1% EL Paso1% CDSA

1% CPFL

3% LIGHT

6% ELETRONORTE

3% DUKE

4% AES

Fonte: ONS (www.ons.com.br , maio de 2002) e ANEEL (www.aneel.gov.br, maio de 2002)

16

A Petrobras aparece como principal player no mercado de termelétricas, com grande força em

geração de caixa e atuação em toda a cadeia, como exploração e transporte de gás natural. A missão

da Petrobras traduz o direcionamento estratégico de atuar de forma integrada na cadeia de produção

e comercialização de energia elétrica, consolidando sua posição no mercado doméstico, visando

posicionar-se como uma companhia de energia.[10]

A Petrobras participa como acionista em 10 termelétricas (4180MW), e mobilizará até 2005

investimentos da ordem de US$ 2,7bilhões. A estatal entrou como sócia nos projetos,

encomendando e pagando turbinas junto aos fabricantes, investindo dinheiro nas obras e até mesmo

atuando como agente comercializador do produto.

Entretanto, o volume de investimentos inicialmente previstos está sendo revisado em função

da alteração da curva de demanda após o racionamento. O motivo da revisão não é o capital

necessário para tocar os investimentos e sim o fato de a controladora já ter assinado um volume

considerado excessivo de contratos de compra de energia, os chamados PPA’s (Power Purchase

Agreement).

Em suma, a Petrobras aparece como grande oportunidade de realização de parcerias para

qualquer grupo privado interessado em investir na geração térmica.

Concluindo o tópico sobre análise de concorrência, a grande concentração de empresas de

geração de energia elétrica com um baixo custo operacional representa uma forte barreira ao projeto

termelétrico pela prática de preços abaixo do custo de expansão. Enquanto isso, a Petrobras aparece

Fonte: Petrobras (www.petrobras.com.br , fevereiro de 2003)

Figura 16 – Investimentos Previstos em Térmicas

17

como excelente oportunidade de parceria nos projetos termelétricos, em função da sua forte geração

de caixa e do alinhamento estratégico.

1.4 – Análise da Demanda

Neste tópico serão analisados: i)previsão de demanda; ii)previsão de oferta; iii)a questão do

Custo Marginal de Expansão e do Custo Operacional; iv)necessidade de acesso aos canais;

v)localização.

1.4.1 – Curva de Carga

Segundo previsão de 2002 da ONS[6], a crise energética trará conseqüências para a demanda

futura de energia elétrica, em função de mudança de hábitos e modernização de instalações. A ONS

considerou uma queda de 7% na demanda prevista anteriormente. Com um cenário agressivo de

queda de apenas 4% e um cenário conservador de queda de 10%, a demanda em 2006 deve variar

entre 50 e 53 GW médios.

O crescimento esperado da ONS oscila entre 4,8% e 5,9%, com média de 5,4%. Tal previsão

(sobretudo o limite inferior) apresenta uma relativa aderência com previsões de outros importantes

institutos:

MME, que prevê crescimento de 4,7%aa de 2000 a 2022;

Figura 16 - Evolução de Demanda

51,6

34,6

38,2

41,0

37,7

53,3

49,9

30

35

40

45

50

55

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

GW

med CAGR 96_00: 4,3%

Cenário Conservador CAGR 01_06: 5,8%

Cenário Agressivo CAGR 01_06: 7,2%

Cenário Moderado CAGR 01_06: 6,5%

Fonte: ONS (www.ons.com.br , maio de 2002)

18

World Energy Outlook, que prevê crescimento de 4,1%aa de 1997 a 2010;

Eletrobrás, que prevê crescimento de 5,1% de 2003 a 2012.

O gráfico revela claramente o impacto no consumo em 2001, ano do racionamento, onde a

carga atingiu níveis de 1998. Segundo recente estudo da Eletrobrás[11], o consumo de energia na

classe residencial só voltará aos níveis pré-racionamento em 2008. Em 2000, antes do

racionamento, cada consumidor residencial gastava em média 173 kWh por mês, enquanto que hoje

a média de consumo mensal é de 134 kWh por mês (22,5% menor).

1.4.2 – Oferta

Segundo o plano mensal de operação da ONS de maio de 2002, a capacidade instalada do

Brasil deve atingir 92 GW em 2006.

Considerando os fatores de capacidade 55% para a geração hidráulica e 80% para as demais

fontes, observamos que, mesmo em um cenário agressivo de evolução da carga (5,9% de

crescimento ao ano), as usinas já presentes no Plano Mensal de Operação da ONS afastam o risco

de racionamento até 2006. Entretanto, no final do período já se repara uma maior proximidade entre

carga e oferta.

