Formação de custos e preços de geração e transmissão de

Transcrição

PROJETO DE P&D “PANORAMA E ANÁLISE
COMPARATIVA DA TARIFA DE ENERGIA ELÉTRICA
DO BRASIL COM TARIFAS PRATICADAS EM PAÍSES
SELECIONADOS, CONSIDERANDO A INFLUÊNCIA DO
MODELO INSTITUCIONAL VIGENTE”
RELATÓRIO V – FORMAÇÃO DE CUSTOS E PREÇOS
DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA
JANEIRO / 2015
Projeto de P&D CPFL / GESEL (SRE / ANEEL)
APRESENTAÇÃO
Como se compara a tarifa de energia elétrica no Brasil com a praticada em outros
países?
Conforme sublinhado no primeiro Relatório desse Projeto de P&D, esta é uma
pergunta frequentemente levantada no Brasil em anos recentes.
No presente Documento, quinto Relatório de Projeto, pretende-se desenvolver
subsídios para permitir analisar os resultados de comparação entre tarifas de países
distintos, de modo a entender razões que expliquem diferenças tarifárias, analisandose a questão desde o ponto de vista dos formadores de custos e preços de dois dos
mais importantes componentes da tarifa do Consumidor final, quais sejam, os custos
de geração e de transmissão de energia elétrica e seu rebatimento nos preços desses
componentes que, efetivamente, irão atuar como formadores da tarifa.
Nessa perspectiva, o foco do presente Relatório está centrado no desenvolvimento da
base conceitual da formação dos custos (e preços) de geração e transmissão,
associados aos Sistemas de Potência que garantem o suprimento do mercado
consumidor de cada País.
De posse do racional de formação dos custos e preços desses dois importantes
segmentos da indústria elétrica, objetiva-se realizar uma análise comparativa das
tarifas residenciais e industriais dos países levantados no decurso do atual Projeto,
acrescentando-se uma “análise - diagnóstico” dessas diferenças, tendo como alicerce
o arcabouço conceitual desenvolvido na etapa de prospecção metodológica ora
finalizada.
2
________________________________________________________________________________________
P&D de Tarifas Internacionais: Produto 5 – Formação de Custos e Preços de Geração e Transmissão
RELATÓRIO V – Formação de custos e preços de geração e transmissão de
energia elétrica acionais
PROJETO DE P&D “PANORAMA E ANÁLISE COMPARATIVA DA TARIFA DE ENERGIA ELÉTRICA
DO BRASIL COM TARIFAS PRATICADAS EM PAÍSES SELECIONADOS, CONSIDERANDO A
INFLUÊNCIA DO MODELO INSTITUCIONAL VIGENTE”
SUMÁRIO
1
INTRODUÇÃO ............................................................................................. 10
1.1
Síntese e Objetivo ............................................................................................ 10
1.2
Determinantes dos Custos de Geração de Energia Elétrica ........................... 10
1.3
Determinantes dos Custos de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica
12
2
FORMAÇÃO DE CUSTOS DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA .................. 14
2.1
Custos na geração de energia elétrica ............................................................ 14
2.1.1
Custos globais .......................................................................................................14
2.1.2
Custos de investimento ........................................................................................15
2.1.3
Custos Marginais ..................................................................................................16
2.1.4
Custos financeiros ................................................................................................16
2.1.5
Custos operacionais..............................................................................................17
2.2
Composição global de custos na implantação de empreendimentos de Geração
de Energia Elétrica............................................................................................. 18
2.2.1
Considerações gerais ............................................................................................18
2.2.2
Custos na implantação de usinas hidroelétricas - UHE .........................................18
2.2.2.1 CARACTERIZAÇÃO DAS COMPONENTES DOS CUSTOS DE INVESTIMENTO EM HIDRELÉTRICAS................18
3
________________________________________________________________________________________
2.2.2.2 CUSTOS DE PROJETO - UHE ................................................................................................21
2.2.2.3 CUSTOS COM OBRAS CIVIS - UHE .........................................................................................22
2.2.2.4 CUSTOS COM EQUIPAMENTOS - UHE ....................................................................................22
2.2.2.5 CUSTOS FINANCEIROS - UHE...............................................................................................22
2.2.2.6 CUSTOS AMBIENTAIS - UHE................................................................................................23
2.2.2.7 CUSTOS COM ESTUDOS DE VIABILIDADE E INSTALAÇÃO DA INFRAESTRUTURA - UHE ..........................23
2.2.2.8 CUSTOS COM LINHAS DE TRANSMISSÃO PARA CONEXÃO DA USINA - UHE ...................................... 24
2.2.2.9 CUSTOS OPERACIONAIS - UHE.............................................................................................24
2.2.3
Custos na implantação de Usinas Termelétricas - UTE .........................................25
2.2.3.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS .................................................................................................... 25
2.2.3.2 CUSTOS DE PROJETO - UTE.................................................................................................27
2.2.3.3 CUSTOS COM INFRAESTRUTURA - UTE ..................................................................................27
2.2.3.4 CUSTOS COM EQUIPAMENTOS - UTE ....................................................................................27
2.2.3.5 CUSTOS FINANCEIROS - UTE ...............................................................................................28
2.2.3.6 CUSTOS AMBIENTAIS - UTE ................................................................................................29
2.2.3.7 CUSTOS COM LINHAS DE TRANSMISSÃO - UTE .........................................................................29
2.2.3.8 CUSTOS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO - UTE .......................................................................30
2.2.3.9 CUSTOS COM COMBUSTÍVEIS - UTE ......................................................................................30
2.2.4
Custos na implantação de usinas eólicas - EOL.....................................................31
2.2.4.1 CUSTOS DE PROJETO - EOL .................................................................................................33
2.2.4.2 CUSTOS COM INFRAESTRUTURA - EOL...................................................................................33
2.2.4.3 CUSTOS COM EQUIPAMENTOS - EOL.....................................................................................34
2.2.4.4 CUSTOS FINANCEIROS - EOL ...............................................................................................34
2.2.4.5 CUSTOS COM LINHAS DE TRANSMISSÃO - EOL .........................................................................35
2.2.4.6 CUSTOS OPERACIONAIS - EOL .............................................................................................36
2.2.4.7 ASPECTOS AMBIENTAIS - EOL .............................................................................................37
2.2.4.8 CUSTOS REGULATÓRIOS ..................................................................................................... 38
4
________________________________________________________________________________________
2.2.5
2.3
Abordagem comparativa ......................................................................................38
Comparação Econômica de Projetos de Geração ............................................. 40
2.3.1
Finalidade .............................................................................................................40
2.3.2
Custo Total de Geração ........................................................................................40
2.3.3
Custo Unitário de Geração e suas Componentes .................................................42
2.3.3.1 CÁLCULO DO CUSTO UNITÁRIO DE INVESTIMENTO..................................................................... 42
2.3.3.2 CÁLCULO DO CUSTO UNITÁRIO DE COMBUSTÍVEL (CUC) ...........................................................45
2.3.3.3 CÁLCULO DO CUSTO UNITÁRIO DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO ( CUO&M ) .................................46
2.3.4
Custos Unitários de Energia e Potência ................................................................46
2.3.5
Análise de sensibilidade do Custo Unitário de Geração em função da Potência
Instalada e do Fator de Capacidade para Usinas Hidrelétricas .............................48
2.3.6
Caso Exemplo de Comparação Econômica entre Projetos de Geração ................54
3
FORMAÇÃO DE CUSTOS DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELÉTRICA............. 57
3.1
Caracterização dos Custos de transmissão e distribuição de energia elétrica –
Custos Globais ................................................................................................... 57
3.2
Custos de Investimento..................................................................................... 57
3.2.1
Considerações Gerais ...........................................................................................58
3.2.1.1 ARRANJO FÍSICO DOS CONDUTORES......................................................................................58
3.2.1.2 MODALIDADE DE TRANSMISSÃO ..........................................................................................58
3.2.1.3 PERÍODO DE MATURAÇÃO DO EMPREENDIMENTO ...................................................................60
3.2.2
Custos de Projeto .................................................................................................61
3.2.3
Custos dos Componentes e equipamentos ..........................................................61
3.2.3.1 LINHAS DE TRANSMISSÃO ...................................................................................................61
3.2.3.2 SUBESTAÇÕES..................................................................................................................62
5
________________________________________________________________________________________
3.2.4
Terrenos e Faixas de Passagem (Servidão) ...........................................................62
3.2.4.2 SUBESTAÇÕES..................................................................................................................63
3.2.5
Obras Civis e Montagem ......................................................................................63
3.2.5.2 SUBESTAÇÕES..................................................................................................................63
3.2.6
Custos Financeiros ................................................................................................63
3.2.7
Custos Ambientais ................................................................................................64
3.3
Custos Operacionais .......................................................................................... 65
3.4
Metodologia para determinação aproximada de Custos de Sistemas de
Transmissão....................................................................................................... 66
3.4.1
Custos de Investimento em Equipamentos de Linhas de Transmissão.................66
3.4.2
Custo das Perdas em Transmissão........................................................................67
3.4.3
Custos de Transformadores e Auto-transformadores ..........................................68
3.4.4
Custos de Reatores ...............................................................................................69
3.4.5
Custo de Condensadores Série .............................................................................69
3.4.6
Custo de Subestações ...........................................................................................70
3.4.7
Condutor Econômico para uma Linha de Transmissão .........................................72
3.4.8
Limitações da Transmissão de Potência pelas Linhas ...........................................77
3.4.8.1 CAPACIDADE DE CORRENTE .................................................................................................77
3.4.8.2 QUEDA DE TENSÃO ...........................................................................................................79
3.4.8.3 ESTABILIDADE E LIMITAÇÃO DE POTÊNCIA DEVIDO À IMPEDÂNCIA DO SISTEMA ...............................79
4
AVALIAÇÃO DOS FATORES INFLUENTES NA FORMAÇÃO DOS CUSTOS E
PREÇOS DE GERAÇÃO E REDES DE TRANSPORTE ................................... 81
6
________________________________________________________________________________________
4.1
Considerações Gerais ........................................................................................ 81
4.2
Fatores Influentes na Formação dos Custos e Preços de Geração ................... 81
4.2.1
Tipo de Fonte Primária .........................................................................................81
4.2.2
Restrições Socioambientais (Legislação Ambiental) .............................................82
4.2.3
Restrições Operativas ...........................................................................................82
4.2.4
Tributação ............................................................................................................83
4.2.5
Origem dos Insumos (nacional / importado) e Regime Cambial ..........................84
4.2.6
Custo de Oportunidade de Capital .......................................................................85
4.2.7
Disponibilidade de Financiamentos a taxas diferenciadas ...................................87
4.2.8
Subsídios / Incentivos setoriais ............................................................................88
4.2.9
Política de Combustível ........................................................................................88
4.2.10 Porte do Mercado x nível de competição entre fornecedores de bens e
serviços ................................................................................................................88
4.2.11 Parque industrial existente no País (novo x sucateado e porte) ...........................89
4.2.12 Industrialização (tendências) ................................................................................89
4.2.13 Evolução Tecnológica x nível de automação dos empreendimentos ...................89
4.2.14 Infraestrutura existente .......................................................................................90
4.2.15 Fator de Carga do Mercado x Fator de Capacidade ..............................................90
4.2.16 Critério de Garantia de Suprimento / Confiabilidade ...........................................90
4.2.17 Política Energética ................................................................................................91
4.2.18 Parcela da produção destinada a mercado interno e parcela destinada à
exportação. ..........................................................................................................91
7
________________________________________________________________________________________
4.2.19 Proximidade das Fontes principais aos centros de carga do sistema ...................92
4.3
Fatores Influentes na Formação dos Custos e Preços de Transporte de Energia
Elétrica ............................................................................................................... 92
4.3.1
Distâncias médias envolvidas no desenvolvimento dos corredores de transmissão
e Distribuição .......................................................................................................92
4.3.2
Densidade de carga dos subsistemas atendidos pelas redes de transmissão e
distribuição...........................................................................................................93
4.3.3
Modalidade de transmissão (aérea x subterrânea) ..............................................93
4.3.4
Níveis de tensão característicos ...........................................................................93
4.3.5
Legislação ambiental. ...........................................................................................94
4.3.6
Existência de regiões protegidas ao longo das rotas ............................................94
4.3.7
Permissão ou não para uso da faixa de passagem (Servidão) ..............................94
4.3.8
Carga de Vento .....................................................................................................94
4.3.9
Custo de Oportunidade de Capital .......................................................................95
4.3.10 Origem dos Insumos (nacional x importado) ........................................................95
4.3.11 Regime Cambial ....................................................................................................95
4.3.12 Nível de competição (insipiente x acirrada) .........................................................96
4.3.13 Equipamentos (cadeia industrial) .........................................................................96
4.3.14 Evolução Tecnológica na transmissão propriamente dita e no parque
industrial ..............................................................................................................96
4.3.15 Infraestrutura .......................................................................................................96
4.3.16 Existência de mão de obra qualificada para construção e operação das Linhas de
Transmissão e Subestações ..................................................................................97
4.3.17 Nível de automação dos Sistemas ........................................................................97
8
________________________________________________________________________________________
5
ATRIBUTOS DE CUSTOS DE EMPREENDIMENTOS E EXEMPLOS DE
APLICAÇÃO NO DISGNÓSTICO DA DIFERENÇA DE NÍVEL TARIFÁRIO
ENTRE PAÍSES .......................................................................................... 99
5.1
Introdução ......................................................................................................... 99
5.2
Recursos naturais. ............................................................................................. 99
5.2.1
Hidroeletricidade ................................................................................................102
5.2.2
Termoeletricidade ..............................................................................................103
5.2.3
Nuclear- urânio...................................................................................................105
5.2.4
Energia Eólica e Solar .........................................................................................109
5.3
Legislação Ambiental....................................................................................... 112
5.4
Restrições Operacionais .................................................................................. 114
5.5
Câmbio ............................................................................................................ 116
5.6
Custos de Oportunidade do Capital. ............................................................... 116
5.7
Políticas Publicas. ............................................................................................ 117
5.8
Porte do mercado e nível de competição entre agentes................................ 118
5.9
Qualidade e atualidade do parque de infraestrutura ..................................... 119
5.10 Contexto da Industrialização do País .............................................................. 121
5.11 Observações finais. ......................................................................................... 122
6
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................ 123
9
________________________________________________________________________________________
1 INTRODUÇÃO
1.1
Síntese e Objetivo
Esse documento compreende o quinto Relatório previsto no Projeto de P&D
“Panorama e Análise comparativa da Tarifa de Energia Elétrica do Brasil com Tarifas
praticadas em Países Selecionados, considerando a influência do Modelo
Institucional vigente” (Produto 1).
O objetivo do presente Projeto de P&D se resume em desenvolver e aplicar uma
metodologia robusta e consistente, de forma a permitir uma análise comparativa
adequada das tarifas de energia elétrica praticadas internacionalmente, apresentando
as principais causas das discrepâncias verificadas.
Essa análise comparativa também tem a finalidade de explicitar as reais causas das
diferenças existentes entre as tarifas pagas pelo consumidor final no Brasil quando
comparado com outros países. Finalmente, se pretende, ao desenvolver estas
contribuições, criar condições para que ocorra o aprimoramento do processo de
concepção de tarifas de energia elétrica no Brasil
Com relação ao Relatório de Produto V, seu objetivo principal é discutir do ponto de
vista comparativo, as tarifas de energia elétrica das classes de consumo residencial e
industrial, buscando a explicitação da formação dos custos e seu rebatimento na
formação dos preços e/ou tarifas de geração e transmissão de energia elétrica, de
modo a entender os fundamentos que expliquem diferenças tarifárias importantes que
tenham sido encontradas na análise tarifária prospectiva reportada no Relatório III,
sempre tendo em vista que estes desenvolvimentos tem elevado potencial de
aplicabilidade futura no Brasil.
1.2
Determinantes dos Custos de Geração de Energia Elétrica
A vertente metodológica, referente aos determinantes dos custos de geração de
energia elétrica, compreende os itens que serão primeiramente conceituados para fins
de definição da própria sistemática para diagnóstico das diferenças tarifárias, em
função dos parâmetros de formação de custo.
Nesse âmbito de premissas, os custos de geração serão inicialmente esquadrinhados a
partir dos seus formadores básicos, quais sejam, (i) os custos de investimento e (ii) os
custos de operação e (iii) os custos de manutenção fixos e variáveis.
10
________________________________________________________________________________________
Depois de avançar nos componentes básicos da formação dos custos de geração de
energia elétrica, serão elencados e discutidos Fatores Influentes na formação dos
custos, de forma a permitir dispor dos subsídios básicos e fundamentais para explicar
as diferenças entre custos de geração quando se compara os componentes da tarifa
de cada País.
Os fatores a serem enfocados no seguimento desse Relatório e que influem de forma
importante na formação final dos custos de geração, são citados a seguir e serão
melhor caracterizados em Capítulo específico.
i.
Tipo de Fonte Primária
ii.
Restrições Sócio Ambientais (Legislação Ambiental)
iii.
Restrições Operativas
iv.
Tributação
v.
Origem dos Insumos (nacional / importado)
vi.
Custo de Oportunidade de Capital
vii.
Regime cambial
viii.
Disponibilidade de Financiamentos a preços diferenciados
ix.
Subsídios / Incentivos setoriais
x.
Políticas de Combustível
xi.
Porte do Mercado x nível de competição
xii.
Parque industrial existente no País (novo x obsoleto - podendo estar mal ou
bem conservado - e porte)
xiii.
Industrialização (tendências)
xiv.
Evolução Tecnológica x nível de automação dos empreendimentos
xv.
Infraestrutura existente
xvi.
Fator de Carga do Mercado x Fator de Capacidade
11
________________________________________________________________________________________
xvii.
Critério de Garantia de Suprimento / Confiabilidade
xviii.
Política Energética
xix.
Parcela da produção destinada a mercado interno e parcela destinada à
exportação.
xx.
Parcela de importação destinada ao atendimento do mercado interno.
xxi.
Preços e volumes de importações e exportações.
xxii.
Proximidade das Fontes principais aos centros de carga do sistema
Por óbvio, que na aplicação de tais conceitos para explicar diferenças de custos de
geração importantes, entre países distintos, o nível de qualidade e detalhamento das
informações pode não permitir uma perfeita identificação da influência de todos esse
fatores, impondo a que se recorra a adequadas agregações / simplificações na análise
e diagnóstico dessas diferenças.
1.3
Determinantes dos
Energia Elétrica
Custos de Transmissão e Distribuição de
Por seu turno, os Custos de Transmissão e Distribuição serão também subdivididos nas
componentes de (i) custos de investimento; (ii) custos de operação e manutenção.
Também, de forma similar àquela desenvolvida para tratar a formação dos Custos de
Geração, serão identificados e caracterizados fatores influentes na formação dos
custos de transmissão, podendo-se citar a princípio a relação que se segue.
i.
Distâncias médias envolvidas no desenvolvimento dos corredores de
transmissão e Distribuição
ii.
Densidade de carga dos subsistemas atendidos pelas redes de transmissão
iii.
Modalidade de transmissão (aérea x subterrânea)
iv.
Níveis de tensão característicos
v.
Legislação ambiental.
vi.
Existência de regiões protegidas ao longo das rotas
12
________________________________________________________________________________________
vii.
Permissão ou não para uso da faixa de passagem (Servidão)
viii.
ix.
Origem dos Insumos (nacional x importado)
x.
Regime Cambial
xi.
Nível de competição (insipiente x acirrada)
xii.
Equipamentos (cadeia industrial)
xiii.
Evolução Tecnológica na transmissão propriamente dita e no parque industrial.
xiv.
Infraestrutura
xv.
Existência de mão de obra qualificada para construção e operação das Linhas
de Transmissão e Subestações
xvi.
Nível de automação dos Sistemas
Em um trabalho dessa envergadura, da mesma forma que no caso da formação de
custos de geração, pode haver dificuldade de reconhecimento de todos esses fatores,
para efeito de diagnóstico de diferenças importantes de custo de transmissão entre
países, impondo que se recorra a agregações / simplificações.
13
________________________________________________________________________________________
2 FORMAÇÃO DE CUSTOS DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Nesse Capítulo, discute-se a formação dos Custos de Geração de Energia Elétrica, a
partir de seus conceitos básicos, já que a formação de preços, nos sistemas
desregulados, de toda forma se embasa na formação de custos, enquanto que nos
sistemas regulados no segmento de geração, a formação das tarifas também se
embasa nos custos para a definição de montantes a serem reconhecidos nas tarifas.
Para tanto, inicia-se com os conceitos necessários para permitir uma comparação de
Projetos de Geração entre si, para efeito de tomada de decisão no âmbito de estudos
de Planejamento da Expansão, para na sequência focar a formação de custos de
geração hidrelétrica; termelétrica e; fontes renováveis. Fixada uma base conceitual
sólida, discute-se em seguida os “Fatores Influentes dos Custos de Geração”, onde se
contempla uma série de Fatores, já citados no Capítulo de “Introdução”, que afetam os
custos de referência de geração e condicionam efetivamente os custos a serem de fato
praticados no mercado.
2.1
Custos na geração de energia elétrica
2.1.1
Custos globais
Em geral, a geração de energia elétrica pode ser obtida a partir de várias fontes
tecnológicas, cada uma associada a distintos custos de implantação dos
empreendimentos, os quais irão determinar a competitividade relativa entre
diferentes Projetos, conforme se ilustra através de um Caso Exemplo ao final desse
Capítulo.
Para Fortunato et al (1990) o planejamento do sistema de geração abrange aspectos
econômicos e de garantia de atendimento ao mercado que refletem o “trade-off”
entre a qualidade do serviço obtido e seu custo. Coloca ainda que os componentes
fundamentais dos custos de uma usina são:

Investimento na usina: representa o capital empregado para implantar o Projeto;

Juros durante a construção da usina: representa o custo de oportunidade do capital no
período que antecede a geração de receitas;

Investimento em transmissão associado à usina;

Juros durante a construção da transmissão;

Operação e manutenção na usina: são os custos de exploração da usina;

Custos de combustível: representa as despesas com combustível, sendo parcela
importante dos custos de usinas termoelétricas. No caso de hidroelétricas podem
14
________________________________________________________________________________________
representar o pagamento de direitos pela utilização da água (royalties).
Reis (2011) enfatiza também essa mesma situação, colocando que os custos na
geração são extremamente relevantes na formação do preço global de energia do
Sistema, sendo, portanto, imprescindível uma análise de suas características em
função dos diversos tipos de usinas e suas condições operativas.
Para Martins (2001), a integração de custos de qualquer projeto é o resultado de um
alinhamento entre o processo de gestão dos custos e o processo de gestão da empresa
como um todo. A previsão do custo da construção de uma usina geradora de
eletricidade é necessária e de muita importância antes do planejamento e elaboração
de projetos e deve ser usado como um instrumento de suporte à tomada de decisão
pelo empreendedor.
Fundamentalmente além da previsão inicial dos custos, quanto mais longos forem os
prazos de maturação do projeto e construção de uma usina elétrica, maiores serão as
possibilidades de que alterações econômicas e tecnológicas comprometam os custos
inicialmente previstos para execução do empreendimento. Outro entrave são as
exigências ambientais, sendo relativamente frequente o fato de que a legislação sobre
o meio ambiente, vem afetando alguns cronogramas de obra com leis antipoluição e
regulamentações para diminuição do impacto ambiental de modo geral. Em alguns
casos a implantação de metas com relação aos custos previstos na obra, é excedida em
função de aspectos legislativos, regulatórios, financeiros e institucionais do controle e
da preservação ambiental.
2.1.2
Custos de investimento
No caso da geração de energia elétrica, os custos de investimento são distribuídos
durante a construção do projeto e compreendem os desembolsos nesse período, pelo
que também devem ser considerados os juros da construção, conforme se detalhará
posteriormente. De forma simples a parcela relativa aos custos de investimento pode
ser calculada pela seguinte fórmula:
CI = I x FRC / (PI x FCMáx x 8.760)
Em que:
I = Investimento considerando os juros durante a construção;
PI = Potência instalada (MW)
FCMáx = Fator de capacidade máximo contínuo da usina, que representa a relação entre a
energia média máxima que pode ser produzida no período crítico do Sistema e a
energia teórica máxima que poderia ser produzida operando a usina na base de carga
com a potência instalada;
15
________________________________________________________________________________________
8.760 = número de horas no ano;
FRC = Fator de recuperação do capital.
Nesta equação pode-se entender a importante relação existente entre o custo do
investimento e o fator de capacidade de uma dada usina. O fator de capacidade
máximo define a chamada Energia Garantida (ou Garantia Física), definição aplicável
ao caso brasileiro, ou ainda a Energia Firme do empreendimento, influenciando
fortemente a expectativa de receita do investidor pela produção de energia elétrica.
2.1.3
Custos Marginais
Para a produção de energia elétrica, o custo marginal pode ser conceituado como o
acréscimo de custo total no sistema de geração para abastecer um acréscimo do
mercado de energia elétrica. Em termos de maior rigor matemático, o custo marginal
seria a derivada da função Custo Total de Produção em relação ao Mercado Atendido.
Segundo Fortunato et al (1990) o sistema de geração se caracteriza por três tipos
distintos de custos marginais: curto prazo, longo prazo e de muito longo prazo,
conforme segue.
 Custo Marginal de Curto Prazo, ou Custo Marginal de Operação, é o acréscimo de
custo por unidade de energia produzida, incorrido ao se atender a um acréscimo
de carga no sistema através dos meios já existentes, isto é, sem adicionar novas
fontes geradoras ao mesmo.
 O Custo Marginal de Longo Prazo, ou Custo Marginal de Expansão, é o acréscimo
de custo por unidade de energia produzida, incorrido ao se atender um acréscimo
de carga no sistema através da operação mais intensa do sistema, mas permitindo
a incorporação de novos recursos de geração.
 O Custo Marginal de Muito Longo Prazo representa o valor presente dos custos
marginais futuros de expansão do sistema em um horizonte de 30 anos.
Pode-se demonstrar matematicamente que se o sistema estiver em equilíbrio, o Custo
Marginal de Expansão será igual ao Custo Marginal de Operação, caracterizando que o
sistema opera no ponto de custo médio mínimo (Bitu R., Born P.H.S.; 1993).
2.1.4
Custos financeiros
O custo financeiro é considerado um aspecto de importância crucial para definição da
atratividade econômica dos empreendimentos de geração de energia elétrica, sendo
que a lenta maturação dos investimentos acarreta um nível de risco considerável de
16
________________________________________________________________________________________
que a rentabilidade efetiva de um Projeto se afaste da rentabilidade planejada,
definida no âmbito dos estudos de viabilidade econômica do Projeto.
Para o investidor, o rendimento derivado da venda da produção só permitirá a
recuperação do capital aplicado depois de alguns anos (vida útil econômica do
Projeto). O retorno do capital investido dependerá do tipo de usina e do porte do
empreendimento.
Há que se ressaltar que uma usina hidroelétrica leva em média de 5 a 8 anos para ser
construída, exigindo ainda investimentos antecipados, antes do início da construção,
em estudo e viabilidade do projeto. Estes fatores levam a custos financeiros adicionais,
juros do capital ainda não remunerado, denominados juros durante a construção que,
dependendo do porte da usina, podem variar consideravelmente com relação ao custo
total da obra.
Em compensação ao alto custo financeiro na construção de usinas de geração elétrica,
a produção de receita de uma usina é garantida economicamente a longo prazo,
podendo alcançar um período de 30 a 50 anos para usinas hidroelétricas, sendo
tipicamente 30 anos para as termoelétricas e 20 anos para as usinas eólicas. Assim, a
visão do investidor está centrada no retorno do capital investido, que deve ser
recuperado durante um longo período.
2.1.5
Custos operacionais
Os custos operacionais representam os desembolsos realizados para cobertura dos
custos com combustível, pessoal, material, serviços e outras despesas, necessários ao
funcionamento dos equipamentos e instalações do sistema de produção.
Silva (2005) coloca a definição de custo operacional como o custo de todos os recursos
de produção que exigem desembolso por parte da empresa para sua recomposição.
Esquematicamente, o custo operacional compõe-se de todos os itens de custo
considerados variáveis, com adição de uma parcela dos custos fixos.
Na geração de energia elétrica, em períodos de hidrologias favoráveis, as
hidroelétricas permitem reduzir os custos operacionais do sistema elétrico,
economizando combustível e, quando em hidrologias desfavoráveis, as termoelétricas
são acionadas na base de carga, aumentando fortemente os custos operacionais do
Sistema, afim de proporcionar segurança operativa e garantia de atendimento ao
mercado consumidor.
Segundo Reis (2011), para as usinas térmicas o custo operacional é influenciado
diretamente pelo consumo de combustível, sendo que o montante de recursos
17
________________________________________________________________________________________
financeiros associado pode representar até 60% do custo de geração (ou mais,
dependendo do combustível) e define o nível de produção da usina quando integrada
ao Sistema Interligado.
O custo operacional fica, então, em grande parte, dependente do preço do
combustível e do nível de produção da usina. Os custos operacionais também são
relacionados a outros fatores como, por exemplo, a indisponibilidade de unidade
geradora por paradas não programadas.
2.2
Composição global de custos na implantação de empreendimentos
de Geração de Energia Elétrica
2.2.1
Considerações gerais
Nesta etapa do trabalho serão apresentados os custos envolvidos na implantação dos
três dos principais tipos de fontes de geração de energia elétrica. Na sequência
apresenta-se em detalhe (i) os custos para implantação de uma usina hidroelétrica; (ii)
os custos para implantação de termoelétricas; (iii) os custos para implantação das
usinas eólicas; sendo que ao final se expõe de forma sucinta, e com finalidade
meramente ilustrativa, um comparativo entre essas três opções tecnológicas para
geração de energia elétrica, com base em dados referentes ao sistema brasileiro.
Para avaliar o custo de cada empreendimento, optou-se por caracterizar o custo de
implantação como quociente entre o investimento total e a potência instalada, sendo
expresso em R$/kW ou ainda, em termos de custo anual de investimento, em
R$/kW.ano.
2.2.2
Custos
na
implantação
de
usinas
hidroelétricas - UHE
2.2.2.1
CARACTERIZAÇÃO DAS COMPONENTES DOS CUSTOS DE INVESTIMENTO EM HIDRELÉTRICAS
O objetivo deste item é apresentar o critério adotado pelos investidores na
determinação do custo na construção de uma usina hidroelétrica. Para isso, devem-se
conhecer algumas particularidades deste tipo de empreendimento.
Os investimentos diretos numa construção de usina hidroelétrica, normalmente
alternam de 30 a 72 meses, com média por volta de 40 meses, desconsiderando
eventuais interrupções no cronograma de desenvolvimento do projeto.
18
________________________________________________________________________________________
Como já mencionado anteriormente, as usinas hidroelétricas exigem consideráveis
investimentos para sua implantação, caracterizando-se por um longo prazo de
maturação para implantação do Projeto. O montante a investir, como em qualquer
outro segmento da economia, requer muita precisão nos estudos técnicos e de
viabilidade para implantação do projeto. Outro aspecto importante reside no cenário
socioambiental pouco favorável atualmente para esse tipo de empreendimento.
Não obstante, mesmo diante desta barreira, as usinas hidroelétricas ainda devem
ocupar um espaço de considerável importância no futuro do sistema elétrico
brasileiro, bem como em outros países que possam deter desta oportunidade de
disponibilidade de recursos. No entanto, prevê-se que devido ao maior cuidado com os
impactos socioambientais, esse tipo de geração receberá menores incentivos, se
comparado, por exemplo, com a energia eólica.
A partir de alguns projetos hidrelétricos cadastrados na ANEEL recentemente, foi
possível avaliar algumas usinas e seu custo instalado em R$ por kW, conforme mostra
tabela a seguir.
Tabela 01 - Custo do kW Instalado em Reais – Usina Hidroelétrica
Usina UHE
Potência MW
Investimento
Total R$ Milhões
Custo em R$/kW
instalado
Situação
Estreito
1087
3.200,00
2.943,88
Dardanelos
261
574,11
2.199,66
Mauá
361,1
882,85
2.444,89
Santo
Antônio
Jirau
3150
9.495,38
3.014,40
3300
8.699,12
2.636,10
Em
Construção
Em
Construção
Em
Construção
Em
Construção
Em
Construção
Custo Médio em R$/kW
2.648,00
Fonte: Dados coletados da CCEE (2011).
Conforme demonstra a Tabela, pode-se perceber que o tamanho do empreendimento
não é, de forma taxativa, uma variável de diferenciação para os custos do R$/kW,
sendo muito mais importantes as características intrínsecas de cada empreendimento
(usina de alta ou baixa queda; geologia da área do reservatório e casa de força, onde
usinas do tipo “vale encaixado”, com cânions rochosos, tendem a ter custos de obras
civis bastante reduzidos; nível de motorização; etc). Portanto observa-se que não
existe uma relação direta entre o tamanho da usina (potência instalada) com o custo
unitário de instalação.
19
________________________________________________________________________________________
Os custos de instalação (R$/kW) estão relacionados com diversos fatores adicionais,
entre estes, a localização da usina e a distância até o ponto de conexão à rede de
transmissão, já que o transporte de equipamentos e materiais para a construção
aumentam os custos em função da distância entre a localidade da construção e os
centros produtores dos insumos fundamentais.
O custo de implantação deste tipo de empreendimento é comumente financiado com
uma quantia relevante de capital de terceiros a longo prazo, de forma que o serviço da
dívida possa ser pago com a geração de caixa da própria usina já em operação. Os
elevados níveis de investimento inicial, contudo, são compensados pelo tempo de
retorno desse tipo de empreendimento, que tem vida útil por volta de 50 anos, além
de proporcionar um baixo custo operacional, se comparado à outra fonte energética.
Sabe-se que existem particularidades para cada tipo de usina hidroelétrica construída,
mas, de forma simplificada, com base no trabalho de Neto (2007), pode-se dividir os
custos de construção em sete itens:

Custos com projetos;

Custos com obras civis;

Custos com equipamentos;

Custos ambientais;

Custos com viabilidade e instalação da infraestrutura;

Custos com transmissão

Custos financeiros (juros durante a construção).
O percentual de participação de cada custo considerado no empreendimento pode ser
visualizado conforme Tabela a seguir.
A decomposição dos custos avalia a representatividade de cada parcela de custo do
empreendimento no custo final que será exigido do investidor. Através dos dados o
investidor consegue elaborar um plano de prioridades na fixação dos desembolsos,
devendo priorizar a gestão dos custos do empreendimento.
Por exemplo, como as obras civis comportam os maiores custos do projeto (da ordem
de 45%), a preferência pela qualificação da mão-de-obra empregada, além do
planejamento, logística e qualidade dos materiais, serão refletidos na diminuição dos
custos do empreendimento.
20
________________________________________________________________________________________
Esta divisão de custos pode apresentar algumas alterações decorrentes de
características próprias de construção da usina hidroelétrica, tais como: logística de
materiais (localidade da usina), disponibilidade de mão-de-obra, trâmites legais,
geologia, entre outras.
Tabela 02 – Decomposição dos Custos – Usina Hidroelétrica Típica
Custos UHE
Participação no Custo
Total %
Custo em R$/kW
Projeto
3,0
79,44
Obras Civis
45,0
1.191,60
Equipamentos
25,0
662,00
Ambientais
10,0
264,80
Viabilidade e instalação da
infraestrutura
2,0
52,96
Transmissão
7,0
185,36
Financeiros (juros durante a
construção)
8,0
211,84
TOTAL
100,0
2.648,00
Fonte: Elaboração a partir de Neto (2007).
2.2.2.2
CUSTOS DE PROJETO - UHE
Nesta rubrica estão inseridos todos os custos com a elaboração dos projetos
necessários para os estudos de viabilidade e execução do empreendimento. Dentre
estes os estudos de Viabilidade Técnica e Econômica, os Projetos Básico e Executivo de
engenharia e, também, os Estudos de Impacto Ambiental e Socioeconômico e
Relatório de Impacto ao Meio Ambiente (EIA / RIMA), além do Projeto Básico
Ambiental (PBA). Finalmente, existe uma documentação extremamente importante,
conhecida como “As Built”.
O Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica representam uma análise preliminar da
característica do empreendimento, levando em consideração as questões técnicas,
econômicas e ambientais.
O Projeto Básico permite definir as obras civis e os equipamentos, adjudicações e a
construção da usina.
21
________________________________________________________________________________________
O Projeto Executivo de engenharia estabelece o detalhamento do Projeto Básico no
nível de construção do empreendimento, com a preparação das plantas, detalhando os
equipamentos e as obras civis necessários na construção da usina. A técnica adotada
para elaboração do projeto influenciará diretamente no custo do empreendimento.
Os Documentos conhecidos como “As Built” registram como a obra foi efetivamente
construída, posto que diversos detalhes, como a trajetória real de uma simples
canaleta embutida, somente são decididos durante a construção e podem apresentar
diferenças apreciáveis em relação ao Projeto Executivo.
2.2.2.3
CUSTOS COM OBRAS CIVIS - UHE
Nesta rubrica estão inseridos todos os custos com o empreiteiro principal e
subcontratadas, diretamente relacionados com a execução das obras civis principais e
complementares ao empreendimento.
Segundo os dados ilustrativos, obtidos do site da ANEEL, os custos com obras civis
constituem o principal item de desembolso no projeto, aproximadamente 45% do
custo de implantação. No âmbito desse item de custo, os reservatórios de acumulação,
quando viáveis, se caracterizam por um custo de investimento bastante considerável
em função do seu tamanho. Além do tamanho, o custo do reservatório dependerá
também da disponibilidade de materiais de construção próximo ao local da obra. Em
função disso, quanto maior a distância do empreendimento aos centros provedores de
insumos, maiores serão os custos com transporte dos materiais.
2.2.2.4
CUSTOS COM EQUIPAMENTOS - UHE
Os custos alocados neste item referem-se aos desembolsos relacionados com o
fornecimento dos equipamentos eletromecânicos, testes em modelos reduzidos e
equipamentos adicionais e complementares ao empreendimento. Destacam-se dentre
outros, turbinas, geradores, transformadores e comportas.
2.2.2.5
CUSTOS FINANCEIROS - UHE
Referem-se aos custos com tributos, taxas e contribuições (de âmbito Federal,
Estadual, e Municipal), os juros e encargos financeiros decorrentes de empréstimos
bancários e de multas e encargos pagos a fornecedores. O BNDES é o maior
financiador das usinas hidroelétrica e, em resumo, estabelece as seguintes condições
de financiamento:

Prazo de amortização de juros e principal (entre 12 e 20 anos);

Taxa de juros de longo prazo;
22
________________________________________________________________________________________

Spread básico;

Spread de risco;

Capitalização do saldo devedor da parcela da TJLP que exceder 6% a.a.
Praticamente todo custo financeiro será dependente da forma de financiamento do
projeto. A importância dessa definição é de sinalizar ao investidor qual será a forma
mais interessante de financiamento do projeto durante a construção e quais condições
de pagamento terão que ser cumpridas.
2.2.2.6
CUSTOS AMBIENTAIS - UHE
Aqui estão computados todos os custos relacionados direta ou indiretamente com
questões ambientais. São despesas de aquisição de áreas rurais e urbanas necessárias
para a instalação do canteiro de obras e formação do reservatório, para relocação de
impactados, licenciamentos e programas ambientais definidos previamente no Estudo
de Impacto Ambiental (EIA) e Relatórios de Impacto Ambiental (RIMA) antes do
processo de licitação ou decorrentes de exigências legais surgidas durante o processo
de construção.
Os custos ambientais na construção de uma usina hidroelétrica se tornam de difícil
previsão, pois a estimativa de custos do recurso natural considera diferentes fatores
individuais, dependendo das características do projeto e acima de tudo da sua
localização. A porcentagem para a parte ambiental, adotada referencialmente como
10% do total do empreendimento, para efeito ilustrativo nesse Documento, foi
originada a partir de uma análise prospectiva em que foram avaliados dados
referentes aos custos incorridos em alguns empreendimentos. Este percentual é
estimado a partir de valores médios do Banco de Dados da ANEEL.
Para avaliação dos custos ambientais deverão ser realizados estudos, levantamentos e
a implantação das ações necessárias para evitar, minimizar ou indenizar os impactos
ambientais ocorridos da implantação da usina. Para isso, na fase de Viabilidade,
deverão ser considerados os estudos e ações a serem desenvolvidos na fase inicial do
projeto (Projeto Básico, Projeto Executivo). Logo, todos os itens de custos ambientais
estimados nesta fase devem ser avaliados como investimento.
2.2.2.7
CUSTOS COM ESTUDOS DE VIABILIDADE E INSTALAÇÃO DA INFRAESTRUTURA - UHE
Nesta conta encontram-se todos os custos diretos ou reembolsados, assumidos com os
estudos e levantamentos prévios, com os estudos de viabilidade técnica do
aproveitamento hidrelétrico e a formação e instalação da infraestrutura necessária
para o início das obras. São estradas de acesso, alojamentos, energia elétrica e
escritórios de apoio.
23
________________________________________________________________________________________
Este é, em outras palavras, o momento de decisão de investir, sendo o próximo passo
a participação em Leilão Regulado de Energia Nova ou a busca de Contratos de Venda
a Termo da Energia no Mercado Livre.
2.2.2.8
CUSTOS COM LINHAS DE TRANSMISSÃO PARA CONEXÃO DA USINA - UHE
As linhas de transmissão constituem vias de uso aberto e podem ser utilizadas por
qualquer Agente, com o devido pagamento ao proprietário através do custo de uso do
sistema de transmissão (CUST) determinado pela ANEEL e administrado pelo ONS.
Neste caso, os custos de acesso e uso de transmissão são divididos em função da
potência contratada, independentemente do tipo do consumidor ou do nível de
tensão em que estiver conectado (FUGIMOTO, 2010).
A necessidade da transmissão de energia elétrica ocorre por razões técnicas e
econômicas, e está associada a características que variam com fatores que abrangem
desde a localização da fonte de energia primária até o custo da energia elétrica nos
locais de consumo.
Em geral, para usina hidroelétrica, as linhas de transmissão estão associadas às
centrais de geração distantes dos centros de consumidores em virtude de sua própria
natureza, posto que a maior parte dos rios com aproveitamento hidráulico ainda viável
se encontra em local distante do ponto de conexão ao sistema elétrico.
Ainda que a maior parte dos empreendimentos de geração elétrica seja conectada ao
Sistema por meio da transmissão, existem unidades geradoras de pequeno porte
(PCH’s) que estão sendo conectadas diretamente aos sistemas de distribuição. Esse
tipo de geração, denominada geração distribuída, vem diminuindo os custos com
transmissão.
2.2.2.9
CUSTOS OPERACIONAIS - UHE
Na usina hidroelétrica os custos operacionais constituem os desembolsos anuais após
sua entrada em operação. Estes custos são compostos pela operação da usina
propriamente dita, pelas manutenções efetivadas nos equipamentos, pelos custos com
administração, transporte, etc.
24
________________________________________________________________________________________
2.2.3
Custos
na
implantação
de
Usinas
Termelétricas - UTE
2.2.3.1
CONSIDERAÇÕES GERAIS
As usinas termoelétricas vêm se configurando como uma alternativa de curto prazo
para o acréscimo na capacidade de geração instalada no Brasil. Isso se deve às
características técnicas e econômicas desse tipo de empreendimento, onde a
facilidade de localização próxima aos centros de carga e disponibilidade de
combustíveis e o menor tempo de construção, tornam esse tipo de empreendimento
atrativo para o Sistema e para os Investidores.
As termoelétricas utilizam diferentes combustíveis e processos para seu acionamento,
como por exemplo, carvão, gás, biomassa, petróleo, entre outros. É fato que é um
desafio, no atual cenário de empreendimentos com diferentes tecnologias, como é o
caso das usinas térmicas, se estabelecer um custo de implantação em termos de
R$/kW de forma segura ou segundo preceitos gerais.
A tabela seguinte sintetiza os custos de implantação de algumas usinas termoelétricas.
Tabela 03 - Custo do kW Instalado ( R$ ) – Usina Termelétrica
Usina UTE
Potência MW
Investimento
Total R$ Milhões
Custo em R$/kW
instalado
Combustível
Passa Tempo
67,8
139,71
2.061,0
Biomassa
Interlagos
40,0
70,00
1.750,0
Biomassa
Candiota III
350,0
1.500,0
2.857,0
Carvão
Baixada
Fluminense
Maranhão III
530,0
986,30
1.861,0
Gás
499,2
1.100,00
2.204,0
Gás
Custo Médio em R$/kW
2.147,0
Fonte: Dados coletados no site da CCEE (2011).
Analisando-se a tabela precedente, em relação aos custos de instalação expressos em
(R$/kW), as usinas termoelétricas possuem valores mais baixos quando comparados
aos das usinas hidroelétricas. Porém, considerando os demais custos: combustível,
operação e manutenção e emissão de poluentes, o custo total da usina termoelétrica,
no decorrer de sua vida útil, pode ser superior.
25
________________________________________________________________________________________
Cabe ressaltar que os custos de cada empreendimento estão estreitamente
conectados às alternativas tecnológicas (combustível, equipamentos, transporte)
adotadas na construção da usina, estabelecendo as bases sobre as quais os projetos de
engenharia e ambientais devem ser desenvolvidos.
Deste modo, um ponto de partida coerente para execução de projetos de usinas
termoelétricas se inicia na definição do tipo de combustível, desde a sua
disponibilidade até viabilidade econômica, passando pelo estudo das características
físicas e químicas. Vale lembrar que essas informações têm o duplo caráter de
subsidiar critérios e também validá-los, mediante simulações econômicas quanto à
viabilidade do empreendimento.
Na tabela seguinte tem-se uma decomposição típica dos custos para implantação de
uma planta Termelétrica.
Tabela 04 – Decomposição dos Custos – Usina Termoelétrica
Custos
Total %
Custo em R$/kW
Projeto
5
107,35
Infraestrutura
15
322,05
Equipamentos
60
1.288,20
Financeiro
10
214,70
Ambientais
5
107,35
Transmissão
5
107,35
TOTAL
100,0
2.147,0
Fonte: Elaborado com base em Fortunato (1990).
Para decomposição dos custos de implantação das usinas termoelétricas, verifica-se o
grau de importância que se deve considerar neste tipo de projeto. Os custos dos
equipamentos portam mais da metade (60%) do custo total do empreendimento. Em
termos de custo de equipamentos, prevalecem àqueles integrados à caldeira, turbina e
geradores.
Diferente das usinas hidroelétricas, nas usinas térmicas os custos com obras civis são
menos expressivos (15%), visto as características bastante distintas desse tipo de
planta geradora, que não tem reservatório e, portanto não exige a construção de
barragens, implicando que usualmente, para portes semelhantes, o tempo de
construção de uma termelétrica será menor.
26
________________________________________________________________________________________
2.2.3.2
CUSTOS DE PROJETO - UTE
A fase de projeto é considerada de muita importância para o empreendimento, pois o
retorno econômico do investidor estará associado à relação custo/benefício da planta
de geração planejada e estará diretamente ligado à escolha do projeto mais eficiente.
Qualquer falha ou acerto inicial decidirá o sucesso ou não do projeto em atender as
expectativas dos Investidores. Para a geração de energia elétrica através das térmicas,
existem vários arranjos, sejam técnicos ou econômicos. Contudo, a melhor e mais
eficiente solução será a que melhor suprir os anseios do empreendedor.
Assim, existem importantes variáveis a serem consideradas na fase de projeto das
termoelétricas.
Woiler e Mathias (1992) colocam que a fase de projeto pode ser entendida como um
conjunto de dados, que são coletados e processados, de modo que permitam simular
uma dada alternativa de investimento e sua viabilidade.
Neste contexto, para apreciação de um projeto de usina térmica, pode-se citar como
importantes variáveis a se considerar: o porte do empreendimento; o tipo de
combustível; a conexão ao sistema de transmissão; os custos da energia no mercado; o
regime de operação da usina; assim como a relação de demanda calor/eletricidade, no
caso de projeto de cogeração; entre outros.
2.2.3.3
CUSTOS COM INFRAESTRUTURA - UTE
Os custos com infraestrutura neste tipo de projeto não são tão elevados, posto que
geralmente se trata de empreendimentos de construção simples e rápida, que podem
ser instalados próximos aos centros de consumo e dispensam linhas de transmissão
extensas para conexão à Rede Básica de Transmissão. Contudo, as obras nesse setor
exigem grande capacidade de planejamento e organização, rígido controle tecnológico
e de qualidade, bem como experiência multidisciplinar em construção.
Para construção da usina termoelétrica operando com gás natural como combustível, a
maior barreira a sua utilização é o alto custo inicial para construir a malha de gasoduto,
que encarece a energia gerada, em se comparando às demais opções térmicas.
2.2.3.4
CUSTOS COM EQUIPAMENTOS - UTE
Constata-se, pela tabela apresentada, que possíveis variações nos custos dos
equipamentos são extremamente significativas e justificadas pela importância de sua
incidência (60%) no custo total do empreendimento.
27
________________________________________________________________________________________
O cálculo do custo dos equipamentos de uma usina termoelétrica impõe que se
conheça o tipo de equipamento (modo de instalação, detalhes construtivos,
dimensões, faixas de operação).
Os principais componentes que podem integrar as instalações de uma usina
termoelétrica são: turbinas (gás ou vapor), motores a combustão, gerador de Energia
Elétrica, caldeira, equipamentos auxiliares (transformadores, disjuntores, proteção) e
outros.
Segundo Reis (2011), das perdas totais de um sistema termoelétrico convencional, 10%
referem-se à caldeira e cerca de 55% se concentram nas turbinas. Sendo assim, o
estudo da melhor via tecnológica influenciará diretamente no ganho de eficiência dos
equipamentos.
No Brasil, o fornecimento da maior parte dos equipamentos das termoelétricas é
efetivado por fornecedores de outros países. Logo, o custo de capital e sua
amortização expõem especificamente a tecnologia termoelétrica de forma significativa
às variações cambiais, aumentando o risco do investidor com aumento da incerteza.
Todos esses parâmetros, quando visto seu impacto global, geram oscilações
importantes no custo do empreendimento e, por isso mesmo, não é admissível
generalizar uma participação do custo dos equipamentos no custo global do
empreendimento sem conhecer as tecnologias que serão aplicadas.
2.2.3.5
CUSTOS FINANCEIROS - UTE
Assim como nas demais opções de geração, a viabilidade de construção de uma usina
termoelétrica pode ser severamente impactada se houver um nível excessivamente
elevado de taxas, rebatendo em custo financeiro muito alto.
Para construção das usinas térmicas, os principais custos financeiros são:

Taxa de juros de longo prazo;

Spread básico; e

Spread de risco.
A respeito destes custos, Tolmasquim (2003) pontua que a expectativa do investidor
quanto ao custo de financiamento é um dos elementos mais importantes no processo
de viabilização custo/benefício das usinas termoelétricas, sublinhando como principais
pontos os níveis de participação do capital próprio no empreendimento, as taxas de
juros, os prazos totais e de carência para o capital de terceiros e as garantias
negociadas em torno das condições de liberação do financiamento.
28
________________________________________________________________________________________
2.2.3.6
CUSTOS AMBIENTAIS - UTE
As usinas termoelétricas são avaliadas, em princípio, como empreendimentos
poluidores, principalmente os sistemas à queima de combustíveis, o que causa a
emissão de poluentes aéreos. Ainda são analisados o sistema de refrigeração e
condensação pelo uso da água. Diversas influências são consideradas, e dependem do
combustível empregado (carvão mineral, derivados do petróleo, gás natural,
biomassa), da tecnologia utilizada, do processo industrial associado e do local onde
será implantada a usina.
Portanto, dependendo da tecnologia usada, poderá haver a necessidade da adoção de
medidas atenuadoras para a diminuição de poluentes, que consequentemente
aumentará o custo do empreendimento. As regulamentações ambientais ainda
poderão inviabilizar a implantação de determinados empreendimentos, seja por
impedimento ou por limites de emissões de poluentes muito baixos, não sendo factível
seu atendimento a custos razoáveis e compatíveis com a competitividade exigida para
alocação da energia no mercado.
No caso de necessidade de intervenções não projetadas na usina termoelétrica para
adequação aos requisitos ambientais, o principal resultado é o aumento de custos e de
tempo no processo de licenciamento ambiental, o que onera diretamente o retorno do
empreendedor, podendo inviabilizar a obra ainda na sua fase inicial de implantação.
É importante colocar que para este tipo de sistema, a regulamentação ambiental atua
como elemento moderador na análise de custo-benefício de projetos, através da
fixação de parâmetros de emissão de poluentes e padrões de qualidade ambiental, a
fim de harmonizar a proteção da sociedade, assim como prevenir acidentes ambientais
e perdas materiais.
2.2.3.7
CUSTOS COM LINHAS DE TRANSMISSÃO - UTE
A possibilidade de construção da usina térmica próxima aos centros de carga reduz a
necessidade de ampliação ou de instalação das linhas de transmissão, diminuindo o
custo inerente ao transporte da energia gerada.
Com base nos custos presentes e futuros, a transmissão deve ser mais um item a ser
apurado pelo investidor como indicativo econômico para a escolha da localização e
ponto de conexão de um empreendimento de geração termelétrica.
29
________________________________________________________________________________________
2.2.3.8
CUSTOS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO - UTE
Para as usinas térmicas, os custos de O&M devem abranger os custos de manutenção
programada e forçada, além do custo de operar a planta, com identificação das
parcelas fixa e variável. Outro item de custo operacional importante, que no caso geral
de termelétricas é o componente mais relevante, é o custo decorrente do consumo de
combustível, que será abordado na sequência.
Além dos fatores já citados, as ações de manutenção podem influenciar nos custos
operacionais; de um lado, pela despesa que de toda forma representam e, de outro,
na indisponibilidade causada pela paralização temporária da produção de energia
elétrica durante as citadas manutenções (lucro cessante).
Um ponto positivo é que nas plantas atuais o desenvolvimento do nível tecnológico
dos equipamentos tem aumentado o grau de confiabilidade das operações e,
consequentemente, tornam os custos operacionais decrescentes, principalmente no
que se refere à manutenção, quando comparados à realidade de alguns
empreendimentos mais antigos.
2.2.3.9
CUSTOS COM COMBUSTÍVEIS - UTE
Os custos com combustível são considerados uma desvantagem competitiva da
implantação de usinas de geração térmica, trazendo algum risco financeiro para o
Projeto, pelo do preço do combustível ser comumente indexado ao dólar.
Os preços do óleo e do gás são diretamente correlacionados com a taxa de câmbio e
também com a conjuntura internacional, impondo a adoção de mecanismos de
proteção contra as alterações de preço de combustível, fato que implica na discussão
de alocação dos riscos entre empreendedor e comprador da energia a ser produzida.
Portanto, para o empreendedor, é de fundamental importância se ter estudos
complementares sobre os custos do combustível, com evidenciação das parcelas
relativas à coleta, transporte, estocagem e manuseio residual.
Além disso, para os Agentes em geral, também são importantes os estudos sobre as
tendências de custos de combustível, para plantas termelétricas, posto que em
Sistemas Térmicos o preço do Mercado de Curto Prazo1 é estabelecido a partir do
custo variável de operação da térmica mais cara despachada e, nos sistemas
hidrotérmicos, como o brasileiro, estabelecido como o “Valor da Água”, que
1
No Brasil denominado PLD – Preço de Liquidação de Diferenças – e, nos países de língua inglesa,
chamado de “Market Clearing Price” ou simplesmente “Spot”.
30
________________________________________________________________________________________
representa o valor da água quando substituindo geração térmica cara ou déficit no
futuro e que, de toda forma, é influenciado pelos custos de combustível.
2.2.4
Custos na implantação de usinas eólicas -
EOL
Os custos da potência (R$/kW) instalada na construção de um parque eólico no Brasil
são dados de difícil acesso, em grande parte por serem considerados estratégicos para
as empresas e por isso se estará levando em consideração dados do PROINFA, dados
de alguns trabalhos acadêmicos e os preços dos últimos leilões de energia eólica.
Conforme mostra a Tabela 05 que se segue, dados relativamente recentes retirados do
trabalho de Ricosti (2011), mostram que o investimento total de um parque eólico no
Brasil oscilou muito nos últimos anos. Percebe-se nesta tabela, que o custo do kW
instalado vem sofrendo um considerável decréscimo.
Em resumo pode ser destacado: políticas de incentivo do governo brasileiro como, por
exemplo, participação importante do BNDES no financiamento dos Projetos; ganhos de
escala na fabricação dos aerogeradores, com maior investimento e desenvolvimento
tecnológico; crise na Europa, ocasionando que mais fabricantes viessem a disputar o
mercado brasileiro e, também, a opinião favorável da Sociedade para esse tipo de
empreendimento, privilegiando fontes de geração de energia elétrica menos
agressivas ao meio ambiente.
Tabela 05 - Custo do kW Instalado em Reais – Parque Eólico
Ano
2006
2009
2010
R$/kW Instalado
7.497,00
4.913,00
4.313,00
Fonte: Ricosti (2011).
A principal barreira econômica inerente às usinas eólicas, diz respeito ao seu regime
operacional intermitente e dificuldade de acumulação na produção, uma vez que esse
tipo de sistema é baseado no fluxo de ventos, que está associado a fenômenos
meteorológicos de difícil previsão.
O regime intermitente de produção das usinas eólicas leva a fatores de capacidade
menores do que os obtidos para as demais plantas elétricas (exceto a solar). Esta
variabilidade de produção tende a tornar mais complexa a precificação das
externalidades provenientes da operação interligada com outras fontes.
31
________________________________________________________________________________________
A intermitência da produção de energia proveniente de usinas eólicas e solares
também provoca incerteza nos preços e agrega novos riscos comerciais ao mercado de
eletricidade, tema que também tem sido estudado de forma intensa na literatura
(Cutler, Boerema, MacGill, Outhred, 2011; Qadrdan, Chaudry, Wu, Jenkins, Ekanayake,
2010; Trainer, 2012; Barry, Chapman, 2009; Brown 2012).
A crescente inserção dos sistemas intermitentes, eólicas em especial, tem provocado
aumento de custos pela necessidade de sistemas de back up de geração, pela
alteração da estratégia de operação de usinas que passam a deixar a base para operar
na margem e pela ampliação da necessidade de serviços ancilares, como por exemplo
reserva girante, controle de frequência e intervenções frequentes no equilíbrio de
tensão entre fases.
Vale citar também que ocorrem rampas de subida e descida, para tomada e redução
de carga, mais rápidas nas usinas convencionais. A maior inserção de unidades
geradoras em tensão de distribuição, característica de sistemas de pequeno porte,
também afeta os mecanismos de operação dos sistema.
Relevante, dada a intermitência das fontes geradoras, é a rapidez com que estas
intervenções necessitam ser implantadas, sendo que em muitos casos decisões
precisam ser tomadas em tempo real em uma escala de minutos. Todos estes efeitos
também tem sido objeto de estudos em todo o mundo (Klessmann, Nabe, Burges,
2008; Jauch, Bolik, 2005; Madrigal e Porter, 2013; Welle e Joode, 2011; Gull, Stenzel,
2013; Barry, Chapman, 2009; Hirst, Hild, 2004;
Parte destes problemas apontados, ainda tidos como conhecimento de fronteira,
incentivam o início, em todo mundo, de pesquisas focadas em metodologias e
ferramental para tratar os custos indiretos que outras fontes de geração possam sofrer
pela intermitência das usinas eólicas ( o mesmo se aplica à fonte solar).
De forma simplificada, o investimento para construção de um parque eólico está
principalmente composto com o custo de projeto, infraestrutura, equipamentos,
financeiros e linhas de transmissão, que incidem no empreendimento conforme tabela
a seguir.
Cumpre observar que os custos de instalação decrescentes ao longo do tempo tornam
os parques eólicos um investimento atrativo, em face da sua competitividade com
outras opções de geração e o prazo de maturação bastante reduzido.
32
________________________________________________________________________________________
Tabela 06 – Decomposição dos Custos – Parque Eólico
Custos
Total - %
Custo em R$/kW instalado
Projeto
5,0
216,0
Infraestrutura
15,0
646,00
Equipamentos
60,0
2.588,00
Financeiros
13,0
561,00
Linhas de Transmissão
7,0
302,00
TOTAL
100,0
4.313,00
Fonte: Elaboração com base em Mattuella (2005).
2.2.4.1
CUSTOS DE PROJETO - EOL
A implantação de uma usina eólica para a produção de energia elétrica requer projetos
com profundo conhecimento de alguns parâmetros, que determinarão a viabilidade
econômica e a qualidade operacional da planta.
Os parâmetros necessários ao projeto de uma usina eólica são (CUSTÓDIO, 2009):

