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FACULDADE DE ECONOMIA E FINANÇAS IBMEC
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA EM
ADMINISTRAÇÃO E ECONOMIA
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ORIENTADOR: PROF. DRª. MARIA AUGUSTA SOARES MACHADO
Rio de Janeiro, 29 de maio de 2008.
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ANÁLISE COMPARATIVA DA VIABILIDADE FINANCEIRA ENTRE PROJETOS
DE GERAÇÃO TERMOELÉTRICA A GÁS E A CARVÃO NO BRASIL
LUIZ ALBERTO MEIRELLES BELEIRO BARREIRO JUNIOR
Dissertação apresentada ao curso de
Mestrado Profissionalizante em
Administração como requisito parcial para
obtenção do Grau de Mestre em
Administração.
Área de Concentração: Administração
Geral
ORIENTADOR: PROF. DRª. MARIA AUGUSTA SOARES MACHADO
Rio de Janeiro, 29 de maio de 2008
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ANÁLISE COMPARATIVA DA VIABILIDADE FINANCEIRA ENTRE PROJETOS
DE GERAÇÃO TERMOELÉTRICA A GÁS E A CARVÃO NO BRASIL
LUIZ ALBERTO MEIRELLES BELEIRO BARREIRO JUNIOR
Dissertação apresentada ao curso de
Mestrado Profissionalizante em
Administração como requisito parcial para
obtenção do Grau de Mestre em
Administração.
Área de Concentração: Administração
Geral
Avaliação:
BANCA EXAMINADORA:
_____________________________________________________
PROF. DRª. MARIA AUGUSTA SOARES MACHADO (Orientador)
Instituição: Ibmec/RJ
_____________________________________________________
PROF. DR. EDSON JOSE DALTO
Instituição: Ibmec/RJ
_____________________________________________________
PROF. DR. MIHAIL LERMONTOV
Instituição: UFF
Rio de Janeiro, 29 de maio de 2008
658.1554
B271
Barreiro Junior, Luiz Alberto Meirelles Beleiro.
Análise comparativa da viabilidade financeira entre projetos de
geração termoelétrica a gás e a carvão no Brasil / Luiz Alberto
Meirelles Beleiro Barreiro Junior - Rio de Janeiro: Faculdades
Ibmec, 2008.
Dissertação de Mestrado Profissionalizante apresentada ao
Programa de Pós-Graduação em Administração das Faculdades
Ibmec, como requisito parcial necessário para a obtenção do título
de Mestre em Administração.
Área de concentração: Administração Geral.
1. Projetos - Viabilidade financeira. 2. Energia - Brasil.
RESUMO
O crescimento econômico mundial é cada vez mais modesto, e essa verdade também ocorre
com a demanda de energia. A intensidade energética é reduzida, medida pela relação
Energia/PIB. No entanto persiste o aumento de consumo de combustíveis de origem fóssil,
um dos principais responsáveis pelas mudanças climáticas.
No Brasil o Governo Federal, objetivando não ficar refém da hidrologia e mitigar os riscos de
novos racionamentos, vem aumentando a participação da geração térmica na matriz
energética brasileira.
Dos combustíveis fósseis mais usuais na geração termelétrica o trabalho destaca o gás natural
e o carvão mineral. O gás natural teve um forte ritmo de crescimento a partir de 2000 com as
importações oriundas da Bolívia e da Argentina, no entanto, atualmente, devido iminente crise
energética na América do Sul, seu preço no mercado tem apresentado bastante oscilação e sua
tendência é de alta. Já o carvão é uma das fontes primárias mais utilizadas no mundo, no
Brasil, o Estado do Rio Grande do Sul conservam as maiores reservas do país e seu preço no
mercado encontra-se estabilizado, no entanto é um das fontes energéticas mais poluidoras.
Essa dissertação tem como objetivo a comparação de dois projetos de geração de energia
termelétrica, uma a gás natural e outra a carvão comparando-os de forma qualitativa e
quantitativa. Qualitativamente o trabalho visará apontar as vantagens e desvantagens que cada
projeto apresenta. Sob o aspecto quantitativo o trabalho elaborará um fluxo de caixa para cada
um dos projetos e através de sua análise determinará, em função das premissas adotadas, qual
dos projetos é o mais vantajoso.
Palavras Chave: Energia, Elétrica, Termelétrica, Usina, Carvão, Gás, Viabilidade, Risco,
Mercado, Financeiro, Geração, Custo, Capital, Projeto.
vi
ABSTRACT
The world economical growth is getting more and more modest, and this reality also happens
with the energy demand. The energetic intensity is reduced, measured by the energy relation /
GIP (Gross Internal Product). However, the growth of the fossil originated fuel consume
persists; it is one the responsible of the climate change.
In Brazil, the Federal Government has been increasing the thermal generation in its energetic
matrix, on order not to depend on hydrology neither mitigate new rationing risks.
From the most used fossil fuels in the thermoelectric generation the world will stand out both
natural gas and mineral coal. Natural gas has ha its growth since 2000, from Bolivia and
Argentina importations, however, due to the recent events its price has oscillated and its
tendency is to get higher. On the other hand, coal is one of the most used primary sources of
the world, in Brazil, in the state of Rio Grande do Sul are the biggest reserves of the world,
and its price is stabilized, however it is one of the most pollutant energetic sources.
This lecturer aims to compare two thermoelectric energy generation projects: Natural Gas x
Coal. Qualitatively, the work will point out the advantages and disadvantages that each
project shows. Quantitatively, the work will elaborate a cash flow for each project in order to
determine which one is the most advantageous.
Key Words: Energy, Eletric, Thermoelectric, Plant, Coal, Gas, Viability, Risk, Market,
Financial, Generation, Cost, Capital, Project.
vii
LISTA DE FIGURAS
Figura II – 1 - Matriz de Oferta de Energia Elétrica no Brasil 2007 (dados preliminares)
...................................................................................................................................................04
Figura II – 2 – Diagrama de Instituições do Setor Elétrico.......................................................07
Figura II – 3 – Capacidade Instalada no Brasil – Hidráulica x Térmica...................................12
Figura II – 4 – Fluxograma de Térmica a Gás de Ciclo Combinado........................................13
Figura VI – 1 – Gráfica – VPL x Preço do Combustível – Carvão Mineral.............................53
Figura VI – 2 – Gráfica – VPL x Preço do Combustível – Gás Natural. .................................53
viii
LISTA DE TABELAS
Tabela II – 1 – Geração Térmica a Gás no Brasil por Categoria. ............................................13
Tabela II – 2 – Projeção do Custo de Geração Elétrica para 2010. .........................................18
Tabela V – 1 - Tabela Resumo do CAPM - Capital Asset Pricing Model...............................42
Tabela V – 2 - Tabela do Custo Capital de Terceiros...............................................................42
Tabela VI – 1 – Parâmetros Utilizados no Caso Base – Carvão Mineral. ...............................45
Tabela VI – 2 – Parâmetros Utilizados no Caso Base – Gás Natural. .....................................45
Tabela VI – 3 – Demonstração dos Resultados. ......................................................................51
ix
SUMÁRIO
Capítulo I - INTRODUÇÃO
1.1. INTRODUÇÃO.................................................................................................................01
Capítulo II - O MERCADO DE ELETRICIDADE NO BRASIL
2.1. INTRODUÇÃO.................................................................................................................03
2.2. BREVE HISTÓRICO........................................................................................................05
2.3. O NOVO MODELO..........................................................................................................06
2.4. ESTRUTURAÇÃO............................................................................................................07
2.2.1. CNPE - Conselho Nacional de Política Energética............................................08
2.2.2. MME - Ministério de Minas e Energia...............................................................08
2.2.3. CMSE - Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico.........................................08
2.2.4. EPE - Empresa de Pesquisa Energética.............................................................09
2.2.5. ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica...............................................09
2.2.6. ONS - Operador Nacional do Sistema................................................................10
2.2.7. CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.................................10
2.5. USINAS TÉRMICAS........................................................................................................11
2.5.1. Usinas Termelétricas a Gás................................................................................12
2.5.2. Usinas Termelétricas a Carvão...........................................................................15
2.6. MERCADO DE GÁS NATURAL....................................................................................19
2.7. MERCADO DE CARVÃO MINERAL............................................................................21
x
Capítulo III – IMPACTOS SÓCIOAMBIENTAIS
3.1. EMISSÕES NA GERAÇÃO TERMELÉTRICA..............................................................23
3.2. GÁS NATURAL x CARVÃO MINERAL.......................................................................26
Capítulo IV – ANÁLISE DE RISCO
4.1. INTRODUÇÃO.................................................................................................................29
4.2. RISCOS ASSOCIADOS....................................................................................................29
4.2.1. Risco Pré-Operacional (Risco de Projeto e de Construção)..............................29
4.2.2. Risco de Custo do Combustível...........................................................................30
4.2.3. Risco de Fornecimento........................................................................................30
4.2.4. Risco de Comercialização...................................................................................31
4.2.5. Risco Tecnológico...............................................................................................31
4.2.6. Risco Ambiental...................................................................................................32
4.2.7. Risco de Operacional..........................................................................................32
4.2.8. Risco de Despacho..............................................................................................33
4.2.9. Risco de Político..................................................................................................33
4.2.10. Risco Regulatório. ............................................................................................34
4.2.11. Risco Cambial. .................................................................................................34
4.2.12. Risco de Crédito (Default) ...............................................................................35
CAPÍTULO V – CUSTO DE CAPITAL PRÓPRIO
5.1. INTRODUÇÃO.................................................................................................................36
5.2. ESTRUTURA DE CAPITAL............................................................................................36
5.3. CUSTO DE CAPITAL PRÓPRIO....................................................................................37
5.3.1. Capital Asset Pricing Model - CAPM................................................................37
5.3.2. CAPM Ajustado ao Mercado Brasileiro.............................................................38
5.3.3. Taxa Livre de Risco.............................................................................................38
5.3.4. Prêmio de Risco de Mercado..............................................................................39
5.3.5. Beta......................................................................................................................39
5.3.6. Risco País............................................................................................................41
5.3.7. Risco Cambial.....................................................................................................41
5.3.8. Cálculo do CAPM...............................................................................................41
xi
5.4. CUSTO DE CAPITAL DE
TERCEIROS............................................................................................................42
5.5
.
CUSTO MÉDIO PONDERADO DE CAPITAL -
CMPC......................................................................................................................43
Capítulo VI – AVALIAÇÃO ECONÔMICA DAS TERMELÉTRICAS
6.1.APRESENTAÇÃO DOS
PROJETOS...............................................................................................................................44
6.2. DEFINIÇÕES DOS CASOS BASE..................................................................................44
6.2.1. Custo do Investimento.........................................................................................46
6.2.2. Custo do Combustível..........................................................................................46
6.2.3. Nível de Contratação..........................................................................................46
6.2.4. Preço do Contrato...............................................................................................47
6.2.5. Taxa de Desconto................................................................................................47
6.3. MODELAGEM..................................................................................................................48
6.3.1. Metodologia........................................................................................................48
6.3.2.Fluxo de Caixa....................................................................................................49
6.4. RESULTADOS..................................................................................................................50
6.4.1. Valor Presente Líquido - VPL.............................................................................50
6.4.2. Taxa Interna de Retorno – TIR...........................................................................51
6.4.3. Demonstração dos Resultados............................................................................51
6.5. ANÁLISE DE SENSIBILIDADE.....................................................................................52
6.5.1. Sensibilidade sobre o Preço do Combustível......................................................52
Capítulo VII – CONCLUSÃO
7.1. CONSIDERAÇÕES FINAIS.............................................................................................54
7.2. SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS.............................................................55
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS..................................................................................57
xii
CAPÍTULO I
INTRODUÇÃO
1.1. INTRODUÇÃO
O novo marco regulatório do setor elétrico brasileiro
1
introduzido em meados de 2004
estabelece regras claras, estáveis e transparentes buscando a atração do capital privado
possibilitando com isso a garantia de suprimento ao mercado e a expansão permanente das
atividades do setor (geração, transmissão e distribuição).
