ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DE NOVOS … · O sistema de geração de energia elétrico no...

Rafael Thomazella Costa

ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DE NOVOSEMPREENDIMENTOS DE GERAÇÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA A PARTIR DE FONTES EÓLICAS

FLORIANÓPOLIS2017

RAFAEL THOMAZELLA COSTA

ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DE NOVOS

EMPREENDIMENTOS DE GERAÇÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA A PARTIR DE FONTES EÓLICAS

Trabalho de Conclusão de Cursosubmetido à Universidade Federalde Santa Catarina para obtenção dograu de Bacharel em Engenharia deProdução.Orientador: Prof. Ricardo Giglio

Florianópolis, dezembro de 2017

UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA

RAFAEL THOMAZELLA COSTA

Esta Monografia foi julgada adequada para obtenção do Título de Bacha-rel em Engenharia de Produção e aprovada em sua forma final pela bancaexaminadora.

Florianópolis, 1 de dezembro de 2017

Prof. Marina BouzonCoordenador do Curso

Banca Examinadora:

Prof. Ricardo GiglioOrientador

Universidade Federal de Santa Catarina - UFSC

Prof. Alvaro Guillermo Rojas LezanaUniversidade Federal de Santa Catarina - UFSC

Prof. Osmar PossamaiUniversidade Federal de Santa Catarina - UFSC

Florianópolis, 1 de dezembro de 2017

Resumo

Neste trabalho buscou-se comparar a viabilidade econômica de projetos de ge-ração de energia elétrica a partir de fontes eólicas, considerando duas possíveislocalizações distintas e três opções de aerogeradores, de diferentes fabricantese diferentes alturas de atuação. A viabilidade econômica foi avaliada atra-vés de três métodos da engenharia econômica, sendo estes o Valor PresenteLíquido, a Taxa Interna de Retorno e o período de Payback (payback descon-tado). Todos os métodos foram aplicados à cada um dos seis casos, gerandoresultados diferentes que em seguida foram comparados para analisar qualseria o empreendimento mais rentável economicamente. Uma análise posteriorde sensibilidade foi aplicada, variando os valores dos juros do financiamentoenquanto as outras variáveis ficaram constantes para calcular o VPL, TIR ePayback. O mesmo procedimento foi aplicado novamente variando a TaxaMínima de Atratividade (TMA), também com as outras variáveis constantes,calculou-se novamente o VPL, TIR e Payback. Os resultados das análisesde sensibilidade foram expostos através de gráficos que mostram o compor-tamento dos resultados econômicos em função da variação desses valores.Pôde-se concluir então para as taxas pré-definidas de juros do financiamentoe TMA, que os seis cenários apresentaram resultados econômicos positivos,havendo dentre estes alguns que se destacaram com resultados melhores queos demais. Nas análises de sensibilidade foi possível identificar as condiçõesde TMA e juros do financiamento que tornam alguns projetos economicamenteinviáveis, considerando as premissas adotadas e a metodologia aplicada.

Palavras-chave:Investimentos (Projetos), Energia eólica, Geração de ener-gia elétrica.

Abstract

This work analyzed and compared the economic viability of electric power gen-eration projects from wind sources, considering two distinct possible locationsand three wind turbine options, from different manufacturers and different op-eration heights. The economic viability was evaluated through three methodsof economic engineering, which are the Net Present Value, the Internal Rateof Return and the Payback period (discounted payback). All methods wereapplied for each of the six cases, generating different results that was thencompared to analyze which would be the most economically profitable venture.A posterior sensitivity analysis was applied, varying the financing interest rateswhile maintaining unchanged all other variables to calculate NPV, IRR andPayback. The same procedure was applied again varying the hurdle rate, alsomaintaining unchanged all other variables, the NPV, IRR and Payback werethen calculated again. The results of the sensitivity analyzes was presentedthrough graphs showing the behavior of the economic results as a function ofthe variation of these values. We could then conclude for the financing pre-defined interest rates and hurdle rate, that all six scenarios presented positiveeconomic results, some of which stood out with better results than others. Inthe sensitivity analyzes it was possible to identify the hurdle rate conditionsand financing interest rates that make some projects economically unviable,considering the assumptions adopted and the applied methodology.

Keywords: Financial investments (Projects), Wind sources, Power generation.