Estudo do terreno e sua influência no comportamento do vento;

Estudo do vento;

Estudo da disposição dos aerogeradores na fazenda eólica; e

Estudo da conexão da fazenda eólica na rede elétrica.
Na construção do parque eólico, a adequada abordagem destes itens garantirá a
qualidade do projeto e consequentemente diminuição dos custos de implantação e
operacionais.
2.2.4.2
CUSTOS COM INFRAESTRUTURA - EOL
Os custos com infraestrutura são associados aos acessos (estradas) e obras civis para
bases (fundações) dos aerogeradores. Estes custos poderão ser dimensionados em
função dos parâmetros definidos na fase de projeto, em especial na característica física
do tipo de aerogerador a ser instalado.
É fato que para a instalação de um grande parque eólico, é desejável que se conte com
boas estradas para o transporte, visitas ao local para inspeções e futura manutenção
33
________________________________________________________________________________________
dos equipamentos a serem instalados. Uma das vantagens econômicas dos parques
eólicos é o de permitirem que o terreno ocupado seja utilizado para outros fins, como
a pecuária e a agricultura. Potencialmente, quando o regime de ventos for
estatisticamente associado a geração noturna, o mesmo site pode ser aproveitado
para geração com painéis fotovoltaicos que aproveitariam a mesma infra estrutura de
redes de transmissão e ou distribuição associadas ao parque eólico.
2.2.4.3
CUSTOS COM EQUIPAMENTOS - EOL
Na construção de um parque eólico, o maior desembolso será dado pela aquisição dos
equipamentos, ou seja, no aerogerador. Percebe-se, pela Tabela 06 já apresentada,
que a participação dos aerogeradores é predominante na composição dos custos de
construção de um parque eólico e que, por consequência, uma alternativa importante
para diminuição dos custos será pela evolução tecnológica dos equipamentos.
Para Tolmasquim (2003), o Brasil deve incrementar ainda mais os esforços em
pesquisas e desenvolvimento (P&D), tendo como prioridade três fatores:

Desenvolvimentos tecnológicos de maquinas eólicas;

Levantamento de recursos naturais / potencial eólico e minoração de
impactos ambientais;

Integração ao sistema interligado de parques eólicos.
A despeito da queda do custo unitário de investimento se dá em razão da evolução
rápida no ganho de aprendizagem2, o baixo fator de capacidade dessas centrais ainda
faz com que o custo médio de geração ainda seja alto, mesmo com o investimento por
kW diminuindo. No futuro, acredita-se que no Brasil o amadurecimento do mercado
eólico e o desenvolvimento tecnológico devem resultar, na retomada da tendência de
decremento ainda maior dos custos de produção.
2.2.4.4
CUSTOS FINANCEIROS - EOL
Assim como nos demais empreendimentos, os custos financeiros durante a fase de
construção do empreendimento representam de certa forma o custo de oportunidade
do capital, referente ao que está sendo investido, e varia conforme o cronograma de
desembolso do investimento.
2
O ganho de aprendizagem refere-se à taxa na redução dos custos em função do acúmulo de
experiência para instalar ou operar uma tecnologia especifica.
34
________________________________________________________________________________________
Os custos financeiros modificam dependendo da procedência dos recursos financeiros.
No sistema brasileiro, investimentos são em geral, financiados BNDES. As condições de
financiamento mais comuns são3:

Capital próprio: 20% do investimento;

Capital de terceiros: 80% do investimento;

Prazo do financiamento: 17 anos;

Carência do financiamento: 12 meses após a operação comercial;

Taxa de juros a longo prazo: 6,5% a.a.;

Spread básico: 1,0% a.a.;

Spread de risco: 1,0% a.a.;