Figura 18 - Oferta x Demanda Brasil 2001

40,0

45,0

50,0

55,0

60,0

GW

med

Importação

UTE Óleo

UTE Gás

UHE

Existente

Figura 17 - Capacidade Instalada Brasil 2001

70,0

75,0

80,0

85,0

90,0

95,0

2001 2002 2003 2004 2005 2006

GW

Importação

UTE Óleo

UTE Gás

UHE

Existente


19

A probabilidade de que a totalidade dos investimentos térmicos previstos saia do papel é

pequena, em função da redução na curva de carga e das incertezas regulatórias. Até a construção de

usinas hidrelétricas corre o risco de sofrer postergação. A orientação da Aneel (Agência Nacional

de Energia Elétrica) é que se retarde o processo de licitação de novas usinas ou que amplie os

prazos para a entrada em funcionamento dos empreendimentos já licitados.

Cabe ressaltar que a própria previsão agressiva de carga está suscetível a alterações em

função de o Brasil ser caracterizado por uma demanda reprimida aliada a uma população com pouca

participação de aparelhos eletrônicos (o país está entre as 13 maiores economias do mundo e entre

as 90 em termos de consumo de energia). Além disso, a própria oferta depende do regime de

chuvas, característica de um parque gerador eminentemente hidrelétrico.

Em suma, o país não enfrenta risco de racionamento até 2006, projetos deverão sofrer

postergação, sobretudo térmicos, o governo tem a tranqüilidade necessária para tomar as iniciativas

mais eficientes de modo a evitar um novo racionamento após 2006.

1.4.3 – Custos Marginais de Expansão (CMEX) e de Operação (CMO)

O objetivo deste tópico é esclarecer o conceito que explica a construção ou não de usinas, e

concluir a análise qualitativa sobre a opção térmica.

Cenário Agressivo de evolução de Carga


20

O custo marginal de expansão (CMEX) consiste no custo de se adicionar 1MWh ao sistema.

Este custo aumenta com o aumento da demanda por energia, teoricamente pelo fato de ser cada vez

mais difícil construir uma usina.

O custo marginal de operação (CMO) consiste no custo de se produzir 1MWh. Este custo

apresenta uma convexidade maior em função do risco de déficit, que faz com que na escassez de

energia, seu valor dispare. A convexidade acentuada é explicada pela natureza hidrelétrica do setor

elétrico brasileiro, que leva a custos operacionais baixos com abundância de água, mas ao inverso

em caso de períodos hidrológicos desfavoráveis. (Recentemente tivemos um exemplo, quando o

custo do MWh saltou de R$4,00 para R$684,00 durante o racionamento de 2001).

A Energia Assegurada consiste na capacidade líquida de oferta, ou seja, o quanto que

efetivamente as usinas podem gerar de energia. Esse valor é calculado pela multiplicação da

capacidade nominal das usinas por um fator de carga, que expressa a eficiência na geração de

energia.

Há um custo de oportunidade decorrente do excesso de capacidade de geração em relação à

demanda, denominado Custo de Excesso de Oferta. Da mesma maneira, há um custo de déficit de

energia quando não há uma capacidade de geração que supra a demanda, chamado Custo da Oferta

Insuficiente.

Idealmente, a Energia Assegurada deve estar no ponto de encontro entre as curvas de

expansão e de operação.

Atualmente, o custo marginal de expansão é de cerca de US$32,00/MWh [12]. Estudos do

Comitê de Revitalização apontaram para um custo de US$31,87/MWh para geração hidráulica. Esse

custo é bem superior ao custo de operação atual, a chamada “diferença entre a energia nova e a

energia velha”, pelo cenário de regime hidrológico favorável e redução de demanda a níveis de

1998.

Existem correntes divergentes sobre a atual expansão do parque gerador. A primeira

considera a redução significativa da demanda pós-racionamento e afirma que a construção imediata

de novas usinas levaria a um aumento desnecessário da energia assegurada e ao aumento da

discrepância entre os custos de expansão e operação (custo de excesso de oferta). Pregam que, pelo

contrário, limitando-se a oferta, o preço tende a subir e, com a subida do preço, os investimentos em

geração ficam mais atrativos. Essa é uma visão de mercado e com menor aversão ao risco.

21

A segunda corrente afirma que pelo fato do custo de excesso de oferta ser menor que o custo

de déficit, o ideal é sempre existir uma folga entre o ponto ótimo e a carga do sistema[11].

Consideram que a curva de carga do Brasil é reprimida, em função da baixa modernização da

população, e que as condições hidrológicas podem ser desfavoráveis. Traduz uma visão mais

prudente e com maior aversão ao risco.

Nossa visão é que a idéia de retardar investimentos para aumentar os preços e, então, se

viabilizar investimentos é perigosa. Considerando o prazo de maturação dos investimentos, é

importante não se confundir tranqüilidade na tomada de decisões e na execução de projetos com

uma mudança de filosofia.