Lista de ilustrações

Figura 1 – Potencial Hidráulico Brasileiro . . . . . . . . . . . . . . 25

Figura 2 – Geração, transporte e consumo da energia elétrica no Brasil 28

Figura 3 – Histórico da capacidade de geração de eletricidade insta-lada no Brasil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

Figura 4 – Linhas de transmissão com horizonte de 2017 . . . . . . . 31

Figura 5 – Consumidor livre e consumidor cativo . . . . . . . . . . 34

Figura 6 – Modelo Conceitual INPT . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

Figura 7 – Histórico e projeção da Elasticidade-renda, consumo deeletricidade e PIB . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

Figura 8 – Projeção de Carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

Figura 9 – Capacidade Instalada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

Figura 10 – Evolução da Capacidade Instalada de Energia Eólica Bra-sileira . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

Figura 11 – Investimentos no Setor Eólico . . . . . . . . . . . . . . . 42

Figura 12 – Evolução dos preços da energia eólica . . . . . . . . . . 43

Figura 13 – Velocidade média anual dos ventos no Brasil a 80m de altura. 45

Figura 14 – Velocidade média anual dos ventos no Brasil a 100m dealtura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

Figura 15 – Velocidade média anual dos ventos no Brasil a 120m dealtura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

Figura 16 – Distribuição da massa especifica do ar. . . . . . . . . . . 48

Figura 17 – Aerogerador de três hélices com rotor horizontal . . . . . 50

Figura 18 – Aerogerador vertical . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

Figura 19 – Curva de Potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

Figura 20 – Exemplo de fluxo de caixa de um projeto . . . . . . . . . 56

Figura 21 – Curva de Potência WEG AGW 110-2.1 . . . . . . . . . . 60

Figura 22 – Curva de Potência Alstom ECO 122/2700 . . . . . . . . . 61

Figura 23 – Curva de Potência Acciona AW125/3000 . . . . . . . . . 62

Figura 24 – Locais escolhidos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Figura 25 – Imagem de satélite da posição A. . . . . . . . . . . . . . 65

Figura 26 – Imagem de satélite da posição B. . . . . . . . . . . . . . 66

Figura 27 – Parâmetros da posição geográfica A. . . . . . . . . . . . 66

Figura 28 – Parâmetros da posição geográfica B. . . . . . . . . . . . 67

Figura 29 – Massa específica do ar a 100 m. . . . . . . . . . . . . . . 67

Figura 30 – Demonstrativo de resultado. . . . . . . . . . . . . . . . . 82

Figura 31 – Fluxograma da análise com aerogerador WEG na localiza-ção A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

Figura 32 – Análise de sensibilidade do cenário com aerogerador WEGna localização A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

Figura 33 – Fluxograma da análise com aerogerador Alstom na locali-zação A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

Figura 34 – Análise de sensibilidade do cenário com aerogerador Als-tom na localização A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

Figura 35 – Fluxograma da análise com aerogerador Acciona na locali-zação A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

Figura 36 – Análise de sensibilidade do cenário com aerogerador Acci-ona na localização A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92

Figura 37 – Fluxograma da análise com aerogerador WEG na localiza-ção B. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92

Figura 38 – Análise de sensibilidade do cenário com aerogerador WEGna localização B. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

Figura 39 – Fluxograma da análise com aerogerador Alstom na locali-zação B. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

Figura 40 – Análise de sensibilidade do cenário com aerogerador Als-tom na localização B. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95

Figura 41 – Fluxograma da análise com aerogerador Acciona na locali-zação B. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96

Figura 42 – Análise de sensibilidade do cenário com aerogerador Acci-ona na localização B. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97

Figura 43 – Principais resultados, considerando os cenários analisadosnas linhas, e os parâmetros TMA e taxa de juros utilizadosnos cálculos nas indicadas acima das colunas, sendo aprimeira a referência e as demais o intervalo de variaçãoconsiderado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98

Figura 44 – DRE local A com aerogerador WEG. . . . . . . . . . . . 108Figura 45 – DRE local A com aerogerador Alstom. . . . . . . . . . . 109Figura 46 – DRE local A com aerogerador Acciona. . . . . . . . . . 110Figura 47 – DRE local B com aerogerador WEG. . . . . . . . . . . . . 111Figura 48 – DRE local B com aerogerador Alstom. . . . . . . . . . . 112Figura 49 – DRE local B com aerogerador Acciona. . . . . . . . . . 113

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

ESS – Encargos de Serviços de Sistema

SIN – Sistema Interligado Nacional

ACR – Ambiente de Contratação Regulada

ACL Ambiente de Contratação Livre

MRE – Mecanismo de Realocação de Energia

CCEARs – Contrato de Comercialização de Energia Elé-trica no Ambiente Regulado

CCEAR-Q – Contrato de Comercialização de EnergiaElétrica no Ambiente Regulado por Quantidade

CCEAR-D – Contrato de Comercialização de EnergiaElétrica no Ambiente Regulado por Disponibilidade