O Governo através da implementação de leilões para a contratação de energia pelas
distribuidoras, com o critério de menor tarifa, visa alcançar uma modicidade tarifária, assim
sendo as empresas geradoras de energia devem estar atentas aos seus custo e aos riscos
envolvidos em cada projeto para tomarem a decisão do investimento.
Nesse novo ambiente do setor elétrico brasileiro, as decisões de investimento devem ser
subordinadas as análises de competitividade econômica dos projetos e também às análises
financeiras no que tange a determinação das rentabilidades de cada um dos participantes da
estrutura de financiamento do projeto, na concepção de um consórcio privado e /ou
independente de energia elétrica.
Tendo em vista o prazo de maturação dos investimentos para um projeto de geração
hidrelétrica
2
, a possibilidade de obtenção de empréstimo de longo prazo, o menor
1
Definido pela Lei 10.848/2004.
2
Prazo médio de seis a dez anos, de uma hidrelétrica contra de três a quatro anos de uma térmica a carvão ou a
gás gerando 500 MW.
xiii
investimento por MW instalado, a maior aversão ao risco do investidor privado já que o
risco ambiental nos projetos de geração hídrica são acentuados além de incentivos
governamentais que aumentam a competitividade da geração térmica no país, fazem com que
a geração térmica seja atrativa para o investidor.
Antevendo a crise energética no Brasil em 2001-2002 o Governo Federal criou no ano de
2000 o Programa Prioritário de Termelétricas – PPT
3
que previa a implantação de usinas
termelétricas em caráter emergencial com algumas prerrogativas. Esse foi o pilar inicial para a
expansão térmica ocorrida, principalmente no que se refere à geração térmica a gás.
No cenário geopolítico atual verificamos certo temor dos investidores em relação ao gás já
que além de seu preço ter sofrido altas consideráveis o risco do desabastecimento é
admissível. Motivado pelas incertezas deste cenário este trabalho irá traçar uma comparação
entre dois dos combustíveis fósseis mais utilizados na geração térmica de energia elétrica: o
carvão mineral e o gás natural.
Aspectos regulatórios, de mercado, impactos ambientais, riscos inerentes e aspectos
econômico-financeiros entre esses dois combustíveis serão analisados e comparados visando
evidenciar as vantagens e desvantagens de cada um deles.
Objetivando analisar e comparar dois projetos de geração de energia térmica, uma a gás
natural e outra a carvão mineral, o trabalho apresenta essa análise comparativa de forma
quantitativa (análise econômico-financeira) e qualitativa (apresentando aspectos positivos e
negativos). A partir dos resultados obtidos em razão de parâmetros pré-estabelecidos o
trabalho intenciona subsidiar e promover discussões a respeito do tema já que variações dos
resultados podem ser obtidos devido a abordagem utilizada.
3
Criado pelo Decreto 3.371, de 24/02/2000
xiv
CAPÍTULO II
O MERCADO DE ELETRICIDADE NO BRASIL
2.1. INTRODUÇÃO
Historicamente a matriz energética brasileira é baseada na energia produzida por usinas
hidrelétricas, por isso é altamente dependente da quantidade de chuva. Com a escassez das
chuvas em determinadas regiões do país e um sistema de transmissão precário, somando-se
ao fato que durante anos o setor elétrico brasileiro veio sofrendo com a falta de
investimentos e agravada pelo fato do Governo se utilizar do lucro gerado por suas estatais
do setor para cumprir metas de superávit primário com o Fundo Monetário e reduzir a
relação dívida líquida / PIB ao invés de serem reinvestidos no próprio setor, eclodiu em
meados de 2001 uma crise no setor energético brasileiro.
A crise energética brasileira trouxe uma redução da disponibilidade de um insumo
estratégico na sociedade moderna como a energia elétrica, e ocasionou uma redução da
atividade econômica que teve diversos efeitos colaterais, tais como, impacto sobre a renda e
emprego, atraso tecnológico, investimentos etc.
No início de 2002 o Governo anunciou o fim do racionamento de energia, no entanto uma
série de incertezas a respeito da confiabilidade do sistema ficou no ar, mesmo porque as
ações adotadas até então foram meramente contingências já que toda e qualquer mudança
definitiva para resolver esse problema demandaria tempo.
Evidenciado durante a crise energética que o país não poderia ficar refém da hidrologia
foram criados programas de incentivos ao uso das fontes alternativas de energia, podemos
xv
citar como exemplo o PROINFA
4
. No entanto, os resultados pouco favoráveis demonstram
que essa tarefa não seria fácil, e, podemos perceber nos dias atuais que a diversificação ainda
não foi suficiente, e ainda não atingiu o estágio necessário para dar mais confiabilidade ao
sistema.
Segundo dados divulgados pela ANEEL no Balanço Energético Nacional de 2007 (dados
preliminares), a matriz de oferta de energia no Brasil tem a seguinte composição:
Um entrave para o governo que incentiva às fontes alternativas de energia visando modificar a
atual estrutura da matriz energética brasileira é permitir a correta precificação de energia no
mercado uma questão fundamental para atrair investimentos para esse tipo de geração.
4
PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica, criada pela Lei 10.438 de 26 de
abril de 2002.
Figura II – 1 - Matriz de Oferta de Energia Elétrica no Brasil 2007 (dados preliminares)
Fonte: MME - Ministério de Minas e Energia – MME, 2008
xvi
O sistema de formação de preços no mercado brasileiro é complexo. O Governo com os
leilões de energia implantados pelo “Novíssimo Modelo do Setor Elétrico” busca obter a
menor tarifa possível e satisfazer a demanda das distribuidoras impõem preços-tetos,
impedindo assim que estes fossem precificados corretamente e, refletissem o risco do
investidor. Conseqüentemente os preços não cumprem sua função de sinalizar o
desequilíbrio no mercado de energia ou a tendência de médio prazo. O preço da energia
tende a subir ao longo do tempo já que na geração hídrica os melhores aproveitamentos já
foram construídos, e já fazem parte da matriz energética, enquanto na geração térmica há
dependência do preço do petróleo e da taxa de cambio, pois com a redução da oferta de gás,
o óleo deverá ser usado com mais freqüência. (LANDAU, 2008)
2.2. BREVE HISTÓRICO
Na década de noventa o desenvolvimento do setor elétrico brasileiro era de inteira
competência do Governo, sendo ele o responsável pelo financiamento e gestão de empresas
altamente verticalizadas. Essa empresas concentravam a geração, transmissão, distribuição e
comercialização de energia, formando monopólios.
Baseado no esgotamento da capacidade de investimentos do Governo na área energética que
foram redirecionados para outras áreas, e na necessidade de novos empreendimentos no setor
devido ao crescimento da demanda em função do crescimento econômico, o governo introduz
a competição nas áreas de geração e comercialização, além de promover profundas mudanças
de natureza regulatória, operativa e patrimonial. Para isso cria uma Agência Reguladora
(ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica), um operador para o sistema (ONS –
Operador Nacional do Sistema) e um ambiente de transações competitivas de compra e venda
de energia elétrica (MAE - Mercado Atacadista de Energia Elétrica), além dos processos de
privatização na distribuição e geração.
A nova estrutura do setor elétrico tinha como principais objetivos:
- a gradual substituição do capital estatal por capital privado na gestão do setor;
xvii
- a desverticalização das empresas para viabilizar a concorrência no suprimento de seus
serviços;
- que o órgão regulador (ANEEL) passe a atuar como interface entre o governo e os agentes
do mercado elétrico e, também, como responsável pela arbitragem de eventuais conflitos de
interesses entre esses agentes;
- a introdução de um novo regime tarifário, orientado para a busca de eficiência econômica;
- a estruturação um regime contratual, que repasse para o mercado a arbitragem da maior
parte dos riscos assumidos pelos agentes econômicos;
- A consecução dos investimentos necessários para a expansão do sistema, com ingresso de
capitais privados.
A atividade de geração se tornou aberta à competição. Todos os geradores têm acesso aos
sistemas de transporte de energia elétrica (transmissão e distribuição). Os geradores podem
comercializar a sua energia em dois ambientes distintos de contratação: Ambiente de
Contratação Regulada (ACR), no qual o gerador vende energia a preços resultantes de leilões
para o “pool” de distribuidoras demandantes, e o Ambiente de Contratação Livre (ACL), em
que os preços são livremente negociados do qual participam agentes de geração,
comercializadores, importadores e exportadores de energia e consumidores livres. Os
comercializadores, no entanto, têm que passar pela aprovação do órgão regulador,
normalmente eles não possuem os ativos de geração, simplesmente fazem à intermediação dos
contratos de compra e venda.
2.3. O NOVO MODELO
Mais recentemente (2003-2004) o Governo Federal de Luís Inácio Lula da Silva lançou bases
de um novo modelo para o setor trazendo em sua bagagem uma nova ideologia. A
necessidade de reorganização do setor foi encarada sob a ótica desse novo governo cuja
concorrência e a privatização não são importantes, assumindo, sem compromisso liberal,
agindo centralizadamente, através do fortalecimento do Ministério de Minas e Energia - MME
definindo-o como poder cedente. Para isso, definiu a criação de uma entidade responsável
pelo planejamento do setor elétrico a longo prazo (EPE - Empresa de Pesquisa Energética),
uma instituição com a função de avaliar permanentemente a segurança do suprimento de
xviii
energia elétrica (CMSE - Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) e uma instituição
para dar continuidade às atividades do MAE, relativas à comercialização de energia elétrica
no Sistema Interligado (CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) além de
manter a ANEEL e ampliar a autonomia do ONS.
A reforma institucional freia a privatização na geração e transmissão, incentivando a
participação em parcerias (público e privada), garantindo a remuneração, com contratos de
longo prazo. Mantém as garantias e a opção privada para os mercados cativos estabelecendo
condições para o mercado livre.
Cabe ressaltar que apesar da vocação política do governo, a reforma institucional tem
características híbridas, ou seja, apesar do direcionamento dado pelo MME o mercado é
aberto para a participação privada (distribuição, geração e transmissão) na expansão do
sistema.
Com isso reformulação do setor elétrico o Governo visa garantir a segurança do suprimento
de energia elétrica com modicidade tarifária e também promover a inserção social no Setor
Elétrico Brasileiro, em particular pelos programas de universalização de atendimento.
2.4. ESTRUTURAÇÃO
O novo modelo do Setor Elétrico Brasileiro criou novas instituições e alterou funções de
algumas instituições já existentes. Segue abaixo a estrutura atual do setor.
Figura II – 2 – Diagrama de Instituições do Setor Elétrico
xix
2.1.1. CNPE - Conselho Nacional de Política Energética
Criada pela Lei 9.478 de 6 de agosto de 1997, e regulamentado pelo Decreto nº 3.520, de 21
de junho de 2000, vinculado a Presidência da Republica foi criada para o assessoramento do
Presidente da Republica para a formulação de políticas e diretrizes de energia e, assegurar o
suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas ou de difícil acesso país.
No que tange a matriz energética brasileira é responsável pela sua revisão periódica. Também
estabelece diretrizes para programas específicos, como, por exemplo, os de uso do gás natural,
do álcool, de outras biomassas, do carvão e da energia termonuclear além de estabelecer para
a importação e exportação de petróleo e gás natural.
2.2.2. MME – Ministério de Minas e Energia
O MME foi criado em 1960, pela Lei n° 3.782, de 22 de julho de 1960. Anteriormente, os
assuntos de minas e energia eram de competência do Ministério da Agricultura.
O MME tem competência nas áreas de geologia, recursos minerais e energéticos;
aproveitamento da energia hidráulica; mineração e metalurgia; e petróleo, combustível e
energia elétrica, incluindo a nuclear. Fazem parte de sua estrutura as secretarias de
Planejamento e Desenvolvimento Energético; de Energia Elétrica; de Petróleo, Gás Natural e
Combustíveis Renováveis; de Geologia, Mineração e Transformação Mineral. Possui a
Eletrobrás e a Petrobras como suas empresas vinculadas.