Neste contexto, o grande desafio é encontrar uma sistemática que viabilize os novos

investimentos, impactados pela redução de demanda e normalização da oferta, promovendo a

segurança necessária ao sistema e minimizando os custos e o impacto nos consumidores.

As térmicas são justificáveis atualmente apenas para o objetivo de aumentar a segurança do

sistema. O efeito da entrada em operação destas usinas seria o deslocamento para cima da curva de

custo operacional e a redução da convexidade da curva de custo de déficit, fruto da menor

dependência do regime hidrológico.

1.4.4 – Acesso a Canais

Figura 19 – Custos Marginais de Expansão e Operação

Fonte: Ilumina (www.ilumina.org.br, fevereiro de 2003)

22

Um aspecto importante na visão de demanda é a importância do acesso aos canais de

distribuição. A natureza das termelétricas, caracterizada por um custo operacional maior e pela

atuação como fator de segurança, leva à necessidade de uma demanda assegurada em contrato.

Os clientes potenciais de uma usina termelétrica são comercializadoras, distribuidoras ou

consumidores livres. A usina termelétrica pode atuar de formas distintas: i)completamente

contratada; ii)parcialmente contratada ou iii) livre no mercado spot.(usina “merchant”)

Se a usina estiver contratada não há qualquer risco inerente ao comportamento da demanda.

Todavia, a atuação de forma descontratada, conhecida como “no mercado spot”, faz com que a

usina fique sensível aos riscos hidrológicos e àqueles relativos ao comportamento da demanda. Esta

forma de atuação requer uma análise muito mais complexa e não faz parte do escopo deste trabalho.

Cabe ressaltar que o número de empresas que optam por esta estratégia é reduzido.

As distribuidoras são especialmente um potencial cliente de uma usina termelétrica por

poderem repassar o custo para o consumidor (Valor Normativo) e por necessitarem de uma maior

segurança no fornecimento de energia. Apesar de o cenário atual ser de excesso de oferta de

energia, as concessionárias já trabalham com a provável escassez dentro de quatro anos, já que os

investimentos em nova geração estão paralisados. Dentro dessa estratégia de assegurar o

abastecimento no médio prazo, companhias como Light, Celesc e Copel assinaram recentemente

contratos de compra de energia de usinas termelétricas[13]. Para as distribuidoras é preferível

assinar o PPA (Power Purchase Agreement), que é o contrato de compra da energia por 20 anos de

uma usina a gás, a pagar o seguro-apagão de usinas a diesel.

Ou seja, acreditamos que a prévia contratação da usina é fator determinante para a viabilidade

do negócio.

1.4.5 – Localização

23

O presente estudo indica duas grandes possibilidades de localização. A mais indicada consiste

na região Sudeste, pela concentração da demanda e por oferecer uma melhor infra-estrutura de

gasodutos, o que facilita o acesso ao combustível das térmicas.

Uma segunda possibilidade é a construção na região Centro-Oeste (Sistema Isolado), através

do gás fornecido pelo gasoduto Gasbol. A térmica a GN seria competitiva nesta região pela forte

presença de térmicas a diesel, mais caras que as a gás natural.

A Região Sul não aparece como localidade indicada devido às restrições no abastecimento de

GN e, principalmente, pela abundância do combustível carvão mineral

Figura 20 - Consumo por Região (2000) 100% = 306GWh

57%

100%

16%

16%

5%5%

SE S NE CO N Brasil

Fonte: Lafis Energia Elétrica 2001, pg 12

24

2 – Análise SWOT

Após a análise dos principais aspectos econômicos, da indústria, da concorrência e da

demanda, será feito um resumo da análise qualitativa reunindo-se as principais vantagens (S –

Strength), desvantagens (W – Weakness), ameaças (T – Threats) e oportunidades (O –

Opportunities), associando-se a um nível de força para cada item da análise.

Análise SWOT Força

Vantagens

Simplicidade operacional e de construção;

Menor prazo de maturação de investimentos;

Menor investimento unitário em US$/kW instalado;

Menor acesso à rede básica de transmissão;

Maior segurança ao sistema (atuação complementar às hidrelétricas).

Desvantagens

Impacto Ambiental

Maior custo operacional em relação às hidrelétricas;

Grande sensibilidade à taxa de câmbio (turbinas e gás natural);

Rigidez dos contratos de fornecimento de gás natural

Ameaças

Abastecimento de gás natural;

Desvalorização cambial;

Redução na curva de carga;

Incerteza quanto à maturação do mercado secundário de gás;

Preço do gás natural;

Indefinições Regulatórias (despacho por custo ou preservando águas, preço da

energia competitivo ou tarifa, subsídios a novas fontes).