PLD – Preço de Liquidação de Diferenças

ESS – Encargos de Serviços do Sistema

BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento

CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

DRE - Demonstração do Resultado do Exercício

EPE - Empresa de Pesquisa Energética

IPCA - Índice Preços ao Consumidor Amplo

LER - Leilão de Energia de Reserva

MME - Ministério de Minas e Energia

O&M - Operação e Manutenção

ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico

PCH - Pequena Central Hidrelétrica

PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativasde Energia Elétrica

TIR - Taxa Interna de Retorno

TUSD - Tarifa de Uso dos Sistemas Elétricos de Distribui-ção

TUST - Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão

VPL - Valor Presente Líquido

PDE - Plano Decenal de Energia

BIG - Banco de Informações da Geração

Sumário

1 INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191.1 Delimitação do problema . . . . . . . . . . . . . . . 201.2 Objetivo geal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211.3 Objetivos específicos . . . . . . . . . . . . . . . . . 211.4 Procedimentos metodológicos . . . . . . . . . . . 21

2 REFERENCIAL TEÓRICO . . . . . . . . . . . . 232.1 Setor de Energia Elétrica Brasileiro . . . . . . . . 232.1.1 História do Setor Elétrico Brasileiro . . . . . . . . . . 232.1.2 Divisão do Setor Elétrico . . . . . . . . . . . . . . . . 272.1.2.1 Geração de Energia Elétrica . . . . . . . . . . . . . . . . 28

2.1.2.2 Transmissão de Energia Elétrica . . . . . . . . . . . . . 30

2.1.2.3 Distribuição de Energia Elétrica . . . . . . . . . . . . . . 32

2.1.3 Comercializadoras de Energia Elétrica . . . . . . . . 332.1.4 Principais agentes do setor e suas responsabilidades 342.1.4.1 Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) . . . . . . 35

2.1.4.2 Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) . . . . . . 35

2.1.4.3 Empresa de Pesquisa Energética (EPE) . . . . . . . . . 36

2.1.4.4 Câmara Comercializadora de Energia Elétrica (CCEE) . . 36

2.1.5 Ambientes de Contratação . . . . . . . . . . . . . . . 372.2 Energia Elétrica no Brasil . . . . . . . . . . . . . . . 382.3 Energia Eólica no Brasil . . . . . . . . . . . . . . . 402.3.1 O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de

Energia Elétrica (PROINFA) . . . . . . . . . . . . . . 432.4 Projeto de Usina Eólica no Brasil . . . . . . . . . . 442.4.1 Localização . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 442.4.2 Modelos de Geradores Eólicos . . . . . . . . . . . . 492.5 Leilões de Energia Elétrica . . . . . . . . . . . . . . 522.6 Viabilidade Econômica . . . . . . . . . . . . . . . . 54

2.6.1 Valor Presente Líquido (VPL) . . . . . . . . . . . . . 552.6.2 Taxa Interna de Retorno (TIR) . . . . . . . . . . . . . 562.6.3 Período de Payback . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

3 ELABORAÇÃO DOS CENÁRIOS . . . . . . . . 593.1 Características Técnicas dos Aerogeradores . . 593.2 Seleção do Local . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 623.3 Previsão de Geração . . . . . . . . . . . . . . . . . . 633.3.1 Garantia física . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 653.3.2 Distribuição de Weibull . . . . . . . . . . . . . . . . . 683.3.3 Metodologia para Cálculo do P90 . . . . . . . . . . . 703.3.4 Localização A com Aerogerador WEG AGW 110-2.1 723.3.5 Localização A com Aerogerador Alstom ECO 122/2700 743.3.6 Localização A com Aerogerador Acciona AW125/3000 753.3.7 Localização B com Aerogerador WEG AGW 110-2.1 773.3.8 Localização B com Aerogerador Alstom ECO 122/2700 783.3.9 Localização B com Aerogerador Acciona AW125/3000 803.4 Componentes considerados na avaliação econô-

mica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 813.4.1 Receita com venda de energia . . . . . . . . . . . . . 833.4.2 Deduções da receita bruta . . . . . . . . . . . . . . . 843.4.3 Operação e Manutenção . . . . . . . . . . . . . . . . 843.4.4 TUST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 843.4.5 Taxa ANEEL, ONS, CCEE e ICG . . . . . . . . . . . 843.4.6 Seguros de operação e garantia de obra . . . . . . . 853.4.7 Custo de arrendamento . . . . . . . . . . . . . . . . . 853.4.8 Custos administrativos . . . . . . . . . . . . . . . . . 853.4.9 Depreciação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 863.4.10 Receitas/Despesas financeiras . . . . . . . . . . . . 863.4.11 imposto de Renda e Contribuição Social . . . . . . . 86

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES . . . . . . . . . 874.1 Localização A com aerogerador WEG . . . . . . . 874.2 Localização A com aerogerador Alstom . . . . . . 89

4.3 Localização A com aerogerador Acciona . . . . . 904.4 Localização B com aerogerador WEG . . . . . . . 914.5 Localização B com aerogerador Alstom . . . . . . 934.6 Localização B com aerogerador Acciona . . . . . 944.7 Quadro comparativo . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95

5 CONCLUSÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101

REFERÊNCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103

ANEXOS 105

ANEXO A – DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADODO EXERCÍCIO. . . . . . . . . . . . . 107

19

1 INTRODUÇÃO

O sistema de geração de energia elétrico no Brasil foi planejadopara um mercado crescente, visto que como país emergente, é esperado que oconsumo de energia elétrica seja crescente ao longo dos próximos anos. Parasuprir essa demanda é necessário que novos empreendimentos de geração deenergia elétrica sejam construídos constantemente.