De acordo com as diretrizes traçadas pelo CNPE formula e implementa políticas para o setor
energético do país. Tem como responsabilidade a condução dessas políticas planejando,
monitorando e definindo ações preventivas no que diz respeito a segurança de suprimento
entre oferta e demanda do setor energético.
xx
2.2.3. CMSE - Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
O CMSE foi criado pelo Decreto nº 5.175, de 9 de agosto de 2004 e instituído pela Lei 10.848
de 15 de março de 2004, com a função de acompanhar e avaliar permanentemente a
continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional
Integram de forma permanente representantes responsáveis pelo planejamento de expansão,
operação eletroenergética dos sistemas elétricos, administração da comercialização de energia
elétrica e regulação do setor elétrico nacional.
Suas principais atribuições incluem: acompanhar o desenvolvimento das atividades de
geração, transmissão, distribuição, comercialização, importação e exportação de energia
elétrica; avaliar as condições de abastecimento e de atendimento; realizar periodicamente a
análise integrada de segurança de abastecimento e de atendimento; identificar dificuldades e
obstáculos que afetem a regularidade e a segurança de abastecimento e expansão do setor e
elaborar propostas para ajustes e ações preventivas que possam restaurar a segurança no
abastecimento e no atendimento elétrico.
2.2.4. EPE - Empresa de Pesquisa Energética
Instituída pela Lei nº 10.847 de 15 de março de 2004 e criada pelo Decreto nº 5.184 de 17 de
agosto de 2004, a EPE é uma empresa vinculada ao MME, e tem por finalidade prestar
serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor
energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral,
fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.
2.2.5. ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
A ANEEL foi criada pela Lei 9.247, de 26 de dezembro de 1996. Autarquia sob regime
especial instituída pelo governo federal como órgão regulador do setor de energia elétrica.
xxi
Dotada de condições técnicas adequadas, autonomia administrativa e financeira e
flexibilidade de ação, tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão,
distribuição e comercialização de energia elétrica. Tem como uma de suas metas a
modicidade tarifária para os consumidores, preservando, sempre, a viabilidade econômica e
financeira dos agentes e da indústria. Compete especialmente a ela implementar as políticas e
diretrizes do governo federal para a exploração da energia elétrica e o aproveitamento dos
potenciais hidráulicos, expedindo os atos regulamentares necessários.
É de extrema importância que a ANEEL possua credibilidade e seja percebida como
autoridade reguladora imparcial e independente, pois isso possibilita reduzir as incertezas dos
investidores em negociar com o poder concedente.
2.2.6. ONS - Operador Nacional do Sistema
Criada pela Lei 9.648 de 27 de maio de 1998, e regulamentado pelo Decreto nº 2.655, de 2 de
julho de 1998, o Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS é uma entidade de direito
privado, sem fins lucrativos, responsável pela coordenação e controle da operação das
instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional
(SIN), sob a fiscalização e regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).
O Operador Nacional do Sistema Elétrico promove a otimização da operação eletroenergético
do Sistema Elétrico Brasileiro, com o objetivo otimizar a operação gerando ganhos
energéticos com um menor custo, observando os padrões técnicos e garantindo a
confiabilidade do Sistema, Além disso, define as condições de acesso à malha de transmissão
em alta-tensão do país a todos, e, de forma indiscriminada.
2.2.7. CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
A CCEE, instituída pela Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004 e criada pelo Decreto nº 5.177
de 12 de agosto de 2004, absorveu as funções do MAE e suas estruturas organizacionais e
operacionais. Foi criado com a finalidade de viabilizar as transações de energia elétrica por
meio de contratos bilaterais e do mercado de curto prazo, promovendo a livre concorrência e a
xxii
ampla competição entre as empresas que executam os serviços de energia elétrica no
Brasil. Para isso é responsável pelo preço de liquidação das diferenças (PLD) utilizada para
valorar as transações no mercado de curto prazo. Também responde pela liquidação financeira
dos valores decorrentes das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no
mercado de curto prazo, bem como a realização de leilões de compra e venda de energia no
ACR, por delegação da ANEEL.
2.5. USINAS TÉRMICAS
O funcionamento das centrais termelétricas é semelhante, independentemente do combustível
utilizado. O combustível é armazenado em parques ou depósitos adjacentes, de onde é
enviado para a usina, que será queimado na caldeira. Esta gera vapor a partir da água que
circula por uma extensa rede de tubos que revestem suas paredes. A função do vapor é
movimentar as pás de uma turbina, cujo rotor gira juntamente com o eixo de um gerador que
produz a energia elétrica, após cumpir sua função o vapor é resfriado em um condensador e
convertido outra vez em água, que volta aos tubos da caldeira, dando início a um novo ciclo.
Resumidamente, as usinas termelétricas utilizam a conversão de energia térmica em energia
mecânica para a produção de energia elétrica.
Uma central nuclear também pode ser considerada uma central termelétrica, em que o
combustível é um material radioativo que, em sua fissão, gera a energia necessária para seu
funcionamento. No entanto, razões tecnológicas tornam as usinas nucleares inflexíveis e,
portanto, com pouca participação no processo de otimização, não obstante a sua relevância
base do sistema (LEITE, 2007).
As usinas térmicas têm papel fundamental na operação do sistema, pois além de possuírem
flexibilidade operacional agregam confiabilidade ao sistema já que garantem o atendimento
da demanda nos períodos em que o nível dos reservatórios das hidrelétricas é baixo. Ou seja,
no sistema hidrotérmico brasileiro a participação da geração térmica é complementar
(GUERREIRO, et al., 2006).
xxiii
Segundo Leite (2007), historicamente a capacidade instalada em usinas térmicas no
Brasil não foi suficientemente desenvolvida, fatores como a falta de carvão de qualidade e
baixo custo de extração e a escassez de gás natural brasileiro fizeram com que se privilegiasse
a geração de energia hídrica.
2.5.1. Usinas Termelétricas a Gás
Existem três categorias de tecnologias de geração a gás natural utilizadas no Brasil: ciclo
aberto, que utiliza turbinas a gás em ciclo de Brayton; ciclo combinado, que é acoplado ao
ciclo aberto e se utiliza uma turbina a vapor para geração adicional de eletricidade; e usinas de
co-geração, onde existe uma produção combinada da energia eletro-mecânica e calor,
possibilitando a utilização das duas categorias apresentadas anteriormente (GUERREIRO, et
al., 2006).
A tabela abaixo considera a capacidade instalada e o potencial de expansão de curto e médio
prazo no Brasil. As usinas denominadas a “gás a processo” correspondem aquelas que
Figura II – 3 – Capacidade Instalada no Brasil – Hidráulica x Térmica
Fonte: A Energia do Brasil, 2007
xxiv
utilizam como combustível gás de refinaria e gás de auto forno, ou outros efluentes
gasosos (GUERREIRO, et al., 2006).
O rendimento térmico das turbinas a gás, apesar dos ganhos alcançados, operando em ciclo
simples, teve seu desempenho prejudicado pela perda de energia nos gases de exaustão e, o
custo da energia gerada por essas usinas é alto, pois o gás natural é muitas vezes importado e
atrelado ao dólar, além disso, sua eficiência ainda é baixa se comparada as outras tecnologias
como, por exemplo, o ciclo combinado.
O ciclo combinado é o acoplamento térmico de um ciclo de turbina a gás comum e o ciclo de
turbina a vapor convencional, pelas características das temperaturas de entradas e saídas
destes. O calor necessário para a caldeira da turbina de vapor é fornecido pelos gases quentes
da exaustão da turbina a gás. No acoplamento existe uma redução da eficiência de cada um
dos ciclos, mas o conjunto apresenta uma eficiência superior a cada um deles isolados
(eficiência à vapor: aproximadamente 43%; eficiência à gás: aproximadamente 33%;
Tabela II – 1 – Geração Térmica a Gás no Brasil por Categoria.
Fonte: GUERREIRO, 2006. (Adaptado)
Figura II – 4 – Fluxograma de Térmica a Gás de Ciclo Combinado
Fonte: Geração de Energia Elétrica no Brasil, 2005. (Adaptado)
xxv
eficiência ciclo combinado: aproximadamente 48%)
As usinas térmicas convencionais ou as usinas a gás mais modernas costumam a atingir em
média uma eficiência de 35%, enquanto as centrais térmicas de ciclo combinado mais antigas
ficam acima dos 50% de eficiência. Sendo assim esta tecnologia torna-se mais atrativa
economicamente em relação às outras formas de geração térmica, pois quando o custo do
combustível é o principal componente do custo total, a eficiência torna-se fundamental
(TOLMASQUIM, 2005).
As usinas térmicas de ciclo simples e de ciclo combinado desempenham funções diferentes na
operação do sistema. As de ciclo simples podem ser despachadas por motivos energéticos
(baixos níveis dos reservatórios) ou elétricos (falha dos sistemas elétricos), e se caracterizam
por partidas e paradas rápidas, taxas de tomada de cargas elevadas e sem restrição quanto ao
número de partidas e paradas, pois, uma turbina pode ser leve e compacta entrando em
operação em segundos após seu acionamento e em minutos atinge sua máxima capacidade. As
de ciclo combinado normalmente são despachadas por razões energéticas, e são caracterizadas
por uma maior eficiência da usina, menor custo de operação e menor flexibilidade operacional
normalmente é despachada nos meses de hidrologia crítica.
A identificação de disponibilidade da oferta de gás em países vizinhos além da crescente
produção nacional criou a oportunidade para a introdução do gás como importante recurso
para o setor produtivo brasileiro.
Vantagens na UTE a Gás Natural
- Possui um curto prazo de maturação do empreendimento (TOLMASQUIM, 2005);
- O atendimento flexível para cargas de ponta (GUERREIRO, et al., 2006);
- Menor investimento em armazenamento/uso de espaço (TOLMASQUIM, 2005);
- Dispensa estocagem e reduz o custo do transporte (TOLMASQUIM, 2005);
- Apresenta combustão completa (GUERREIRO, et al., 2006);
- Menor corrosão dos equipamentos e menor custo em paradas para manutenção
(GUERREIRO, et al., 2006);
- Menor custo de investimento por KW instalado (TOLMASQUIM, 2005);
xxvi
- Elevado rendimento térmico (TOLMASQUIM, 2005);
- Avanços tecnológicos e conseqüentemente o de vida útil dos equipamentos;
- Geração de energia junto a centros de consumo (TOLMASQUIM, 2005);
- Baixa presença de contaminantes;
- Combustão mais limpa;
- Não emissão de particulados (cinzas) (GUERREIRO, et al., 2006);
- Não exige tratamento dos gases de combustão;
- Rápida dispersão de vazamentos.
2.5.2. Usinas Termelétricas a Carvão
A geração térmica a carvão corresponde a 39% da energia elétrica gerada no mundo podendo
crescer cerca de 2% ao ano até 2030. (IEA, 2007) Alguns países têm sua matriz energética
baseada no carvão devido a segurança de suprimento, baixos custos de produção e baixos
índices de emissões.
O uso energético do carvão mineral ainda é bastante restrito, representando 6% da matriz
energética brasileira, considerando seu uso apenas para a produção de energia elétrica sua
contribuição é ainda mais modesta com pouco mais de 1% do total (Balanço Energético
Nacional – BEN, 2007).
Com os novos rumos do setor e visando assegurar a importância do carvão na matriz
energética brasileira, tem-se pesquisado e desenvolvido tecnologias de remoção de impurezas
(limpeza) e combustão eficiente do carvão, para atender principalmente as metas ambientais.
Tais tecnologias podem ser instaladas em qualquer estágio da cadeia do carvão, como descrito
a seguir:
1. Remoção de impurezas antes da combustão;
2. Remoção de poluentes durante o processo de combustão;
3. Remoção de impurezas após a combustão;
4. Conversão em combustíveis líquidos (liquefação) ou gasosos (gaseificação).
xxvii
Com o desenvolvimento e a aplicação das tecnologias desenvolvidas ao longo das últimas
décadas tem-se aumentado à eficiência das usinas e diminuído substancialmente as emissões
atmosféricas. Atualmente as tecnologias utilizadas na geração térmica são (ANEEL, 2005):
1.Combustão Pulverizada - CP
O carvão é queimado como partículas pulverizadas aumentando a eficiência da combustão e
conversão. Grande parte das tecnologias modernas de CP atinge 99% de eficiência na
combustão, já a eficiência de conversão de energia térmica em energia elétrica pode chegar a
43%, ganhos adicionais podem ser alcançados, no entanto os custos para isso não se
justificam. Esperam-se, porém, melhoramentos futuros, elevando essa eficiência para 50%
sem que o custo seja alterado.