Índice de cobertura do serviço da dívida: 1,2
Nos últimos anos, muitos fatores contribuíram para diminuição dos custos financeiros,
dentre estes as políticas governamentais de incentivos à geração de energia eólica e ao
desenvolvimento da tecnologia, o que remete a um futuro mais promissor para os
futuros investidores nessa fonte de geração.
2.2.4.5
CUSTOS COM LINHAS DE TRANSMISSÃO - EOL
As linhas de transmissão para conexão da usina ao Sistema Interligado podem
representar uma parcela relevante do custo do empreendimento, carecendo atenção
nos estudos de definição do projeto. Sobre o assunto, Custódio (2009) coloca que a
disponibilidade de transmissão é decisiva na viabilização do empreendimento, haja
vista que a necessidade de construção de grandes extensões de linhas de transmissão
e de subestações, fato que pode aumentar o custo do projeto a tal ponto de torná-lo
pouco atrativo. Sendo assim, uma localidade pode ser detentora de um potencial
eólico extraordinário; entretanto, se estiver localizada muito distante de alguma linha
de transmissão ou subestação da Rede Básica, ou ainda distante dos centro de
consumo de energia elétrica, resulta o fato de que o empreendimento associado terá
intrinsecamente um custo maior.
Uma alternativa para diminuir esse custo é a construção dos parques eólicos próximos
às redes de transmissão existentes sempre que possível.
3
Condições indicadas apenas com finalidade ilustrativa, pois esses parâmetros estão em constante
mutação em função da variabilidade das condições econômicas do País e das prioridades estabelecidas
pelo Governo para o BNDES.
35
________________________________________________________________________________________
2.2.4.6
CUSTOS OPERACIONAIS - EOL
Nos sistemas atuais de geração eólica, os elevados custos de manutenção dos
equipamentos ocasionam custos operacionais elevados, se comparado com as demais
formas de geração.
O principal problema operacional, que restringe a eficiência da geração eólica, é a
frequente incidência de paradas súbitas para manutenção, aliado aos elevados custos
de manutenção ao longo da vida útil dos equipamentos.
Para minimizar os custos com manutenção, a parada dos aerogeradores é programada
de forma escalonada, além de serem feitas em período de ventos mais fracos,
reduzindo a perda de produção e consequentemente os custos.
Observe-se que na Figura a seguir que depois de um certo tempo de operação, os
custos operacionais chegam a valores muito elevados. Fica claro também que o
acréscimo de custos operacionais está ligado à manutenção corretiva, ocorrência que é
muito importante, na medida em que o aumento de custos diretos com a manutenção
corretiva tem associado também perdas indiretas por perdas no processo de
produção, que na maioria das vezes resultam em valores muito superiores aos
próprios custos com manutenção.
36
________________________________________________________________________________________
Fonte: Pedreira, 2010.
Figura 01 - Evolução dos Custos Operacionais Anuais das Centrais Eólicas
2.2.4.7
ASPECTOS AMBIENTAIS - EOL
A geração de energia elétrica através de aerogeradores representa baixo impacto sócio
ambiental. Diferente de outras fontes energéticas, tem como principais vantagens
sócio ambientais: o não alagamento de áreas; a não inviabilização de uso da área do
parque gerador; a não emissão de gases poluentes; a não necessidade de
deslocamento de população, animais ou plantação; etc.
Em termos econômicos a área de ocupação da usina é extremamente baixa,
permitindo que o terreno seja utilizado para outro tipo de produção, como a
agricultura e pecuária. Contudo, deve-se considerar que o aumento de obstáculos no
terreno pode implicar numa redução do fluxo dos ventos, consequentemente
diminuindo a produção de energia elétrica do parque.
Com base nestas características, a energia eólica indica perspectivas promissoras para
o crescimento da produção para as próximas décadas. Cada vez mais, as questões
ambientais tem sido uma resposta da sociedade por uma melhor qualidade ambiental
no suprimento energético.
37
________________________________________________________________________________________
2.2.4.8
CUSTOS REGULATÓRIOS
Como as plantas de operação de usinas eólicas possuem incentivos regulatórios
referentes a descontos nas tarifas de transmissão e distribuição, desde que sua
capacidade instalada seja menor que 30MW, em algumas regiões com grande
capacidade de aproveitamento do regime dos ventos os empreendedores acabam “
fatiando” o empreendimento em múltiplas plantas menores do que 30 MW
produzindo custos administrativos da criação de também múltiplas empresas. Estes
custos se replicam nas áreas fiscais, ambientais e seus licenciamentos e todas as
demais interfaces administrativas
Esta situação ira se repetir para a alternativa solar em futuro próximo.
2.2.5
Abordagem comparativa
A comparação econômica entre os distintos tipos de empreendimentos da geração é
um problema frequente na área de conhecimento do planejamento da expansão de
sistemas de geração de energia elétrica. Ao confrontar diferentes projetos de geração
entre si, a preocupação predominante é de empregar um critério que analise as
diferentes características, tanto de custo, como técnico-operativos destes projetos,
permitindo uma avaliação econômica coerente. Há que se destacar que dada a
complexidade crescente do tema, existem sempre os critérios que possam ser de
interesse do empreendedor, como também aqueles que são de interesse da
coletividade, quando se enfoca a operação otimizada de um sistema interligado,
particularmente no que se refere à necessidade de inserção cada vez mais frequentes
das externalidades no processo de tomada de decisão. Os aspectos já discutidos
anteriormente sobre a complexidade de operação de usinas eólicas exemplificam este
assunto adequadamente.
Além do valor dos investimentos, o empreendedor usa como critério de escolha, em
meio a várias alternativas de configuração dos Projetos em cotejo, (i) o tempo de vida
útil, (ii) o fator de capacidade da usina, (iii) a distância das linhas de transmissão, (iv) os
custos com operação e manutenção, (v) a taxa de crescimento do mercado, (vi) riscos
associados às condicionantes de contratação 4 da obra (vii) a estabilidade política
interno-externa do país, e outros.
Em resumo, os parâmetros principais que influenciam na decisão do investidor de
implementar ou não um Projeto de geração, conforme mostra a Tabela a seguir, são os
custos do kW instalado, a vida útil do empreendimento e o fator de capacidade.
4
Atrasos e compromissos para reposição da energia em casos de indisponibilidade.
38
________________________________________________________________________________________
Através desses dados pode-se ter uma noção do investimento inicial, além do custo de
energia anualizado.
Tabela 07 – Dados Aproximados de Custo e Desempenho
Usina
Custo em
R$/kW
instalado
Custo com
Combustíveis
Fator de
Capacidade
Médio (%)
Vida Útil
(anos)
Hidroelétrica
de grande porte
2.648,00
nulo
60
50
Termoelétrica
2.147,00
alto
55
25
Eólica
4.313,00
nulo
35
20
Fonte: Elaboração com base em dados coletados de Maués (2008).
Os resultados dessa Tabela evidenciam que para construção de uma usina
termoelétrica será exigido um investimento inicial menor do que uma usina
hidroelétrica, entretanto, mesmo assim, a sua margem de retorno pode ser menor
quando na comparação com uma hidroelétrica, em função dos elevados custos de
operacionais, gastos com a compra de combustível e o tempo de vida útil do
empreendimento (vide exemplo numérico no final desse Capítulo).
No entanto, ainda que a energia produzida por uma usina termoelétrica seja,
geralmente, mais cara do que aquela gerada por uma usina hidroelétrica, ambas são
importantes, sobretudo devido à ocorrência de períodos de seca, em que a adoção de
diversificação do “mix” de oferta permite adicionar energia ao sistema interligado com
maior segurança operativa.
Nesse mesmo âmbito de comparação, percebe-se também que o custo instalado da
implantação da usina eólica é muito mais alto do que o custo de implantação das
térmicas; entretanto, além da tecnologia eólica apresentar um custo de O&M
considerado menor do que das tecnologias térmicas, a opção por fonte eólica não
apresenta custo de combustível e custo de emissão de poluentes (CO² e outros gases
estufa e de chuva ácida), fazendo com que nessas condições o custo total da energia
térmica seja comparado com os custos da geração eólica.
Para a geração eólica, em suma, deve-se continuar perseguindo uma rota de
progressão tecnológica incremental que leve a custos específicos (R$/kW) que
equilibrem a desvantagem do baixo fator de capacidade e vida útil relativamente
reduzida.
39
________________________________________________________________________________________
Já as usinas hidroelétricas, em contraposição ao alto custo e à necessidade de
antecipação de investimentos por mais de 5 anos, as obras de geração têm como uma
das principais vantagens uma vida econômica longa atingindo 50 anos. Isto significa
que o capital empregado pode ser recuperado durante um período mais amplo.
Não obstante, há barreiras ao investimento, já que, grandes usinas hidroelétricas não
seduzem investidores privados pelo montante dos investimentos, longo prazo de
maturação e um histórico de conflitos nos órgãos ambientais que aumentam os riscos
de investimento.
No entanto, no caso específico do Brasil, a maior parte dos empreendimentos de
usinas hidrelétricos previstas no horizonte de expansão têm orçamentos próximos aos
das usinas termoelétricas e, assim, é de se supor que decorrido o período necessário
para que os problemas ambientais e macroeconômicos tenham sido adequadamente
superados, a geração hidroelétrica poderá novamente ser um forte candidato a
receber investidores privados.
No conjunto das proposições apresentadas ressalta-se o papel que a concorrência
exerce ao pressionar os investidores em fazer uma obra de menor custo. Neste sentido
é imprescindível também que haja um ambiente institucional confiável que contemple
mecanismos para estimular a realização de investimentos, tanto públicos como
privados, o que torna evidente a necessidade também de considerar o estágio atual
das tecnologias que estão sendo utilizadas na produção de energia elétrica.
2.3
Comparação Econômica de Projetos de Geração
2.3.1
Finalidade
A comparação econômica de projetos de geração permite a tomada de decisão a favor
de uma alternativa com relação às outras.
Permite, ainda, o estabelecimento de uma ordem prioritária de desenvolvimento de
projetos de geração ao longo do tempo (por meio do ordenamento dos custos de
forma decrescente), levando em consideração o custo unitário da energia, que é
usualmente expresso em US$ / MWh ou R$ / MWh.
2.3.2
Custo Total de Geração
O Custo Total de Geração de um Projeto de geração de energia, de qualquer tipo de
fonte primária, pode ser estabelecido a partir de suas componentes básicas, conforme
a expressão matemática a seguir.
40
________________________________________________________________________________________
Cg  Cinv  CO&M  Ccomb  CMCP  Ccnx  Cust
Onde:
Cinv = Custo de Investimento
CO&M = Custo de Operação e Manutenção
Ccomb = Custo de Combustível
CMCP = Valor esperado do Custo no Mercado de Curto Prazo
Ccnx = Custo de Conexão
Cust = Custo de Uso da Rede de Transmissão (TUST)
Os riscos mais significativos associados à determinação do Custo Total de Geração de
um Projeto são (i) de natureza ambiental; (ii) geológicos; (iii) cambial; (iv) financeiros
(“funding” do Projeto) e (v) os Juros Durante a Construção.
Os riscos de natureza ambiental são derivados de restrições ambientais e
compensações associadas aos impactos sócio-econômicos e ambientais do Projeto,
que são estimados pelo empreendedor antes do início das obras, condicionando a
tomada de decisão pela implantação ou não da planta geradora, mas que podem
variar no momento efetivo do desenvolvimento do Projeto em função do
enrijecimento de restrições ambientais (níveis permitidos para emissões de gases em
um Projeto Termelétrico, por exemplo), ou ainda das compensações associadas ao
Projeto, como por exemplo o valor de indenização às famílias afetadas pelo
reservatório, no caso de uma Hidrelétrica.
Os riscos geológicos podem ser bastante impactantes na rentabilidade de um Projeto e
estão presentes tanto em projetos hidrelétricos, quanto termelétricos. Decorrem, em
geral, de imprecisões na etapa de sondagens geológicas para projetar as fundações e
estimar custos associados, de tal forma que no momento da construção se poderá
identificar alterações relevantes, tais como trincas e falhas geológicas, que irão
implicar em reavaliação completa das fundações, com rebatimentos muito relevantes
sobre os custos da obra. É interessante notar que no livro clássico “ Soil Mechanics5”
de 1955, o professor Donald Taylor lembra que não valeria a pena economizar em
sondagens pois estas sempre cobrarão os custos dessa economia no futuro, quer por
maiores coeficientes de segurança nos projetos, quer por erros que se evidenciarão
nas obras.
O risco cambial resulta do fato que Projetos em geral tem suas receitas em moeda
nacional, sem “hedge” cambial para todos os seus custos. Embora seja comum o
empreendedor não assumir o risco de componentes extremamente significativos para
a definição do custo de geração, alguns dos custos, eventualmente aqueles de
5
Publisher: John Wiley & Sons, Inc.; Eighth Printing, June, 1955 edition (1955)
41
________________________________________________________________________________________
importação de alguns equipamentos não estão cobertos por cláusulas de repasse
pactuadas em contrato, de modo que variações cambiais importantes podem ter
algum reflexo na rentabilidade do empreendimento.
Os riscos financeiros, associados ao “funding” do Projeto, decorrem dos custos de
captação de recursos (capital de terceiros) normalmente atrelados a condições de
financiamento, tão mais importantes quanto maior o nível de alavancagem do Projeto,
que na prática podem resultar diversas daquelas que nortearam a decisão de
implantação. Por último, os riscos associados aos “Juros Durante a Construção” de um
projeto decorrem, em geral, de atrasos na construção e consequente atraso na
geração de receitas, implicando necessidade de repactuar carências, com aumento do
montante de juros acumulado na etapa de construção e que terá que ser amortizado
durante a vida útil econômica do Projeto.
2.3.3
Custo
Unitário
de
Geração
e
suas
Componentes
O Custo Unitário de Geração Anual (R$ / MWh) pode ser obtido pelo quociente entre o
Custo Anual Total do Projeto (R$ / Ano) e a produção anual de energia (MWh / Ano).
Para tanto, convém desenvolver em detalhe as expressões para o cálculo das principais
componentes de custo de geração de um empreendimento, permitindo calcular o
Custo Unitário de Geração Anual, mais conhecido como Índice de Mérito do Projeto,
ou ainda Índice de Custo x Benefício do Projeto (ICB).
2.3.3.1
CÁLCULO DO CUSTO UNITÁRIO DE INVESTIMENTO
A expressão para o cálculo do Custo Unitário de Investimento (CUI) depende, como
frisado anteriormente, do investimento Total do Projeto e da Energia Firme (ou
Energia Assegurada, ou ainda Garantia Física, no caso brasileiro) associada, conforme
equação a seguir.
CUI = (ITot / EG) . FRC
Onde:
CUI: Custo Unitário de investimento
ITot: Investimento, considerando os juros durante a construção (JDC), refletido para a data de início da
operação da usina.
EG: Energia Garantida ou Garantia Física, calculada por:
EG = PI . FCMáx . 8760 (MWh /ano). Sendo:
PI: Potência instalada (MW);
42
________________________________________________________________________________________
FCMáx: Fator de capacidade máximo;
8760: Número de horas no ano
FRC: Fator de recuperação do capital para taxa de atualização i e vida útil de N anos, calculado pela
expressão:
FRC = i . (1 + i)N / [(1 + i)N – 1]
i = Taxa de desconto adotada para avaliação do fluxo de caixa do Projeto
N = Vida útil econômica do Projeto
As Figuras 2 / 3 / 4 e 5 que se seguem apresentam as variáveis econômicas necessárias
e as expressões matemáticas para o cálculo dos Juros Durante a Construção e do Custo
Análise
dos Investimentos
Anual
Equivalente
do Projeto.
Ano de
Referência
Econômica
(Inicio da
Receita)
Inicio
Construção
I1 I2
I3
I4
Cronograma de Desembolsos
I5
Vida
Útil do
Projeto
Fluxo de desembolsos
do Projeto
Figura 2 : Análise de Investimentos
43
________________________________________________________________________________________
Data de Referência
Econômica
I1
I1JDC
I2
Juros
I2JDC
Juros
IJDC
Figura 3 : Análise de Investimentos - JDC
Ano de Referência
Econômica
(Inicio da Receita)
Vida Útil do
Projeto (nu)
IJDC
Custo Anual Equivalente (CAE)
CAE = IJDC* FRC
Figura 4 : Análise de Investimentos – CAE
44
________________________________________________________________________________________
Truncamento da
Série de Custos
Anuais Equivalentes
Ano de Referência
Econômica
(Inicio da Receita)
Vida Útil do
Projeto (vu)
Receitas
Horizonte de Estudo
Figura 5 : Análise de Investimentos – Horizonte de Estudo
Adotou-se a metodologia de cálculo de ICB a partir dos Custos Anuais Equivalentes,
pois isso permite contornar facilmente a questão de comparar projetos com vidas úteis
econômicas distintas, assim como a dificuldade de obtenção de certas variáveis
(receitas, por exemplo) para um horizonte maior do que o utilizado na elaboração dos
Planos de Expansão (Plano Decenal de Expansão, no caso do Sistema Interligado
Brasileiro).
De fato, ao se truncar as séries ao final do horizonte de análise econômica (decenal) se
leva em conta implicitamente o valor residual, que será diferente para cada caso e
permitir prescindir da adoção de hipóteses “fortes” e discutíveis, como repetir o último
ano da análise indefinidamente, até o final do horizonte de contrato.
2.3.3.2
CÁLCULO DO CUSTO UNITÁRIO DE COMBUSTÍVEL (CUC)
A parcela de Custo de Combustível é muito relevante para os Projetos Termelétricos,
como não poderia deixar de ser. Para esse tipo de cálculo, deve-se considerar a
seguinte expressão matemática:
CUC = CC . ConsE . FCMed. PI . 8760 / PI . FCMáx. 8760
=> CUC = CC . ConsE . (FCMed / FCMáx)
Onde:
CC: Custo do combustível (US$ / tonelada)
ConsE: Consumo específico da usina (tonelada / MWh)
45
________________________________________________________________________________________
FCMed: Fator de capacidade médio da central na curva de carga, determinado em função de cláusulas
“take-or-pay” nos contratos de combustível e pelas condições do sistema, que definem o
acionamento das termelétricas.
FCMáx: Fator de capacidade máximo ou Fator de Capacidade associado à Energia Garantida
Ou então (Gás Natural, por exemplo):
CC: Custo unitário do combustível (US$ / MMBtu)
[MMBtu = Milhões de BTU]
ConsE: Consumo específico da usina (MMBtu / MWh) = Heat Rate6
2.3.3.3
CÁLCULO DO CUSTO UNITÁRIO DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO ( CUO&M )
De início, convém frisar que muito frequentemente, em análises simplificadas, essa
componente de custo é muitas vezes representado como porcentagem dos custos de
investimentos.
CUO&M = CUO&Mf + CUO&Mv =
= Custo de O&M fixo + Custo de O&M variável
CUO&Mf = (PI*1000) / EG . (CO & Mf)
CUO&Mv = CO & Mv * (FCMed / FCMáx)
Onde:
CUO&M: Custo Unitário de operação e manutenção
PI: Potência instalada (MW)
EG: Energia Garantida ou Garantia Física (MWh)
CO & Mf : Custo anual fixo de operação e manutenção (US$ / kW)
CO & Mv : Custo unitário variável de operação e manutenção (US$ / MWh).
2.3.4
Custos Unitários de Energia e Potência
Retomando a expressão do Custo unitário de Geração em termos de suas principais
parcelas, tem-se então :
CUG = CUI + CUC + CUO&M (US$ / MWh)
Pode-se definir um Custo Unitário de Geração em função de unidades de potência,
expresso em US$ / kW.ano, como segue:
6
O Heat Rate também pode vir expresso em kCal / kWh e normalmente se refere ao Poder Calorífico
Superior – PCS do Combustível, incluindo o rendimento da unidade.
46
________________________________________________________________________________________
CUG’ =(Custo Anual Total)US$ /ano / Potência Instalada)kW
CUG’ = (CUG * EG)US$ /ano / (PI * 1000) kW
CUG = [PI*1000*CUP*FRC] / (PI*FCMáx*8760) + CE
Daí, multiplicando a equação de CUG por (EG / (PI *1000)), vem:
CUG’ = (CUP * FRC) + CE * (FCMáx*8,76)
(US$ / kW.ano)
Onde:
CUP: Custo Unitário de instalação de Potência (Parcela de Investimento)
(US$ / kW)
PI: Potência instalada
(MW)
EG: Energia Garantida ou Garantia Física
(MWh)
CE = Custo Unitário de Energia = CUC + CUO & M (Parcela de Custo Operacional)
(US$ / MWh)
A expressão deduzida pode ser utilizada para comparar diferentes tipos de Projeto e é
a base da construção da Figura 6 a seguir. Nessa Figura, apresenta-se a sensibilidade
do Custo Unitário de Geração em função do fator de capacidade com que a planta será
operada, para o caso de Usinas termelétricas.
Para o caso de Plantas Hidrelétricas, em que existem custos importantes que
praticamente não variam com a motorização (custo da barragem, por exemplo) e
também a produção de energia não é proporcional à motorização, a comparação de
custos entre Projetos com diferente nível de motorização e, portanto, com distintos
fatores de capacidade máximos garantidos, tem que adotar um outro viés e será
apresentada em item que se segue.
47
________________________________________________________________________________________
Figura 6 : Custo Unitário x Fator de capacidade para Usinas Termelétricas
2.3.5
Análise de sensibilidade do Custo Unitário
de Geração em função da Potência Instalada e
do
Fator
de
Capacidade
para
Usinas
Hidrelétricas
Inicialmente, deve-se procurar escrever uma expressão para o Custo Anual Total em
função da Potência Instalada, para o caso específico de uma planta hidrelétrica. Para
tanto, pode-se partir da expressão do Custo Anual Total escrito em função do Custo
Unitário de Geração escrito em unidades de potência (CUG’ em US$ / kW.ano).
CUG’ = (CUP * FRC) + CE * (FCMáx*8,76)
(US$ / kW.ano)
(bis)
Daí, decorre imediatamente que :
CAT (PI) = CUG’ *(PI*1000) =
= (PI * 1000 * CP * FRC) + CE *(PI *FCMáx*8760)]
(US$ / ano)
CAT (PI) = CAIP + CAIE
CAIP = (CIP* 103) PI = CP * FRC *103 *PI
CAIE = (CUC + CIE * FRC + CUO&M )  CIE * FRC
(para uma hidrelétrica se verifica que o Custo de Combustível é nulo efetivamente e o
Custo de O&M pode ser desprezado em primeira aproximação)
Onde:
CAT (PI) = Custo Anual Total em função da Potência Instalada PI
CE = Custo de Energia
(US$ / kW.ano)
(US$ / MWh.ano)
CAIE = Parcela de Custo Anual de Investimento relacionada somente à Energia (Barragem, p. ex.)
CAIP = Custo Anual de Investimento alocado somente à Potência (Grupos Turbina / Gerador, p.ex.)
CP = Custo de Instalação de Potência ou Custo Incremental de Potência (US$ / kW)
CIP = Custo Anual Unitário de Investimento alocado à Potência (US$ / kW.ano)
CIE = Custo Total de Investimento alocado à Energia (US$)
48
________________________________________________________________________________________
A partir da formulação apresentada, é possível construir a curva de variação do Custo
Anual Total em função da Potência Instalada e das parcelas de investimento alocadas à
energia e à potência.
A Figura 7 que se segue apresenta a citada curva de variação de custo, cumprindo
observar que se pode assumir um crescimento linear do Custo Anual Total com a
Potência instalada, até um ponto em que se poderia observar forte não linearidade,
que se poderia atribuir ao crescimento mais forte do custo em função da necessidade
de construção de uma Casa de Força de proporções distorcidas para a prática atual
dos Projetos (motorização exagerada). Para efeito de identificação com a equação
anteriormente deduzida, no gráfico da Figura 7 a equação de Custo é dada por :
CAT = CF + CV = CAIE + CAIP = CIE * FRC + CIP . PI . 103
Onde:
CAT = Custo anual total da usina (US$ / ano)
CF = Custos Fixos em relação à variável Potência Instalada, correspondentes às parcelas relacionadas
com a energia e, portanto, com CAIE
CV = Custos variáveis, correspondentes às parcelas relacionadas com a potência instalada e, portanto,
com a motorização da usina
CAIE: Custo atribuído à Energia (US$ / ano)
CIE = Custo Total atribuído à Energia (US$)
CP: Custo Anual Incremental de Potência (US$ / kW.ano)
PI: Potência Instalada em MW
Custo Anual
(US$ / Ano)
49
________________________________________________________________________________________
Figura 7 : Custo Anual Total x Potência Instalada para Usinas Hidrelétricas
A partir da equação anteriormente apresentada para o custo das UHE’s, pode-se obter
uma expressão para o custo unitário (US$ / MWh) em função do fator de capacidade e
Custos Marginais de Potência e Energia:
CUG = (Custo Anual de Investimento) / (Energia Garantida)7
CUG = CIE . FRC / EG + CP . FRC . PI . 103 / EG
(US$/ MWh)
CUG = CME + CMP / (8,76 . FCMáx )
Onde:
CIE = Custo de Investimento relacionado à Energia (US$), não incluindo a Motorização de Base.
EG = (PI . FCMáx . 8760) = Energia Garantida ou Garantia Física (Brasil) ou ainda Energia Firme
CME = CIE . FRC / (PI . FCMáx . 8760) = CAE / EG = (Custo de Investimento Anual de Energia) / EG
CMP = CP . FRC
CP = Custo Incremental de Potência
PI = Potência Instalada
(US$ / kW)
(MW)
CUG: Custo unitário da energia produzida (US$ / MWh)
CME: Custo marginal de energia pura em US$ / MWh (não inclui custo das máquinas p/ motorização
de base)
CMP: Custo marginal de ponta pura (US$ / kW.ano)
FCMáx : Fator de capacidade associado à Energia Garantida da Usina (pu)
A Figura 8 a seguir apresenta o Custo Unitário de uma planta Hidrelétrica (US$ / MWh)
em função do Fator de Capacidade da Usina.
7
Pode-se desprezar o Custo de Operação e Manutenção por se tratar de Hidrelétrica.
50
________________________________________________________________________________________
Figura 8 : Custo unitário (US$/MWh) em função do fator de capacidade da UHE
Pode-se notar que a curva tem a forma de uma Hipérbole equilátera, cumprindo frisar,
no entanto, que ao se avançar na região de submotorização, a rigor a curva não segue
mais a mesma equação, posto que nessa região a Energia Garantida da usina se reduz
e o CME deixa de ser constante.
Muitas vezes é interessante trabalhar com o custo unitário de geração em termos de
(US$ / kW.ano), em função do fator de capacidade. Para tanto, pode-se estabelecer o
equacionamento a seguir.
CUG’ =(Custo Anual Total)US$ /ano / Potência Instalada)kW
CUG’ = (CUG * EG)US$ /ano / (PI * 1000) kW
CUG’ = CUG * (PI*FCMáx*8760) / (PI * 1000)
CUG’ = CUG * 8,76 * FCMáx
= CME * 8,76 * FCMáx + CMP
Ajustando a notação, chega-se ao custo unitário de geração desejado, expresso em
US$ / kW.ano, CUG’, conforme segue, sendo que o comportamento da curva de
51
________________________________________________________________________________________
variação do Custo Unitário em função do Fator de Capacidade apresentada na Figura 9
que se segue.
CUG’ = CME’ . FCMáx + CMP
Onde:
CUG’: Custo unitário da energia produzida (US$/kW.ano)
CMP: Custo marginal de ponta pura (US$/kW.ano)
CME’: Custo marginal de energia pura (US$/kW médio) = (CME * 8760) / 1000
Figura 9 : Custo unitário (US$/kW.ano) em função do fator de capacidade
Por outro lado, pode-se também representar o Custo Unitário de Geração, expresso
em (US$ / kW.ano) na forma da equação que se segue.
CUG’ = CME’’. H + CMP
Onde:
H: horas de operação no ano na Potência Máxima (Potência Instalada)
CME’’: Custo marginal de energia pura em US$ / kWh, pois:
Essa fórmula pode ser desenvolvida a partir dos conceitos anteriormente apresentados
conforme segue.
CUG’ = [(Custo Anual de Energia) + (Custo Anual de Potência)] / (Potência Instalada)
52
________________________________________________________________________________________
CUG’ = (CIE * FRC) / (PI*103) + (CIP * FRC) / (PI*103)
= (CIE * FRC) / PI’ + CMP = CME” * H + CMP
Note-se que :
PI’ = PI*103 = Potência Instalada em kW
FCMáx = PI’ * H / (PI’ * 8760)
 PI’ * H = EG = PB * 8760
 CME” = (CIE * FRC) / (PI’ * H) = (CIE * FRC) / (PB * 8760)
 PB = Potência de Base (kWmed)
 PB = Potência instalada correspondente à Motorização de Base da Usina
CIE = Custo de Investimento em Energia (Barragem / Parte da Casa de Força; etc)
CIP = Custo de Investimento em Potência (Grupos Turbina / Gerador / Parte da Casa
de Força; etc)
Usando-se esse Custo Unitário, podem ser construídos diagramas similares aos
apresentados pelas usinas termelétricas, em que é possível visualizar-se a melhor
localização das usinas na curva de carga, conforme mostra a Figura 10 a seguir.
Pode-se observar que ficam bem evidenciadas as características de usinas típicas de
Ponta, usinas talhadas para a semi-base e para a operação na base de carga.
53
________________________________________________________________________________________
Figura 10 : Custo unitário de Hidrelétricas (US$/kW.ano) em função do fator de
capacidade da planta.
2.3.6
Caso Exemplo de Comparação Econômica
entre Projetos de Geração
Nesse tópico, apresenta-se um Caso Exemplo de comparação econômica entre um
Projeto Hidrelétrico e um Termelétrico, para ilustrar a aplicação dos conceitos e
fórmulas, assim como para ilustrar as nuances de competitividade relativa entre esses
Projetos em função da alteração de parâmetros.
 Dados a serem considerados:
a) Hidrelétrica
 Custo da usina: 1.350 . 106 US$ + 800 US$ / kW
 Custo de O & M: 5 US$ / kW.ano
 Vida útil: 50 anos
 Energia firme: 300 MWMéd
b) Termelétrica
 Custo da usina: 400 US$/kW
 Custo de O&M: 10 US$/kW.ano
54
________________________________________________________________________________________
 Custo do combustível: 60 US$/MWh
 Vida útil: 30 anos
 Cálculo dos custos unitários
 Hidrelétrica
Custo do investimento (CI): 1.350.106 + 800 . [MW] . 103
Para potência instalada de 300 MW (FC = 1): CI = 1.590.106 US$
Para potência de instalada de 1.000 MW (FC = 0,3): CI = 2.150.106 US$
Custo anual unitário (em US$/kW.ano): CUG’ = CME’’ . H + CMP
CME’’ = CIE . FRC / POT . FC . 8760
=> 1350.106 . 0,10086 / PB .103 . 8760 = 0,0518 US$ / kWh , pois :
PI . FC = PB
e
PB = 300 MW, para os dois casos.
CMP = CIP . FRC => 800 . 0,10086 = 80,69 [US$/kW.ano]
FRC: 0,10086 corresponde à taxa de desconto de 10% a.a. e 50 anos de vida útil.
Considerando-se custo de O & M:
CUG’ hidr = 0,0518 . H + 85,69 (US$/kW.ano)
Sendo: H o número de horas trabalhadas a plena carga no ano.
 Termelétrica
Custo Anual do investimento (CAI): 400 . FRC => 400 . 0,10608 = 42,42 US$/kW.ano
Em que:
FRC: 0,10608 para taxa de desconto de 10% e vida útil de 30 anos;
Custo de O & M = 10 US$/kW.ano;
Custo de combustível = CComb = 60 US$ / MWh
CUC = CComb * PIMW * H = (Ccomb / 1000) PIkW * H
Similarmente ao caso da hidrelétrica, obtém-se:
CUG’Term = 0,06 . H + 52,43
55
________________________________________________________________________________________
 Comparação dos custos unitários
Operação na base: H = 8.760
CTerm = 578,03 US$/kW.ano ou 65,98 US$/MWh
CHidr = 539,45 US$/kW.ano ou 61,58 US$/MWh
Esse custo é o que se teria para operação na base, com 300 MW, sendo a hidrelétrica