Entretanto, nos últimos anos verificou-se uma queda na expansãoeconômica no Brasil após anos de crescimento, especialmente nos setoresindustriais e comerciais, que são os maiores consumidores de energia elé-trica. A redução no crescimento da economia afetou diretamente o consumode energia elétrica, reduzindo-a, o que fica evidente ao comparar a quanti-dade de leilões de energia elétrica a partir de novos empreendimentos queocorreram nos anos 2016 e 2017 (dois em 2016 e zero até outubro de 2017),com a quantidade de leilões que ocorreram em 2015 (seis leilões para novosempreendimentos) [ANEEL].

Como será discutido posteriormente, os leilões voltados à novosempreendimentos de geração em sua maioria possuem três ou cinco anospara começo do fornecimento (leilões A-3 e A-5), a partir da data do leilão, epor esse motivo é necessário planejar os investimentos de geração de energiaelétrica pensando no consumo futuro, e participar dos leilões no períodopresente.

Um ponto relevante a ser mencionado sobre a produção e o consumode energia elétrica é que a energia elétrica não pode ser armazenada de formaeconomicamente viável, o que implica na necessidade de equilíbrio cons-tante entre geração e consumo. Toda energia consumida deve ser produzidainstantaneamente.

Através da Agencia Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e doMinistério de Minas e Energia (MME), o governo é capaz de gerenciar aoferta e a demanda de energia no pais, que pode ser vendida em leilões nomercado regulado para distribuidoras, em leilões no mercado livre ou através

20 Capítulo 1. Introdução

de contratos bilaterais. Os contratos firmados através de leilões no mercadoregulado possuem normalmente vigência entre 20 e 30 anos, sendo após esseperíodo considerados depreciados. Os fluxos financeiros no sistema elétricosão diferentes dos fluxos energéticos físicos, isso pelo fato de que não sepode receber a energia diretamente de um único gerador, mas sim de todos osgeradores ao mesmo tempo.

Os órgãos reguladores do setor energético incentivam os investimen-tos em empreendimentos de geração de energia elétrica a partir de fontesrenováveis, sendo esses:

• Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) com potência instalada entre 1MW e 30 MW;

• Empreendimentos hidroelétricos com potência instalada de 1 MW(CGH);

• Empreendimentos de fonte solar, eólica, biomassa e cogeração qualifi-cada com potência injetada na linha de distribuição e/ou transmissão deaté 30 MW.

Os incentivos vem através de redução de ao menos 50% na Tarifapelo Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) [ANEEL]. Existem tambémmaior facilidade de crédito para esse tipo de investimento, sendo o BNDESum dos principais agentes que disponibilizam crédito para esses projetos.

1.1 DELIMITAÇÃO DO PROBLEMA

Em função da queda na demanda de energia elétrica ocasionadaprincipalmente pela crise econômica dos últimos anos, o setor energéticobrasileiro tem recebido menos investimentos em novos empreendimentos.Como os leilões de energia elétrica que serão considerados neste trabalhosão programados para entrega futura à data do leilão, deseja-se estudar econcluir se seria economicamente interessante investir na construção de novosempreendimentos considerando a participação em um leilão que ocorresse emuma data próxima.

1.2. Objetivo geal 21

1.2 OBJETIVO GEAL

Esse trabalho tem como objetivo estudar a viabilidade econômicade novos empreendimentos de geração de energia elétrica no Brasil a partirde fontes eólicas. Assim, pretende-se escolher a partir de dados e premissasadotadas, quais seriam os melhores lugares para os empreendimentos e quaismodelos de aerogeradores serão considerados. A partir dessas combinaçõesde locais com modelos de aerogeradores informações constrói-se cenáriospara serem avaliados economicamente através de ferramentas da engenhariaeconômica, como Taxa Interna de Retorno (TIR), Valor Presente Líquido(VPL) e Payback.

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Os objetivos específicos envolvem concluir se é economicamenteviável fazer algum dos empreendimentos considerados ou não fazer nenhum;qual das turbinas é a melhor opção e qual das localizações é a melhor escolha.

1.4 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS

O método será o estudo de caso, onde será realizada uma análisede novos empreendimentos de geração de energia elétrica a partir de usinaseólicas. Muitas das informações utilizadas são estimativas, projeções de custos,e informações de caráter regulatório.