2.Combustão em Leito Fluidizado – CLF
Foram utilizadas durante a segunda guerra mundial e sofreram grande evolução nos anos 90 e
permite a redução de até 90% de enxofre (SO
2
) e de 70 a 80% de NOx, sem a perda de
eficiência térmica, pelo emprego de partículas calcárias e de temperaturas inferiores ao
processo convencional de pulverização. Outra vantagem e que pode se utilizar na queima,
resíduos e carvões de baixa qualidade (ANEEL, 2005).
3. Gaseificação Integrada com Ciclo Combinado – GICC
Essa tecnologia recente consiste na reação do carvão com vapor de alta temperatura e um
oxidante (processo de gaseificação), originando um gás combustível sintético de médio poder
calorífico que pode ser queimado em turbinas a gás em que o calor residual dos gases de
exaustão podem ser recuperados e aproveitados por meio de turbinas a vapor (ciclo
combinado). Possuem eficiência térmica de 10% a 20% superior às unidades convencionais
com carvão pulverizado, além de possibilitar a remoção de cerca de 95% do enxofre (S) e a
captura de 90% do nitrogênio (N). A tecnologia GICC atualmente pode atingir até 45% de
eficiência térmica, esperando que este nível evolua para 60%.
Muitas das atuais unidades de carvão serão eliminadas pelos controles cada vez mais
demandantes de emissão para atender regulamentações ambientais cada vez mais rígidas para
xxviii
o dióxido de enxofre (SO
2
), óxidos de nitrogênio (NOx), mercúrio (Hg), material
particulado e dióxido de carbono (CO
2
), causador do efeito estufa. Medidas para redução de
poluentes tais como: dessulforização, queimadores de NOx, sistemas catalíticos de redução e
redutores de material particulado, afetaram a competitividade do setor. Novas usinas deverão
ser introduzidas com um completo arsenal de contramedidas, que incluirão sistemas para
captura e seqüestro do carbono.
Estudos realizados pelo EPRI (Electric Power Resource Institute, 2005) para os próximo 50
anos em relação a evolução de custos de combustíveis, prevê uma continua elevação do preço
do gás e uma relativa estabilização dos preços do carvão. Isso será reflexo do
desenvolvimento das tecnologias de extração, tanto na superfície quanto no subsolo. Outro
fator importante na composição do custo do carvão é o do transporte, podendo afetar em até
40% dependendo das distâncias. Por outro lado, o carvão pode ser estocado em grandes
quantidades nas usinas, fazendo com que a volatilidade do custo do combustível se reduza.
No Brasil, apesar da discrepância entre os números encontrada na literatura, a maioria das
fontes pesquisadas sugere os valores dos custos com a geração de energia utilizando o carvão
como combustível conforme descrito abaixo:
. Combustível - o custo do carvão de menor qualidade da região de Candiota e da ordem de 30
a 35 reais/tonelada, sendo que a relação de transformação de energia gira em torno de 1
MWh/tonelada.
. O&M – o custo com operação e manutenção situa-se na ordem de 18 a 25 reais/MWh.
Projeção feita pela OECD/IEA em 2005 sobre custos de geração de eletricidade para o ano de
2010, considerando-se uma taxa de desconto de 5% ao ano, tempo de vida das usinas de 40
anos e fator de capacidade de 85%, pode comparar os energéticos carvão e gás natural em 8
países.
O custo da tarifa prevista relativa ao custo de capital, O&M e combustível era inferior para
opção carvão em todos.
xxix
Vantagens na UTE a Carvão Mineral no Mundo
- O carvão é o maior energético produtor de eletricidade do mundo (WORLD COAL
INSTITUTE, 2007);
- O carvão esta distribuído por 75 países (WORLD COAL INSTITUTE, 2007);
- Apresenta reservas mundiais para 200 anos (WORLD COAL INSTITUTE, 2007);
- Possui tecnologia com perspectiva de forte desenvolvimento;
- Representa apenas 25% do custo total de produção de eletricidade;
- Possui níveis declinantes de impacto ambiental (LEITE, 2007).
Vantagens de UTE de Carvão Mineral no Brasil
- Representa a maior reserva de combustível fóssil (MONTEIRO, et al., 2004);
Tabela II – 2 – Projeção do Custo de Geração Elétrica para 2010
Fonte: IEA - International Energy Agency, 2007
xxx
- Ocorre, principalmente, na superfície, reduzindo os custos de extração (MONTEIRO, et
al., 2004);
- Apresenta oportunidade de redução de custo via economia em escala (SIECESC, 2007);
- O carvão é estocável e transportável (SIECESC, 2007);
- Apresenta baixa volatilidade nos custos (SIECESC, 2007);
- Seu relativo alto custo de investimento é compensado pelo baixo custo do combustível
(TOLMASQUIM, 2005).
Além das vantagens descritas acima podemos destacar que atualmente o modelo de geração
exclusivamente hídrico encontra-se exaurido, aliado aos problemas referentes a oferta e a
infra-estrutura necessária na utilização do gás natural, a geração elétrica a carvão vem se
apresentando como uma boa oportunidade de diversificação para a matriz energética nacional.
2.6. MERCADO DE GÁS NATURAL
Durante muito tempo, as restrições de oferta de gás natural, o baixo rendimento térmico das
turbinas e os custos relativamente altos fizeram com que a difusão dessa tecnologia no setor
elétrico fosse baixa. Porém nos últimos anos esta situação vem se modificando pelo fato de
que o gás natural surgiu como uma das principais opções de expansão da capacidade de
geração de energia elétrica em vários países, incluindo o Brasil.
O Governo brasileiro optou pela utilização da usina termelétrica de ciclo combinado que foi
implantada de forma emergencial tendo em vista a crise de oferta energética.
Em 2000 foi criado o “Programa Prioritário de Termelétricas – PPT” pelo decreto 3.371 de 24
de fevereiro de 2000, visto que o gás natural tornou-se uma importante alternativa para a
expansão necessária da capacidade de geração de energia em virtude do aumento do consumo
energético aliado aos baixos níveis dos reservatórios das hidrelétricas. Nesse programa foram
definidas 49 centrais termelétricas, sendo 43 a gás natural.
xxxi
No “Programa Prioritário de Termelétricas – PPT” os investidores encontraram muitas
dificuldades, apesar de todas as garantias dadas pelo programa. Como exemplo podemos citar
a obtenção de licenças junto a órgãos ambientais e o risco de assumir o risco cambial já que o
gás era importado.
O gás natural tem se mostrado mais competitivo em relação a outros combustíveis, seja no
setor industrial, no setor de transportes e na geração de energia elétrica. Além da necessidade
de expandir o parque gerador de energia elétrica, a preocupação com o esgotamento dos
grandes potenciais hidráulicos no país, o gás natural também tem despertado a atenção de
analistas e empreendedores ampliando assim o seu uso na geração térmica (TOLMASQUIM,
2005).
Em 2005 o consumo de gás natural atingiu 48 milhões de m3/dia. A disponibilidade de gás
nacional passou de 15 milhões de m3/dia (2001) para 24 milhões de m3/dia (2005), essa
oferta é complementada pelo gás importado vindo da Bolívia e da Argentina. Nesse período, a
importação do gás boliviano mais que dobrou enquanto o proveniente da Argentina
apresentou um decréscimo da ordem de 60%. Com isso a participação do gás boliviano no
total importado passou de 84% em 2001 para 97% em 2005 (PIRES, et al., 2006).
A nacionalização dos hidrocarbonetos (gás e petróleo) bolivianos, em 2005, pelo recém
empossado Presidente Evo Morales gerou uma crise Brasil-Bolívia envolvendo a discórdia em
torno da exploração do gás.
O gás boliviano é de suma importância para o Brasil, por outro lado o Brasil se encontra numa
posição confortável em relação à Bolívia por ela não possuir uma alternativa de curto e médio
prazo para exportar todo esse gás para a Argentina, por exemplo, que demandaria a
construção de infra-estrutura (ZIMMERMANN, 2008). Infra-estrutura essa que devido ao
montante envolvido carece de uma legislação que transmita mais segurança e com isso
propicie condições viáveis para novos investimentos na área (PIRES, et al., 2006).
Até 2020 estima-se que o gás natural será a fonte de energia que provavelmente apresentará a
segunda maior taxa de expansão, cerca de 27% ao ano, inferior apenas a do conjunto de fontes
xxxii
renováveis de energia. O gás e o petróleo serão responsáveis por 66% da energia
primária que o mundo demandará em 2020 (PIRES, et al., 2006).
Em 2008, o ambiente geopolítico na América do Sul continua tenso. A crise energética sul-
americana começa se tornar uma realidade, e com isso, disputas diplomáticas pelo gás
boliviano aumentam mais a instabilidade no continente (G1, 21 fev. 2008). O risco de déficit
na demanda de gás é eminente, e os preços estão longe de uma estabilidade.
2.7. MERCADO DE CARVÃO MINERAL
O carvão mineral vem de troncos, raízes, galhos e folhas de árvores que viveram a centenas e
milhões de anos, as quais ficaram submersas em ambiente pantanoso. É um combustível não-
renovável originado da fossilização da biomassa, em um longo processo, no tempo geológico.
Sua qualidade depende da natureza da matéria vegetal, do clima, da localização geográfica e
da evolução geológica da região onde é encontrado (MONTEIRO, et al., 2004).
Das reservas mundiais de carvão, aproximadamente 90% delas localizam-se no hemisfério
norte tendo a Rússia, Estados Unidos, China e Canadá as principais em valores absolutos
respectivamente. No que se refere à produção cabe destacar China, Estados Unidos e Índia,
respectivamente, já a produção do Brasil não passa dos 0,2%
(WORLD COAL INSTITUTE, 2007).
O carvão mineral é a segunda fonte de energia primária mais utilizada no mundo depois do
petróleo, os primeiros relatos do aproveitamento do carvão mineral para a geração de energia
elétrica no Brasil datam de 1950, em decorrência da substituição por óleo diesel e eletricidade
no transporte ferroviário (ATLAS, 2005). A presença de componentes como enxofre e cinzas
no carvão nacional implicam em uma série de inconvenientes de ordem material ou ecológica.
Devido a sua baixa qualidade o carvão nacional, torna-se mais poluente necessitando de
instalação de filtros nas usinas para que se reduza a emissão de gases poluentes. Vale salientar
que a instalação desse equipamento não encarece tanto o projeto.
xxxiii
Após seu consumo ficar estagnado na década de 90 seu consumo vem crescendo. No
ano de 2000 o governo incentivou o uso do carvão através do programa de incentivo a
utilização do carvão mineral nos Estados do Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul. Em
2002 foi criada a Conta de desenvolvimento Energético – CDE, inicialmente destinada a
subsidiar energia das novas fontes renováveis e do programa de universalização, mas
posteriormente foram direcionadas para aumentar a produção e a competitividade da energia
produzida (MONTEIRO, et al., 2004).
Entre 2001 e 2004 seu consumo cresceu 8% ao ano, deste incremento, 90% aconteceu na
Ásia, mais especificamente na China, onde o carvão corresponde a 70% do consumo de
energia primária (PIRES, et al., 2006).
Estima-se que as reservas de carvão do Brasil atinjam 32,4 bilhões de toneladas, onde a região
sul é a maior responsável. Só o Rio Grande do Sul possui quase 90% dessas jazidas, o que
corresponde a 28,8 bilhões de toneladas. Atualmente o Estado de Santa Catarina e Rio Grande
do Sul concentram sete termelétricas movidas a carvão e contribuem com 1,4 mil MW ao
sistema elétrico nacional (MONTEIRO, et al., 2004).