mais econômica. Observa-se que a hidrelétrica não pode trabalhar na base, com mais
de 300 MW, pois esta é sua energia firme.
Operação de ponta com FC = 30%
Equivale a potência instalada de 1.000 MW, com FC = 0,30:
H = 8.760 . 0,30 = 2628 horas
CTerm = 210,11 US$/kW.ano ou 23,98 US$/MWh
CHidr = 221,82 US$/kW.ano ou 25,32 US$/MWh
Nota-se claramente uma alteração na competitividade relativa entre os dois Projetos,
com a Termelétrica assumindo o menor custo de geração.
56
________________________________________________________________________________________
3
FORMAÇÃO DE CUSTOS DE TRANSPORTE DE ENERGIA
ELÉTRICA
3.1
Caracterização dos Custos de transmissão e distribuição de
energia elétrica – Custos Globais
Nesse Capítulo, discute-se a formação dos Custos de Redes de Transmissão e de
Distribuição de Energia Elétrica, a partir de seus conceitos básicos, já que a formação
de preços no caso das redes de transporte, por se tratar de monopólio natural, se
confunde com as tarifas, posto que não há formação de preços via mercado, mas sim
formação das tarifas embasada nos custos para a definição de montantes a serem
reconhecidos.
Para tanto, inicia-se com os conceitos necessários para permitir se entender o
processo de formação de custos de uma rede de transporte a partir dos componentes
básicos que constituem o custo global de uma rede de transporte, seja em tensão de
transmissão, seja de distribuição. Fixada uma base conceitual sólida, discute-se no
Capítulo que se segue os “Fatores Influentes dos Custos de Geração e Redes de
Transmissão e Distribuição”, onde se contempla uma série de Fatores, já citados no
Capítulo de “Introdução”, que afetam os custos de referência de geração e as redes de
transporte e, de modo efetivo, condicionam os custos a serem reconhecidos e
formadores dos preços e tarifas praticadas.
Fundamentalmente, os custos de redes de transmissão e de distribuição estão
compostos por dois componentes principais de custo direto8, que se aborda a seguir.
 Custos de Investimento : representados pelo custo do capital alocado para
implantar um projeto e envolve as parcelas de recuperação e remuneração dos
recursos aportados pelo Investidor.
 Custos Operacionais: Representados pelos custos de operação e manutenção
das linhas de transmissão, distribuição e equipamentos e subestações
associadas, que em conjunto constituem o que se denomina de redes de
transporte.
3.2
Custos de Investimento
Em essência, os custos de investimento em redes de transporte tem uma composição
semelhante, em termos de rubricas, aos custos de investimento em geração, focados
anteriormente, no Capítulo 2.
8
Existe ainda uma componente de custo indireto, representada pelo custo das perdas no transporte da
energia e, que conforme será enfatizado, afeta de forma muito significativa o dimensionamento da linha.
57
________________________________________________________________________________________
3.2.1
3.2.1.1
Considerações Gerais
ARRANJO FÍSICO DOS CONDUTORES
Um fator extremamente impactante nos custos de investimento, para o caso de linhas
de transmissão e distribuição, é o arranjo físico de transmissão / distribuição, no
sentido de definição do “alojamento” dos condutores, se a linha será aérea ou
subterrânea.
Para tensões mais altas (acima de 34,5 kV), o custo de uma linha de transmissão
subterrânea é superior a 3 vezes o custo de uma linha aérea de mesma capacidade de
transmissão. Isso ocorre porque os cabos condutores tem que estar acessíveis para
manutenção e isso implica em se construir galerias subterrâneas enormes, em
concreto, para conter as bandejas onde estarão alojados os condutores.
Por isso mesmo, como os condutores estarão alojados em bandejas (em contato com
material que tem condutividade muito superior ao ar) e as fases de um circuito estarão
muito mais próximas entre si do que estariam em uma torre de linha aérea, o
isolamento não pode ser em ar e terá que empregar materiais sólidos isolantes e óleo,
tudo envolvido por uma capa metálica. A circulação do óleo se faz sob pressão,
exigindo que haja pequenas estações de compressão ao longo do trajeto, encarecendo
ainda mais o custo, tanto de investimento, quanto de operação e manutenção.
Por tudo isso, a transmissão subterrânea somente é utilizada em situações onde é
absolutamente inviável utilizar a opção de condutores aéreos. Assim, países
relativamente pequenos, com centros urbanos importantes, podem ter uma
concentração muito maior de transmissão / distribuição subterrâneas, o que
certamente irá impactar de forma relevante a tarifa oferecida ao consumidor final.
3.2.1.2
MODALIDADE DE TRANSMISSÃO
Para tensões de transmissão superiores a 525 kV, um outro fator que condiciona os
investimentos é a modalidade de transmissão, a saber, se a transmissão será feita em
corrente alternada (CA) ou em corrente contínua (CC).
Convém lembrar que por questões tecnológicas e econômicas, a energia elétrica é
produzida e consumida em corrente alternada. Assim, a utilização de corrente
contínua na transmissão exige a presença de subestações conversoras nos dois
extremos da linha de transmissão, para retificar a corrente alternada do lado da usina
e depois inverter a corrente contínua para alternada do lado do sistema receptor
(consumo).
58
________________________________________________________________________________________
A opção por uma ou outra modalidade de transmissão não é trivial e requer muitos
estudos e considerações.
Uma aplicação natural, ocorre quando se faz a integração entre países que tem
sistemas de corrente alternada operando em frequências distintas, como no caso de
Brasil e Paraguai, por exemplo, que tem sistemas operando em 60 Hz e 50 Hz,
respectivamente. Por isso mesmo, se utiliza uma subestação retificadora, em Foz do
Iguaçu para metade da potência da usina hidrelétrica binacional de Itaipu. Na
construção da usina, o Paraguai exigiu que metade das máquinas operasse em 50 Hz e
da própria subestação elevadora já saem circuitos em CA em direção ao Paraguai. Na
medida em que o Paraguai consome apenas uma pequena fração da energia total
produzida pela metade de Itaipu que opera em 50 Hz, exportando o restante ao Brasil,
foi necessário fazer uma subestação retificadora, de onde saem dois bipolos em CC em
direção a São Paulo.
Em muitas situações onde não há o problema de diferentes frequências a ser vencido,
também se utiliza corrente contínua para transmissão de grandes blocos de energia a
grandes distâncias, sendo que isso pode ocorrer por razões técnicas ou econômicas.
As razões técnicas normalmente estão associadas a problemas de desempenho
dinâmico do sistema (perda de estabilidade durante distúrbios, como por exemplo a
ocorrência de um curto-circuito na linha de transmissão), situação em que a utilização
de transmissão CC, que tem controles eletrônicos para variar rapidamente a
intensidade de potência / corrente transmitida pela linha de transmissão, permite
limitar rapidamente a corrente de curto circuito, quando de defeitos internos ao
bipolo, ou limitar a contribuição dos sistemas interligados ao próprio curto-circuito,
quando de ocorrências externas ao bipolo. Tudo isso, adicionado à possibilidade
utilização de sinais estabilizantes no controle do elo CC, reduzem e muito problemas
de estabilidade eletro-mecânica.
Na vertente econômica, pode-se demonstrar com relativa facilidade que para uma
mesma potência transferida, uma linha bipolar de CC, com mesmo nível de isolamento
de uma linha CA e condutores de mesma bitola, necessita apenas 2/3 da quantidade
de cabos e 2/3 do número de isoladores em relação à linha CA. As dimensões globais
da linha CC resultarão menores , empregando estruturas mais leves e simples e
exigindo faixas de servidão mais estreitas.
Disso decorre que a linha de transmissão CC é intrinsecamente mais barata do que a
linha de corrente alternada equivalente. Não obstante, a transmissão em corrente
contínua exige subestações terminais para retificação e inversão de corrente, que são
estruturas gigantescas quando operando em tensões muito elevadas. Para citar
novamente o exemplo de Itaipu, que tem tensão de transmissão de +/- 600 kV em CC,
para a parcela da energia exportada pelo Paraguai ao Brasil, os edifícios (casa de
“válvulas”) das estações terminais são equivalentes a prédios de 10 andares, que
obviamente implicam em altíssimo custo de investimento. Isso posto, a decisão por
59
________________________________________________________________________________________
uma ou outra modalidade de transmissão tem que cotejar linha de transmissão mais
cara (CA) x linha de transmissão mais barata (CC) adicionada às estações terminais.
É intuitivo então, já que o custo das terminais é fixo em relação à distância de
transmissão, dependendo apenas do nível de tensão de transmissão e da potência a
ser transmitida, que exista uma distância de transmissão a partir da qual a modalidade
CC passa a ser mais atraente do ponto de vista econômico. De fato, esse ponto existe e
é bastante conhecido na literatura da área, sendo denominado de “break-even point”.
3.2.1.3
PERÍODO DE MATURAÇÃO DO EMPREENDIMENTO
O período de construção, ou prazo de maturação, de um componente de uma rede de
transmissão ou de distribuição, varia em uma faixa muito ampla de duração das obras
e período de comissionamento, de forma fortemente correlacionada ao porte do
Projeto que seja desenvolvido.
Assim, linhas de transmissão em extra ou ultra alta tensão9, percorrendo distâncias de
milhares de quilômetros, podem ter um prazo de implantação de três anos ou mais,
mesmo quando se recorre a licitações separadas por trecho e se dispara várias frentes
de obra simultaneamente. No extremo oposto, a implantação de redes de distribuição
em tensão primária (13,8 kV a 20 kV) pode durar um período de apenas um a seis
meses.
Já no caso de Subestações, o prazo de construção é mais curto do que uma linha de
transmissão longa, mas uma subestação complexa, com vários pátios de manobra para
agrupar linhas de transmissão de distintos níveis de tensão convergindo para o mesmo
ponto, incorporando capacidade de transformação para interligar esse pátios entre si
eletricamente, pode ter uma construção perdurando por mais de dois anos.
Os custos de investimento podem ser decompostos em várias rubricas, associadas à
alocação dos recursos, que seguem mais ou menos a estrutura contábil dos itens que
irão compor o ativo imobilizado que corresponde a cada linha de transmissão ou então
às instalações (subestação) e conjunto de redes de distribuição, que são imobilizados
de forma “coletiva”, em face do número e valor de cada componente, quando
individualmente considerado. Uma rápida caracterização de cada uma dessas parcelas
do custo global de investimento é apresentada no que se segue.
9
Extra Alta Tensão : 300 kV ≤ VNom < 800 kV
Ultra Alta Tensão : VNom ≥ 800 kV
VNom = Tensão Nominal de Operação da Linha de Transmissão
60
________________________________________________________________________________________
3.2.2
Custos de Projeto
Nesta rubrica estão inseridos todos os custos com a elaboração dos projetos
necessários para os estudos de viabilidade e execução do empreendimento.
Dentre estes, estão contemplados os estudos de Viabilidade Técnica e Econômica, os
Projetos Básico e Executivo de engenharia e, também, os Estudos de Impacto
Ambiental e Socioeconômico e Relatório de Impacto ao Meio Ambiente (EIA / RIMA),
além do Projeto Básico Ambiental (PBA).
O Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica representam uma análise preliminar da
característica do empreendimento, levando em consideração as questões técnicas,
econômicas e ambientais. O Projeto Básico permite definir as obras civis e os
equipamentos, adjudicações e a construção do empreendimento.
O Projeto Executivo de engenharia estabelece o detalhamento do Projeto Básico no
nível de construção do empreendimento, com a preparação das plantas, detalhando os
equipamentos e as obras civis necessários na etapa de construção efetiva.
No caso de uma linha de transmissão, de grande extensão, atravessando diversos tipos
de terreno, com trechos em serra, percursos acidentados com várias mudanças de
direção, travessias de rios e rodovias, etc, há que haver um conjunto enorme de
desenhos , para orientação dos trabalhos de campo, com detalhamento de cada vão
típico, o que é condição absolutamente necessária para lançamento dos cabos, escolha
do tipo de torre, tensionamento da catenária e dimensionamento das fundações.
O Projeto de uma Linha de Transmissão com essas características, a despeito das
ferramentas computacionais disponíveis hoje em dia, como por exemplo o Auto Cad,
ainda representam um custo não desprezável frente ao investimento global.
3.2.3
3.2.3.1
Custos dos Componentes e equipamentos
LINHAS DE TRANSMISSÃO
Os custos de componentes de uma linha de transmissão alocados no item de
Investimento compreendem os custos de aquisição, seguros e transporte de:
(i)
Torres, sendo bastante distinto se a opção de Projeto for de torres
autoportantes ou estaiadas ou se tratar-se de torres de circuito simples ou
duplo;
(ii)
ferragens para agregar as cadeias de isoladores e fixar os condutores;
61
________________________________________________________________________________________
(iii)
cabos condutores e cabos guarda, assim como os cabos contrapeso, para
aterramento ao longo do trajeto, com custos que variam a depender do
tipo de condutor utilizado, como por exemplo condutores de cobre, ou de
alumínio, ou ainda de alumínio com alma de aço (condutores encordoados);
(iv)
cadeias de isoladores propriamente ditas;
(v)
fundações, compreendendo o concreto, pedra e as varetas de aço para
compor o concreto e a mão de obra para fazer cada fundação no campo.
(vi)
equipamentos para compensação reativa série e paralela (capacitores e
reatores, controlados ou não), quando essa compensação estiver alocada
em pontos intermediários do trajeto e não nas subestações terminais, que
também se pode associar às linhas de transmissão.
3.2.3.2
SUBESTAÇÕES
No caso de subestações, o principal ativo é composto de equipamentos, onde os de
maior custo, sem dúvida são os transformadores de potência, mas existem também os
transformadores de corrente e de potencial, chaves seccionadoras manuais e
motorizadas, disjuntores, pórticos de entrada e saída e barramentos.
Além disso, existe a casa de comando e controle, com os painéis mímicos de controle e
painéis dos instrumentos da baixa tensão da subestação, centrais de ar comprimido
para acionamento dos disjuntores, eventualmente “no breaks” para garantir o
funcionamento de partes vitais durante “blackouts” e, também, toda a malha de terra,
que fica enterrada, mas é vital para segurança humana e dos equipamentos.
3.2.4
3.2.4.1
Terrenos e Faixas de Passagem (Servidão)
No caso de Linhas de Transmissão ou de Distribuição, em tensão acima de 69 kV, o
custo de terreno envolve os recursos necessários para aquisição do terreno
correspondente à faixa de passagem, por onde será o caminhamento das torres de
sustentação dos cabos condutores. Em algumas situações o terreno é de fato
adquirido e nenhum uso adicional pode ser feito da área, sendo vedado o acesso a
terceiros. Na maioria dos casos, entretanto, a aquisição é feita em uma modalidade em
que o valor de aquisição resulta muito mais baixo e se permite o uso terreno sob os
condutores para usos específicos, como por exemplo criação de gado ou plantações de
baixa altura. Nesses casos, a faixa de passagem é mais conhecida como “Faixa de
Servidão”.
62
________________________________________________________________________________________
3.2.4.2
SUBESTAÇÕES
No caso de Subestações, o terreno representa parcela importante do custo total do
empreendimento e a área adquirida passa a ser de propriedade e uso exclusivos do
Adquirente, que terá que cercar a área e restringir completamente o acesso de
terceiros, por uma questão de segurança das instalações e de pessoas.
3.2.5
3.2.5.1
Obras Civis e Montagem
No caso de Linhas de Transmissão, a parcela de custos de obras civis é pouco
importante, restringindo-se às fundações e a preparação da faixa de passagem, sendo
sem sombra de dúvida preponderantes os custos de fiscalização e montagem, que
incluem a montagem em campo e erguimento das torres e cadeias de isoladores e
ferragens e, principalmente, o lançamento e estiramento dos cabos condutores e dos
cabos guarda.
3.2.5.2
SUBESTAÇÕES
No caso de Subestações, particularmente aquelas que tem arranjo complexo, com
vários pátios de manobra, os custos de obras civis é significativo. Isso ocorre, em
função da grande área que deve ser terraplanada, incluindo o lançamento da malha de
terra e a fixação de fundações de grandes estruturas, que são os Pórticos de entrada e
saída, os Barramentos, as bases dos transformadores e os edifícios de controle e da
central de ar comprimido.
Os custos de montagem também são bastante expressivos, haja visto o grande número
de equipamentos e o porte e peso de alguns deles, como também o lançamento de
toda a cablagem de comando e medição (com blindagem para interferências de
natureza eletromagnética).
3.2.6
Custos Financeiros
Representados pelos Juros Durante a Construção do empreendimento e se traduzem
pelo custo de oportunidade de capital para o Projeto, no período que antecede a
geração de receitas.
Seu valor é muito dependente do prazo de maturação da obra e das taxas de
capitalização praticadas pelo mercado no período de negociação para captação dos
recursos necessários para a construção do empreendimento.
63
________________________________________________________________________________________
3.2.7
Custos Ambientais
No caso de linhas de transmissão, particularmente nos casos de extra ou ultra alta
tensão e trajetória de grande extensão, os custos de natureza ambiental podem se
tornar importantes em face de restrições para desmatamento (áreas de preservação
ambiental inseridas no traçado da linha de transmissão, como por exemplo áreas de
mata atlântica), ou ainda pelo fato do traçado envolver a travessia de terras indígenas,
duas situações existentes no caso brasileiro.
Nesses casos, a solução envolve (i) compensações pelo desmatamento necessário para
a implantação da faixa de passagem ou servidão; (ii) desvios de rota, envolvendo em
geral um custo elevado devido ao acréscimo de extensão ao traçado original; ou então,
(iv) implantação de trechos de linha com torres anormalmente altas, de modo a passar
com segurança sobre as regiões de mata preservada, com o desmatamento mínimo
inerente a apenas e tão somente a implantação das fundações das torres. Outras
restrições de cunho ambiental que são impactantes nos custos de sistemas de
transmissão em qualquer lugar do mundo, são os níveis de interferência aceitáveis
para os efeitos de campo magnético com telecomunicações e a sociedade em si.
De fato, as Normas Internacionais especificam níveis de tolerância básicos para
diversos níveis de interferência devido ao campo magnético das linhas de transmissão
e subestações, mas cada País pode, a seu critério, enrijecer ou afrouxar esses níveis.
Nesse âmbito de considerações, os principais indicadores são o RA – Ruído Audível
(principalmente em situação de umidade elevada); TVI – TV Interferência
(principalmente no caso de recepção por antena); Corona Visual 10 e intensidade de
campo nas imediações de uma subestação, principalmente se estiver em área urbana,
pois se admite que uma exposição prolongada a campo eletro magnético intenso (que
seria o caso de moradores nas vizinhanças de uma subestação) pode ter efeito de
catalisação de doenças graves, entre essas o câncer.
Ocorre então que para atender essas especificações, mandatórias para aprovação dos
projetos, se tem que, frequentemente, alterar o projeto para uma configuração de
condutores que não seria necessária do ponto de vista puramente elétrico (capacidade
de carregamento, por exemplo), utilizando (i) condutores de maior bitola, portanto
mais pesados, que custam mais caro e encarecem também as torres e fundações; ou
“bundle” (feixe) de maior número de condutores por fase e/ou maior espaçamento
entre condutores, com os mesmos efeitos descritos na primeira alternativa; ou
ampliando a faixa de passagem da linha de transmissão.
10
O efeito Corona está associado a um fenômeno provocado por uma campo eletromagnético muito
intenso na superfície dos condutores de uma linha de transmissão ou nos barramentos de uma subestação,
que provoca uma espécie de faiscamento, que em condições de chuva ou de alta umidade, que aumentam
a condutância do ar, chega a iluminar os condutores à noite, aumentando bastante as perdas elétricas e
provocando intenso ruído audível.
64
________________________________________________________________________________________
3.3
Custos Operacionais
Os custos operacionais, em sistemas de transmissão e distribuição, são caracterizados
pelos Custos de Operação propriamente ditos e os Custos de Manutenção.
Os custos de operação são bastante afetados pelo nível de automação do sistema,
posto que isso afeta diretamente o contingente de mão de obra qualificada que se
necessita dispor para operar a rede.
As condições ambientes também podem afetar fortemente os custos de operação,
pois regiões em que as linhas de transmissão tem contato com maresia ou poluição
muito forte de fumaça negra, com alto conteúdo de carbono, a operação da rede
envolve um custo de lavagem periódica das cadeias de isoladores, posto que com o
depósito de partículas seja de sal, seja de carbono, ocorre perda das propriedades
isolantes dos isoladores da cadeia e pode irromper uma descarga para a terra ou para
a estrutura da torre, interrompendo o serviço.
Por sua vez, os custos de manutenção dependem de uma gama muito mais diversa de
fatores. Por exemplo, casos em que uma subestação e parte da rede de distribuição se
situam do outro lado de uma rodovia importante e eventualmente com
congestionamentos frequentes, em relação à localização de uma grande subestação
terminal, onde se aloca normalmente as turmas de manutenção para atendimento de
emergências, obriga a se alterar a logística usual de manutenção e se ter turmas
descentralizadas para atender as contingências do lado da rodovia em que haveria
sérias restrições para atendimento por parte da equipe centralizada. Isso
evidentemente acresce de forma importante os custos operacionais.
Linhas de transmissão muito longas, atravessando diversas regiões, inóspitas ou não,
exigem que se tenha diversas turmas e equipamentos de manutenção ao longo de
todo o trajeto, com acréscimo direto nos custos operacionais.
A própria política de reserva de equipamentos, particularmente as grandes unidades
transformadoras, afeta bastante os custos operacionais, na medida em que quando se
dispõe de reserva “quente”, isto é, redundância, a manutenção pode ser executada em
tempos maiores e exige Turmas menos numerosas e / ou altamente especializadas.
Por outro lado, se for adotada uma política de reserva com uma unidade monofásica
montada e sendo reserva compartilhada por vários Bancos de Transformadores, na
ocorrência de uma emergência (perda de unidade monofásica em um dos Bancos
Trifásicos), obriga à realização apenas de chaveamentos adequados, sem necessidade
de remoção da unidade reserva de sua localização.
Essa política, embora mais cara em termos de ativos imobilizados, torna muito mais
barato o custo de manutenção, pois o deslocamento de uma unidade transformadora,
de dezenas ou até centena de toneladas, envolve serviço muito mais especializado e a
existência dos equipamentos adequados.
65
________________________________________________________________________________________
Finalmente, a política de almoxarifado local impacta os custos de manutenção, posto
que em contingências a existência dos equipamentos necessários tanto mais próximos
da ocorrência minimizam a indisponibilidade dos equipamentos falhados, mas por
outro ângulo, exigem maior número de equipes de manutenção, cada uma próxima do
almoxarifado.
3.4
Metodologia para determinação
Sistemas de Transmissão
3.4.1
aproximada
de Custos
de
Custos de Investimento em Equipamentos
de Linhas de Transmissão
O custo de uma linha de transmissão com cabo ACSR e torres auto-portantes pode ser
estimado por:
𝐶𝐿
𝑛 𝑘 𝑎 (𝑏 √𝑉𝑚𝑎𝑥
𝑐 𝑆) 𝑈𝑆$/𝑘𝑚
onde:
n = número de circuitos por torre
k = cte = 14.500 a 24.000 US$ dependendo do país e dos critérios de cálculo das torres.
a = fator que depende do número de subcondutores por fase:
a = 1,0 para 1 condutor por fase
a = 1,1 para 2 condutores por fase
a = 1,05 para 1 condutor (expandido11) por fase
b = fator que depende de número de circuitos por torre:
b = 35 x 10-3 (kV)-0,5 – para linha de 1 circuito
b = 23 x 10-3 (kV)-0,5 – para linha de circuito duplo.
c = coeficiente que depende da secção de alumínio por fase:
c = 9 x 10-4 mm-2
S = secção total de alumínio por fase em mm2.
Vmax = tensão máxima da linha em kV.
11
Condutor expandido é aquele com configuração especial de aço e alumínio.
66
________________________________________________________________________________________
Pode-se notar que um circuito duplo é mais barato que dois circuitos simples e que o
custo para uma dada tensão varia linearmente com a secção de alumínio por fase.
Na Figura 11 a seguir estão apresentados estes custos para algumas tensões.
Figura 11: Custo de Linhas de Transmissão com um circuito por Torre.
3.4.2
Custo das Perdas em Transmissão
Conforme Referência [ ], item 3.2, o valor das perdas pode ser estimado por:
∆𝐸𝑚
2
𝐾 ℎ 𝑃𝑚𝑎𝑥
Onde:
Pmax = potência de pico a ser transmitida naquele ano.
h = número de horas equivalente de perdas.
K = Constante do Sistema, que depende da resistividade média dos condutores; tensão média
do sistema; comprimento da rede de transmissão; secção média dos condutores por fase.
Para avaliar de forma muito aproximada o custo das perdas de transmissão de um
sistema, um critério possível seria admitir que fosse preciso construir uma usina
térmica no centro de carga para repor as perdas. Na verdade é comum admitir-se o
custo de substituição de perdas como o custo de produção de uma usina térmica, pois
67
________________________________________________________________________________________
se fosse admitido um acréscimo na geração hidrelétrica (distante) dever-se-ia prever
um sistema de transmissão com capacidade ligeiramente maior para transmitir
também as perdas. Por outro lado, isso resultaria também num aumento de perdas, na
medida em que a potência transmitida seria maior, constituindo um círculo vicioso de
difícil avaliação.
Assim a usina térmica deveria ter a capacidade igual a potência máxima perdida
KPmax2 e gerar a energia anual perdida (hK Pmax2). Sendo o custo da usina térmica
(investimento total) denominado por C'1 (em US$/kW instalado) e o custo da energia
gerada (combustível + operação, etc...) C2 US$/kWh, pode-se aplicar os conceitos
anteriormente desenvolvidos para custos de geração, para obter um C1
correspondente ao custo anual da usina térmica equivalente. A equação geral do custo
de perdas seria:
𝐶1
𝜌
2
𝐿 𝑃𝑚𝑥
𝑆 𝑉2
𝐶2 ℎ 𝐾 𝑃𝑚𝑥
2
𝐶1
𝐶2 ℎ 𝜌
𝐿 𝑃𝑚𝑥 ²
𝑆 𝑉²
deve ser expresso em kW, pois C1 é dado em US$/kW; C2 é dado em
US$/kWh; h tem unidade de horas; sendo que V, neste caso, seria a tensão média.
3.4.3
Custos
de
Transformadores
e
Auto-
transformadores
Pode-se avaliar, de modo aproximado, o custo de transformadores trifásicos, de dois
enrolamentos, pela expressão:
𝐶
06
6
𝑎 . 𝑃0,65 𝑈1
0, 𝑈2
0,5
𝑈𝑆$
Onde:
P = potência trifásica nominal (MVA)
U1 = tensão máxima no lado de alta tensão (em kV)
U2 = tensão máxima do lado da baixa (em kV)
a = coeficiente, tipicamente igual a 0,40.
Para transformadores trifásicos com terciário pode-se adotar fórmula similar,
tomando-se para P o valor:
P1 = P (1 + x / 2)
68
________________________________________________________________________________________
Para auto-transformadores com 3 enrolamentos substitui-se P por:
P2 = P ((x – 1) / K + x / 2)
Nessas expressões, define-se “x” como a relação entre a potência do terciário e a
potência nominal do transformador, enquanto K é a relação de transformação do
autotransformador.
Para transformadores e auto-transformadores monofásicos valem as mesmas
fórmulas, atribuindo o valor a = 0,36 e os valores de C e P referentes a unidade
monofásica. Poder-se-ia acrescentar constantes para levar em conta a existência de
tapes com e sem comutador sob carga. Tais fórmulas valem para U1 ≥ 145 kV, P ≥ 50
MVA e x não muito próximos de 1,0.
3.4.4
Custos de Reatores
O custo dos reatores, que poderão ser ligados diretamente à linha, sem a necessidade
de “bays” de conexão, podem ser estimados pela fórmula:
Unidade monofásica:
𝐶
. 06 0,4 0,2
𝑝 𝑈
𝑈𝑆$
6
𝐶
6 . 06 0,4 0,2
𝑝 𝑈
𝑈𝑆$
6
Unidade trifásica:
Nessas expressões, tem-se que P é a potência em MVAR do reator monofásico ou
trifásico e U a tensão em kV correspondente à potência P.
3.4.5
Custo de Condensadores Série
O custo de condensadores série podem ser estimados por:
𝐶
90
,9 𝑄
06
6
𝑈𝑆$ 𝑝𝑎𝑟𝑎
0 𝑘𝑉
69
________________________________________________________________________________________
𝐶
𝐶
90
, 𝑄
6
, 𝑄
06
6
𝑈𝑆$ 𝑝𝑎𝑟𝑎 00 𝑘𝑉
06
𝑈𝑆$ 𝑝𝑎𝑟𝑎 00 𝑘𝑉
6
sendo Q a potência dos bancos de condensadores em MVAR.
3.4.6
Custo de Subestações
O custo de subestações (não incluindo transformadores) pode ser estimado por:
06
6
0
𝑛 𝑎 𝑈1,2
𝑈𝑆$
Sendo:
n o número de "bays", U a tensão máxima operativa em kV, a fator que pode assumir os
valores:
a = 0,09 para subestações com barramentos duplos
a = 0,085 para subestações com barramentos simples
Na Figura 12 a seguir estão apresentados alguns custos de transformadores trifásicos
(à esquerda) e de reatores trifásicos (à direita); na Figura 13 estão apresentados alguns
custos de bancos de condensadores série (esquerda) e alguns custos de subestações (à
direita).
70
________________________________________________________________________________________
Figura 12: Custo de Transformadores Trifásicos (esquerda) e Reatores Trifásicos.
Figura 13: Custo de Compensação Série (esquerda) e Subestações (direita).
71
________________________________________________________________________________________
3.4.7
Condutor Econômico para uma Linha de
Transmissão
O problema do transporte da energia elétrica se apresenta, em geral, de uma forma
que permite sua formulação em termos bastante simples: o dimensionamento da linha
deve ser tal que o custo do transporte de uma potência P [kW] a uma distância l [km]
deve ser o mínimo possível, dentro de padrões técnicos aceitáveis e com um grau de
confiabilidade preestabelecido.
Sob o ponto de vista da qualidade técnica da transmissão com graus de confiabilidade
aceitáveis, geralmente é possível encontrar um número razoável de soluções válidas.
Dificilmente, no entanto, se encontrará mais de uma solução capaz de assegurar o
menor custo da transmissão. É na procura desta solução que se deve concentrar
esforço, com o suporte de um equacionamento técnico-econômico adequado.
O equacionamento técnico-econômico consiste em estabelecer uma relação ideal, ou
quase, entre dois fatores aparentemente antagônicos:

custo da energia perdida no transporte;

custo das instalações necessárias ao transporte da energia.
As perdas de energia, se devem ao efeito Joule e ao efeito Corona. As primeiras são
proporcionais ao quadrado do valor da corrente na linha e, as segundas, proporcionais
à tensão. Enquanto que as primeiras diminuem com o aumento da tensão, as segundas
aumentam, mantendo-se inalteradas as demais condições. Ambas, porém, diminuem
com o aumento da bitola dos condutores. Logo, a redução nas perdas envolve um
aumento no custo das instalações. Se, portanto, se está perseguindo o objetivo de
reduzir as perdas a fim de reduzir o custo do transporte da energia, há que dispender
mais nas instalações de transporte, o que, por outro lado, se reflete em um aumento
no custo total de transporte, que se pretende minimizar. Por outro lado, um aumento
no grau de confiabilidade quanto à continuidade de serviço reflete-se igualmente no
custo das instalações. Não obstante, dificilmente se poderá avaliar objetivamente o
custo que uma interrupção de serviço poderá provocar e, em contrapartida, o
aumento de custo que um aumento de confiabilidade irá acarretar.
As perdas na transmissão são representadas por energia produzida (ou adquirida) que
deixará de ser entregue ao mercado consumidor: representam, portanto, um custo
para os usuários do sistema, que tem que suportar a totalidade dos custos. O
72
________________________________________________________________________________________
investimento realizado, por outro lado, deve produzir o retorno do capital investido no
prazo estabelecido como vida útil econômica da instalação. Deve, além disso, ser
remunerado convenientemente.
Há diversas maneiras de se efetuar uma análise estruturada para o dimensionamento
econômico de uma linha de transmissão. Uma vez que a vida útil das instalações de
transmissão é muito longa - entre 15 e 20 anos nas linhas com estruturas de madeira e
até 50 anos nas linhas de estruturas metálicas ou de concreto - é usual se efetuar os
cálculos em termos de custo anual. O mesmo ocorre com relação às perdas,
estabelecendo-se o custo da energia perdida anualmente.
Seja então uma linha de transmissão onde são conhecidos:
 tensão operativa (máxima e média);
 potência máxima a ser transmitida, que será admitida constante durante todos os
anos;
 número de horas equivalentes de perdas;
 custos unitários,
 resistividade dos cabos a serem utilizados etc...
Pode-se estimar o custo da linha por km por circuito – pela equação do item 3.4.1, ou
seja:
𝐶𝐿
𝑘 𝑎 (𝑏 √𝑉𝑚𝑥
𝑐 𝑆)
A este investimento corresponde um custo anual CLa que pode ser estimado a partir da
aplicação do Fator de Recuperação de Capital, definido anteriormente e de uma
estimativa para os custos de manutenção.
La
f
L
O valor f é obtido pela soma de dois fatores f 1 e f2, f2 sendo a taxa de manutenção e f1
o Fator de Recuperação de Capital12.
f1
j
j
−n
12
Como exemplo, pode-se estimar para n = 20 anos a taxa j = 0,10 a.a. e se poderia adotar para f2 o valor
0,02, resultando f = 0,14, valor este muito utilizado.
73
________________________________________________________________________________________
f2
f
f1
f2
i
j
j
−n
i
j = taxa de desconto do fluxo de caixa do empreendimento
n = número de anos para amortização do investimento (vida útil econômica)
i taxa de manutenção
O custo anual das perdas, por km por circuito, pode ser estimado por:
p
1
ρ Pmx
2h
S V
2
Deve-se relembrar que o valor expresso pela equação anterior é aproximado, pois
admite perdas somente devido à transmissão de potência ativa e utiliza a tensão
média na linha.
Pode-se observar que o custo anual da linha aumenta com a secção de material
condutor por fase, ao passo que o custo das perdas diminui. Na Figura 14 estão
apresentadas qualitativamente essas curvas. A secção de condutor, por fase, mais
econômica, será a que proporciona custo anual mínimo da linha mais perdas.
74
________________________________________________________________________________________
Figura 14: Custo Anual da Linha de Transmissão e Perdas em função da secção
condutora por fase.
Portanto, pode-se escrever que:
t
f
f k b √Vmx
L
fk cS
1
2
h ρ
Pmx
V
2
S
BS
D
S
Para obter o custo mínimo, tem-se que calcular a derivada do Custo Total em relação à
secção do condutor econômico e igualar a zero, conforme segue.
d
dS
0
O valor econômico de S obtido será o econômico sendo indicado por S ec,
d
dS
D
2
Sec
B
0
A solução dessa equação simples implica que:
D
√
B
Sec
√
2h
1
Pmx
V
2
fk c
Deve-se notar que em condições econômicas (S = S ec) o custo anual da linha é superior
ao das perdas, pois:
f
D
B√
B
B Sec
L
D
Sec
p
f
L
D
√D
B
√BD
√BD
p
75
________________________________________________________________________________________
O gráfico do custo anual da linha mais perdas seria o da Figura 15 a seguir.
Figura 15: Custo Total Anual da Linha de Transmissão e Perdas em função da secção
condutora por fase.
O outro fato a ser sublinhado é que a curva é bastante plana na região de mínimo de
forma que, admitindo-se a possibilidade de ter custo de 2 a 3% superior ao mínimo,
resultaria numa gama de cabos aceitáveis bastante grande.
Deve-se observar também que não foram levados em conta outros custos que não o
de linha (por ex., subestações, compensação série, reatores que seriam constantes
neste caso).
No caso de se ter uma potência máxima crescente no tempo, poderiam ser definidos
condutores econômicos para os vários anos (Figura 16).
Figura 16: Condutores Econômicos para as várias potências estimadas para os
primeiros anos de operação da Linha de Transmissão.
Assim ter-se-ia:
76
________________________________________________________________________________________
No ano 1 ....seção 1
Neste caso dever-se-ia escolher um valor equivalente que, no caso particular da
ilustração, estaria próximo à Sec. 4. Na maioria dos casos é tomada simplesmente a
seção 4 como a econômica pelo fato da linha continuar operando além do período de
amortização.
3.4.8
Limitações da Transmissão de Potência
pelas Linhas
Na prática, acabam subsistindo outros fatores, de natureza “sistêmica” e que acabam
muitas vezes condicionando os custos de uma linha de transmissão, na medida em que
exigem a implantação de reforços importantes, frequentemente impondo a duplicação
de circuitos. A transmissão de potência numa linha pode ser limitada por 3 fatores:
- capacidade de corrente dos cabos
- queda de tensão
- estabilidade do sistema
3.4.8.1
CAPACIDADE DE CORRENTE
A passagem de corrente nos cabos produz perdas que se transformam em calor,
elevando a temperatura dos cabos.
Num projeto, normalmente se fixa uma máxima temperatura admissível nos cabos. Tal
temperatura leva em conta a temperatura ambiente e também a sobretemperatura
devida à passagem de corrente e a incidência de sol.
Para uma temperatura abaixo da máxima não haverá recozimento ou mesmo fusão do
cabo. Por outro lado, cabos aéreos esticados se deformam devido ao peso e tensão
(força) de esticamento, tomando a forma de uma catenária.
Na Figura 17 está representada de forma qualitativa uma curva típica de um “vão”
entre duas torres de suspensão de uma linha de transmissão, sendo indicado o valor
da flecha, distância entre a reta que passa pelos pontos de sustentação de cabo e uma
paralela tangenciando a curva.
77
________________________________________________________________________________________
Figura 17: Vão típico de uma Linha de Transmissão.
Com o aumento da temperatura, a flecha indicada no desenho aumenta devido ao
aumento de comprimento do cabo. Por esta razão, normalmente é fixada uma
temperatura máxima (bem abaixo do recozimento) de forma que, apesar do aumento
da flecha, a distância mínima de segurança ao solo ainda seja preservada (Figura 18).
O valor desta temperatura máxima será ditado também pelo sobreaquecimento
devido à passagem de corrente, e portanto, pela potência máxima transmitida.
Vale frisar que a secção econômica de condutor correspondente a uma dada potência,
tem capacidade de corrente bem superior àquela que efetivamente irá transportar.
Figura 18: Flecha Máxima e Distância Mínima de Segurança.
78
________________________________________________________________________________________
3.4.8.2
QUEDA DE TENSÃO
Este fator é muito importante no dimensionamento de sistemas de baixa tensão sendo
entretanto de menor importância para os sistemas de alta tensão. Isto porque no
terminal de recepção de energia, onde a tensão resulta mais baixa, durante a
transmissão de grandes potências, são instalados transformadores abaixadoras para
permitir a utilização da energia, possibilitando que o problema de queda de tensão
possa ser compensado com a diminuição do tap do transformador no lado de alta
tensão, (ou aumentando o de baixa tensão) conseguindo assim uma tensão adequada
no lado de baixa tensão.
Por outro lado, as quedas maiores aparecerão quando se transmite potência reativa,
às vezes necessária para atender ao fator de potência das cargas. Estas quedas de
tensão podem ser corrigidas instalando-se condensadores síncronos ou capacitores
estáticos para correção do fator de potência da carga.
3.4.8.3
ESTABILIDADE E LIMITAÇÃO DE POTÊNCIA DEVIDO À IMPEDÂNCIA DO SISTEMA
Não sendo esse um texto especializado, cabe fazer aqui apenas uma breve menção ao
problema de estabilidade de um Sistema Elétrico de Potência, que se traduz em um
fenômeno denominado de perda de estabilidade, em que a frequência elétrica que
represente a frequência mecânica de rotação das máquinas conectadas ao sistema,
principalmente geradores, começa a variar13 de forma descontrolada e as proteções
das linhas de transmissão iniciam a atuar e a provocar desligamentos, até que, no
limite, o sistema inteiro pode resultar desligado, ou então com diversas “ilhas”
autossuficientes em geração, dependendo da sofisticação da proteção do sistema em
consideração.
Esse fenômeno (perda de estabilidade), decorre de um defeito em um ponto da rede
(frequentemente um curto circuito em uma linha de transmissão ou subestação,
causado por queda de raio ou a ocorrência de queimada sob a linha, ionizando o ar e
provocando uma redução acentuada da resistividade da isolação dos cabos em relação
ao solo) e as condições para que o sistema resista à perturbação normalmente
envolvem reforçar determinados corredores de transmissão, com implementação de:
(i)
novos circuitos de linha de transmissão;
(ii)
reforços na capacidade de transformação nas subestações;
(iii)
reforço na reserva operativa do sistema, através de novas unidades geradoras;
(iv)
reforço na compensação reativa do sistema; sendo que três dessas soluções
rebatem diretamente em acréscimo de custos da rede de transmissão.
13
Em condições ditas de “regime permanente”, ou condições normais de operação, todas as máquinas
rotativas do sistema tem a mesma frequência elétrica de tensão e corrente, no Brasil igual a 60Hz.
79
________________________________________________________________________________________
80
________________________________________________________________________________________
4
AVALIAÇÃO DOS FATORES INFLUENTES NA FORMAÇÃO DOS
CUSTOS E PREÇOS DE GERAÇÃO E REDES DE TRANSPORTE
4.1
Considerações Gerais
Nesse Capítulo, serão caracterizados e discutidos os fatores mais relevantes que
influenciam a formação dos custos e preços da energia gerada e transmitida nos
sistemas elétricos e que rebatem diretamente na formação das tarifas e preços
oferecidos aos Consumidores finais, conectados às redes de distribuição.
Não obstante esses fatores já tenham sido elencados na Introdução desse Documento,
há que se caracterizar em detalhe cada um deles, proporcionando os subsídios
necessários para o trabalho de diagnóstico das diferenças tarifárias entre países que
foi mapeada no Relatório III e será revisitada no Capítulo seguinte do presente
Relatório V.
4.2
Fatores Influentes na Formação dos Custos e Preços de Geração
A seguir, serão enfocados um a um todos os fatores influentes na formação dos Custos
e Preços da energia gerada para atendimento do mercado de um sistema de potência
elétrico.
4.2.1
Tipo de Fonte Primária
O tipo da fonte primária é um dos principais determinantes dos custos de geração de
energia elétrica, já que em função do tipo de fonte (hidráulica / carvão / nuclear / gás
natural / óleo combustível / eólica; etc) se altera, e muito, o nível relativo de
investimento e dos custos operacionais. Algumas dessas fontes tem um patamar de
investimento bastante elevado, mas em compensação não tem custo operacional
apreciável, como é o caso das hidrelétricas. Outras fontes exigem muito menor
investimento, mas tem custo de combustível muito elevado, como é o caso das
térmicas a óleo combustível leve.
Há que se analisar caso a caso e utilizar os parâmetros disponíveis para uma avaliação
de custos, sendo que todo o ferramental para isso e a formulação matemática
necessária já foram desenvolvidos, incluindo exemplo numérico, no Capítulo 2.
81
________________________________________________________________________________________
4.2.2
Restrições
Socioambientais
(Legislação
Ambiental)
As restrições socioambientais se constituem em relevante item de custo, conforme
caracterizado em algum detalhe no Capítulo 2.
Para efeito de um diagnóstico da influência desse fator nos custos de geração, há que
se examinar a legislação ambiental e as exigências para o licenciamento de
empreendimentos de geração de cada País em cotejo, buscando identificar se existem
diferenças relevantes que impliquem em custos finais muito distintos para o mesmo
tipo de empreendimento.
Para melhor entendimento, imagine-se uma planta geradora termelétrica movida a
carvão mineral em dois países distintos, com legislações ambientais bastante
diferentes, uma delas significativamente mais permissiva que a outra em termos de
exigências de controle de emissões de gases que provocam chuva ácida.
Dependendo dessa diferença de legislação e se imaginando qualidade do carvão
comparável entre os dois países, é possível que em um deles se possa construir a
planta a carvão sem dessulfurizadores e no outro essas instalações tenham que ser
adicionadas à usina. Nesse caso, a diferença de custo de geração, entre as duas
plantas, pode passar de 10% somente por conta desse item, o que é bastante
relevante.
A legislação e as práticas de licenciamento ambiental também podem ser observadas,
quando possível, sob a ótica de eliminação, ou pelo menos forte cerceamento, na
construção de determinado tipo de usina, que poderia significar uma opção de geração
econômica e que para o futuro terá que ser substituída por fonte mais cara.
Esse é exatamente o caso brasileiro hoje em dia, em que uma posição radical dos
órgãos ambientais e de parte da sociedade organizada simplesmente erradicaram as
usinas hidrelétricas com reservatório do cardápio da expansão, com possíveis
consequências econômicas desastrosas para o País.
4.2.3
Restrições Operativas
As restrições operativas, na maior parte das vezes associadas às usinas hidrelétricas,
mas que podem ampliar o leque de abrangência com o aumento de opções
intermitentes, podem ser motivo de acréscimo sistemático dos custos de geração e
não apenas uma ocorrência episódica, provocando alterações conjunturais de custo.
82
________________________________________________________________________________________
A necessidade de respeitar, por exemplo, restrições de vazão defluente mínima em
reservatórios, para preservar a vida aquática, permitir diluição adequada de efluentes
(saneamento), captação de água, entre outras podem rebater em operação
hidrelétrica não otimizada do ponto de vista puramente energético, implicando
sistematicamente em utilização de fontes mais caras.
Por outro lado, restrições de vazões defluentes máximas, devido a restrições de
navegação ou amortecimento da elevação do nível d’água de jusante, podem também
provocar operação fora do ponto ótimo, com acréscimo nos custos.
Outro exemplo seria a necessidade de se ter “volumes de espera” no período chuvoso,
para controle de cheia e segurança das barragens, que provoca vertimento de energia
que poderá fazer falta no período seco, onde então um maior acionamento térmico
será necessário.
Este aspecto tem sua importância crescente na medida que restrições ambientais tem
definido de forma primária a capacidade de reservação das novas hidroelétricas em
desenvolvimento e, provavelmente, das futuras gerações de empreendimentos.
Pelo lado dos sistemas de geração majoritariamente termelétricos, uma restrição de
emissão ajustável pelo nível de qualidade do ar, pode provocar forte
contingenciamento no despacho de algumas plantas, com repercussão direta nos
custos operacionais.
A despeito de sua eventual importância na formação dos custos de geração, já se pode
antever a priori que obter esse tipo de informação para outros países, que não o Brasil,
é uma tarefa muito difícil de ser cumprida, de modo que dificilmente se poderá utilizar
esse fator na etapa de Diagnóstico das diferenças tarifárias.
4.2.4
Tributação
A influência da tributação nos custos e preços de geração é óbvia e praticamente linear
com a alíquota média praticada em cada País. Nesse caso, existem informações
disponíveis e que já foram coletadas e estampadas no Relatório III, permitindo uma
avaliação comparativa já naquela oportunidade.
Uma nova avaliação da influência da Tributação nos custos de geração e sua
repercussão nas diferenças tarifárias entre países será levada a termo no âmbito do
presente Documento.
83
________________________________________________________________________________________
4.2.5
Origem dos Insumos (nacional / importado)
e Regime Cambial
A origem dos insumos pode ser importante na definição dos custos de geração, posto
que se os insumos são de origem nacional, não há especificidade adicional a se
incorporar na análise. Contudo, se os insumos foram importados, há que se observar
possível acréscimo de custos em função do regime cambial, em especial se se tratar de
país de regime de câmbio administrado, onde o controle da taxa de conversão do
Dólar para a moeda local é administrada pelo Governo, com diversos interesses a
serem atendidos (beneficiar as exportações, por exemplo) e isso pode repercutir em
distorção importante no custo de geração, que se rebate na tarifa dos consumidores
finais.
A Taxa de Câmbio, conjugada com diferentes proporções de insumos e serviços
adquiridos em moeda nacional ou importada, podem afetar severamente a
competitividade relativa entre opções de projetos da expansão.
Para melhor ilustrar, considere-se a comparação entre as opções hidrelétrica e
termelétrica para o caso brasileiro há algum tempo atrás. Inicialmente, na Figura 19,
apresenta-se o Orçamento de uma Usina Hidrelétrica real (Campos Novos), com
abertura nos principais itens de custo, indicando-se também a participação de moeda
nacional e importada na composição desse Orçamento.
Composição de Custos de Projetos
Tratando-se de hidrelétrica, no Brasil, a componente de moeda estrangeira (US$) é
relativamente
modesta,
limitando-se
a parte dos
equipamentos.
Orçamento
Usina
Hidroelétrica
(Campos
Novos)
Evento
Obras Civis
Montagem Eletromecânica
Entrega Equipamentos
Nacional
Importado
Total Equipamentos
Supervisão de Montagem
Nacional
Importado
Total Supervisão
Reservatório
Indiretos
Canteiro Vila e Outros
Total
Potência Instalada
Total US$
116.209.507
11.751.803
Ano 1
17.431.426 51.132.183
0
352.554
125.150.154
30.248.892
155.399.046
0
0
0
3.369.285
1.870.727
5.240.012
0
0
0
28.860.037
28.860.037
14.430.018
Ano 2
Ano 3
Ano 4
Ano 5
32.538.662 11.620.951 3.486.285
5.993.419
3.995.613 1.410.216
3.754.505 63.826.579 42.551.052 15.018.018
907.467 15.426.935 10.284.623 3.629.867
4.661.971 79.253.513 52.835.676 18.647.885
101.079
56.122
157.200
1.718.335
954.071
2.672.406
1.145.557
636.047
1.781.604
3.174.604 9.523.812
5.772.007 5.772.007
7.215.009 7.215.009
9.523.812
5.772.007
0
5.483.407
5.772.007
0
404.314
224.487
628.801
1.154.401
5.772.007
0
360.750.460 33.593.047 78.814.738 135.753.820 81.489.258 31.099.597
880 MW
Taxa de Câmbio de Referência Utilizada = 1US$ = 1,74 R$
84
________________________________________________________________________________________
Figura 19 : Composição de Custos de Projetos (Orçamento detalhado da Usina de
Campos Novos)
Por outro lado, uma planta termelétrica convencional terá a componente de moeda
estrangeira muito mais elevada, pelo que a competitividade relativa (ICB ou ainda
Custo Unitário de Geração) entre essas opções será fortemente influenciada pela Taxa
de Câmbio, conforme se pode observar nas Figuras 20 e 21 a seguir.
4.2.6
O Custo de Oportunidade de Capital, ou ainda a Taxa de Atratividade de Investimento
utilizada para comparar Projetos de Geração, é muito relevante no momento de se
definir a competitividade de empreendimentos e para direcionar a opção pelo tipo de
fonte a utilizar na expansão da oferta de energia.
Formação de Preços : Comparação de
Custos Unitários de Projetos de Geração
65,00
60,00
60,00
55,00
55,00
50,00
50,00
45,00
45,00
40,00
40,00
35,00
35,00
30,00
30,00
25,00
1,20
1,30
1,40
1,50
1,60
1,70
Valores do Câmbio - R$
CUG - UTE - R$/MWh
1,80
1,90
2,00
CUG - UHE - R$/MWh
CUG - UTE - R$/MWh
UHE x UTE - Sensibilidade ao Câmbio - R$
65,00
25,00
CUG - UHE - R$/MWh
Figura 20 : Comparação de Custos Unitários de Projetos de Geração (Custos Unitários
de Geração em R$)
85
________________________________________________________________________________________
Formação
de P&D
Preços
: Comparação
de/ ANEEL)
Projeto de
CPFL
/ GESEL (SRE
Custos Unitários de Projetos de Geração
40,00
35,00
35,00
30,00
30,00
25,00
25,00
20,00
1,20
1,30
1,40
CUG - UTE - US$/MWh
1,50
1,60
1,70
Valores do Câmbio
1,80
1,90
2,00
CUG - UHE - US$/MWh
CUG - UTE - US$/MWh
UTE x UHE - Sensibilidade ao Câmbio - US$
40,00
20,00
CUG - UHE - US$/MWh
Figura 21 : Comparação de Custos Unitários de Projetos de Geração (Custos Unitários
de Geração em US$)
Vale evidenciar que um Custo de Oportunidade de Capital mais elevado aumenta o
peso dos custos realizados antes da geração de receitas (Juros Durante a Construção –
JDC) e reduz o peso dos custos a serem realizados no futuro (custos de combustível de
UTE’s, por exemplo).
De fato, na comparação entre hidrelétricas e termelétricas, valores de Custo de
Oportunidade de Capital elevados, que representam a taxa de desconto do Fluxo de
Caixa Descontado dos Projetos, aumentam o JDC da hidrelétrica e reduzem o peso das
parcelas dos custos operacionais que terão que ser desembolsadas no futuro, que são
importantes para o caso da termelétrica, devido ao combustível. Assim, é explicável o
fato de que nas décadas de 70 e 80 a opção hidrelétrica era imbatível no Brasil, pois se
captava recursos a 10% ao ano, beneficiando as usinas hidrelétricas, que tem longo
período de maturação, investimento muito elevado e custo operacional extremamente
reduzido.
Há que se destacar que países emergentes, ainda com relativa instabilidade
inflacionária, tem tido em períodos frequentes oscilações marcantes das taxas de juros
básicas (por exemplo, no Brasil em cerca de 15 anos as taxas variaram entre 26% e 8%
ao ano). Como estes empreendimentos são sempre projetos de longo prazo, o
comprometimento do serviço da dívida em um cenários de juros elevados pode
comprometer a rentabilidade do projeto ao longo de sua vida útil em momentos onde
o custo de capital tenha oscilado no sentido de sua redução.
A título ilustrativo, apresenta-se na Figura 22 a seguir a comparação entre os mesmo
Projetos Hidrelétrico (Campos Novos) e Termelétrico (UTE Paulínia / Gás Natural), para
as mesmas premissas anteriormente utilizadas quando da comparação sob o crivo da
86
________________________________________________________________________________________
Taxa de Câmbio, fixando agora a Taxa de Câmbio e deixando variar apenas e tão
somente a Taxa de Desconto.
Verifica-se, sem dificuldade, que existe um patamar de taxa de desconto para o fluxo
de caixa em que a competitividade relativa se inverte e a termelétrica passa a ser a
opção mais econômica.
4.2.7
Disponibilidade de Financiamentos a taxas
diferenciadas
Um fator que é importante para explicar diferenças de Custos de Geração entre países,
é o conhecimento da existência de política governamental, através de Bancos Públicos,
que direcione financiamentos a taxas diferenciadas para fomentar a implantação de
novos projetos de geração e, particularmente, alguma opção de geração em específico,
como agora no Brasil se está a fazer para estimular o desenvolvimento da opção solar.
Nesse caso, se pode diferenciar dois efeitos da política de Governo : Um deles, que
seria a utilização de taxas de financiamento diferenciadas pelos Bancos Públicos de
fomento (BNDES, no caso brasileiro), em patamares inferiores aos de mercado, rebate
de forma efetiva em custos de geração mais reduzidos do que o usual, para o tipo de
fonte contemplado com esse tipo de financiamento; enquanto o segundo efeito é de
fato
se obter custosde
elevados
para os
custos de geração, mas
Formação
Preços
: Comparação
deobrigar o repasse desses
custos
ao consumidor
final, embutido
na tarifa. de Geração
Custos
Unitários
de Projetos
10,00
0,00
CUG - UHE US$/MWh
10,00
30%
20,00
28%
20,00
26%
30,00
24%
30,00
22%
40,00
20%
40,00
18%
50,00
16%
50,00
14%
60,00
12%
60,00
10%
CUG - UTE US$/MWh
Variação Taxa de Desconto
0,00
Taxa de Desconto
CUG - UTE US$/MWh
CUG - UHE US$/MWh
87
________________________________________________________________________________________
Figura 22 : Comparação de Custos Unitários de Projetos de Geração (sensibilidade ao
Custo de Oportunidade de Capital)
Uma conjugação desses dois efeitos ocorreu, no Brasil, para o caso dos projetos do
PROINFA e depois para projetos eólicos e, mais recentemente para a fonte solar
fotovoltaica.
4.2.8
Subsídios / Incentivos setoriais
A existência de subsídios e incentivos setoriais, como política de governo, afetam
diretamente o custo das opções de geração, afetando sobremaneira a competitividade
relativa entre projetos se esses subsídios / incentivos forem direcionados a um ou mais
tipos de fonte.
Pode-se citar os incentivos fiscais, dados por alguns estados para a energia eólica; os
descontos na TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição) e TUST (Tarifa de Uso do
Sistema de Transmissão), válidos apenas para fontes renováveis de pequeno porte
(inferior a 30 MW, podendo ser PCH’s / Biomassa / Eólica / Solar); redução de imposto
de importação ou imposto sobre produtos industriais; etc.
4.2.9
Política de Combustível
Outro fator que afeta a competitividade relativa entre fontes e que pode distorcer
comparações entre custos de geração de diversos países entre si, é a existência de
uma política de combustível para incentivar a geração térmica a partir de insumo
nacional.
Um exemplo dessa política de governo ocorre na Bolívia, por exemplo, onde o preço
do gás natural para geração termelétrica não corresponde ao valor do mercado
internacional e que poderia ser obtido na exportação desse produto, forçando a
expansão termelétrica em detrimento da hidrelétrica.
4.2.10
Porte do Mercado x nível de competição
entre fornecedores de bens e serviços
Um fator que pode explicar eventuais quedas bastante significativas no preço da
energia comercializada no mercado, é o porte do mercado e o nível de competição
entre os fornecedores.
Esses fatores explicam, por exemplo, a redução do preço da energia eólica
comercializada no mercado consumidor no Brasil, pois o mercado brasileiro se
88
________________________________________________________________________________________
consolidou e passou a atrair a atenção de potenciais investidores e, ao mesmo tempo,
a existência de diversas fábricas no mercado fornecedor, que aqui se implantaram
após a crise europeia e estão disputando avidamente os clientes, com impacto muito
favorável nos custos.
4.2.11
Parque industrial existente no País (novo x
sucateado e porte)
Um fator que também pode influenciar comparações de custos de geração entre
países é a existência de um parque industrial de porte, para garantia da competição
entre fabricantes, e o estado dos equipamentos produtivos, pois isso rebate na maior
ou menor eficiência de produção / fabricação, com impacto nos custos.
A inexistência de um parque industrial para equipamentos de geração pode direcionar
este segmento a ser importador de insumos, principalmente equipamentos,
impactando os custos e deixando o consumidor exposto ao risco cambial.
4.2.12
Industrialização (tendências)
Principalmente para o caso do custo da energia a ser fornecida ao mercado
consumidor no futuro, a tendência de desenvolvimento e / ou modernização das
fábricas de equipamentos afetará as projeções de custo, posto que fábricas novas
tendem a ser mais eficientes e parte dessa eficiência acaba sendo compartilhada pelo
comprador da energia.
4.2.13
Evolução Tecnológica x nível de automação
dos empreendimentos
É fato conhecido que o nível de automação dos empreendimentos de geração afeta
principalmente os custos operacionais das plantas geradoras.
Um exemplo bastante importante, é o caso das pequenas e médias usinas hidrelétricas
que podem ter operação completamente desassistidas, com simples monitoramento a
partir de um centro de controle.
A automação também permite adotar sistemáticas de manutenção preditiva e
preventiva, reduzindo muito as taxas de indisponibilidade e, por conseguinte, os custos
de geração, já que os equipamentos sofrerão intervenção antes da ocorrência de
falhas, reduzindo significativamente o tempo de parada, em relação ao tempo que
seria dispendido em uma manutenção corretiva.
89
________________________________________________________________________________________
4.2.14
Infraestrutura existente
Esse fator afeta primordialmente a comparação de custos de geração entre países,
posto que a construção das plantas geradoras, principalmente, é bastante afetada pelo
nível de infraestrutura existente na região de implantação dos Projetos, como por
exemplo portos, ferrovias, estradas, etc.
Um exemplo claro do impacto da falta de infraestrutura nos custos de implantação de
projetos de geração pode ser observado, novamente no caso brasileiro, na construção
de parques eólicos no interior da Bahia, onde a despeito de se contar com ventos de
excelente performance, não há estradas adequadas para o transporte das torres /
naceles / partes dos aerogeradores, sendo que por isso o empreendedor tem que arcar
com um custo de transporte muito elevado em relação àquele que ocorreria se essa
implementação estivesse ocorrendo em São Paulo, por exemplo.
4.2.15
Fator de Carga do Mercado x Fator de
Capacidade
A influência do fator de carga do mercado x custos de produção em função do fator de
capacidade das usinas foi bastante explorado conceitualmente no Capítulo 2 e não
será aqui revisitada.
Resta salientar apenas que não se expande o sistema buscando apenas a usina que
melhor atende a curva de carga do mercado, o que levaria a uma única opção de
geração para a expansão, mas sim se decompõe a curva de carga em patamares,
caracterizando os escalões de Base / Semi Base / Ponta e daí se expande a oferta na
forma de um portfólio, alocando as melhores opções para atendimento de cada um
desses patamares de carga.
4.2.16
Critério
de
Garantia
de
Suprimento
/
Confiabilidade
Os critérios de garantia de suprimento energético e os critérios elétricos de
confiabilidade integrada geração / transmissão condicionam totalmente as opções de
geração a serem adotadas na expansão e a redundância do sistema.
Assim por exemplo, ao se comparar custos de geração entre países que possuam níveis
de exigência de qualidade de serviço muito diferenciados, pode-se chegar a valores
bastante diferentes, ainda que a Matriz Energética tenha composição semelhante (as
mesmas opções potencialmente disponíveis), posto que alternativas de custo mais
reduzido, porém de desempenho bastante diferente em termos de confiabilidade,
90
________________________________________________________________________________________
podem ser preteridas em um país e enfatizadas no outro. Também, o nível de
redundância no sistema para atendimento dos critérios de confiabilidade elétrica
podem ser muito diferenciados de um país para o outro, implicando em nível de
redundância, e consequentemente custos, muito diferentes de um país para o outro.
4.2.17
Política Energética
A questão de política energética de certa forma foi abordada nos itens precedentes,
mas nesse tópico se pretende enfatizar alguns aspectos que precisam estar em mente
no momento de se empreender o diagnóstico das diferenças tarifárias entre países,
com foco na diferenciação provocada pelos custos de geração praticados.
Assim, é preciso atentar quando uma política energética condiciona custos de geração,
seja reduzindo, através de incentivos, conceito que já foi abordado, quanto também
no caso em que impõe um aumento, por inibir opções de geração que poderiam ser
econômicas, ou tirando de operação plantas de forma precoce.
Nesse último caso tem-se a situação da Alemanha, em que o Governo decidiu
descomissionar plantas nucleares que poderiam operar ainda por muitos anos,
atendendo a pressões dos ambientalistas e seus representantes políticos no
Parlamento.
4.2.18
Parcela da produção destinada a mercado
interno e parcela destinada à exportação.
Nesse caso, quer-se enquadrar uma situação potencial do conjunto de países do
Mercosul, onde determinado País com excedentes bem caracterizados de oferta
potencial em relação às suas necessidades internas, casos de Bolívia e Peru, por
exemplo, decide desenvolver aproveitamentos com escala muito superior àquela que
seria compatível com seu mercado interno.
Nesse âmbito de hipóteses, o país irá desenvolver seu potencial energético de forma a
obter redução de custo por economia de escala e, ao mesmo tempo, oferecer a
energia excedente para exportação a países vizinhos, por um preço superior àquele
vendido no mercado interno, de tal forma a subsidiar o seu consumidor através dos
consumidores do país vizinho.
91
________________________________________________________________________________________
4.2.19
Proximidade das Fontes principais aos
centros de carga do sistema
Essa situação será abordada em maior detalhe no item destinado à discussão dos
Custos de Transmissão, registrando-se aqui tão somente o fato de que países que tem
suas instalações de geração próximas aos centros de carga do Sistema, ou que tem
pequenas dimensões geográficas, sem espaço para extensos troncos de transmissão,
terá como benefício uma redução nos custos de conexão, que normalmente, por
serem instalações de uso exclusivo da central geradora, são alocados como parte dos
custos de geração, conforme apresentado no Capítulo 2 desse Documento.
4.3
Fatores Influentes na Formação dos Custos e Preços de
Transporte de Energia Elétrica
A seguir, serão enfocados os fatores influentes na formação dos Custos e Preços de
transporte de energia elétrica (transmissão e distribuição) para permitir a conexão
entre os sítios de produção e os locais de consumo. Muitos dos fatores que afetam a
definição de custos e preços relacionados ao transporte de energia elétrica são
similares aos já analisados para o segmento de geração, de modo que em tais
situações apenas uma breve menção e caracterização será efetivada nesse Tópico,
remetendo-se o leitor ao item correspondente enfocado em 4.2 para o segmento de
geração.
4.3.1
Distâncias
médias
envolvidas
no
desenvolvimento dos corredores de transmissão
e Distribuição
De tudo quanto se desenvolveu no Capítulo anterior desse Documento, fica bastante
bem caracterizada a influência das distâncias médias de transmissão e distribuição
como formador dos custos de transporte de energia, já que o investimento é