As etapas metodológicas são:

• Analisar a regulamentação para participação nos leilões de venda deenergia elétrica;

• Escolha dos aerogeradores e cálculo do investimento necessário;

• Previsão da quantidade de energia elétrica que poderá ser gerada;

• Analisar viabilidade econômica (receitas previstas, VPL, TIR, payback,custos);

• Analise de sensibilidade com os parâmetros de maior impacto;

• Discussão e apresentação dos resultados e conclusões.

23

2 REFERENCIAL TEÓRICO

2.1 SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA BRASILEIRO

2.1.1 História do Setor Elétrico Brasileiro

Em meados do século XIX, a receita econômica advinda com a vendado café permitiu ao país se modernizar. As cidades começaram a crescer, im-pulsionando o setor da construção civil e da infraestrutura urbana, favorecendoiniciativas para o uso da energia elétrica.

Em 1879 a estação central da ferrovia Dom Pedro II (hoje denomi-nada de Central do Brasil), no Rio de Janeiro, foi o primeiro local no Brasilcom iluminação elétrica, com o dínamo como fonte de energia. Já naquelemesmo ano, essa e diversas outras instalações substituíram os dínamos porenergia elétrica. [NEOENERGIA]

A partir de 1920 começou um constante crescimento na quantidadede empreendimentos de usinas hidrelétricas, devido principalmente à demandagerada pela industrialização que o país estava passando. Até 1930 o estadolimitava-se apenas a conferir as autorizações para o funcionamento das usinas,permitindo que os estados e municípios tivessem autonomia para estabelecercontratos e outorgas para as empresas privadas de energia.

Em 1934, com a promulgação do Código de Águas, foi atribuído àUnião o poder de autorizar ou conceder o aproveitamento de recursos hídricose de outras fontes de energia para efeito de aproveitamento industrial. Todosos recursos hídricos foram incorporados pela União. Nessa época as atividadesdo setor de energia elétrica brasileiro passaram a contar com a presença efetivadas empresas controladas pela União e pelos governos estaduais. Durante esseperíodo, criou-se também, em 1939, o Conselho Nacional das Águas (CNAE),com o objetivo de recuperar os problemas de suprimento, regulamentação etarifa referentes ao setor de energia elétrica brasileiro. [Veiga e Fonseca]

De acordo com Sidney [Rosim], no final da década de 40 o Estadotinha participação de apenas 2% no setor elétrico do país. A participação

24 Capítulo 2. Referencial Teórico

do governo federal no setor elétrico teve início em 1945 com a criação daCompanhia Hidrelétrica de São Francisco - CHESF, que iniciou sua operaçãoem 1949, duplicando a capacidade de geração instalada no nordeste.

No decorrer da década de 50, quase todos os estados da federaçãoabsorveram empresas estrangeiras, constituindo dessa forma diversas empresasde energia elétrica estatais. Transcorreu então uma reorganização no sistemaelétrico em base estatais. No ano de 1957, o Governo Federal criou a CentralElétrica de Furnas, visando satisfazer o aumento da demanda por energiaelétrica da região sudeste, que entrou em funcionamento em 1963, prevenindouma possível escassez de energia elétrica aos parques industriais por meio daconstrução da primeira hidrelétrica de grande porte do país. [Veiga e Fonseca]

O processo de industrialização que o pais se encontrava nessa época,com o aumento do número de máquinas produtivas e a concentração populacio-nal em grandes centros urbanos, impulsionou o uso da eletricidade, ampliandoa quantidade de usinas hidrelétricas instaladas no Brasil. Dos 476 MW degeração hidrelétrica instalados em 1920 (representando 79% da potência totalinstalada), o país atingiria 1.244 MW em 1940 e 3.642 MW em 1960 (repre-sentando 81% e 76% da potência total instalada, respectivamente). Este erao diferencial do setor energético brasileiro em relação aos países de maiordesenvolvimento industrial, cuja principal fonte de geração de energia elétricaera o carvão mineral. [Veiga e Fonseca]

Outros marcos à inserção do Estado no setor elétrico foram a cri-ação, em 1951, da Centrais de Minas Gerais - CEMIG, primeira holdingestatal [Rosim] e das Centrais Elétricas Brasileiras S.A - Eletrobrás, criada em1961 através da Lei 3.890-A, assinada pelo então presidente Jânio Quadros. AEletrobras recebeu a atribuição de promover estudos, projetos de construçãoe operação de usinas geradoras, linhas de transmissão e subestações desti-nadas ao suprimento de energia elétrica do país. A nova empresa passou acontribuir decisivamente para a expansão da oferta de energia elétrica e odesenvolvimento da nação.

Segundo VEIGA [Veiga e Fonseca] logo após sua criação, a Eletro-brás assumiu características de uma holding federal - conjunto de concessioná-

2.1. Setor de Energia Elétrica Brasileiro 25

Figura 1 – Potencial Hidráulico Brasileiro

rias com grande autonomia administrativa - através de quatro subsidiárias: aCompanhia Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF), a Central Elétrica deFurnas, a Companhia Hidrelétrica do Vale do Paraíba (CHEVAP) e a Termo-elétrica de Charqueadas S. A. (TERMOCHAR), e posteriormente a criaçãoda Eletrosul em 1968 e da Eletronorte em 1973, consolidando a base daEletrobrás.