É importante salientar que ao contrário dos recursos investidos na prospecção do petróleo em
território nacional, que tem se apresentado em volumes crescentes e expressivos, no caso do
carvão, desde a metade da década de 80 a prospecção foi interrompida, abrindo margens à
possibilidade da ocorrência do carvão em outras localidades.
Sabemos que o preço do carvão não sofre tantas flutuações como o do gás natural, porém o
investimento na construção e manutenção das usinas movidas a esse combustível são bem
maiores do que as que dependem do gás.
Devido à crise no abastecimento de gás na América do Sul, a diversificação da matriz
energética nacional tem sido novamente posta em debate. A inclusão do carvão mineral como
combustível para as termelétricas vem ganhando força (JORNAL DO COMMERCIO, 19 jun.
2007).
xxxiv
CAPÍTULO III
IMPACTOS SOCIOAMBIENTAIS
3.1. EMISSÕES NA GERAÇÃO TERMELÉTRICA.
Os impactos ambientais causado pela operação de usinas térmicas derivam da dispersão de
poluentes atmosféricos. A poluição causada por elas é definida como a degradação da
qualidade ambiental resultante da atividade direta ou indireta que:
- prejudiquem a saúde, a segurança e o bem estar da população;
- criem condições adversas as atividades sociais e econômicas;
- afetem desfavoravelmente a biota;
- afetem as condições estéticas e sanitárias do meio ambiente.
A poluição do ar pode ser de origem natural (vulcões, processos microbiológicos, etc) e de
origem antropogênica (combustão industrial, transportes, geração de energia, etc). Entre os
principais poluentes primários, que são emitidos diretamente da fonte poluidora para a
atmosfera destacam-se (MAGRINI, et al., 2001):
- Composto de Carbono (C);
São gases poluentes sem cheiro, sem gosto e sem cor. São formados na queima incompleta de
combustíveis que contém átomos de carbono. O CO e o CO
2
são emitidos anualmente para a
atmosfera pelas fontes antropogênicas no mundo (motores de veículos, queima de
xxxv
combustíveis fósseis para gerar eletricidade e calor, processos industriais, disposição de
resíduos sólidos).
O monóxido e o dióxido de carbono (CO e CO
2
) podem causar o aumento da incidência de
doenças/mal estar, podendo causar tonturas, dores de cabeça e redução dos reflexos. Caso a
fonte emissora situe-se em locais fechados pode levar a morte por asfixia (PERES, et al.,
2000).
-Material Particulado (fumo, poeira, névoa);
O material particulado (MP) é qualquer substância, à exceção da água pura, que existe como
líquido ou sólido na atmosfera e que tem dimensões microscópicas ou submicroscópicas,
porém maiores que as dimensões moleculares. Oitenta por cento do MP é fuligem.
O MP não é uma substância única, ela é constituída por partículas de diversos poluentes. A
maior parte dessas partículas é feita do carvão, que sozinho é inofensivo, mas quando
associado a outros poluentes causa problemas no sistema respiratório. Se muito grandes as
partículas caem no solo pela força da gravidade, em proporções pequenas flutuam no ar e
podem ser inaladas por seres vivos. Somente as partículas muito pequenas entram no
organismo humano. As pequenas partículas penetram no pulmão e depositam-se nos alvéolos.
-Hidrocarbonetos (HCs);
Os hidrocarbonetos são substâncias orgânicas compostas de hidrogênio e carbono. O carvão
mineral, o óleo Diesel e o óleo combustível, são compostos por diversos HC. Na queima
desses combustíveis os hidrocarbonetos são liberados, sendo que em pequena quantidade não
são perigosos, mas em grande quantidade podem causar anemia, leucopenia e até câncer.
- Compostos de Enxofre (S);
A atmosfera contém enxofre sob diversas formas, entre elas SO
2
(dióxido de enxofre) e SO
4
(sulfatos). Os combustíveis fósseis contêm uma grande quantidade de enxofre. O SO
2
é um
gás incolor com odor irritante e azedo e é altamente solúvel em água. Os óxidos de enxofre
(SOx) são formados pela oxidação do enxofre no processo de combustão originado do
combustível queimado, como por exemplo o óleo diesel, o óleo combustível e o carvão
mineral (PERES, et al., 2000).
xxxvi
- Compostos de Nitrogênio;
A atmosfera apresenta naturalmente vários tipos de compostos de nitrogênio, dentre os quais
se destacam: N
2
O (óxido nitroso), NO (monóxido de nitrogênio), NO
2
(dióxido de
nitrogênio), NH
3
(gás-amoníaco), sais de NO
3
-, NO
2
e NH
4
(amônia). O NO
2
antropogênico é
um gás incolor e é gerado principalmente pela combustão. O Nitrogênio e o Oxigênio estão
abundantemente presentes na atmosfera onde reagem formando outros compostos.
Os NOx causam uma série de doenças de origem respiratória, como por exemplo o enfisema
pulmonar, a irritação e constrição das vias respiratórias.
-Metano (CH
4
);
O metano é o hidrocarboneto mais simples, sendo a primeira substância da série dos alcanos.
É o principal constituinte do gás natural e como tal é uma importante matéria-prima na
produção de outros compostos orgânicos. É formado pela decomposição de compostos
orgânicos na ausência de oxigênio por determinadas bactérias, seja em pântanos, seja no
estômago do gado, ou outros ruminantes. Fontes adicionais, induzidas pela espécie humana,
são a queima de biomassa vegetal, vazamentos de dutos de gás natural, plantio de arroz em
áreas alagadas, mineração de certo tipo de carvão mineral e lagos e reservatórios de
hidrelétricas.
A emissão de gases e materiais particulados além de terem efeitos diretos na saúde dos seres
vivos causam efeitos nocivos a diversas áreas do eco-sistema.
No solo a deposição ácida causada pela emissão de óxidos de enxofre e nitrogênio também
altera as condições físico-químicas dos solos, acarretando impactos sobre a qualidade dos
mesmos, e, diminuindo o crescimento da vegetação na qual está assentada. A emissão de
material particulado, principalmente particulados finos associados com elementos traços e
hidrocarbonetos adsorvidos, tem um efeito negativo sobre os solos.
xxxvii
No ar, a emissão para a atmosfera pelas chaminés das termelétricas, o SO
2
sofre
processos químicos na atmosfera causando fenômenos como a chuva ácida. Além, é claro da
diminuição da visibilidade atmosférica.
O efeito estufa que é um fenômeno natural, é intensificado pelas atividades humanas
causando o problema do aquecimento global, que tem como conseqüências o aumento do
nível dos oceanos atribuído ao degelo das calotas polares e geleiras.
A ação dos poluentes sobre as florestas a partir da deposição da chuva ácida sobre a vegetação
altera o metabolismo das plantas, gera necrose das folhas, atingindo diretamente a
produtividade florestal.
3.2. GÁ NATURAL x CARVÃO MINERAL.
A intensidade e o tipo de emissão gerada a partir da geração de energia térmica dependem
tanto do combustível quanto da tecnologia utilizada. No caso dos combustíveis fósseis, as
plantas que utilizam tecnologias de ciclo combinado simultaneamente com gás natural são as
mais eficientes em termos de emissão de CO
2
, tanto pela característica do gás natural,
intrinsecamente menos intensivo em CO
2
, quanto pela maior eficiência energética desta
tecnologia (ABDALAD, 1999).
Apesar das vantagens relativas do gás natural comparado ao petróleo e ao carvão mineral, já
que o gás natural é o combustível fóssil e não renovável cuja utilização gera a menor taxa de
emissões, seu aproveitamento energético, também produz indesejáveis impactos ao meio
ambiente. Um dos maiores problemas é a necessidade de resfriamento, cujo fluído resfriante é
normalmente a água. A crítica que se faz é que apesar na tecnologia estar ajudando a diminuir
a quantidade de água utilizada nas usinas, grande quantidade se perde na evaporação, e o
despejo dos afluentes também prejudica o meio ambiente (ATLAS, 2005).
No gás natural a produção de gás carbônico (CO
2
) gerada por sua queima é significativamente
baixa comparando-o aos demais combustíveis fósseis, já que ele é rico em hidrogênio (H).
Adicionalmente a isso, o gás natural, em principio, é isento de enxofre (S) e de cinzas, por
xxxviii
isso, não são necessárias as custosas instalações de desufurização e eliminações de
cinzas que nas térmicas a carvão e a óleo são exigidas.
Os problemas da chuva ácida em uma térmica a gás natural são mínimos, a sua contribuição
para o aquecimento global também é menor, comparado as térmicas a carvão devido à melhor
eficiência térmica.
O que acentua mais o problema ambiental em uma térmica a gás natural, é o da emissão de
óxidos de nitrogênio ou NOx e gás carbônico (CO
2
). Uma turbina a gás possui níveis mais
elevados de NOx do que caldeiras a óleo ou a carvão, porque a relação entre o ar e o
combustível é muito maior na queima do gás. Para minimizar esse problema, vem se
desenvolvendo tecnologias cujas quais através da injeção de água ou vapor na zona de
combustão das turbinas vai se reduzir a emissão de NOx e elevar a capacidade produtiva da
máquina.
Os impactos ambientais causados pelo carvão começam em sua extração, que afeta
principalmente os recursos hídricos, solo e o relevo da região. A abertura dos poços de acesso
aos trabalhadores, feita no próprio corpo do minério e a utilização de maquinas e
equipamentos provocam a emissão de poluentes na atmosfera (ATLAS, 2005).
A ação das chuvas sobre os estoques de combustível provoca uma drenagem altamente
poluidora com elevados teores de sólidos em suspensão e baixo pH. Estes dois fatores
induzem à lixiviação de metais tóxicos. A vazão da drenagem e sua qualidade dependem do
tamanho do estoque e do regime pluviométrico da região. As usinas térmicas a gás natural não
possuem este tipo de efluente (ELETROBRÁS, 2005).
A disposição das cinzas em aterros oferece perigos potenciais aos mananciais hídricos, pois as
cinzas tanto podem ser arrastadas pelas águas superficiais quanto podem ser percoladas pela
água da chuva, arrastando para o lençol freático substâncias tóxicas lixiviadas. Na disposição
hidráulica das cinzas haverá formação de efluente potencialmente poluidor. As usinas
térmicas a gás natural não possuem este tipo de efluente (ELETROBRÁS, 2005).
xxxix
Os dois resíduos sólidos normalmente presentes nas usinas a carvão são as cinzas e a poeira.
As cinzas afetam o meio ambiente através da ação dos ventos que as suspendem causando
contaminação geral da área. As conseqüências da ação das chuvas sobre as cinzas já foram
tratadas nos efluentes líquidos.
Os depósitos de combustíveis a céu aberto podem permitir que as poeiras características de
cada um deles, sob a ação de vento, criem um efluente aéreo. No caso específico, o pó de
carvão é mais nocivo que as cinzas, devido a sua composição química. O manuseio de carvão
(correias transportadoras, veículos de carga, etc.) também é fonte geradora de poeira.
A queima de carvão e de petróleo é responsável pelo aumento da poluição ambiental, e libera
85% do enxofre que é lançado na atmosfera e é a principal causa da poluição urbana e da
chuva ácida. A queima libera também 75% das emissões de dióxido de carbono (CO
2
)
causador do “efeito estufa”.
Por esses motivos, países desenvolvidos buscam alternativas de geração de energia.
Com o interesse na exploração do setor carbonífero e na obtenção de benefícios financeiros
no Brasil, indústrias multinacionais têm se comprometido em reduzir suas emissões de gases
de efeito estufa, e, conseqüentemente pretendem abandonar as indústrias carbono-intensivas
(aquelas que emitem grandes quantidades de carbono por unidade de energia gerada).
Atualmente existem opções tecnológicas que propõem tornar a atividade carbonífera um
pouco mais limpa, isso aliado ao fato de que o avanço tecnológico ocorrido nas ultimas
décadas, tem conseguido uma maior eficiência das usinas e com isso tem diminuído as
emissões atmosféricas, mas não existem soluções milagrosas, o carvão continua sendo uma
das fontes de maior impacto ambiental (ATLAS, 2005).
xl
CAPÍTULO IV
ANÁLISE DE RISCO
4.1. INTRODUÇÃO
Risco pode ser definido como “uma incerteza associada a um resultado indesejável causando
perda financeira” (CAMM, EVANS, 2000). Em outras palavras, podemos dizer que um
investimento de risco elevado é aquele que pode proporcionar ganhos expressivos, ou perdas
igualmente expressivas, com probabilidades aproximadamente semelhantes de ocorrer um
resultado favorável, ou desfavorável.