diretamente proporcional ao comprimento da rota da linha de transmissão /
distribuição e assim também o custo de faixa de passagem, afetando até mesmo o
custo operacional, posto que a provisão de logística para operação e manutenção das
instalações ao longo de uma extensa trajetória afeta fortemente os recursos de O&M a
serem alocados ao empreendimento e, portanto, impacta significativamente os custos
associados a essa rubrica.
92
________________________________________________________________________________________
4.3.2
Densidade
atendidos
de
pelas
carga
redes
dos
de
subsistemas
transmissão
e
distribuição
A densidade de carga atendida na área coberta pelo sistema elétrico de transporte de
energia, particularmente no caso de distribuição, impacta diretamente os custos
unitários (US$ / MWh transportado) da rede elétrica, como é óbvio.
Assim, países que se caracterizam por grandes distâncias entre os centros produtores e
consumidores e com carga rarefeita ao longo do trajeto, tem custos de transporte
relevantemente superiores a países em que as linhas de transmissão e alimentadores
de distribuição atendem apenas a cargas pontuais, nas extremidades, praticamente
não entregando energia através de derivações ao longo do trajeto.
4.3.3
Modalidade
de
transmissão
(aérea
x
subterrânea)
Também, conforme estabelecido no Capítulo anterior desse Documento, os custos são
muito sensíveis ao arranjo físico dos condutores, no sentido de definir se o alojamento
dos condutores se dará em torres, no caso de transmissão aérea, ou em bandejas
localizadas em túneis sob o solo.
Em uma análise comparativa entre dois países com características de distância média
de transporte e densidade de carga semelhantes, aquele que por legislação ambiental
tiver que praticar transmissão subterrânea de forma muito mais massiva, certamente
terá custos de transporte significativamente superiores.
4.3.4
Níveis de tensão característicos
O nível de tensão operativa de uma linha de transmissão é um importante fator de
tensionamento dos custos, posto que em função da tensão nominal do sistema de
transmissão, se define o nível de isolação para os equipamentos e as cadeias de
isoladores nas torres das linhas e nos barramentos e equipamentos das subestações,
pressionando os custos para cima. Além disso, a maior tensão nominal, em face dos
requisitos derivados da coordenação de isolamento, afeta as distâncias entre
condutores, rebatendo no dimensionamento das torres e pórticos, ferragens, cadeias
de isoladores e fundações.
93
________________________________________________________________________________________
4.3.5
Legislação ambiental.
A legislação ambiental é crucial para a definição de custos, pois em função de uma
maior ou menor rigidez nos parâmetros de interferência eletromagnética ou mesmo
tolerância quanto ao impacto visual, se afeta o modo de transmissão (aéreo x
subterrâneo), que conforme já enfatizado pressiona fortemente os custos, como
também afeta, para linhas aéreas, a largura da faixa de passagem, a largura dos vãos
entre torres, dentre outros impactos. Países com legislação mais tolerante no tocante
às interferências eletromagnéticas, tendem, em condições semelhantes para os
demais fatores, a apresentar custos inferiores de transmissão quando comparados a
países com grande rigidez na legislação ambiental.
4.3.6
Existência de regiões protegidas ao longo
das rotas
A existência de áreas protegidas ao longo das rotas (zonas de mata protegida, terras
indígenas, sítios históricos e/ou arqueológicos) podem provocar diversos desvios de
rota, tornando o trajeto muito mais sinuoso e atravessando regiões eventualmente
muito mais acidentadas, impactando fundamentalmente nos custos das torres (maior
número de torres de amarração em relação às torres de suspensão) e nas distâncias
entre torres (vãos), devido à conjugação de terreno acidentado com as exigências de
altura mínima do solo.
4.3.7
Permissão ou não para uso da faixa de
passagem (Servidão)
A possível utilização, ainda que com restrições de uso, da área denominada de faixa de
passagem da linha de transmissão, caracterizando a utilização do terreno como
servidão (isto é, passível de usos que não coloquem em risco a saúde humana e o
funcionamento da própria linha) pode atenuar significativamente o custo do
empreendimento no que tange a terrenos e desapropriações.
4.3.8
Carga de Vento
Países sujeitos a fortes ventos de rajada e que adotam a transmissão aérea, tem os
custos de linhas de transmissão fortemente aumentados, em função da carga de vento
que deverá ser utilizada para o dimensionamento mecânico da rede de transmissão.
94
________________________________________________________________________________________
Assim, uma linha de transmissão dimensionada para suportar ventos de até 200 km/h
será muito mais custosa do que uma linha com os mesmos requisitos elétricos, mas
tendo que suportar ventos de no máximo 120 km/h. Isso porque, em decorrência da
necessidade das torres e cabos suportarem ventos muito mais intensos sem dano de
natureza mecânica, implica em torres e fundações muito mais robustas, encarecendo
muito as torres em si e as fundações.
4.3.9
O fator de afetação dos custos de transmissão e distribuição representado pelo
patamar de Custo de Oportunidade de Capital segue, em termos conceituais aquilo
que foi exposto para o caso de Custos de Geração.
Não obstante, a sua influência é menor nesse caso, posto que o prazo de maturação
dos empreendimentos e a vida útil econômica dos equipamentos e instalações são
menores no caso de transmissão, quando comparado com a geração. E essa afirmativa
é ainda mais enfática se a referência de comparação for a rede de distribuição.
Além disso, a atividade de transmissão é fortemente regulada (monopólio natural) e
concentra poucos riscos do negócio propriamente dito, já que a rentabilidade não
depende do fluxo de energia que transita pela linha, ou seja, linhas de transmissão
iguais bastante carregadas ou bastante descarregadas, terão a mesma receita e a
mesma rentabilidade, se apresentarem fatores de disponibilidade semelhantes. Dessa
forma, para a transmissão, a taxa de desconto a ser utilizada no fluxo de caixa do
empreendimento, usualmente denominada de WACC (sigla do Inglês que quer dizer
Custo Médio Ponderado de Capital), é muito menor para a transmissão do que para a
atividade de geração, por exemplo.
4.3.10
Origem dos Insumos (nacional x importado)
A origem dos equipamentos e materiais a serem utilizados na construção dos sistemas
de transmissão e distribuição afetam os custos a serem repassados aos consumidores
através das tarifas, na medida em que expõe os empreendedores ao risco cambial, que
obriga normalmente à contratação de “hedge”, que terá repercussão não desprezável
nos custos, da mesma forma que no caso da Geração.
4.3.11
Regime Cambial
O componente de custo cifrado em moeda estrangeira terá maior impacto nos
custos em países de regime de câmbio administrado, já que se supõe que
determinados bens e serviços terão que ser necessariamente importados e, em
95
________________________________________________________________________________________
geral, os Governos que praticam regime de câmbio administrado assim o fazem
para beneficiar as exportações, tornando caras, em consequência, as importações.
4.3.12
Nível de competição (insipiente x acirrada)
A competição acirrada entre fabricantes de equipamentos, montadoras e entre Grupos
Investidores / Empreendedores em transmissão é um fator importante na redução de
custos.
No caso brasileiro, se pode citar, apenas a título de exemplo, que a expansão de
transmissão promovida através de Leilões tem sido bastante eficiente nesse aspecto,
pois em diversos leilões já ocorridos, se verificou deságios, em relação ao preço teto
definido pelo Órgão Regulador que, nesse caso, operacionaliza os leilões, bastante
relevantes, por vezes superiores a 30 %.
4.3.13
Equipamentos (cadeia industrial)
Como fator adicional que pode contribuir para redução de custos de transmissão em
determinado País, em relação a outro, a presença de uma cadeia industrial bem
estabelecida, com diversos “players”, é relevante.
De fato, em isso ocorrendo, reduz-se o componente de equipamentos importados,
estimula-se a competição e se beneficia da economia de escala própria de indústrias
de porte.
4.3.14
Evolução
Tecnológica
na
transmissão
propriamente dita e no parque industrial.
A evolução tecnológica na transmissão propriamente dita e no parque industrial de
produção de equipamentos e, também, evolução tecnológica nos fornecedores de
serviços (montagem), complementa os dois últimos tópicos como fator relevante de
redução de custos, posto que se estará utilizando equipamentos com as melhores
funcionalidades e com recursos tecnológicos para proporcionar a performance mais
eficiente e que, por sua vez, foram fabricados de forma eficiente e montados de
acordo com as melhores práticas do mercado internacional.
4.3.15
Infraestrutura
Um País dotado de infraestrutura moderna e eficiente, sendo importante destacar,
particularmente no caso de sistemas de transmissão, de infraestrutura de transporte,
permite redução importante no custo de implantação dos empreendimentos, por
96
________________________________________________________________________________________
facilidade e eficiência no deslocamento dos equipamentos ao ponto de montagem,
como também contribui, depois da entrada em operação, para redução dos custos
operacionais, em especial na redução dos custos de manutenção.
4.3.16
Existência de mão de obra qualificada para
construção
e
operação
das
Linhas
de
Transmissão e Subestações
A existência de mão de obra qualificada para a construção das linhas de transmissão e
distribuição e subestações, contribui para redução dos custos de implantação dos
projetos, reduzindo prazos de construção e minimizando retrabalhos na etapa de
comissionamento das instalações, em face de reduzido número de erros de execução
dos projetos.
Da mesma forma, a possibilidade de utilização de mão de obra qualificada para a
operação das redes de transporte contribui para redução de erros humanos na
operação e um aumento na confiabilidade dos sistemas de transmissão e distribuição,
contribuindo para reduzir a incidência de penalizações por performance sobre os
Agentes Transmissores (Indisponibilidade), que se traduziria em risco de perda de
receita que, por sua vez, certamente seria precificado e iria concorrer para aumento
nos custos globais de transporte de energia.
4.3.17
Nível de automação dos Sistemas
Finalmente, cabe destacar que países que disponham de sistemas de transmissão e de
distribuição altamente modernos e automatizados, em igualdade de condição em
relação aos demais fatores de pressão de custo, deverão exibir custos de operação e
manutenção significativamente mais reduzidos, principalmente porque se poderá
contar com centros de controle com menor número de pessoas e também porque as
rotinas de manutenção poderão ser efetivadas de forma muito mais eficiente em face
de equipamentos de supervisão e acionamento que executam tarefas e manobras,
sem risco de erro, que exigiriam mais pessoas e tempo para execução em ambiente de
baixa automação.
Além disso, sistemas com elevada automação permitem a operação de várias
subestações de forma completamente desassistidas, reduzindo fortemente os custos
de mão de obra, que é componente importante dos custos operacionais.
97
________________________________________________________________________________________
A análise que certamente terá que ser feita para suportar a decisão por maior
automação, é se os custos de investimento adicional são compensados pela redução
nos custos de O&M proporcionada.
98
________________________________________________________________________________________
5
ATRIBUTOS DE CUSTOS DE EMPREENDIMENTOS E EXEMPLOS
DE APLICAÇÃO NO DISGNÓSTICO DA DIFERENÇA DE NÍVEL
TARIFÁRIO ENTRE PAÍSES
5.1
Introdução
Neste capítulo se desenvolve uma análise conceitual, em complementação das seções
anteriores, para cada atributo do custo, e como consequência afetando as tarifas de
energia elétrica associar os conceitos estudados, seguindo-se de exemplos dos países
já referenciados em relatórios anteriores. Em alguns casos, quando requerido, serão
utilizados exemplos de países ainda não contemplados no projeto, mas nos quais
exemplos pontuais podem ajudar a melhor compreender a influência do atributo
analisado.
Estas influências ainda são tornadas mais complexas, pois além da influência
propriamente dita do atributo, muitas vezes os impactos são potencializados por
escolhas políticas, de contexto econômico ou por questões regionais como o clima,
disponibilidade de recursos naturais ou existência de infraestrutura.
A maioria absoluta de citações de estatísticas e informações constantes deste capítulo
provem dos relatórios III e IV deste projeto. Quando alguma fonte de informação
diferente for necessária para melhorar o entendimento estas serão citadas
explicitamente.
5.2
Recursos naturais.
A disponibilidade de recursos naturais representa um óbvio e importante componente
de redução de custos de produção de energia elétrica. Por outro lado a ausência
desses recursos além de expor o País a custos de produção mais elevados, ainda
provoca um aumento dos riscos da volatilidade associada decorrente dos preços dos
energéticos (além dos riscos cambiais atrelados a produtos importados) e finalmente
outros riscos como aqueles provenientes de instabilidade geopolítica.
Apenas para citar poucos exemplos podemos do lado da disponibilidade de recursos
elencar a província de Quebec com a quase totalidade de sua produção de eletricidade
proveniente de recursos hídricos (acima de 99%) e a Noruega com 93% de sua
produção advinda também de plantas hidroelétricas. Outros exemplos podem ser
citados a partir da abundância de recursos naturais como a disponibilidade de gás
natural na Rússia14 e no estado do Texas15 nos EUA.
14
A oferta total de gás natural na Rússia, para o ano 2011, foi de aproximadamente 713.011 MM m3/ano (Quantum,
2013).
15
23 % de todas as reservas de gás natural dos EUA se encontram no estado do Texas
(http://stateimpact.npr.org/texas/tag/natural-gas-production-in-texas).
99
________________________________________________________________________________________
Interessante também notar que além dos exemplos já citados, mesmo os recursos
naturais pouco ortodoxos se sobressaem em outras regiões, como as fontes
geotérmicas. Este tipo de solução representa apenas 12.013 MW de capacidade
instalada, sendo que apenas alguns poucos países possuem a dominância desta
tecnologia: EUA (3.442 MW), Filipinas (1.904 MW), Indonésia ( 1.333 MW) e México
(1005 MW) conforme relata a Geothermal Energy Association (2014).
Finalmente é conveniente registrar que às vezes os recursos disponíveis podem não
ser evidentes em termos de reservas ou de potencial, mas estão atrelados a
condicionantes da natureza. Nesse quesito o Brasil vem se sobressaindo com fatores
de capacidade de usinas eólicas bastante superiores aos registrados em outras partes
o Mundo em que pesem pequenos intervalos de tempo de observação.
Segundo Boccard (Boccard, 2009) considerados 15 diferentes países entre Europa e
EUA, o maior fator de capacidade registrado médio encontrado foi de 29,3% na Grécia
e na Irlanda, já o fator de capacidade médio de todos esses países estudados foi de
23,5%. No Brasil encontramos um fator de capacidade médio de 34,1%, ressalvado
novamente, o pequeno período de observação compreendido por usinas em operação
comercial entre junho de 2013 e junho de 2014 (CCEE, 2014).
A disponibilidade de recursos naturais pode ser tão importante em alguns casos que
podem afetar a economia de uma região ou Pais (Trevisan; Springs 2014) bem o
equilíbrio de preços em termos internacionais como parece ser o caso do Gás de Xisto
(shale gas) que segundo alguns analistas contribuiu para a recente redução dos preços
do petróleo no mercado internacional (Gold, 2014).
O efeito contrário também pode ocorrer, neste caso, preços muito baixos do petróleo
afetam a viabilidade econômica de outros recursos como por exemplo a recente
redução anunciada dos campos de gás de xisto de Bakken no estado de Dakota do
Norte e Eagle Ford no Texas (Di Savino; McAllister,2015) e potenciais danos à
viabilidade da exploração das reservas do pré-sal no Brasil (Bustamante, 2015).
Analistas também dão conta que com preços baixos do petróleo os investimentos na
energia eólica e solar fotovoltaica serão reduzidos.
A ausência de recursos naturais faz com que alguns países fiquem expostos a
necessidades muito relevantes de recursos importados, sendo o Japão um dos
exemplos mais marcantes, com importações de energéticos que atingem 96% de suas
necessidades; apenas em Gás Natural Liquefeito provenientes do Catar e da Austrália
suas importações atingem um valor de US$ 13 bilhões ano (Bresciani, Inia, Lambert,
2014). O Japão é o maior importador mundial de GNL, representando 32% do mercado
mundial em 2011 e devido às preocupações ambientais, a demanda por GNL vem
crescendo pois o governo japonês vem incentivando seu uso. Atualmente o Japão
conta com 32 terminais de importação de GNL.
100
________________________________________________________________________________________
A maioria dos terminais de GNL se encontra nos principais centros de população como
Tóquio, Osaka e Nagoya, perto das principais zonas urbanas e centros de fabricação.
Cinco novos terminais estão em construção e começarão a operar neste ano de 2015
( Quantum, 2013). A figura 1 apresenta a tendência de importação de GNL no Japão,
tendência esta que cresceu desde o acidente nuclear de Fukushima em 2011.
No entanto, o Japão não se encontra sozinho no clube dos países com estas
necessidades, sendo outros exemplos relevantes o Chile com elevada necessidade gás
proveniente da ArgentinaEMPRESA
e os países
do leste
europeu que ficam na dependência do
DE PESQUISA
ENERGÉTICA
gás da Rússia (queESTUDO
inclusive
se utiliza
deste trunfo
para delimitar suas influencias
DO MERCADO
INTERNACIONAL
DE GÁS NATURAL
Produto I
politicas).
3
Gráfico 5-3: Importação de GNL (MM m por ano) - Japão - Fonte EIA.
Figura 23de– GNL
Importações
5.2.1.1.1. Composição da importação
por país de GNL no Japão
Em
2011, 19% das
importações dedar
GNLum
foram
realizadasàvindas
da Malásia,
18% vêm daque
Austrália,
15% do
Finalmente
é importante
destaque
relevante
importância
os recursos
Catar,
12% da
Indonésia,
9% daos
Rússia,
8% do
Brunei,
7% dos Emirados
Árabes Unidos,
e Guiné
naturais
exercem
sobre
países
com
abundancia
dos mesmos,
poisNigéria
acabam
não
Equatorial
2% cadasuficientemente
uma e o restante 3%
de fontes
outros países.
Esta composição
se apresenta
no seguinte
diversificando
suas
energéticas
e podem
ser vitimas
daquilo
gráfico:
que ficou
conhecido como a ”maldição dos recursos naturais”, quer pela escassez
induzida pela alternativa
única (ou dominante) ou pela extrema dependência
Composição da Importação de GNL por País
econômica desse recurso para financiar
outra
vertentes da economia. Este fenômeno
Origem
- Japão
16
ficou conhecido como “Doença2%Holandesa ”
Malásia
2%
3%
5%
Austrália
19%
Catar
Indonésia
7%
Rússia
Brunei
8%
18%
9%
Emirados Árabes Unidos
Omã
Nigéria
Guiné Equatorial
16
12%
15%
Outros
Em economia, doença holandesa refere-se à relação entre a exportação de recursos naturais com o
declínio do setor de manufaturas. A abundância de recursos naturais gera vantagens comparativas para o
5-4: Composição da Importação de GNL por país Origem (2011) - Japão
país que os possui,Gráfico
levando-o
a se especializar na produção desses bens e a não se industrializar ou
mesmo a se desindustrializar - o que, a longo prazo, inibe o processo de desenvolvimento.
5.2.2. Produção de Gás Natural
101
________________________________________________________________________________________
AP&D
produção
nacional
é muitoProduto
pequena
e o último
(2011)
tevedeum
incremento
de 3%, passando de
de Tarifas
Internacionais:
5 – Formação
deano
Custos
e Preços
Geração
e Transmissão
4.800 MM m3 no ano 2010 para 5.000 MM m3 no ano 2011.
A maior jazida de gás natural que tem Japão é o Minami-Nagaoka, na costa ocidental de Honshu, que
produz em torno de 40% do gás do Japão.
As companhias japonesas estão utilizando métodos inovadores para produzir hidrocarbonetos e
5.2.1
Hidroeletricidade
Entre os recursos naturais para produção de energia elétrica um dos mais relevantes é
o caso da hidroeletricidade. Poucos países tem fontes hidráulicas relevantes e
dominantes.
Entre os países estudados neste projeto apenas Noruega, Brasil, Colômbia e Canadá
possuem mais do que 60% do seu parque gerador baseado em usinas hidroelétricas.
Por disporem de um combustível renovável e sem custeio direto associado 17, estes
países tem usualmente um dispêndio de produção bastante favorável usualmente
menos do que 40% do custo total. Sob esta perspectiva países com dominância de
fontes hidroelétricas tem viés de baixos custos de produção de eletricidade.
No entanto usinas hidroelétricas tem elevado custo de construção, são obras
complexas que podem ter muitos problemas ambientais e sociais em decorrência de
áreas de inundação e tem sido caracterizadas ao longo do mundo como uma
alternativa para a qual tem crescido a oposição da sociedade. Todos estes aspectos
representam um viés de ampliação dos custo, mesmo que mantida a premissa
principal que a hidroeletricidade continua sendo uma opção barata.
Países como os EUA possuem um parque muito abrangente de usinas hidroelétricas
mas em termos percentuais esta alternativa representa parcela pequena na matriz
geral do pais. Há que se destacar ainda que em países mais desenvolvidos, como os
EUA, a disputa pelos usos múltiplos de recursos hídricos também faz com que
aconteça uma disputa relevante pelos recursos.
O exemplo de múltiplos usos para recursos hídricos nos EUA é evidenciado por Kosnik
(2012) por meio do elevado numero de agencias e departamentos envolvidos em 4
esferas de poder18. Nesse estudo Kosnik (2012) elenca 19 entidades regulando a
gestão de bacias. Ressalte-se que Kosnik considera que sua lista, envolvendo entidades
tão diversas como o Departamento de Assuntos Indígenas e o Departamento de
Energia, possa não ser exaustiva. Assim, os recursos destinados a geração
hidroelétrica competem com a pesca, agricultura, irrigação, turismo, preservação
histórica e ambiental, transporte fluvial, piscicultura e abastecimento de agua entre
outros usos.
A necessidade de gerenciar este recurso é decorrente da constatação que as reservas
hídricas estão declinando em muitas partes do mundo devendo ser objeto de interesse
da ciência e preocupação em geral da sociedade (Taylor, 2014). Todo este contexto
ambiental, politico e administrativo regulatório contribui para um viés de aumento de
custos da hidroeletricidade.
17
Neste comentário estamos desconsiderando o custo de capital de construção das usinas, mais bem
discutido à frente e custos relacionados a backup para períodos de regimes hidrológicos desfavoráveis.
18
Municipal, estadual, federal e agências reguladoras diversas.
102
________________________________________________________________________________________
5.2.2
Termoeletricidade
A maioria absoluta dos países tem como principal opção a geração de eletricidade
através de fonte usinas termoelétrica utilizando-se combustíveis fosseis como fontes
primarias de energia.
Entre os países que possuem mais de 60% na infraestrutura de geração podem ser
exemplificados: Finlândia, Chile, Argentina, África do Sul, México, Coreia do Sul, Reino
Unido, Itália, Índia, Japão e EUA (Illinois, Texas, New York e Califórnia) apenas para nos
restringirmos àqueles estudados no relatório III.
Embora com custos de capital inferiores às alternativas das usinas hidroelétricas, as
usinas de geração de eletricidade por meio de combustíveis, usualmente fósseis,
possuem custos operacionais mais elevados. Conforme já detalhado anteriormente os
países com elevada dependência de importação (como a Itália que importa quase que
a totalidade do gás natural requerido pela sua demanda) possuem fragilidades
estratégicas pela dependência de condições fora do controle como os preços
internacionais e condicionantes geopolíticas.
Outro fator importante para a formação dos custos diz respeito a disponibilidade de
infraestrutura de transporte dos combustíveis. O estado do Texas nos EUA com sua
rede de gasoduto com mais de 45 mil milhas de extensão a facilita o acesso às amplas
reservas de gás natural existentes na região contribuindo para o barateamento do
processo de produção.
No entanto o impacto das facilidades de transporte de energéticos não impactam
apenas os custos regionalmente. A Figura 24 subsequente apresenta o fluxo de
transporte de Gás Natural ao redor dos diferentes continentes quer por meio de
navios quer por meio de gasodutos. (Quantum, 2015). Parece claro que os meios de
transporte afetam decisivamente o resultado final dos preços.
A queima de combustíveis fósseis normalmente está associada a elevadas taxas de
emissões podendo ocorrer impactos de custos em função da maior ou menor
exigência de licenciamento ambiental e requerimentos para instalação de
equipamentos de controle de poluição como lavadores de gases e filtros.
Em países com regulamentos frágeis, os combustíveis mais baratos, carvão por
exemplo, se viabilizam com mais facilidade.
Como exemplo pode-se citar a África do Sul que permanece com ênfase nesta solução
ao contrário de outros países com elevada concentração de uso do carvão para
geração e por razões ambientais tentam a migração para outras alternativas (Reino
Unido, Alemanha estão tentando reduzir sua dependência de combustíveis muito
poluentes, enquanto a China tenta diminuir sua dependência com ênfase em uma
expansão mais focada em energias renováveis).
103
________________________________________________________________________________________
Outras fragilidades, além do sistema de transporte dos energéticos, podem ser
identificadas especialmente para a indústria do carvão que utiliza mão de obra
intensiva em sua extração.
EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA
ESTUDO DO MERCADO INTERNACIONAL DE GÁS NATURAL
Produto I
43
7
535
280
847
846
C
P
C
0,2
148
6
2
1.822
1.732
P
C
P
6
37
35
2
16
202
107
C
147
160
C
P
4
P
2
EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA
Gráfico 3-3: Balanço da Oferta e Demanda Mundial (2011)– Fonte EIA e BP
ESTUDO
DO MERCADO INTERNACIONAL DE GÁS NATURAL
Produto I
QUANTUM | www.quantumamerica.com
Figura 24: Balanço das condições de oferta e demanda de GN
pág. 14 de 66
Fonte: Quantum, (2013)
Referências:
Legenda
Unidade do Volume: MMM m3/ano
C: Consumo Total
P: Produção
Exportações líquidas de Gasoduto
Exportações líquidas por GNL
3.3.
dehistóricas
Gás Natural
Pelas Oferta
suas raízes
a indústria de carvão tem fortes raízes sindicais, sendo que
no ano
Reino
Unido
alguns
creditam
partedodas
reformas
dos anos
a decisão
No
2011,
a oferta
deanalistas
gás natural
da América
Norte
está composta
em90sua
grande maioria por
politica
de
Margareth
Thatcher
de
fragilizar
os
sindicatos
da
indústria
de
produção interna, já que representa 85% do total da mesma, sendo o restante 15% carvão.
correspondente às
(Surrey, 1996)
importações
totais por gasoduto e de GNL.
Nos EUA
no invernoTotal
de 1977/1978
ocorreu uma greve radical
3.3.1.
Importação
de Gás Natural
19
dos trabalhadores da
indústria de carvão por 177 dias que envolveu mais de 165 mil trabalhadores, que
No ano 2011, 88% das importações totais foram realizadas através de gasodutos e o restante 12%
correspondiam a importações de GNL. Todas as importações por gasodutos foram realizadas dentro do
19
Durante
esta greve aconteceram assassinatos de lideres sindicais por briga de facções e o slogan típico
mesmo
mercado.
dos mineiros era ”let the bastards freeze in the dark” como decorrência dos racionamentos que se
seguiram
a greve
(Graetz,
2011)observar a importação total de gás natural na América do Norte:
No
seguinte
gráfico
se pode
104
________________________________________________________________________________________
Importação de GN - (MM m3/Ano)
P&D de Tarifas
Internacionais:
Produto
5
–
Formação
de Custos e Preços de Geração e Transmissão
180.000
Importação GNL
160.000
140.000
ano
120.000
100.000
Importação Gasodutos
levou a racionamentos parciais de eletricidade nos estados da Pensilvânia, Ohio e
Indiana (Graetz, 2011). Para estes países com maiores restrições ambientais o viés do
uso de combustíveis é de alta de custos quer por empregarem energéticos mais caros
(GNL por exemplo) ou por direcionarem politicas publicas com incentivos para
renováveis consideradas mais adequadas ambientalmente como por exemplo os
programas “feed in” na Alemanha, Inglaterra e Espanha (Almeida Prado e Silva, 2013).
5.2.3
Nuclear- urânio
Embora estrito senso as usinas nucleares sejam usinas termoelétricas, adotou-se neste
trabalho a dedicação de uma seção especial pela importância que esta solução possui.
De alternativa considerada mais viável por muitos países, a solução nuclear tem
perdido força por conta dos 3 grandes acidentes ocorridos ( Three Mile Island,
Chernobyl e Fukushima) e por ampla oposição da sociedade.
Ate 1965 tinham sido encomendadas 20 usinas nucleares nos EUA, já nos 10 anos
seguintes foram encomendadas 204 novos empreendimentos, o que fez com que a
Atomic Energy Commission AEC fizesse a predição que no ano 2.000 existiriam 1.000
usinas nucleares por todos os EUA (Graetz, 2011), sendo que hoje existem . A grande
maioria das encomendas foi cancelada pois os custos de licenciamento e a ferrenha
oposição da sociedade civil20 aumentaram os custos de tal forma que nos anos 80 já
não existiam alternativas nucleares nos EUA que pudessem competir com usinas a
carvão.
Graetz (2011) estima que os custos cresceram durante uma década a taxas reais de
18% ao ano. Outros autores também encontraram evidências de aumento exacerbado
de custos nas usinas nucleares, em especial aquelas de grande porte (Cantor, Hewlet,
1988). Assim nos EUA embora existisse uma enorme expectativa de expansão da
energia nuclear o fato concreto e que o parque existente tende a envelhecer sem
reposição. A figura 25 apresenta o status em operação da indústria nuclear na
produção de energia elétrica nos EUA em face de sua idade de operação.
20
As 2 usinas localizadas em San Luis Obispo na California representam excelente exemplo dessa
oposição e aumento de custos, com capacidade de 1.100MW levaram 18 anos para ficarem prontas e seu
custo inicial de US$ 110 milhões se transformou ao final do projeto US$ 4 bilhões (Graetz, 2011).
105
________________________________________________________________________________________
Projeto
18 years, the U.S. reactor fleet continues to age, with an average of 34.6 years, amongst the h
the world: 24 units—every fourth reactor—have operated for more than 40 years and up to
(see Figure 30). Projects are being developed and implemented to allow reactors to op
potentially
up to 60 /years.
As of June
2014,
72 of the 100 operating U.S. units have received
de
P&D CPFL
GESEL
(SRE
/ ANEEL)
extension.429
Figure 30: Age of U.S. Nuclear Fleet
Not all these lifetime extension options are taken up. Common factors cited for early reacto
Figura 25 : Tempo
de operação
daschallenge
usinas nucleares
nosindustries
EUA existing nuclear fleet are low ga
decisions
and the wider
to the nuclear
cheap
wind
power
in
the
Midwest,
and
flat
electricity
demand. But another key challenge is th
Fonte: (Schneider, Froggatt, 2014)
maintaining aging nuclear reactors. Rising operating and maintenance costs during 2002–20
been significant, particularly for the 26 single-unit reactors which on industry figures for
Apesar destes problemas alguns
fizeram
opções
pela
alternativa
more thanpaíses
50% higher
compared
to preferenciais
the nuclear power
plant
sites with multiple reactors.430
from marcante
Mark Cooper
showed how
costscom
of an
agingparticipação
nuclear reactor fleet and the availa
Nuclear sendo o exemplo mais
a França
que rising
é o país
maior
loweratcost
likely
over
the next
decades,
the relevant time frame fo
Looking at the hours with prices
zero,alternatives
the red dotsare
show
that to
thepersist
German
nuclear
power
plant fleet
destawasfonte
na matriz (48,2%),
sendo
estado
(EUA),431Suécia
ecapacity.
Coreia
do Sul
decisions
abouto
the
fate
ofIllinois
aging
decision
by Entergy
usually operating at between
75 percent
and
95
percent
of itsreactors.
aggregated The
nominal
In the to close the Vermont
reactor
in fleet
2014was
was
justified
on the
basis 55
of percent
gas
prices
but also due to the high
same hours,
the brown
coal power
plant
usually
operating
at around
to 72
percent,
também
têm mais
de 20%
da capacidade
instalada
correspondente
alow
fontes
nucleares.
maintaining
the single
unit8 percent
plant.432and
Another
reason,
critical
in forcing the decision, was t
and the hard coal and the gas
fleets at between
around
22 percent,
of their
respective
aggregated nominal capacities.
legal and political opposition to continued operation of the plant from within Vermont a
O Japão
também
tem
elevada
participação
daplant
opção
nuclear
na sua
elétrica.
Hampshire.
thepower
past
decade,
pressure
hadmatriz
Stateprice
of Vermont legislature and G
The overall picture clearly shows
that theIngas
fleetpublic
flexibly
responds
toled
spotthe
market
to
challenge
continued
operation
of
the
plant,
leading
to numerous
court hearings an
variations, strongly decreasing its production during times of very low or negative prices. Hard
coal
often da
follow
a peakload
mode, é
frequently
switching fromao
(close
to) minimum
to (close
Umapower
das plants
virtudes
geração
nuclear
sua estabilidade
longo
do tempo
o que
to) maximum capacity. At times of negative prices, the gas and the hard coal power plant fleets
contribui
para
redução
da volatilidade
produção
e consequentemente
dosand
riscos
typically
reduce
their aggregated
output to 10da
percent
to 20 percent
of their nominal capacity,
they de
then
almost
never
run
above
20
percent.
preço. A figura 26 apresenta este quadro de estabilidade na Alemanha em 2013.
428
New
York
Times,
“Vermont
Plant to
Figure 26: Generation Profiles
of the
Power
Plant
FleetsYankee
in Germany
inClose
2013 Next Year as the Nuclear Industry Retrenches”,
27 August 2013, see http://www.nytimes.com/2013/08/28/science/entergy-announces-closing-of-vermont-nuc
plant.html?_r=0, accessed 2 July 2014.
429
U.S. Nuclear Regulatory Commission (NRC), “Status of License Renewal Applications and Industry
Activities”, see www.nrc.gov/reactors/operating/licensing/renewal/applications.html, accessed 2 June 2
430
Citing Electric Cost Utility Group of the Nuclear Energy Institute, 13 February 2014, see
http://www.nei.org/CorporateSite/media/filefolder/Policy/Wall%20Street/WallStreetBrief2014slides.pdf?ext=.pdf, accessed 31
431
Mark Cooper, Senior Fellow For Economic Analysis Institute For Energy And The Environment Ve
School, “Renaissance In Reverse: Competition Pushes Aging U.S. Nuclear Reactors To The Brink Of E
Abandonment”, 18 July 2013, see http://will.illinois.edu/nfs/RenaissanceinReverse7.18.2013.pdf, accessed 31 M
432
Entergy, “Entergy to Close, Decommission Vermont Yankee”, see http://www.entergy.com/vy/, accessed 2
Mycle Schneider, Antony Froggatt et al.
World Nuclear Industry Status Report 2014
Source: Fraunhofer ISE, based on EEX data.
Figura
26:coal
Volatilidade
da produção
de energia
por diversas
Exemplo
da
The brown
power plant fleet
behaves significantly
less flexibly.
Even atfontestimes of negative
or very
low prices, itAlemanha
typically operates
at
about
60
percent
to
70
percent
of
its
aggregated