25

Oportunidades

Necessidade de capital privado por parte do Governo;

Desenvolvimento do mercado de gás natural;

Parceria com a Petrobras;

Encarecimento da opção hidrelétrica no médio prazo;

Crescimento da demanda no médio prazo;

Aumento do preço da energia no médio prazo;

Busca por proteção por parte de agentes (principalmente distribuidoras).

A principal vantagem de uma usina térmica a gás natural é ser uma alternativa de escala para

aumentar a segurança do sistema eminentemente hidráulico brasileiro, extremamente dependente

dos regimes hidrológicos.

Além disso, a pequena dependência de linhas de transmissão (que são um gargalo no atual

sistema) e o menor investimento por KW instalado contam como aspectos positivos, embora de

menor peso.

Por último, destacamos os pequenos prazos de maturação das obras, que são importantes

quando se trata de fluxo de caixa, e a simplicidade operacional, se comparada às hidráulicas, são

aspectos também vantajosos.

A maior desvantagem das térmicas a gás natural está na rigidez dos atuais contratos de

fornecimento do combustível. O fornecimento de gás natural deve ser honrado mesmo no caso de

não utilização do combustível (contratos “take or pay”). Essa situação só será solucionada com o

desenvolvimento do mercado secundário de gás natural.

Além disto, a sensibilidade do investimento à moeda estrangeira e o alto custo operacional,

quando comparados às hidráulicas, são aspectos negativos a este tipo de geração de energia elétrica.

A principal ameaça é a indefinição regulatória. Qual será a dinâmica que conduzirá a

operação das usinas, o preço da energia elétrica, as formas de contratação e a liquidação financeira

das operações no setor são alguns dos questionamentos endereçados e ainda indefinidos.

O gás natural, responsável por cerca de 75% dos custos operacionais de uma usina deste tipo,

é outra grande ameaça a este negócio. A evolução do preço deste combustível e a própria

consolidação do mercado secundário de gás natural são grandes incertezas.

Outras fontes de ameaças de menor intensidade são uma possível desvalorização da moeda

nacional, o comportamento da curva de carga no médio prazo, em função da mudança de hábitos da

população e das eficiências operacionais das indústrias, e o risco de desabastecimento de

combustível, embora menor.

26

Entretanto, alguns aspectos surgem como grandes oportunidades ao menos no médio prazo. A

principal delas é a necessidade de segurança no fornecimento por parte dos agentes, principalmente

as distribuidoras de energia elétrica, mediante o risco de desabastecimento (vide crise de 2001). Isto

faz com que as distribuidoras sejam os principais clientes ou investidores potenciais.

Além disso, o encarecimento da energia elétrica no médio prazo pode viabilizar as térmicas a

gás natural, quando analisado concomitantemente a um possível encarecimento da opção hidráulica.

Outras grandes oportunidades são o crescimento da demanda de energia no médio prazo,

formação de parcerias com grandes empresas com direcionamento estratégico apontado para o setor

elétrico (como a Petrobras), a atuação como âncora no desenvolvimento do mercado de gás natural

e o interesse do governo em utilizar capital privado no investimento do parque gerado do setor

elétrico.

Em suma, as ameaças atualmente são mais fortes que as oportunidades, que apontam para

uma melhora em termos de viabilidade do negócio apenas no médio prazo.

3 – Estudo de Viabilidade Econômica

27

A análise qualitativa aponta para uma inviabilidade devido ao maior custo operacional das

térmicas, pelas indefinições regulatórias, pelo mercado de gás natural ainda incipiente e pela

redução da demanda fruto do racionamento.

O objetivo deste tópico é realizar um diagnóstico quantitativo objetivo acerca da viabilidade

do negócio. Para tal, inicialmente serão apresentadas a metodologia e as principais premissas

adotadas no valuation. Posteriormente, será apresentado o resultado da análise no então

denominado cenário padrão, que consiste na projeção de um fluxo de caixa calcado nas condições

atuais (fevereiro de 2003). Além disso, será feita uma análise de sensibilidade de modo a identificar

os fatores que possuem maior influência no negócio. Finalmente, serão analisados mais dois

cenários, através da simulação dos fatores indicados pela análise de sensibilidade como críticos.

3.1 – Metodologia

A metodologia utilizada na análise de viabilidade do negócio será a denominada “Enterprise

Discounted Cash Flow Model - DCF” [14]. O DCF mensura o valor operacional da

empresa/negócio, através do desconto do fluxo de caixa projetado pelo custo médio ponderado de

capital (WACC), e então subtrai o total das dívidas contraídas para a obtenção do valor líquido

criado, se o resultado for positivo, ou destruído, em caso de saldo negativo.

Em resumo, haverá criação de valor se o retorno do capital investido for superior ao custo de

capital, que é o custo de oportunidade do investidor.