Toda análise de riscos possui certa complexidade, no caso das termelétricas a gás ou a carvão
isso não é diferente. Um projeto de uma usina possui vários estágios de construção e O&M
(operação e manutenção), com riscos específicos associados. As complexidades operacionais
existentes aliadas às especificidades dos ativos envolvidos tornam a avaliação de riscos uma
tarefa difícil.
A análise deve considerar os riscos envolvidos no processo de construção da usina bem como
o de operação, e, dependendo do risco e do grau de risco os investidores deverão exigir ações
mitigadoras de riscos.
4.2. RISCOS ASSOCIADOS
Os principais riscos inerentes a projetos de geração térmica e seus mecanismos de mitigação,
independente do combustível utilizado (gás natural ou carvão mineral), encontram-se
descritos abaixo para os diferentes estágios do processo.
xli
4.2.1. Risco Pré-Operacional (Risco de Projeto e de Construção).
O risco pré-operacional está associado a incertezas que possam ocorrer antes da entrada de
operação da usina. Nessa fase não existem entradas de caixa, com isso, até o momento em que
ela entre em funcionamento, o risco tende a aumentar conforme sejam injetados os recursos.
Essa fase é longa, por isso necessita de uma atenção especial em seu gerenciamento para que
não ocorram atrasos na entrada da usina em funcionamento e conseqüentemente as entradas
de caixa.
Comparando-se as usinas térmicas com as hídricas, esse tipo de risco é bem menor nas
térmicas já que o seu período pré-operacional (período de construção) é menor, assim como, o
investimento necessário.
4.2.2. Risco de Custo do Combustível.
O custo do combustível é o principal componente do custo total, sendo assim representa um
dos maiores risco do negócio, o investidor deve olhar com atenção a relação entre o custo do
combustível e o custo do MWh gerado.
Uma maneira de minimizar esse tipo de risco é atrelar os reajustes do preço do combustível
com o reajuste da tarifa de eletricidade. Esta tarefa é um tanto difícil, já que as variações no
custo do combustível ocorrem, em grande parte, em função da variação na taxa de câmbio, no
caso do gás. Por outro lado, os reajustes de preços de venda de energia dificilmente
acompanharão este ritmo.
O risco do preço do combustível passa por uma questão cambial fortemente presente no lado
do custo de compra. Esse risco poderia ser minimizado por cláusulas contratuais ou através de
derivativos financeiros, que para nesse caso especifico são pouco comum.
xlii
4.2.3. Risco de Fornecimento.
São os riscos inerentes à qualidade e ao fornecimento do combustível, mesmo que
temporariamente.
Este tipo de risco pode ser minimizado através de cláusulas contratuais em que o fornecedor
pagaria uma multa por descumprimento das metas de qualidade de fornecimento,
estabelecidas no contrato. Um estudo de viabilidade do fornecimento de combustível, assim
como os contratos firmados com os fornecedores de combustível é essencial para a garantia
da segurança do fornecimento.
4.2.4. Risco de Comercialização.
O risco comercialização consiste em não firmar contratos seguros para a energia vendida
através dos leilões e ficar exposto às incertezas do mercado spot.
O mercado spot apresenta um risco bem maior do que a comercialização de energia
contratada em leilão, por um lado o mercado spot possibilita probabilidades de lucro
extraordinárias, no entanto a probabilidade de não remuneração também é alta já que a
energia pode não ser comercializada.
Uma forma tradicional de reduzir a exposição ao preço spot é estabelecer um fluxo constante
de receita para os geradores através de um contrato de suprimento de energia. Outra
possibilidade é o uso de derivativos de eletricidade, que são instrumentos financeiros que
permitem ao investidor reduzir sistematicamente o montante e o tipo de risco ao qual ele esta
sujeito.
Os leilões podem estimular o aumento de investimentos, haja vista que assegurará um fluxo
de pagamentos de longo prazo, podendo assim diminuir os riscos de inadimplência, via
atuação da CCEE e de outro lado pela fiscalização via ANEEL.
xliii
4.2.5. Risco Tecnológico.
Risco associado à tecnologia utilizada pelo projeto, ou seja, e o risco que se incorre em
utilizar tecnologias mais avançadas, no entanto, menos testadas. Quanto mais nova for a
tecnologia, a probabilidade dela ter sido testada a exaustão e menor e conseqüentemente seu
risco associado e maior.
Para minimizar esse risco é necessário maiores exigências de garantias contratuais dos
fornecedores dessas tecnologias.
Como exemplo desse risco temos:
- A tecnologia do ciclo combinado de geração vem evoluindo de tal forma que sua eficiência
térmica já chega aos 55% e tendendo a evoluir mais.
- A vida útil das turbinas a gás, que tem influencia direta no calculo do VPL, atualmente
disponíveis no mercado evoluíram de 15 para 20 anos, e espera-se que evolua mais, pois,
apresenta uma vida útil pequena se comparado a outras fontes energéticas.
4.2.6. Risco Ambiental.
Em geral, todo e qualquer empreendimento ou atividades consideradas efetiva ou
potencialmente causadoras de significativa degradação do meio depende de licença ambiental
que é exigida pelo órgão responsável. O risco ambiental refere-se justamente a não obtenção
dessas licenças, imobilizando aportes prévios de capital, sem perspectivas de retorno.
O novo modelo para o setor elétrico propôs medidas estruturais, visando prevenir, na origem,
a ocorrência deste risco, exigindo licença prévia ambiental para qualquer novo
empreendimento de geração, antes de sua implantação. Já durante a operação, o
gerenciamento ambiental é imprescindível para o bom funcionamento e conseqüentemente o
adequado retorno econômico do empreendimento.
xliv
4.2.7. Risco de Operacional.
Risco operacional está relacionado a possíveis perdas como resultado de sistemas e/ou
controles inadequados, falhas de gerenciamento e erros humanos.
Risco operacional pode ser dividido em três grandes áreas:
1. Risco organizacional está relacionado com uma organização ineficiente, administração
inconsistente e sem objetivos de longo prazo bem definidos, fluxo de informações internas e
externas deficientes, responsabilidades mal definidas, fraudes, acesso a informações internas
por parte de concorrentes, etc.
2. Risco de operações está relacionado com problemas como overloads de sistemas (telefonia,
elétrico, computacional, etc.), processamento e armazenamento de dados passíveis de fraudes
e erros, confirmações incorretas ou sem verificação criteriosa, etc.
3. Risco de pessoal está relacionado com problemas como empregados não-qualificados e/ou
pouco motivados, personalidade fraca, falta de ambição, pouco comprometimento,
sabotagem, etc.
Este tipo de risco, apesar de ser bem diversificado, é mais passível de ser controlado, pois, a
grande maioria das variáveis envolvidas é de domínio interno.
4.2.8. Risco de Despacho.
O nível de despacho de carga da usina é um dos fatores mais importantes para o retorno
econômico adequado do investimento, e o ONS é o responsável pelo despacho das geradoras
seguindo critérios técnicos.
xlv
Atualmente as regras do setor elétrico brasileiro ainda possuem lacunas a serem
preenchidas, como por exemplo, as regras para licitação de blocos de geração termelétrica e
para o despacho das usinas em operação, causando com isso um grau de incerteza aos
investidores.
4.2.9. Risco de Político.
O risco político é inerente à implantação de novos projetos e negócios. Estes riscos afetam
todos os aspectos do projeto, desde a seleção do sítio passando pela construção, conclusão e
operação da planta e incluindo até o próprio marketing do negócio. Sempre que possível estes
riscos devem se assumidos pelo os acionistas e / ou investidores.
No limite, o risco político passa a ser a desapropriação do empreendimento, e em alguns casos
os bancos estão mais dispostos a assumir estes riscos pelos credores, no intuito de diminuir a
probabilidade de desapropriação.
A distinção entre o Risco Político e o Risco País é muito tênue.
Existem várias ferramentas usadas pelos Governos para tornar o investimento externo em
novos projetos mais atrativos. Dentre estas se incluem a legislação local relativa a
investidores internacionais, termos de compromissos ou acordos de financiamentos – todos
para demonstrar o comprometimento com os projetos. Estas ferramentas podem reduzir os
riscos de curto prazo, mais no longo prazo um bom registro de estabilidade política fornece a
melhor garantia.
Alguns tipos de seguros contra riscos políticos são freqüentemente utilizados. Agências
nacionais de crédito para exportação fornecem este tipo de garantia aos seus exportadores.
Coberturas ainda mais amplas podem ser obtidas de agências multilaterais, tais como o Banco
Mundial.
xlvi
4.2.10. Risco Regulatório.
Com a criação das agências regulatórias independentes, o risco regulatório foi minimizado e o
conseqüente fomentou o ingresso de novos investimentos vindos do exterior. Entretanto, a
proposta de novo modelo institucional para o setor elétrico brasileiro não define claramente
um novo marco regulatório e aumenta sobremaneira o risco regulatório para novos
empreendimentos de geração elétrica.
4.2.11. Risco Cambial.
Risco cambial pode ser definido como sendo a possibilidade de uma perda ou ganho
resultante de uma variação nas taxas de cambio entre moedas. No caso de um projeto
termoelétrico esse risco está presente no custo do combustível e no custo dos materiais
importados utilizados na construção da usina. Como esses dois elementos, estão fortemente
presentes na composição dos dispêndios de um projeto de geração térmica, a atenção dada a
este tema deve ser grande. Principalmente, no caso brasileiro, que o repasse das variações
cambiais para as tarifas não está sendo aceito pelo governo.
4.2.12. Risco de Crédito (Default)
Risco de crédito está relacionado a possíveis perdas quando um dos contratantes não honra
seus compromissos. As perdas aqui estão relacionadas aos recursos que não mais serão
recebidos.
Risco de crédito pode ser dividido em três grupos:
1. Risco do país, como no caso das moratórias de países latino-americanos.
2. Risco político, quando existem restrições ao fluxo livre de capitais entre países, estados,
municípios, etc. Este pode ser originário de golpes militares, novas políticas econômicas,
resultados de novas eleições, etc.
xlvii
3. Risco da falta de pagamento, quando uma das partes em um contrato não pode mais
honrar seus compromissos assumidos.
CAPÍTULO V
CUSTO DE CAPITAL PRÓPRIO
5.1. INTRODUÇÃO
Para aumentar o detalhamento da análise dos projetos de geração elétrica a gás natural e a
carvão mineral, este capítulo do trabalho definirá uma Empresa hipotética, denominada
Empresa LM, e sobre esta determinará o Custo de Capital Próprio que servirá como taxa de
desconto ou TMA (taxa mínima de atratividade) do projeto.
O Custo de Capital Próprio é um conceito extremamente importante, pois atua como elo entre
as decisões de investimento de longo prazo de uma empresa e a riqueza dos seus sócios.
Do ponto de vista descritivo, o Custo de Capital Próprio é a taxa de retorno que uma empresa
precisa obter sobre seus investimentos para manter inalterado o valor de suas ações.
xlviii
A empresa necessita estabelecer qual é a sua taxa mínima de atratividade para a participação
em um empreendimento, a fim de evitar investimento em projetos nos quais a rentabilidade
seja menor que o seu Custo de Capital Próprio, causando prejuízo à empresa.
5.2. ESTRUTURA DE CAPITAL
O capital total da Empresa LM é de R$ 28.373.111.000,00 dos quais R$ 22.248.919.000,00
são próprios (78,4%) e R$ 6.124.192.000,00 são de terceiros (21,6%).
5.3. CUSTO DE CAPITAL PRÓPRIO
5.3.1. Capital Asset Pricing Model - CAPM
A relação entre risco e retorno é uma das principais discussões na teoria de finanças, que
postula que quanto maior o risco percebido em um ativo, maior o retorno requerido pelo
investidor racional para assumir esse risco. Essa regra geral aplica-se tanto a um investidor
marginal como a corporações cujo objetivo consiste na maximização da riqueza de seus
acionistas. Existem, no entanto, formas distintas de se apurar essa relação.