Entre as décadas de 80 e 90 o setor elétrico atingiu seu ápice, épocaconhecida como "milagre brasileiro" [Cuberos 2008], quando o setor iniciouas maiores obras de geração hidrelétrica, o programa nuclear brasileiro res-ponsável pelas usinas Angra I e posteriormente Angra II, desenvolveu amplossistemas de transmissão de alta tensão (440 e 500 kV), e celebrou o tratado deItaipu.

O setor de energia elétrica no Brasil passou por grandes mudançasdesde os anos 90, que culminaram no atual modelo do setor. Esse baseou-se no consenso político-econômico do “estado regulador”, o qual deveriadirecionar as políticas de desenvolvimento, bem como regular o setor, semposicionar-se como executor em última instância. Assim ocorreu a privatização


das companhias operadoras, depois de mais de 50 anos de controle estatal,e teve inicio em 1996 a instituição da Agência Nacional de Energia Elétrica(Aneel).

Em 2004 houve a instituição do chamado Novo Modelo do SetorElétrico, com os principais objetivos de garantir a segurança no suprimento,promover a modicidade tarifaria e promover a inserção social, sobretudoatravés de programas de universalização, como o programa Luz Para Todos.[Cuberos 2008] Apesar de mudanças significativas em alguns mecanismosinicialmente previstos, pode-se dizer que o aspecto central do modelo dos anos1990 foi preservado em 2004. [ABRADEE]

Uma grande alteração promovida com a instituição do novo modeloem 2004 foi em relação ao critério utilizado para concessão de novos empre-endimentos de geração, quando então passou a vencer os leilões o investidorcujo preço da energia gerada pelos empreendimento fosse o menor dentre osparticipantes do leilão. O novo modelo também dividiu os ambientes paracelebração de contratos de compra e venda de energia elétrica: o Ambientede Contratação Livre (ACL), cujos participantes são as geradoras, comerci-alizadoras, importadores, exportadores e consumidores livres, e o Ambientede Contratação Regulada (ACR), cuja participação é exclusiva às geradoras edistribuidoras de energia elétrica.

As mudanças promovidas em 2004 também restringiram o mercadolivre de energia elétrica, entretanto, em 2008 esse mercado respondia por cercade 30% da energia elétrica negociada no país. [Elétrica 2008]

De acordo com a ABRADEE [ABRADEE], o setor elétrico brasileiropode ser atualmente descrito por:

• Desverticalização da indústria de energia elétrica, com segregação dasatividades de geração, transmissão e distribuição.

• Coexistência de empresas públicas e privadas.

• Planejamento e operação centralizados.


• Regulação das atividades de transmissão e distribuição pelo regime deincentivos, ao invés do “custo do serviço”.

• Regulação da atividade de geração para empreendimentos antigos.

• Concorrência na atividade de geração para empreendimentos novos.

• Coexistência de consumidores cativos e livres.

• Livres negociações entre geradores, comercializadores e consumidoreslivres.

• Leilões regulados para contratação de energia para as distribuidoras, quefornecem energia aos consumidores cativos.

• Preços da energia elétrica (commodity) separados dos preços do seutransporte (uso do fio).

• Preços distintos para cada área de concessão, em substituição à equali-zação tarifária de outrora.

• Mecanismos de regulação contratuais para compartilhamento de ganhosde produtividade nos setores de transmissão e distribuição.

Nos capítulos seguintes serão as detalhadas as divisões do setor,assim como os principais agentes e suas responsabilidades.

2.1.2 Divisão do Setor Elétrico

A indústria de energia elétrica tem as seguintes atividades clássicas:“produção”, “transmissão”, “distribuição” e “comercialização”, que serãoabordados a seguir com maiores detalhes.

Em muitos casos, como o de fornecimento de energia elétrica paraas residências, a atividade de comercialização é realizada juntamente com a dedistribuição.

Entre a produção da energia elétrica até o seu consumo final existe umlongo caminho pelo qual a energia elétrica é transportada, o qual é compostopelas redes de transmissão e de distribuição. Todo o sistema é eletricamente


conectado, exigindo o balanço constante e instantâneo entre tudo o que éproduzido e consumido, uma vez que a tecnologia atual não possibilita oarmazenamento de grandes quantidades de energia. A figura 2 exemplifica aatuação de três das áreas mencionadas anteriormente.

Figura 2 – Geração, transporte e consumo da energia elétrica no Brasil

2.1.2.1 Geração de Energia Elétrica

Usinas geradoras de energia podem ser definidas como um conjuntoindustrial de obras e equipamentos que têm por finalidade a geração de energiaelétrica, através de aproveitamento do potencial energético de qualquer fonteenergética.