O fluxo de caixa operacional líquido equivale ao lucro operacional líquido após os impostos

(NOPLAT – Net Operating Profits Less Adjusted Taxes), acrescidos das contas que não afetam o

caixa (depreciação e amortização), subtraídos dos investimentos em ativos fixos e capital de giro.

Por último, ressalta-se que o DCF não incorpora contas financeiras.

3.2 – Principais Premissas

A análise de viabilidade está baseada em algumas premissas:

Contratação Total – Assume-se que a receita é constante ao longo dos anos, não sendo

considerada a possibilidade de aumento de receita através de atuação no mercado spot ou o

não recebimento em função de excesso de oferta;

28

Inflexibilidade – Não será considerada a possibilidade da usina se beneficiar da operação

flexível, ou seja, não são apuradas reduções de custo nos períodos em que o preço da

energia no mercado spot estiver inferior ao custo variável da planta.

Correção Contratual – Assume-se que o preço da energia firmado em contrato (PPA) prevê

mecanismos de correção de modo a proteger contra desvalorização cambial e evolução

inflacionária. Não foi considerado descasamento de moeda devido ao período ser longo (20

anos).

Estrutura constante – O fluxo de caixa está suportado por uma estrutura técnica, comercial,

financeira e tributária, considerada constante ao longo da análise

Não foi considerado custo de hedge

3.3 – Ficha Técnica e Econômica da Planta

A tabela abaixo reúne os dados técnicos, comerciais, financeiros e tributários da planta em

análise.

Categoria Parâmetro Valor Unidade

Capacidade Instalada 500 MW

Fator de Disponibilidade 93 % Capacidade

Eficiência Térmica 6700 BTU/kWh

Vida Útil / Depreciação 20 Anos

Valor Residual 33 % Investimento

Investimento 600 US$/kW

O&M Fixo 24 US$/kW/ano

O&M Variável 1 US$/MWh

Encargos de Transmissão 10 US$/kW/ano

Tempo de construção 2 Anos

Desembolso 40(x-2) e 60(x-1) % Investimento

Técnica

Capital de Giro 3 % Receita Bruta

Preço da Energia 91,06 R$/MWh

Contratação 100 % Disponibilidade

Gás Natural 2,60 US$/MMBTU

Comercial

Câmbio 3,5 R$/US$

29

Capital Próprio 15 % ao ano

Capital de Terceiros 10 % ao ano

Financiamento 70 % Investimento

Estrutura de

Capital

WACC 9,1 % ao ano

IRPJ 25 % Lucro Operacional

CSSL 9 % Lucro Operacional

ICMS 0 % Receita Bruta

PIS/PASEP 0,65 % Receita Bruta

Cofins 3 % Receita Bruta

ANEEL 0,5 % Receita Bruta

Tributária

CPMF 0,38% % Receita Bruta

As principais notas sobre a ficha técnica e econômica da planta são:

A - Aspectos técnicos:

1 – O fator de disponibilidade considera as paradas e interrupções necessárias à manutenção

da planta e que reduzem a capacidade de produção de energia;

2 – A eficiência térmica representa o volume de gás natural consumido para a geração de

energia elétrica pela térmica;

3 – Valor residual representa o valor a ser recuperado pela planta após a utilização de 20 anos.

O percentual utilizado (33%) indica que algumas usinas podem atuar em um horizonte de 30 anos;

4 – O&M Fixo e Variável representam todos os custos operacionais e de manutenção

incorridos à planta, excluindo-se apenas os custos de transmissão e de combustível;

5 – Encargos de Transmissão consistem nos custos para a transmissão e distribuição de

energia que incidem sobre a unidade geradora;

B – Aspectos comerciais:

1 – O preço de energia consiste no valor normativo da energia elétrica para térmicas do

mesmo porte;

2 – Preço do gás natural deverá ser pago independente da sua utilização (take or pay)

Fonte: COMITÊ DE REVITALIZAÇÃO DO MODELO DO SETOR ELÉTRICO, Relatório de Progresso no. 2, Documento de Apoio K, 2002

PINHEL, ANTÔNIO CARLOS DA COSTA, “Simulação de uma Usina Térmica a Gás Natural: uma Análise Risco x Retorno”, Tese de

mestrado COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, 2000

30

C – Aspectos financeiros:

1 – Custo de capital próprio consiste no retorno exigido pelo acionista;

2 – Custo de capital de terceiros consiste no custo de financiamento junto às instituições

financeiras, geralmente o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES;

3 – Financiamento representa o nível de alavancagem;

4 – WACC (Weighted Average Cost of Capital) consiste no custo de capital médio

ponderado. É calculado através da seguinte equação:

WACC = (CP x %CP) + (CT x %CT)(1-IMP), onde

CP – Custo de Capital Próprio

%CP – Percentual de Capital Próprio

CT – Custo de Capital de Terceiros

%CT – Percentual de Capital de Terceiros

IMP – Impostos sobre Lucro Operacional (34%)

D – Aspectos tributários:

1 – Não foi considerado o ICMS, por ser um benefício comumente utilizado e considerado

nas avaliações de plantas do gênero;

3.4 Resultados Cenário Padrão

O primeiro cenário adotado consiste exatamente no ambiente caracterizado pelos dados

apresentados na ficha da planta. Com as premissas utilizadas e tais dados, a análise do negócio no

cenário padrão indica um prejuízo na operação da planta, da ordem de R$10MM ao ano, conforme

previsão de demonstrativo de resultado de exercício (DRE) seguinte.