nominal
capacity,
2013
and never below 50 percent. However, the nuclear power plant fleet clearly displays the least flexible
Fonte:
(Schneider,
Froggatt,
2014) prices, it produced at about 65 percent to
behavior. Even
in the
numerous hours
with negative
90 percent of its maximum capacity, and it was operating close to its maximum capacity during
hundreds of hours with spot prices below its average marginal cost. Typical marginal costs of German
nuclear power plants are estimated to be € 20/MWh (US$27.3/MWh), including roughly € 5/MWh
(US$6.8/MWh) for fuel costs and about € 15/MWh (US$20.5/MWh) for the nuclear fuel tax in force
since 2011.375
106
Another perspective on the comparative flexibility of the German power plant fleet is presented in
________________________________________________________________________________________
Figure
26.
It shows the Produto
aggregated
generationdelevel
of ethe
conventional
power fleets during
P&D de
Tarifas
Internacionais:
5 – Formação
Custos
Preços
de GeraçãoGerman
e Transmissão
each hour of 2013. Large parts of the hard coal fleet typically run during workdays and shut down
during weekends. Also day/night patterns are visible.
Aside from interruptions for maintenance of fuel reloading, it is evident that the nuclear fleet runs
most of the time at very close to its maximum available capacity.
Agora Energiewende: “Negative Strompreise: Ursachen und Wirkungen.”, see http://www.agoraenergiewende.de/themen/strommarkt-versorgungssicherheit/detailansicht/article/negative-strompreise-werden375
A geração nuclear requer um elevado investimento, mas o custo variável é menor que
o custo variável das fontes térmicas a gás, carvão ou óleo. Neste aspecto guarda
semelhanças coma opção hidroelétrica. Mesmo que exista crescente oposição as
usinas hidroelétricas, a oposição às usinas nucleares é de longe mais aguerrida.
O acidente de gravíssima proporção ocorrido em Chernobyl na Rússia em 1986
pareceu ter enterrado as perspectivas da tecnologia nuclear, no entanto o acirramento
dos impactos advindos das Mudanças Climáticas deu um novo ânimo a esta
alternativa, posteriormente este posicionamento foi evidentemente enfraquecido pelo
mais recente acidente de Fukushima (Patri, Zani, 2012).
A figura 27 apresenta de forma esquemática o acidente de Chernobyl.
Declarações dos governos do Japão, França e Alemanha com vistas a eliminar a
presença da energia nuclear nesses países provocam um efeito colateral do aumento
de preços em decorrência da necessidade de aumento das energias alternativas nas
matrizes elétricas.
Figura 27: Acidente Nuclear em Chernobyl
Fonte : www.uol.com.br
Desses países o Japão produziu a mais drástica ação de alteração de uma matriz
elétrica de uma pais desenvolvido, descomissionando 50 reatores, o que levou a
produção nuclear de eletricidade, que correspondia a 29% em 2010 a declinar para
meros 1,6% do total consumido em 2013, ou seja 13,6TWh apenas. (Schneider,
Froggatt, 2014).
O governo do presidente socialista François Hollande, o novo governo francês eleito
em 2012, quer implementar uma redução parcial na geração nuclear que prevê cortar
a participação nuclear de 75% para 50% até 2025 e repor a capacidade cortada por
energia renovável (Eletronuclear, 2014).
107
________________________________________________________________________________________
Recente artigo (Rabl & Rabl, 2013) que estudou custos decorrentes de acidentes
nucleares21 (Chernobyl e Fukushima), consideradas a baixa frequência de ocorrência de
acidentes desta gravidade, concluiu que as usinas nucleares ainda apresentam um
custo médio estatístico menor do que as alternativas renováveis.
Como já analisado anteriormente as usinas nucleares tem comportamento de custos
similares a das usinas hidroelétricas, no entanto sofrem mais obstáculos de
licenciamento ambiental, possuem mais adversários na população civil, pois a
percepção de riscos das usinas nucleares para aquela transcende os fatos, estudos e
estatísticas cientificas (House of Commons, 2012) e tem feito parte de politicas
publicas que visam sua eliminação no médio e longo prazo.
De outra parte alguns países como o Reino Unido tem sinalizado seu interesse
estratégico na retomada da energia nuclear (O Globo, 2013).
Apesar dos aparentes paradoxos, parece claro que a opção pela energia nuclear deve
tender a aumentar tarifas de eletricidade no curto e médio prazo. E por mais paradoxal
que possa parecer os países que já fizeram esta opção ao renega-la podem ter um
encarecimento das tarifas, quer pelos ”custos afundados” de encerrar atividades de
usinas ainda não amortizadas e países que não fizeram esta opção (de encerrar
nucleares) tendem a ter custos mais elevados pois os requisitos ambientais e de
segurança contribuirão para este fim.
Destaca-se por fim que muitos países tem custos pouco transparentes em relação a
energia nuclear por conta de projetos militares, como por exemplo o Paquistão e a
Índia.
Finalmente, é importante discutir neste subitem a questão dos recursos minerais,
neste caso representado principalmente pelo urânio.
O urânio, metal encontrado em formações rochosas da crosta terrestre, é extraído do
minério, purificado e concentrado sob a forma de um sal de cor amarela, conhecido
como "yellowcake", matéria prima do ciclo do combustível para produção da energia
gerada em um reator nuclear.
O principal uso do urânio no setor civil é para abastecer usinas nucleares. Um
quilograma de urânio-235 pode, teoricamente, produzir cerca de 20 terajoules de
energia (2 × 1013 joules), assumindo fissão completa; isso é tanta energia quanto
1.500 toneladas de carvão ( Eletronuclear, 2014). Para cada MW instalado em reator
de tecnologia “água leve” (LWR) consome-se tipicamente 178 kg/ano de U3O8.
Além disso, os custos associados à classificação do recurso dependem, naturalmente,
do método de produção. Cerca de 60% da produção de urânio no mundo vêm de
21
Neste estudo foram considerados os custos de doenças provocadas por radiação, impactos na
agricultura, custos de evacuação de populações, perda da infraestrutura da usina e perda da energia
fornecida entre outros.
108
________________________________________________________________________________________
minas do Cazaquistão (36,5%), Canadá (15%) e da Austrália (12%) e esta produção
vinha caindo desde os anos de 1990 devido à queda dos preços no mercado
internacional. A tabela 1 subsequente apresenta a produção mundial em toneladas de
uranio.
Além do recurso natural e necessária a disponibilidade de tecnologia para o
enriquecimento do uranio. Neste quesito existem dificuldades geopolíticas, pois os
países detentores de tecnologia tentam refrear a sua difusão por temor da utilização
desse uranio enriquecido para fins militares.
Apenas dez países do mundo detêm tecnologias de enriquecimento de urânio:
Alemanha, China, Estados Unidos, França, Holanda, Índia, Irã, Japão, Paquistão e Reino
Unido. Nenhum desses países vende ou transfere esses conhecimentos ou a tecnologia
(Eletronuclear, 2014).
O Cazaqu
uistão, tornou-se, ao
o final de 2009 o m
maior prod
dutor mund
dial de urâ
ânio após
aumentar enormemente a su
ua produçã
ão, quando
o atingiu a marca de
d 14.000 toneladas
Tabela 1: Produção mundial do recurso natural – urânio em Toneladas
anuais.
Produção das
d minas (to
on U) - WNA
País
2005
2006
20
007
2008
2009
2
2010
2011
2012
2013
4357
5279
66
637
8521
14020
17803
19451
21317
22451
Canadá
11628
9862
94
476
9000
10173
9
9783
9145
8999
9331
Austrália
a
9516
7593
86
611
8430
7982
5
5900
5983
6991
6350
Niger (es
st)
3093
3434
31
153
3032
3243
4
4198
4351
4667
4518
Namíbia
a
3147
3067
28
879
4366
4626
4
4496
3258
4495
4323
Rússia
3431
3262
34
413
3521
3564
3
3562
2993
2872
3135
Uzbequistão
2300
2260
23
320
2338
2429
2
2400
2500
2400
2400
USA
1039
1672
16
654
1430
1453
1
1660
1537
1596
1792
China (e
est)
750
750
712
769
750
827
885
1500
1500
104
670
846
1101
1132
Cazaquiistão
Malawi
Uckrania
a (est)
800
800
84
46
800
840
850
890
960
922
Africa do
o Sul
674
534
539
655
563
583
582
465
531
India (es
st)
230
177
270
271
290
400
400
385
385
Brasil
110
190
299
330
345
148
265
231
231
Republic
ca Tcheca
408
359
306
263
258
254
229
228
215
Romênia
a (est)
90
90
7
77
77
75
77
77
90
77
Alemanh
ha
94
65
4
41
0
0
8
51
50
45
Paquistã
ão (est)
45
45
4
45
45
50
45
45
45
27
França
7
5
4
5
8
7
6
3
5
total Mundo
41 719
39 444
41 282
43 764
50 772
53
3 671
53 493
58 394
59370
ton U3O
O8
49 199
46 516
48 683
51 611
59 875
63
3 295
63 084
68 864
70015
65%
63%
64
4%
68%
78%
7
78%
85%
86%
92%
Demand
da percentual no
mundo
WNA( 2015)
A produçção mund
dial continu
uou a Fonte:
au
umentar
em 2013,, com o Cazaquist ão sendo
novamentte o maio
or produtor. As m
maiores em
mpresas produtorass em 2013 foram
Kazatomp
prom (Cazzaquistão); Cameco (do Canad
dá), Rio Tinto (Austrá
ália), Areva
a (França)
e Atomre
edmetzolot
a). Todas
estase em
mpresas ttem negócios em todos os
5.2.4 o (Rússia
Energia
Eólica
Solar
continente
es.
WN
NA- 2012 - M inas de Prod
dução de Urâ
ânio
Comparações internacionais dão conta de grande expansão de fontes de geração de
8 maiores em
mpresas prod
dutoras (82%
%)
Segundo a KazAtom
mProm (esstatal do
energia
elétrica
a
partir
de
fontes
intermitentes,
como
as
usinas
eólicas
e
aquelas
Empr
resa
toneladas
U
%
Cazaquisttão que m
minera o urânio do
provenientes
de
geração
fotovoltaica.
No
Brasil
esta
situação
não
é
diferente,
pois
país) a m
medida que
e indústria nuclear
KazAtom
mProm
8.863
15 em
se desen
nvolve e o suprime
ento de
Are va
8.641
15
109
urânio no mercado ssecundário
o diminui
Cam
meco
8.437
14
________________________________________________________________________________________
cresce
a possibilida
ade de déficit de ARMZ
- Ura
anium
One
13
P&D de Tarifas Internacionais: Produto 5 – Formação
de Custos
e Preços
de Geração7.629
e Transmissão
combustívvel nuclea
ar no mercado e
Rio T into
5.435
9
para issso a em
mpresa e
está se
BHP Billiton
B
3.386
6
preparand
do atravéss de aumento de
Pala
adin
3.056
5
produção e ampliaçção de cap
pacidade
2.400
4
Nav
voi
que atend
derá ao p
pico de d
demanda
Outras
10.548
18
2014 com 1,5% de toda a geração do Brasil a fonte eólica devera responder por cerca
de 9,5% em 2022. A fonte solar é ainda insipiente e assim deverá permanecer.
O relatório da EPE (2013) indica que em uma escala mundial as fontes eólicas
correspondem a 1,7% de toda eletricidade produzida e as fontes solares22 a apenas
0,2%. No Brasil a fonte solar nem mesmo consta (até o ano de 2021) como participante
das fontes listadas no item que discrimina a evolução da capacidade instalada ( MME,
2013). Por esta razão nesta seção foi priorizada a atenção as fontes eólicas, no entanto
a maior parte das observações a esta fonte se aplicarão em um futuro um pouco mais
distante a fonte solar fotovoltaica.
Embora com grande atratividade por conta de seus atributos de baixo impacto
ambiental a proliferação de usinas eólicas tem potencial para tornar mais complexa a
operação do sistema elétrico interligado brasileiro e além disso pode imputar custos
indiretos ( externalidades) no processo.
O contexto no Brasil, deste aumento de complexidade, decorre da entrada em
operação cada vez mais frequente de usinas hidroelétricas sem capacidade de
armazenamento, do descasamento espacial entre a geração das diversas fontes de
geração e principalmente da necessidade do aumento de usinas térmicas no despacho
para geração na base.
Já quando analisa-se o contexto internacional, surgem problemas como a necessidade
crescente de reserva girante para regulação da frequência e voltagem (com
acomodações em curtíssimo prazo podendo ser requeridos ações para serem
promovidas em até 15 minutos), problemas operacionais relacionados a rampas de
subida e descida da potência cada vez com mais necessidade de agilidade (inclusive
não é demais esquecer os custos atinentes a esta situação), necessidade de reservas
de prontidão para variações de curto prazo da carga. Entre outros impactos esta
complexidade também traz a necessidade de aprimoramento nos modelos de previsão
de despacho de curtíssimo prazo.
Nenhuma destas necessidades técnicas pode ser efetuada sem que existam impactos
regulatórios e comerciais, com os óbvios impactos nos investimentos futuros, inclusive
de empreendimentos de transmissão para os quais destaca-se a necessidade de
aprimoramento.
Em um amplo estudo financiado pela Swiss Re e elaborado pelo “The Economist”,
Managing the risk in renewable energy ( 2011), foi realizada uma pesquisa com 280
executivos de empresas de energia, investidores e outros especialistas do setor. Nessa
pesquisa ao responder sobre os principais riscos de projetos de energias renováveis23
22
As fontes térmicas convencionais ( excluídas as nucleares) correspondiam na mesma data a 66,5%.
Estes riscos identificados nas pesquisas podem ser considerados também para energias de fontes
hidráulicas e solares, mas estão pontuadas neste relatório como determinados nas fontes eólicas por
23
110
________________________________________________________________________________________
foram pontuados como de elevados e médio riscos, aqueles de cunhos operacionais
(59%), Riscos ambientais de licenciamento (47%). Riscos de clima que impeçam a
produção esperada (54%) e riscos financeiros (77%). (The Economist, 2011).
Todos estes quesitos tem influencia por obvio no preço da energia produzida e
consequentemente nas tarifas finais de eletricidade.
Em relação a disponibilidade de vento ( recursos eólicos), o tema foi discutido na
introdução desta seção onde se pontuou que o Brasil possui uma fator de capacidade
mais relevante do que a media identificada em outros estudos em diversos países. Ha
que se considerar no entanto que o Brasil ainda possui pequena tradição nesta
tipologia de geração e que a base de dados ainda carece de um período mais longo de
observações.
A tabela 2 seguinte apresenta o fator de capacidade médio identificado por Bocard (
2009) acrescida de valores mensurados no Brasil ( CCEE, 2014).
Tabela 8: Fator de capacidade de usinas eólicas em países selecionados
País
Europa 15
Fator de capacidade
usinas eólicas %
20,8
Alemanha
18,3
Espanha
24,8
Italia
19,1
Reino Unido
26,1
França
22,3
Portugal
22,7
Holanda
21,5
Dinamarca
22,8
Grecia
20,3
das
serem estas aquelas que dadas as condições de mercado ( maturidade) e difusão (deployment) seriam na
opinião dos autores as mais sensíveis a este quesito.
111
________________________________________________________________________________________
Irlanda
29,3
Suecia
21,7
Bélgica
20,0
Polônia
25,9
Finlândia
21,8
Califórnia -EUA
22,4
EUA
25,7
Brasil
34,1
Fonte: Bocard (2009) e CCEE (2014)
No contexto da analise dos recursos naturais e seus impactos no custo de geração de
energia elétrica (consequentemente nas tarifas finais) e importante também se levar
em conta o portfólio de opções que se complementam.
Novamente é importante destacar que a complementaridade pode ser considerada em
qualquer combinação de fontes e ou recursos energéticos disponíveis, mas por efeitos
didáticos a complementaridade dos recursos eólicos e hidráulicos e exemplar.
Em um importante estudo, “Complementarity of hydro and wind power: Improving the
risk profile of energy inflows”, os autores (Denault, Dupuis e Cardinal, 2009)
concluíram que a produção de energia elétrica a partir de fontes eólicas pode reduzir a
volatilidade dessa produção quando se considera conjuntamente as usinas hidráulicas.
Esses autores sugerem que a diversificação e um fator de redução de custos a ser
levado em conta na concepção dos projetos.
5.3
Legislação Ambiental.
Até o inicio dos anos 70 poucos impactos de custos podiam ser identificados em
relação a preocupação com o meio ambiente. Em 1962 com a publicação do livro
“Silent spring” de Rachel Carson, que veio a se constituir um “best seller”, é que o
tema ambiental começou a atingir o grande publico.
Marcantes foram as publicações nos EUA do National Environmental Policy Act em
1969 e National Clean Air Act (1970) e National Clean Water Act (1972) todos no
governo Nixon.
112
________________________________________________________________________________________
Em 1979 durante a administração Carter nos EUA foi promulgada a legislação PURPA
que teve impactos importantes na comercialização de energia, embora seus objetivos
primordiais fossem o incentivo a pequenos projetos de geração de fontes renováveis e
aumento de eficiência dos cogeradores de pequeno porte.
Em 1987, depois de quatro anos de trabalho da Comissão Mundial de
Desenvolvimento Econômico e Meio Ambiente da ONU, foi publicado o Relatório
Brundtland, também conhecido como “Our Commom Future” que alertava o mundo
sobre a urgência de que os progressos econômicos não fossem desenvolvidos à custa
do esgotamento dos recursos naturais. Este relatório se tornou bastante famoso
inclusive por estabelecer a definição clássica de sustentabilidade: “... atendimento de
necessidades do presente sem comprometer a possibilidade das gerações do futuro
atenderem suas próprias demandas”.
Em 1997 foi feito o acordo internacional relacionado as mudanças climáticas
conhecido como Protocolo de Kyoto que novamente influenciou de forma drástica as
questões relacionadas a energia e ao meio ambiente.
A influência da questão climática e suas relações com a energia são tão importantes
que o Reino Unido alterou a denominação seu Ministério de Energia para Ministério
de Energia e das Mudanças do Clima (Department of Energy & Climate Change).
Sabe-se hoje que mais de 60% das emissões de gases de efeito estufa provem do uso
de energias associadas a combustíveis fosseis, que na produção de eletricidade
correspondem a mais de 65% da industria. Este numero pode ainda ser maior quando
se consideram as emissões de metano provenientes de reservatórios de hidroelétricas.
Assim, recentemente a União Europeia se comprometeu com a redução das emissões
de gases de efeito estufa em 40% até 2030. Este compromisso vai certamente
alavancar as energias ditas renováveis e consideradas ambientalmente amigáveis,
representando conforme discutido na seção anterior um viés de alta no custo de
produção e evidentemente nas tarifas de eletricidade.
Independentemente dos acordos internacionais para redução das emissões associadas
a produção industrial e o consumo de energia limpa e renovável, o tema preservação
do meio ambiente e avaliação de impactos social vem ganhando muita importância e
consequentemente maiores restrições ambientais surgem, levando a influencias
importantes no custos de novos empreendimentos. Consequentemente países com
pequenas exigências ambientais acabam por favorecer os processos de licenciamento,
que se tornam mais ágeis e também por pouco requererem a instalação de
equipamentos como filtros, lavadores de gases ou compensações sócio ambientais,
especialmente nas usinas termoelétricas.
Particularmente tem sido custoso para os investimentos em geral os prazos de
licenciamento e os embates na judicialização da oposição a determinados
113
________________________________________________________________________________________
empreendimentos que via de regra atrasam as obras e aumentam o compromisso do
custeio de capital no custo final da energia produzida.
Este aspecto é tão relevante que Kosnik (2010) coloca em discussão critérios de
seleção dos projetos a serem combatidos pelas ONGs como se fossem decisões
empresariais, ou seja estas organizações decidem com base em seus orçamentos onde
os impactos na sua batalha de oposição a empreendimentos possa ser mais relevante.
Parte do custo e das dificuldades para obtenção de licenciamentos e
consequentemente dos custos
associados decorrem da complexidade de
regulamentos e de múltiplas normas em diversas instâncias de governo. No Brasil
pesquisa realizada pela Confederação Nacional da Industria encontrou 30 mil normas
expedidas pela União e Estados sobre o licenciamento ambiental, cujo prazo médio
para ser obtido é de 28 meses24.
Países como o Reino Unido, Alemanha e mesmo o Brasil tem apresentado custos
crescentes em decorrência de restrições a impactos ambientais. Nos EUA este fator
esta presente com maior relevância em estados como a Califórnia e New York.
No Brasil tem sido relevante os custos decorrentes de pressões decorrentes dos
impactos sociais e de inúmeras ações de judicialização do tema meio ambiente.
Os atrasos em obras de grandes hidroelétricas na região Norte do pais podem afetar
de forma significativa as tarifas de eletricidade nos próximos anos dependendo das
decisões regulatórias ainda por serem tomadas.
Como anti-exemplos pode-se citar a África do Sul e a China, onde restrições de
pequena rigidez levam a escolhas de alternativas sem que as externalidades
ambientais sejam consideradas nas tarifas de energia elétrica e nem no custo dos
empreendimentos.
5.4
Restrições Operacionais
Os impactos de custos em decorrência
provocados por diversas vertentes.
de restrições operacionais podem ser
Em alguns países pobres nem mesmo o sistema permanece operacional durante as 24
horas do dia (Santa Lucia, Haiti, Barbados, Granada, Antígua e Montserrat, todos na
américa Central).
Nesses países as classes mais abastadas e aqueles serviços e indústria que dependem
de energia elétrica o tempo todo, necessitam de sistemas de geração auxiliar. Embora
isto possa não estar refletido nas tarifas acaba sendo refletido nos custos. De outra
24
Jornal Estado de SP 28 de julho de 2014, pag. A3
114
________________________________________________________________________________________
parte experiências da Tailândia reduziram as tarifas de consumidores que podem ter
interrompido seu fornecimento ( WEC, 2001).
Em muitos países os custos por restrição operacional também acontecem em
decorrência da baixa capacitação dos técnicos do setor e por falta de infraestrutura.
Para linhas de transmissão muito longas, como aquelas que ligarão as grandes UHEs do
Norte do Brasil com os centros de consumo (mais de 3.000 km) ou ainda as linhas
entre o estado de Oregon e Los Angeles (1370 km) e entre a UHE Xiangjiaba e Xangai
(2.100 km) além de perdas técnicas mais elevadas também convivem com os
problemas da estabilidade das tensões e do aquecimento das redes.
Para linhas mais curtas os problemas mais comumente encontrados são relacionados
com a estabilidade dos transientes elétricos segundo estudo publicado pelo MIT
(Kassakian, Schmalensee, 2011).
O custo da capacidade das redes de transmissão também afeta o seu custo, a figura 28
reproduzida do mesmo estudo do MIT (2011) exemplifica essas relações de custo.
Nos estudos desenvolvidos em relatórios anteriores identificou-se que as redes da
Colômbia apresentam custos unitários elevados pelo baixo carregamento de suas
redes para uma extensão territorial relativamente grande, enquanto na Coreia do Sul
encontra-se o caso oposto, com elevada densidade de uso, o que leva a baixos custos
por unidade de energia transmitida.
Figura 28: Custos de transmissão e de capacidade das redes de transmissão
Fonte: Kassakian, Schmalensee, 2011.
Restrições físicas também afetam a interligação de sistemas elétricos, sendo um bom
exemplo a barreira física que representam as Montanhas Rochosas nos EUA
115
________________________________________________________________________________________
impedindo uma maior facilidade de conexões. Quando se configuram estas restrições
podemos ter maior a frequência de despachos por razões elétricas e não energéticas.
5.5
Câmbio
As comparações de custo internacionais de qualquer tipo de bens e serviços é afetada
pelo regime cambial de cada país envolvido na comparação. O tema foi tratado de
forma exaustivas em outras etapas desta pesquisa.
No entanto o poder de paridade de compra não é o único atributo que pode afetar os
custos e consequentemente tarifas praticadas no setor elétrico de um determinado
pais.
Para países que necessitam de importação de energéticos como o já exemplificado
Japão, tem um atributo de custo em decorrência da maior ou menor valorização de
sua moeda local frente ao dólar americano que é utilizado largamente nas transações
dos principais energéticos como petróleo e gás natural. A Jordânia que possui alta
dependência de energéticos importados tem na importação de petróleo um
comprometimento de ate 10% do PIB do país (WEC, 2001). Este efeito é mais
importante em países em desenvolvimento.
O efeito também pode ser decorrente dos países com elevada dependência da
produção de um recurso natural em momentos de desvalorização das commmodities.
Neste caso a excessiva dependência de um recurso natural, circunstancialmente
desvalorizado, deixa de ser fonte de receitas e afeta politicas públicas pela perda de
capacidade de seu financiamento.
Países altamente dependentes de recursos naturais energéticos como a Rússia (Gás
Natural) e a Venezuela tem enfrentado dificuldades para o fechamento de seus
compromissos nas contas nacionais afetando por obvio os subsídios.
Para muitos países a necessidade de importações de equipamentos também
representam impactos no custo da produção de energia pelo impacto do cambio. A
dependência de capital para financiamento de obras relacionadas ao setor elétrico
também tem peso importante na dependência do cambio.
O Brasil durante os anos 80 e inicio dos anos 90 sofreu os impactos de desvalorizações
cambiais que impactaram o serviço da divida do setor elétrico brasileiro contribuindo
para a grande inadimplência setorial relatada por Greiner (1994).
5.6
Custos de Oportunidade do Capital.
A indústria do setor elétrico é altamente dependente de capital. Como as tarifas
precisam remunerar os investimentos feitos, os referenciais de custo de oportunidade
116
________________________________________________________________________________________
do capital (por exemplo mercado de juros) direcionam importante fator das tarifas. Em
países com forte direcionamento estatal este fator pode ser minimizado (por exemplo
China).
Em outros onde o capital é escasso e há competição pela necessidade de
investimentos em infraestrutura, este fator pode ser mais importante (por exemplo
taxa de juros no Brasil, associado a uma taxa de risco pais e taxa de juros dos títulos
do governo americano).
Em relação ao custo de capital de terceiros, normalmente utiliza-se como referencial
para as tarifas a média do prêmio de risco de crédito de empresas americanas de
energia com "rating" compatível como os empreendedores nacionais.
No entanto em muitos casos países com elevadas taxas de juros reais podem
minimizar este efeito com financiamentos incentivados , como tem sido o caso do
BNDES no Brasil.
Na pratica tudo se resume a “competição” pelo capital destinado a infraestrutura
sendo evidentemente beneficiados a indústria de energia de países onde as taxas
básicas de juros baixas podem ser atrativas ao financiamento de empreendimentos
(Japão, Alemanha).
5.7
Políticas Publicas.
As mais diversas politicas públicas podem afetar as tarifas de energia elétrica, em
especial aquelas políticas destinadas a camadas mais pobres da população. Assim
politicas destinadas a subsidiar os mais pobres, como por exemplo as tarifas baixa
renda no Brasil ou permitindo o acesso ao grid elétrico produzem pressões sobre as
tarifas dos consumidores padrões.
Particularmente as políticas de universalização permanecem como sendo de grande
impacto, pois ainda remanescem sem acesso a rede elétrica cerca de 25% da
população mundial (Sovacool, 2012). À medida que este déficit venha sendo corrigido
os custos serão ampliados de forma inequívoca.
Politicas associadas a subsídios às tarifas podem ser feitas de diversas maneiras, quer
pela transferência de recursos do Tesouro às empresas de energia, quer por praticas
de renúncia fiscal ou ainda por tarifas que não espelhem a realidade tarifária. Neste
ultimo caso a pratica leva a deterioração do serviço e ao desinvestimento.
A conta de energia em um apartamento de classe media em Buenos aires não chega a
US$ 5 por mês, valor insuficiente para pagar a entrada em um jantar nos restaurantes
elegantes de Puerto Madero. Esteja na periferia ou em bairros luxuosos, o subsidio
117
________________________________________________________________________________________
das contas de energia ultrapassa a 80%. Segundo um ex-ministro de energia argentino,
Montannat, a oferta de geração aumentou 22,3% nos últimos 10 anos para um
correspondente aumento da demanda de mais de 45%. Afirma o ex-ministro: “o
tendão de Aquiles do populismo e a infraestrutura e o setor de energia...” ( Olmos,
2014).
A figura 29 apresenta estudo de países da África dando conta
custos totais por meio das tarifas reguladas.
da recuperação dos
Figura 29: Recuperação de custos totais
Fonte: Tallapragada, 2009.
Por outro lado, quando os países enfrentam dificuldades econômicas e as tarifas
deixam de ser subsidiadas, com isso impondo ajustes `a realidade econômica,
aumentos substantivos podem ser registrados.
Exemplos marcantes são os recentes reajustes de tarifas de energia elétrica no Brasil e
o emblemático exemplo do Peru em 1993 quando as tarifas de energia elétrica foram
quintuplicadas de uma única vez pela retirada de subsídios (WEC, 2001).
5.8
Porte do mercado e nível de competição entre agentes
Países de pequena expressão econômica (como o por exemplo o Chile), mesmo que
com regulação favorável a competição podem ter pequena expressividade pelo
pequeno interesse que o mercado promova entre as empresas com competência para
se instalarem nesse processo.
Este atributo (competição) deve ser remetido ao Prof. Littlechild primeiro regulador de
eletricidade no Reino Unido que defende que a competição seria o melhor mecanismo
para defender o consumidor (Littlechild, 1983). O Brasil com o processo de leilões
reduziu o custo de geração das novas fontes de energia em especial nas opções
hidroelétrica e eólica (como exemplos mais relevantes).
118
________________________________________________________________________________________
Embora com resultados controversos na literatura recente estudo no Reino Unido
(Porter, 2014) relata que a competição tem promovido redução de tarifas beneficiando
consumidores com processos fáceis de troca de fornecedor de energia.
Segundo estimativas da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia
(Abraceel, que representa as empresas que vendem energia no mercado livre), a
concorrência entre os vários agentes resultaria numa redução nas tarifas entre 10% e
15% (Ordonez, 2014).
5.9
Qualidade e atualidade do parque de infraestrutura
A infraestrutura do parque gerador e transmissor de energia elétrica tem reflexos nos
custos de produção de energia e consequentemente nas tarifas. A modernidade do
parque no entanto não significa necessariamente menores custos. Por exemplo a
cidade de Tokyo tem uma das mais baixas taxas de desligamentos do mundo no
entanto isto e decorrente de um sistema praticamente 100 % subterrâneo com óbvios
custos elevados de infraestrutura.
Estudo desenvolvido pelo Edison Institute encontrou que tornar as redes subterrâneas
teriam enorme impacto nas tarifas para custear cerca de US$ 1 milhão por milha, ou
cerca de 10 vezes os custos usuais. Estudos desenvolvidos em concessionarias na
Florida e na Carolina do Norte indicaram a necessidade de aumentar as tarifas em no
mínimo 80% podendo no entanto em alguns casos atingir aumentos de 125%. Outro
estudo no estado da Virginia indicou a necessidade de uma cobrança de US$ 3.500
para cada consumidor (Johnson, 2006).
Mesmo que não seja viável a modernização com enterramento de redes (mesmo nos
países ricos) a necessidade de reforma e novos investimentos causa um viés de alta
nas tarifas, como por exemplo nos EUA onde 70% das Linhas de Transmissão e dos
Transformadores tem mais de 25 anos, e 60% dos circuitos tem mais do que 30 anos
tendo sido projetados e construídos antes das tecnologias digitais que permitem maior
automação da operação (<http://www.netl.doe.gov/smartgrid/refshelf.html#presentation>).
Sistemas obsoletos levam a maiores perdas técnicas e potencialmente a maiores
perdas comerciais (A Índia é bom exemplo). Nos países com elevadas perdas
comerciais, como o Brasil por exemplo, tem sido discutido cada vez mais a inserção de
redes elétricas inteligentes para combater fraudes e ligações clandestinas. O custeio
desta modernização levara a um aumento de tarifas.
Em outros países , como já mencionado o caso dos EUA o direcionador desta
modernização é a necessidade de atualização dos sistemas enquanto na Europa em
geral o principal motivador tem sido a questão da eficiência energética visando
combater as mudanças climáticas, quer pela maior inserção de renováveis quer pelas
possibilidades de melhor gestão da carga.
119
________________________________________________________________________________________
Em todas estas combinações os investimentos podem ser muito grandes, ainda
utilizando-se como fonte o sitio eletrônico anterior os investimentos nos EUA podem
atingir estimados US$ 426 bilhões.
Outros indicadores são também relevantes para identificar o status do sistema
geração e distribuição, respectivamente Fator de Capacidade, Fator de Carga e Fator
de Operação. Para melhor entendimento destes indicadores, conceituados a seguir
utilizou-se de exemplos da África Subsaariana nas Figuras 30 e 31.
Fator de Capacidade = Energia Liquida anual (MWh) / (8760h*Capacidade instalada MW).
Fator de Carga = Energia Liquida anual (MWh)/(8760h*MWdemanda de pico).
Figura 30: Fatores de Capacidade e Fatores de Carga, ano de 2007 ou ultimo ano com
informações disponíveis.
120
________________________________________________________________________________________
Fator de Operação = Capacidade Operacional ( MW)/ Capacidade instalada ( MW)
Figura 31: Fator de operação ano de 2007 ou ultimo ano com informações disponíveis.
O Fator de Operação pode ser usado para verificar se um baixo fator de capacidade
pode ser explicado pelas condições físicas dos ativos do sistema elétrico ou por outras
razões como ineficiência operacional( gerencial) ou por ligações clandestinas na rede (
Tallapragada, 2009).
Todos estes fatores podem ser utilizados para identificar pressões de custos (que
podem ou não serem repassados pelas tarifas) ou para antecipar necessidade de
investimentos para reduzir perdas e riscos associados ao mal uso dos ativos.
5.10 Contexto da Industrialização do País
O nível de industrialização do pais pode afetar as tarifas de energia por razões
diferentes e com resultados antagônicos. Vejamos:
Países com elevada presença de indústria energo intensiva tendem a ser pródigos em
incentivos a energias baratas (eventualmente subsidiadas) para viabilizar este parque
industrial. Caso do Brasil há 15 anos atrás. Desta forma para que algumas classes de
consumidores tenham preços baixos outras classes acabam subsidiando o contexto.
121
________________________________________________________________________________________
O preço baixo para subsidiar algumas classes com consumo mais intenso podem
decorrer de fatores outros como baixa atenção a requisitos ambientais, como por
exemplo na África do Sul e na China.
Países com elevada exigência de qualidade de fornecimento de energia pela elevada
densidade de qualidade requerida, segurança de suprimento e compromissos
ambientais pode ter a energia com preços mais elevados (Alemanha, Califórnia, Reino
Unido).
5.11 Observações finais.
Este capitulo do relatório teve por objetivo discutir com exemplos diversos
direcionadores de custo tentando evidenciar que as comparações de tarifas dependem
muitas vezes mais da situação regional quer física , quer d e desenvolvimento
econômico ou de escolhas politicas do que simplesmente da indústria de energia
elétrica.
122
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