De acordo com o Banco de Informações de Geração (BIG), daANEEL, de setembro de 2017, o segmento de geração de eletricidade brasileiropossui atualmente 4710 empreendimentos em operação, que correspondema uma capacidade instalada de 153.814.820 kW (kilowatts). Desse total, asmaiores participações são de usinas hidrelétricas (UHE), com 61,02% da ca-pacidade instalada, seguido pelas usinas termelétricas (UTE), com 26,71%, edas centrais geradores eólicas (EOL), com 7,27%. Além desse montante, está


prevista para os próximos anos uma adição de 24.172.206 kW na capacidadede geração do País, proveniente dos 260 empreendimentos atualmente emconstrução e mais 571 em empreendimentos outorgados com construção nãoiniciada.

É adequado destacar que o aumento na capacidade instalada do paístem sido permanente ao longo dos anos, como mostra a figura 3:

Figura 3 – Histórico da capacidade de geração de eletricidade instalada noBrasil

Fonte: MME, Balanço Energético Nacional de 2016

Conforme exposto na figura 3, a matriz de energia elétrica brasileiraé historicamente concentrada na geração por meio de fonte hidráulica, poréma participação de outras fontes vem crescendo de forma expressiva. Há poucosanos, as hidrelétricas representavam cerca de 90% da capacidade instalada nopaís. Em 2008, essa participação recuou para cerca de 74%. O fenômeno foi re-sultado da construção de usinas baseadas em outras fontes, como termelétricas,em ritmo maior que aquele verificado nas hidrelétricas.


2.1.2.2 Transmissão de Energia Elétrica

O sistema responsável pela transmissão de energia elétrica é consti-tuído por linhas de cabos condutores que transportam a energia elétrica desdeo ponto de geração até os pontos de distribuição. Essas linhas também sãoresponsáveis pelo contato entre pontos de elevação e rebaixamento da tensãoelétrica, que são realizados nas subestações elétricas de transmissão.

A principal característica desse segmento é a sua divisão em doisgrandes blocos: o Sistema Interligado Nacional (SIN), que abrange a quasetotalidade do território brasileiro, e os Sistemas Isolados, localizados principal-mente nos estados da Região Norte, e distribuídos pelo interior desses estados.Os sistemas isolados caracterizam-se, basicamente, pelo grande número depequenas unidades geradoras.

Os Sistemas Isolados são predominantemente abastecidos por usinastérmicas movidas a óleo diesel e óleo combustível, e estão localizados princi-palmente nos Estados de Amazonas, Roraima, Acre, Amapá e Rondônia. Sãoassim denominados por não estarem interligados ao SIN e por não permitiremo intercâmbio de energia elétrica com outras regiões, em função das peculia-ridades geográficas da região em que estão instalados. Segundo a Eletrobrás,os Sistemas Isolados Brasileiros atendem a uma área de 45% do território e acerca de 3% da população nacional, ou seja, a aproximadamente 1,2 milhãode consumidores.

Os ativos de transmissão integram a Rede Básica do SIN, com apro-ximadamente 100.000 km de linhas de transmissão, e compreendem as subes-tações e linhas de transmissão em tensões iguais ou superiores a 230 kV.

A ANEEL, por meio de delegação do Poder Concedente, realizaleilões para contratação do serviço público de transmissão de energia elétrica,bem como firma os respectivos contratos de concessão da transmissão. Apósa assinatura dos contratos inicia-se a fase de gestão contratual, na qual sãorealizados serviços, tais como: análise e aprovação da conformidade dosprojetos, análise para enquadramento ao Regime Especial de Incentivos para oDesenvolvimento da Infraestrutura (REIDI) e Declarações de Utilidade Pública


(DUP). As concessões de transmissão são válidas por 30 anos e podem serprorrogadas.

A figura 4 apresenta as atuais linhas de transmissão do Brasil, assimcomo futuras linhas que já possuem seus projetos aprovados.

Figura 4 – Linhas de transmissão com horizonte de 2017

Fonte: ONS

A grande extensão da rede de transmissão no Brasil é explicada pelaconfiguração do segmento de geração, constituído, na maior parte, de usinashidrelétricas instaladas em localidades distantes dos centros consumidores.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é responsável pela


coordenação e controle da operação do SIN, realizada pelas companhiasgeradoras e transmissoras, sob a fiscalização e regulação da Aneel. Entre osbenefícios desta integração e operação coordenada está a possibilidade detroca de energia elétrica entre regiões.

As transmissoras de energia elétrica não podem estabelecer seuspróprios preços, pois são reguladas pelo Poder Concedente, representado pelaANEEL. O pagamento às empresas de transmissão de energia pelo uso de suarede é feito pelas empresas geradoras, distribuidoras e consumidores livres,por meio da aplicação das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST,conforme Resolução Normativa ANEEL no 559/2013.