Cabe notar que o DRE pode ser considerado constante no tempo, visto que a desvalorização

da moeda e a conseqüente variação de custos e receita, premissa da análise, levaria a uma variação

real nula no horizonte de análise considerado.

Observa-se a grande relevância do custo do combustível gás natural (cerca de R$248MM

ano), representando 76% do custo operacional da planta ou 67% da receita líquida.

31

O fluxo de caixa do negócio no mesmo cenário pode ser representado pela seguinte tabela.

Neste cenário, a planta levaria a um caixa líquido anual de R$43MM.

valores em R$MM

(=) Receita Bruta (R$MM) 370,9

(-) Impostos s/ Receita 13,5ICMS 0,0Cofins 11,1PIS/PASEP 2,4

(=) Receita Líquida 368,5

(-) Despesas Operacionais 325,4Custo O&M 56,3Gás Natural 248,4Taxa de Fiscalização 1,9Encargo (TUST e TUSD) 17,5CPMF 1,4

(=) EBITDA 43,1

(-) Depreciação 52,5

(=) EBIT -9,4

(-) Impostos 0,0

(=) NOPLAT -9,4

DRE - Cenário Padrão

valores em R$MM

Ano -1 Ano 0 Ano 1 ao 19 Ano 20(-) FLUXO DE CAIXA - SAÍDAS 126,0 200,1 0,0 -11,1

Investimento Capital Fixo 126,0 189,0 0,0 0,0

Capital de Giro 0,0 11,1 0,0 -11,1

(+) FLUXO DE CAIXA - ENTRADAS 0,0 0,0 43,1 389,6

NOPLAT 0,0 0,0 -9,4 -9,4

Depreciação 0,0 0,0 52,5 52,5

Valor Residual 0,0 0,0 0,0 346,5

(=) FLUXO DE CAIXA - LÍQUIDO -126,0 -200,1 43,1 400,8

Cash Flow - Cenário Padrão

32

O valor presente líquido do fluxo de caixa operacional acima representado é de R$106MM.

Entretanto, considerando o financiamento realizado o de R$735MM, o negócio passa a representar

uma destruição de valor de R$629MM.

A análise de viabilidade também verificou que a tarifa que viabilizaria o investimento em

uma usina térmica é de 33,90 US$/MWh, neste cenário. Enquanto que a tarifa atual é de U$26,00

no câmbio considerado. Cabe notar que esta tarifa independe da própria cotação do dólar, visto que

todos os componentes do fluxo de caixa estão atrelados à moeda norte-americana.

Considerando este cenário, cabe ao Governo implementar algumas alternativas para viabilizar

as térmicas a gás natural no curto prazo de modo a aumentar a oferta de oferta de energia e a

confiabilidade do sistema, como: i)aumentar o valor normativo das térmicas para U$34/MWh;

ii)subsidiar o preço do gás natural, por exemplo, através da Petrobras; iii)criar algum mecanismo

temporário de subsidio às térmicas, a ser recolhido pelas demais empresas do setor; iv) ou

incentivar o uso otimizado das térmicas a gás natural via co-geração, de modo a reduzir o custo da

energia gerada.

Figura 21 - Criação (Destruição) de Valor no NegócioR$MM

(735)

106

(629)

VPL Operacional Debt Valor do Negócio

33

3.5 – Análise de Sensibilidade

A análise de sensibilidade tem como objetivo identificar quais são os fatores que apresentam

maior impacto no fluxo de caixa do negócio. Para tal, variou-se em 10% os dados comerciais e

financeiros considerados no fluxo de caixa do cenário padrão, identificando-se a variação no valor

criado/destruído no negócio. A tabela a seguir reúne os resultados da análise.

Análise de Sensibilidade – Cenário Padrão

A taxa cambial é o fator que mais impacta o negócio. Isso é explicado pelo fato de os gastos

de investimento, o custo com combustível e demais custos operacionais serem baseados em dólar,

enquanto que a receita se dá em moeda nacional.

A tarifa é o segundo fator de maior impacto no negócio, pois afeta diretamente a receita

estabelecida no contrato da planta.