Sharpe (1964), Litner (1965) e Mossin (1966) desenvolveram o CAPM a partir dos princípios
de diversificação de carteiras de Markowitz (1952), sendo até hoje o modelo mais usual para
estimação da parcela de remuneração do capital próprio.
O CAPM estabelece que, em um mercado completo e competitivo, a remuneração exigida por
um investidor marginal e diversificada varia em proporção direta com a medida do risco
sistemático do investimento. Por risco sistemático, entende-se o risco residual não eliminado
através de uma estratégia de diversificação. Esse ponto é crítico no entendimento sobre a
xlix
remuneração de capital, uma vez que a simples existência de riscos não implica um maior
retorno requerido ou demandado.
O custo de capital próprio (r
E
) é dado pelo CAPM conforme a fórmula a seguir:
(
)
β
fMfE
rrrr −+=
r
E
= Custo de Capital Próprio
r
f
= Taxa livre de risco
r
M
– r
f
= Prêmio de risco de mercado
β = beta da empresa em análise
5.3.2. CAPM Ajustado ao Mercado Brasileiro
Ao se considerar o CAPM para estimação do Custo de Capital em mercados emergentes,
enfrenta-se a questão sobre a existência de um prêmio de risco adicional, requerido pelos
investidores em países emergentes, em detrimento de investimentos semelhantes em mercados
maduros. Caso o risco país não possa ser diversificado, seja pelo fato de o investidor não se
encontrar globalmente diversificado, ou ainda devido aos mercados estarem cada vez mais
correlacionados, ele deve ser adicionado ao Custo de Capital da empresa. Essa é a abordagem
usual praticada pelos analistas do mercado financeiro como apresentado em Damodaran
(2003).
O risco país deve captar todas as barreiras à integração dos mercados financeiros como os
custos de transação, custos de informação, controle de capitais, leis sobre tributação que
discriminam por país de residência, risco de moratória e risco de futuros controles cambiais.
Desta forma, podemos reescrever a fórmula original do CAPM, ajustando-o para o mercado
brasileiro.
l
(
)
PfMfE
rrrrr +−+=
β
r
E
= Custo de Capital Próprio
r
f
= Taxa livre de risco
r
M
– r
f
= Prêmio de risco de mercado
β = beta da empresa em análise
r
P
= Risco país
5.3.3. Taxa Livre de Risco
A taxa livre de risco foi calculada através de um ativo sem risco ou de menor risco, se
possível, que tenha uma duration próxima à de projetos do setor de energia.
Adotou-se como ativo sem risco o bônus do governo norte-americano de dez anos (T-bond
10Y).
Para esse título, a taxa de juros média anual foi de 5,28%, compreendendo o período mensal
de janeiro de 1996 a dezembro de 2006.
5.3.4. Prêmio de Risco de Mercado
Para a estimação do prêmio de mercado, o padrão consiste em subtrair a taxa livre de risco
encontrada anteriormente do retorno médio da série histórica dos retornos do S&P 500 –
índice composto pelas ações das 500 maiores empresas negociadas na bolsa de Nova York.
Com base na evolução da taxa livre de risco, durante o período mensal de janeiro de 1996 a
dezembro de 2006, o “spread” para o prêmio de risco de mercado resultante foi de 5,47 %.
5.3.5. Beta
Seguindo Brealey e Myers (2003), o beta reflete basicamente dois tipos de risco: o risco do
negócio e o risco financeiro. O risco do negócio pode ser definido como o grau de incerteza
li
em relação à projeção do retorno sobre o ativo total inerente ao negócio, que não pode ser
eliminado por diversificação. O risco financeiro é o risco adicional devido ao uso de capital
de terceiros no financiamento do projeto, isto é, o risco adicionado ao projeto devido a
alavancagem financeira ou risco de preços.
O cálculo do beta a ser usado para determinação da taxa de retorno do CAPM envolve vários
passos.
Em primeiro lugar, conforme orientação da ANEEL calcula-se o beta de empresas do setor de
energia elétrica americano. Os betas encontrados são os betas alavancados, isto é, os betas das
empresas considerando-se a estrutura de capital existente, que exprime os riscos de negócio e
financeiro da empresa.
O segundo passo é desalavancar os betas, utilizando-se o grau de alavancagem de cada
empresa e a alíquota marginal de impostos, obtendo-se assim, o beta desalavancado,
associado exclusivamente ao risco do negócio.
( )
−+
=
T
E
D
i
i
Alavancado
i
adoDesalavanc
i
11
β
β
D = Debty (Capital de Terceiros)
E = Equity (Capital Próprio)
T = Alíquota de imposto de renda
O beta desalavancado médio é igual a 0,3584, conforme estudo do IPEA
5
– Instituto de
Pesquisa Econômica Aplicada para o período diário de regressão considerando-se o período
de cinco anos com o índice S&P 500, em janeiro de 2007.
Por fim, precisa-se realavancar o beta estimado para a Empresa conforme fórmula abaixo:
5
ROCHA, Katia, CAMACHO, Fernando, FIUZA, Gabriel. Texto para Discussão nº 1174 – Custo de Capital
das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica no Processo de Revisão Tarifária 2007-2009. IPEA,
p.13, Rio de Janeiro, abril de 2006.
lii
( )
−+= T
E
D
adoDesalavanc
US
alavancado
Ebras
11
Re
ββ
Para este trabalho determinou-se uma estrutura onde o índice
E
D
encontrando foi de 30,55%.
Considerou-se também a alíquota de 34% de impostos, composta de 25% de alíquota de
imposto de renda (IRPJ) e 9% de Contribuição Social sobre o Lucro (CSLL) para o índice T.
Desta forma, o Beta realavancado para a Empresa será de 0,4307.
5.3.6. Risco País
Uma importante referência para análise do risco de crédito em mercados emergentes surgiu a
partir da introdução do índice
Emerging Markets Bond Index
(EMBI) publicado pelo banco de
investimento americano JP Morgan. O índice EMBI equivale ao retorno total de títulos
denominados em dólar relativos à renegociação da dívida externa brasileira (
Bradies
) nos
mercados emergentes e que satisfazem a uma série de critérios de liquidez. O índice EMBI
consiste na diferença em pontos-base entre um título com risco emitido pela entidade
soberana e um instrumento sem risco de características similares (títulos do governo
americano de
mesma duração), onde o valor presente do fluxo de colaterais é removido. Uma
vez que colaterais equivalem a um tipo de seguro e não estão sujeitos ao risco soberano.
Devido à queda considerável do risco país nos últimos anos, este trabalho optou pela
utilização de uma série mais curta, uma vez que uma série
“podada” deverá refletir de forma
mais realista o cenário macroeconômico para os próximos anos. Desta forma, foi adotada a
média mensal dos anos de 2005-2006 do risco país que foi de 4,68%.
liii
5.3.7. Risco Cambial
O modelo CAPM mostra que apenas o risco sistemático, ou risco do negócio, deve ser
remunerado pelo mercado. Desta forma, alguns mecanismos de proteção cambial como
contratos de swaps, futuros e opções estão mais que desenvolvidos no mercado financeiro de
derivativos brasileiro, em especial na bolsa de Mercadorias e Futuros (BMF), cabendo a sua
efetiva utilização às decisões estratégicas e de governança de cada concessionária em relação
a questões como gerenciamento e alocação de riscos. Portanto, é questionável se o câmbio, de
fato, constitui risco não diversificável.
5.3.8. Cálculo do CAPM
De acordo com os dados citados acima, o CAPM nominal para a Empresa será de 12,31%,
conforme demonstrado no quadro abaixo.
Tabela V – 1 - Tabela Resumo do CAPM - Capital Asset Pricing Model
Fonte: Elaboração Própria.
liv
5.4. CUSTO DE CAPITAL DE TERCEIROS
O custo de capital de terceiros foi obtido através da determinação da taxa requerida por cada
fonte hipotética de empréstimo obtido pela Empresa, conforme resumo apresentado abaixo.
Desta forma, resultou numa taxa anual nominal de 12,15%.
5.5. CUSTO MÉDIO PONDERADO DE CAPITAL - CMPC
O Custo Médio Ponderado de Capital – CMPC corresponde à média ponderada das diversas
taxas pagas pela empresa aos financiadores de recursos e aos investidores, representados em
Tabela V – 2 - Tabela do Custo Capital de Terceiros
Fonte: Elaboração Própria.
lv
todas as suas formas no patrimônio líquido, para fazer frente às suas necessidades totais de
recursos.
O cálculo do Custo Médio Ponderado de Capital da Empresa foi feito, utilizando-se da
fórmula dada pela Proposição II modificada de Modigliani e Miller (1963), conforme
expressão a seguir:
)1( T
D
P
D
r
D
P
P
rr
DECMPC
−
+
+
+
=
Onde:
=
E
r
custo de capital próprio
=
D
r
custo de capital de terceiros,
=
p
P
valor do capital próprio da Empresa (R$ 22.248.919.000), conforme apresentado em
5.2.;
=
p
D
valor do capital de terceiros (R$ 6.124.192.000), conforme apresentado em 5.2;
T = taxa equivalente à economia fiscal (34%), correspondente às parcelas do imposto de renda
(25%) e da CSSL (9%).
Assim, o cálculo do Custo Médio Ponderado de Capital da Empresa resultou numa taxa anual
nominal de 11,38% para a remuneração do capital próprio.
lvi
CAPÍTULO VI
AVALIAÇÃO ECONÔMICA DAS TERMELÉTRICAS
6.1. APRESENTAÇÃO DOS PROJETOS
Neste capítulo serão propostos parâmetros, dentro da realidade brasileira, para a definição de
dois projetos de usinas de geração termelétrica: uma a carvão e outra a gás.
Apesar de ambas as usinas se enquadrarem no plano do Governo de incentivo à construção de
usinas termelétricas, os projetos em questão não se beneficiaram destes.
Alguns parâmetros foram suprimidos desta avaliação, no entanto, para caráter de comparação
esses parâmetros afetariam de maneiras iguais ambos os projetos não prejudicando com isso a
comparação dos mesmos.
6.2. DEFINIÇÕES DOS CASOS BASE
Os casos refletem as características mais comuns dos empreendimentos. As tabelas abaixo
apresentam os valores dos parâmetros utilizados para cada um dos projetos analisados na
visão da Empresa LM (Termelétrica a Carvão e Termelétrica à Gás Natural).
lvii
Tabela VI – 2 – Parâmetros Utilizados no Caso Base – Gás Natural
Fonte: IEA - Geração de Energia Elétrica no Brasil, 2005. (Adaptado)
Tabela VI – 1 – Parâmetros Utilizados no Caso Base - Carvão
lviii
6.2.1. – Custo do Investimento
Projeto Carvão Mineral:
O custo do investimento desta termelétrica esta estimado em US$ 287.000.000,00,
significando um custo investido de aproximadamente US$ 820,00 por MW instalado.
Projeto Gás Natural:
A termelétrica a gás possui um investimento menor, estimado em US$ 210.000.000,00,
representando aproximadamente US$ 600,00 por MW instalado.
Em ambos os casos os valores de investimento estão dentro dos padrões mundiais para esse
tipo de geração.
6.2.2 – Custo do Combustível
O projeto de geração térmica com combustível fóssil tem como principais componentes o
preço dos mesmos bem como a sua eficiência em transformar energia térmica em energia
elétrica.
Projeto Carvão Mineral:
Este trabalho considera o preço de US$ 16,43 por MWh gerado, valor este correspondente a
compra deste insumo no mercado nacional.
Projeto Gás Natural:
Na térmica a gás do projeto analisado o valor com o gás consumido para geração de energia é
de US$ 43,96 por MWh.
lix
6.2.3. Nível de Contratação
Com relação à comercialização de energia, as térmicas do setor elétrico brasileiro podem
atuar de duas formas diferentes. A primeira é de comercializar parte de sua energia no MAE e
a outra através de contratos bilaterais. Neste caso diz-se que as térmicas são consideradas
flexíveis e parte de sua potência será despachada pela ONS. Segundo, elas poderão se
declarar inflexíveis e tendo sua energia comercializada apenas por contratos bilaterais. Neste
caso, a potência não é despachada pelo ONS.