O combustível é o terceiro fator, basicamente por representar mais de ¾ dos custos

operacionais.

Sensibilidade Dólar4,55 4,20 3,85 3,50 3,15 2,80 2,45

(1724,6) (1359,5) (994,5) (629,4) (343,6) (84,2) 175,2

Sensibilidade Tarifa63,74 72,85 81,95 91,06 100,17 109,27 118,38

(1535,7) (1233,6) (931,5) (629,4) (403,9) (204,8) (5,7)

Sensibilidade GN3,38 3,12 2,86 2,60 2,34 2,08 1,82

(1247,4) (1041,4) (835,4) (629,4) (467,0) (331,1) (195,1)

Sensibilidade % Financiado49,0% 56,0% 63,0% 70,0% 77,0% 84,0% 91,0%

(675,5) (662,2) (646,9) (629,4) (609,5) (587,1) (561,8)

Sensibilidade CT13,0% 12,0% 11,0% 10,0% 9,0% 8,0% 7,0%

(677,0) (662,2) (646,4) (629,4) (611,2) (591,8) (570,9)

Sensibilidade CP19,5% 18,0% 16,5% 15,0% 13,5% 12,0% 10,5%

(675,9) (661,4) (645,9) (629,4) (611,7) (592,8) (572,6)

VPL (R$MM)

VPL (R$MM)

VPL (R$MM)

VPL (R$MM)

VPL (R$MM)

VPL (R$MM)

(R$)

(R$)

(US$)

(%a.a)

(%a.a)

34

O nível de alavancagem aparece em quarto, seguido de perto pelos custos de capital de

terceiros e próprio.

A figura abaixo representa graficamente a análise de sensibilidade. Estabeleceu-se um ponto

P, que indica o valor utilizado no cenário padrão para cada fator, e sobre ele foi aplicada a variação

de 10%, positiva e negativa.

3.6 – Outros Cenários

Com o objetivo de realizar a análise de viabilidade da planta sob condições ambientais

distintas e em função das condições atuais se mostrarem extremamente desanimadoras, foram

estabelecidos mais dois cenários: o otimista e o agressivo.

Para tal, buscou-se variar apenas os principais fatores identificados na análise de sensibilidade

como os de maior impacto no fluxo de caixa: o câmbio, a tarifa, o preço do combustível e

percentual de financiamento.

Para o cenário otimista considerou-se uma variação de 10% em relação aos valores dos

fatores acima listados, utilizados no cenário padrão, sempre de modo a impactar positivamente a

análise, ou seja, redução do dólar e do preço do gás e aumento da receita e do percentual financiado.

No cenário agressivo, variou-se em mais 10% em relação à base do cenário padrão.

Fig 22 - Análise de Sensibilidade

(2000,0)

(1500,0)

(1000,0)

(500,0)

0,0

500,0

P-30% P-20% P-10% P P+10% P+20% P+30%

Valor do Negócio R$MM

Dólar

Tarifa

GN

% Debt

35

Premissas dos Cenários

Premissas Cenário Padrão Cenário Otimista Cenário Agressivo

Dólar (R$) 3,50 3,15 2,80

Tarifa Energia (R$) 91,06 100,17 109,27

Preço Gás Natural (US$) 2,60 2,34 2,08

Financiamento (%) 70% 77% 84%

3.6.1 – Cenário Otimista

Com as premissas utilizadas e os dados da planta, a análise do negócio no cenário otimista

indica um lucro na operação da planta, da ordem de R$57,4MM ao ano, conforme DRE abaixo.

valores em R$MM





(=) EBITDA 134,2


(=) EBIT 87,0

(-) Impostos 29,6

(=) NOPLAT 57,4

DRE - Cenário Otimista

36

O fluxo de caixa do negócio no cenário otimista pode ser representado pela seguinte tabela.

Neste cenário, a planta levaria a um caixa líquido anual de R$105MM.

O valor presente líquido do fluxo de caixa operacional acima representado é de R$750MM.

Um valor bem superior ao encontrado no cenário padrão. Neste caso, já ocorre criação de valor, da

ordem de R$22,5MM, ao considerarmos os empréstimos de R$728MM requeridos. Logicamente a

decisão quanto à entrada ou não no negócio caberia ao investidor, mas tratar-se-ia de um negócio

rentável considerando as condições utilizadas.

valores em R$MM



Capital de Giro 0,0 12,2 0,0 -12,2


NOPLAT 0,0 0,0 57,4 57,4

Depreciação 0,0 0,0 47,3 47,3



Cash Flow - Cenário Otimista

valores em R$MM

VPL Operacional 750,2

Debt (Financiamento) 727,7

VPL Líquido 22,5

Valor - Cenário Otimista

37

3.6.2 – Cenários Agressivo

No cenário mais otimista ainda, denominado agressivo, a análise do negócio indica um lucro

na operação da planta da ordem de R$118MM ao ano.

O fluxo de caixa do negócio em tal cenário pode ser representado pela seguinte tabela. Neste

cenário, a planta levaria a um caixa líquido anual de R$160MM.

valores em R$MM





(=) EBITDA 220,3


(=) EBIT 178,3

(-) Impostos 60,6

(=) NOPLAT 117,7

DRE - Cenário Agressivo

valores em R$MM



Capital de Giro 0,0 13,4 0,0 -13,4


NOPLAT 0,0 0,0 117,7 117,7

Depreciação 0,0 0,0 42,0 42,0



Cash Flow - Cenário Agressivo

38

O valor presente líquido do fluxo de caixa operacional acima representado é de R$1376MM,

o que leva a uma criação de valor de R$671MM ao considerarmos os empréstimos de R$706MM

requeridos. Neste cenário, o negócio em questão apresenta uma atratividade bastante grande.

Criação/Destruição de Valor nos Cenários Adotados

Premissas Cenário Padrão Cenário Otimista Cenário Agressivo

Dólar (R$) 3,50 3,15 2,80

Tarifa Energia (R$) 91,06 100,17 109,27

Preço Gás Natural (US$) 2,60 2,34 2,08

Financiamento (%) 70 77 84

Criação de Valor (R$MM) (629,4) 22,5 670,6

A tabela acima resume o tópico. Os principais fatores que impactam o negócio são o dólar, a

tarifa, o preço do gás natural e por último, a alavancagem financeira.

A opção de se construir a termelétrica levaria a uma destruição de valor da ordem de

R$629MM nas condições atuais. Um cenário um pouco mais favorável, denominado otimista, já

torna o negócio viável, exigindo muita eficiência na construção e na operação por apresentar uma

pequena margem de erro. Por último, uma valorização mais forte do real frente ao dólar, o aumento

da tarifa de energia, a consolidação do mercado de gás e a conseqüente queda de preço e uma

alavancagem agressiva podem levar a uma criação de valor de R$670,00MM.

valores em R$MM

VPL Operacional 1.376,2

Debt (Financiamento) 705,6

VPL Líquido 670,6

Valor - Cenário Agressivo

39

CONCLUSÃO

No atual contexto do setor elétrico nacional brasileiro, a construção de usinas térmicas a gás

natural por instituições de capital privado não se justifica economicamente. Entretanto, esta opção

de geração de energia elétrica tende a se justificar no médio prazo.

A desvalorização cambial, as indefinições regulatórias, as incertezas quanto ao

desenvolvimento do mercado de gás natural, o retrocesso na demanda após a crise de abastecimento

em 2001 e a força da geração hidráulica são os grandes fatores que inviabilizam o negócio no curto

prazo.

Todavia, o interesse do governo em consolidar o mercado de gás natural (e as térmicas são

um consumo-âncora de formação do mercado de GN), a carência por investimentos de capital

privado, a tendência de encarecimento da opção hidrelétrica no médio prazo, e a demanda reprimida

são fatores que corroboram com a afirmação de que a opção termelétrica tenda a se viabilizar no

médio prazo.

Mesmo no curto prazo, alguns distribuidores poderão utilizar-se da geração termelétrica por

questões de segurança, fator que pode justificar a realização de contratos (PPA’s) com preços

superiores aos praticados no mercado. Além disso, o investidor deve procurar a mitigação de riscos

através de parcerias com a Petrobras, principal player do negócio termeletricidade e que apresenta

grande geração de caixa e direcionamento estratégico no setor elétrico.

No cenário padrão, o valuation indicou que o break-even price da energia suprida pelas

térmicas a gás natural é U$34,00/MWh. Para que o Governo efetivamente consiga a participação do

capital privado na construção de térmicas, com o intuito de atuar em conjunto com o parque

hidrelétrico e desenvolver o mercado de gás natural, será necessário o aumento do preço da energia

das térmicas, a redução do preço do gás, a criação de subsídios para as usinas térmicas

(financiamento, por exemplo) ou o aumento da eficiência das térmicas via co-geração.

A análise de sensibilidade indicou que a taxa de câmbio é o fator de maior impacto no

negócio, seguido pela tarifa e pelo preço do gás natural.

Por último, os cenários otimistas e agressivos elaborados indicaram que as térmicas podem

ser viáveis. Uma valorização mais forte do real frente ao dólar, o aumento da tarifa de energia, a

consolidação do mercado de gás e a conseqüente queda de preço e uma alavancagem agressiva

podem levar a uma criação de valor de R$670,00MM.

40

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Documents

Viabilidade de Usinas Termelétricas a Gás Natural no atual contexto do Setor Energético Nacional