O nível de contratação tem influência direta na remuneração das usinas, quando elas são
inflexíveis, ela deverá estar totalmente contratada, já quando ela se declara flexível, uma
contratação menor pode se compensar com a venda de energia no mercado spot.
O nível de contratação ótima é um resultado importante, mas neste caso as preferências do
investidor ao risco devem ser levadas em conta.
Nos casos analisados as usinas serão consideradas como sendo inflexíveis (100%
despachada), ou seja, toda a energia gerada será contratada através de leilão evitando com isso
os riscos do mercado spot.
6.2.4. Preço do Contrato
O novo modelo do setor elétrico brasileiro tem como um de seus objetivos a promoção da
modicidade tarifária. O leilão de energia elétrica é um dos mecanismos utilizados para se
alcançar esse objetivo já que ele incentiva a competição entre os geradores.
O preço de venda de energia para os contratos de longo prazo é certamente um fator
preponderante para a devida remuneração dos projetos. Um preço muito alto pode significar a
não contratação da energia gerada pela usina, e, um muito baixo pode não remunerar o
investimento aplicado de forma satisfatória.
lx
Em ambos os projetos utilizaremos para análise o preço de R$ 132,39 por MWh.
Eliminando assim custos de despacho e o risco da comercialização no mercado spot.
6.2.5. Taxa de Desconto
Segundo Galesne (1999) a taxa de desconto ( k ) representa uma taxa de juros que refletia a
preferência intertemporal do dinheiro, ou seja, que fazia com que 1 real hoje fosse equivalente
a ( 1 + k ) reais em um ano, ou, equivalentemente, 1 real a um ano de hoje fosse equivalente a
1 / ( 1 + k ) real hoje.
No âmbito de avaliação de um projeto de investimento, a taxa de desconto k tem outra
interpretação: ela representa a taxa mínima de atratividade (TMA). Essa taxa representa o
custo de oportunidade do capital investido ou uma taxa definida pela empresa em razão da sua
política de investimento. Assim, a taxa de desconto será definida como a taxa mínima de
rentabilidade que a empresa exige de seus projetos de investimento podendo refletir as
expectativas do investidor em relação a os riscos assumidos com o projeto.
Devido à construção de uma planta de geração térmica ser um projeto típico desse tipo de
empresa, optou por se utilizar a taxa de desconto igual ao custo médio ponderado de capital
(demonstrado no Capítulo V), ou seja, ela refletirá os custos das diversas fontes de
financiamento da empresa segundo sua ponderação.
Tradicionalmente, os níveis de retorno do setor elétrico giram em torno de 15%, no entanto
com as acirradas batalhas nos leilões de energia elétrica essa taxa de retorno tende a diminuir
consideravelmente atingindo os 8%. Especula-se que Furnas, ao arrematar em leilão a usina
de Simplício (RJ), tenha aceitado um retorno inferior a 8%.
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6.3. MODELAGEM
6.3.1. Metodologia
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6.3.2. Fluxo de Caixa
Para a análise do investimento, o trabalho tomará por base os fluxos de caixa resultante dos
empreendimentos, ao longo de um período, período este que será considerado como o de vida
útil do projeto.
As projeções dos fluxos de caixa, que possuem caráter de vital importância para análises
econômicas e financeiras dos projetos, considerarão as previsões de Receitas, Despesas,
Taxas e Impostos, em termos anuais, para o período de vida útil do empreendimento. O fluxo
de caixa é comporto de forma resumida, conforme descrição abaixo:
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.
6.4. RESULTADOS
lxiii
6.4.1. Valor Presente Líquido - VPL
O caixa brevemente apresentado acima é confrontado com o investimento realizado gerando
assim o caixa do projeto. Com esse caixa podem-se realizar várias análises de sensibilidade.
Uma ferramenta muito importante para ser utilizada como indicador é o valor presente líquido
(VPL) (GALESNE, et al., 1999).
O Valor Presente Líquido (VPL) de um projeto de investimento é igual à diferença entre o
valor presente das entradas líquidas de caixa associadas ao projeto e o investimento inicial
necessário, com desconto do fluxo de caixa feito a uma taxa k definida pela empresa, ou seja,
sua TMA. Caso o VPL do projeto seja positivo ele será rentável, caso seja negativo o projeto
não será rentável (GALESNE, et al., 1999).
Onde:
I
0
– Investimento inicial associado ao projeto
R
t
– As entradas de caixa esperadas durante o ano t de operação do projeto
D
t
– Os custos de produção esperadas durante o ano t de operação do projeto
T – A vida útil do projeto
S
T
– O valor residual do investimento ao final de sua vida
6.4.2. Taxa Interna de Retorno – TIR
Continuando com a análise econômico-financeira, foi obtida, em cima do fluxo de caixa, a
TIR do projeto.
A TIR do investimento é a taxa r* que torna o VPL das entradas líquidas de caixa associadas
ao projeto igual ao investimento inicial, ou, equivalentemente, à taxa r* que torna o VPL do
projeto igual a zero. Essa taxa pode ser calculada pela equação (GALESNE, et al., 1999):
lxiv
6.4.3. Demonstração dos Resultados
Conforme o quadro acima se verifica o resultado da projeção do fluxo de caixa de ambos os
projetos. A partir da análise econômico-financeira verificamos que o investimento em uma
usina de carvão é rentável, ao contrário da de gás natural cujo investimento o Valor Presente
Líquido - VPL foi negativo. A Taxa Interno de Retorno - TIR também indica que o projeto a
carvão como um investimento de caráter rentável, pois ela é superior a taxa de desconto ou a
Taxa Mínima de Atratividade – TMA que foi definida anteriormente em 11,38% ao ano, no
caso da planta à gás sua TIR foi bem aquém da TMA.
Apesar do investimento necessário na implantação de uma usina de carvão ser mais elevado
do que a de gás, o custo de produção de energia compensa esse maior investimento, já que o
preço do gás atualmente se encontra em patamares superiores ao do carvão.
6.5. ANÁLISES DE SENSIBILIDADE
6.5.1. Sensibilidade sobre o Preço do Combustível
Fonte: Elaboração Própria.
Tabela VI – 3 – Demonstração dos Resultados
lxv
Nos gráficos abaixo podemos verificar o quanto esse custo é sensível às variações de preço.
Tomando por base o custo dos combustíveis adotados nos parâmetros, aplicou-se uma
variação de 5% para mais e para menos a esses preços e verificou-se assim o comportamento
do VPL de ambos os projetos.
Fonte: Elaboração Própria.
Figura VI – 1 – Gráfico – VPL x Preço do Combustível – Carvão Mineral
VPL X Combustível - Projeto Gás Natural
(500.000.000,0)
(400.000.000,0)
(300.000.000,0)
(200.000.000,0)
(100.000.000,0)
0,0
100.000.000,0
200.000.000,0
300.000.000,0
400.000.000,0
500.000.000,0
0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00
Preço Combustível
VPL do Projeto
VPL
Fonte: Elaboração Própria.
Figura VI – 2 – Gráfico – VPL x Preço do Combustível – Gás Natural
VPL X Combustível - ProjetoCarvão Mineral
0,0
50.000.000,0
100.000.000,0
150.000.000,0
200.000.000,0
250.000.000,0
300.000.000,0
350.000.000,0
400.000.000,0
0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00 45,00
Preço Combustível
VPL do Projeto
VPL
lxvi
O preço base do carvão foi de R$ 31, 21 por MWh verifica-se que o VPL indica a
inviabilidade do projeto (VPL=0) quando esse valor chega a R$ 43,27, ou seja, um acréscimo
de aproximadamente 39%. Já no caso do gás, o preço de partida foi de R$ 83,52 por MWh e
para que esse projeto comece a se viabilizar o preço do gás por MWh teria que ser de R$
79,46 o que significaria um decréscimo de aproximadamente 5%.
CAPÍTULO VII
CONCLUSÃO
7.1. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Conforme abordado no Capítulo III, o impacto ambiental causado por uma usina de gás, são,
sem dúvida, menores que os causados por uma de carvão e verifica-se que os avanços
tecnológicos estão contribuindo para que a cada dia as termelétricas a carvão agridam menos
o meio ambiente. No entanto como se pôde observar apesar desses avanços a tendência é de
que ambas as usinas sejam menos poluentes em um futuro próximo, mas que dificilmente uma
planta a gás causará mais impactos ao meio ambiente do que uma planta a carvão.
No Capítulo IV – Análise de Riscos, verificamos que existem inúmeros riscos associados a
ambos os projetos afetando-os de forma homogênea, no entanto três deles podem ser
destacados como os que afetam mais uma térmica a gás, o Risco do Custo do Combustível, o
Risco de Fornecimento e o Risco Cambial. No que tange os riscos inerentes ao fornecimento e
conseqüentemente o custo do combustível, fatos recentes ilustram a preocupação com a falta
do insumo e/ou sua alta de preços, e, agravado por parte desse combustível ser de origem
importada o fator cambio também aumenta consideravelmente o risco do negócio. Já no caso
do carvão, o Brasil possui grande quantidade de jazidas no Sul do país, minimizado é muito
seu risco nessas áreas.
No Capítulo V – Custo de Capital Próprio, o modelo utilizado para o cálculo do Custo de
Capital Próprio: o CAPM (Capital Asset Pricing Model) se caracteriza, basicamente, por
lxvii
estabelecer que em um mercado completo e competitivo, a remuneração exigida por um
investidor marginal e diversificado varia em proporção direta com a medida do risco
sistemático do investimento. Cabe destacar que o Custo de Capital Próprio é um conceito
dinâmico, afetado por uma variedade de fatores empresariais e econômicos, motivo pelo qual
deve ser revisto periodicamente. É importante ressaltar que o Custo de Capital Próprio varia
de empresa para empresa, assim, um mesmo projeto pode ser atraente para uma e não atrativo
para outra em razão desse custo.
Essa dissertação buscou mostrar os pontos positivos e negativos no que diz respeito aos
aspectos qualitativos da análise e do ponto de vista quantitativo demonstrou o mais vantajoso,
no entanto essa não é uma verdade definitiva, devendo a mesma análise ser feita de forma
periódica para levar em consideração as mudanças no mercado. Assim, este trabalho buscou
mostrar a realidade atual para os projetos de térmicas em questão, sabendo que mesmo com o
demonstrado as decisões podem ser diferentemente tomadas em razão da análise pessoal de
cada um.
7.2. SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS
A seguir são apresentadas algumas das linhas sugeridas de trabalhos futuros que podem
estender os estudos apresentados nesta dissertação:
Aplicação de outras metodologias no cálculo do Custo de Capital Próprio da empresa
investidora, como por exemplo, o DGM (Dividen Growth Model).
A incorporação da Conta de Consumo de Combustível – CCC e da Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE, sob a forma de subsídio concedido pelo Governo
Federal na modelagem utilizada.
Incluir no estudo uma central nuclear já que ela também é considerada uma central
termelétrica, cujo combustível é um material radioativo.
Considerar as térmicas como sendo flexíveis, onde parte de sua potência será
despachada pelo ONS, com isso, variáveis de incerteza terão de ser levadas em conta,
lxviii
como por exemplo, o nível de contratação ótima, a variação de preços no
mercado spot etc.
Considerar o preço de venda da eletricidade como uma fonte de incerteza, tanto no
mercado spot, quanto na energia contratada.
Incluir custos referentes à suspensão de operação das térmicas, já que com a
flexibilidade as usinas elas são ligadas e desligadas conforme a necessidade
incorrendo custos referentes a essas “manobras”.
Em relação a análise qualitativa descrita no trabalho, desenvolver uma metodologia de
analise utilizando a Lógica Fuzzy, por exemplo.
Utilizar base de dados referentes a hidrologia, a fim de planejar e otimizar a geração
térmica em períodos mais críticos.
lxix
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