2.1.2.3 Distribuição de Energia Elétrica

O sistema de distribuição é aquele que se ramifica ao longo de ruase avenidas das cidades, conectando fisicamente o sistema de transmissão, ouunidades geradoras de pequeno e médio porte, aos consumidores finais deenergia elétrica.

As distribuidoras de energia elétrica são encarregadas da conexão,atendimento e entrega efetiva da energia ao consumidor final, quando esteestiver conectado à rede elétrica pertencente à area de concessão de umadeterminada empresa de distribuição.

Semelhantemente ao sistema de transmissão mencionado anterior-mente, a distribuição também é composta por fios condutores, transformadores,subestações e equipamentos diversos de medição, controle e proteção das redeselétricas. Entretanto, diferentemente do sistema de transmissão, o sistema dedistribuição é mais ramificado para poder alcançar a grande quantidade dedomicílios e consumidores que atende.

As redes de distribuição correspondem às linhas com tensão abaixode 230 kV, divididas em alta, média e baixa tensão. Entretanto, por razõeshistóricas, algumas linhas com tensão inferior a 230 kV são de responsabili-dade de empresas de transmissão, e recebem o nome de Demais Instalações deTransmissão (DIT).


As linhas de alta tensão são aquelas cuja tensão elétrica é superiora 44 kV e inferior a 138 kV, já as de média tensão possuem tensão elétricaentre 2,3 kV e 44 kV, e as redes de baixa tensão compreendem as redes comtensão elétrica que podem variar entre 110 e 440 V. As redes de baixa tensãolevam energia elétrica até as residências e pequenos comércios/indústrias,enquanto que supermercados, comércios e indústrias de médio porte adquiremenergia elétrica diretamente das redes de média tensão, devendo transformá-lainternamente para níveis de tensão menores, sob sua responsabilidade.

É importante destacar que o segmento de distribuição de energiaelétrica esta entre os mais regulados e fiscalizados do país, e presta o serviçosob contrato com o órgão regulador do setor, a ANEEL, que edita Resolu-ções, Portarias e outras normas para o funcionamento adequado do setor deDistribuição.

Vale acrescentar que assim como as transmissoras de energia, asdistribuidoras não podem estabelecer seus próprios preços, pois como mencio-nado anteriormente, são reguladas pela ANEEL. O pagamento às empresas dedistribuição de energia pelo uso de sua rede é feito pelos consumidores finais,por meio da aplicação das Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD.

2.1.3 Comercializadoras de Energia Elétrica

As comercializadoras de energia elétrica atuam no mercado livrede energia elétrica, ou Ambiente de Contratação Livre (ACL), onde os con-sumidores podem escolher livremente seus fornecedores de energia. Nesseambiente, consumidores e fornecedores negociam as condições de contrataçãode energia.

É importante destacar que quando o consumidor estiver no ACL (con-sumidor livre), ele poderá contratar energia de diversas geradoras que atuamnesse mercado, através de uma comercializadora, porém não estará isento depagamento da TUST e TUSD às empresas de transmissão e distribuição, casoutilize seus sistemas. A figura 5 ilustra essas diferenças.

Existem dois tipos de consumidores livres: os consumidores livres“tradicionais”, que devem possuir ao menos 3.000 kW de demanda contratada


Figura 5 – Consumidor livre e consumidor cativo

Fonte: Abraceel

e podem contratar energia proveniente de qualquer fonte de geração; e osconsumidores especiais, que devem possuir demanda contratada entre 500 e3.000 kW e que podem contratar apenas energia incentivada, que é a energiaproveniente de usinas eólicas, solares, e biomassa, com potência injetada narede de até 30 MW, de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), com potênciainstalada de até 30 MW, e de empreendimentos hidroelétricos com potênciainstalada de 1 MW (CGH).

2.1.4 Principais agentes do setor e suas responsabilidades

O conhecimento das principais entidades do setor de energia elétricobrasileiro, assim como suas responsabilidades, é de grande importância paracompreensão do conteúdo apresentado. Por esse motivo, será descrito breve-mente a seguir quais são os principais órgãos desse setor, e quais são suasincumbências.


2.1.4.1 Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)

A ANEEL é uma autarquia em regime especial vinculada ao Minis-tério de Minas e Energia, que foi criada para regular o setor elétrico brasileiro,iniciando suas atividades em 1997, por meio da Lei no 9.427/1996 e do Decretono 2.335/1997.

Segundo a própria ANEEL, suas principais atribuições são:

• Regular a produção, transmissão, distribuição e comercialização deenergia elétrica;

• Fiscalizar, diretamente ou mediante convênios com órgãos estaduais, asconcessões, as permissões e os serviços de energia elétrica;

• Implementar as políticas e diretrizes do governo federal relativas à explo-ração da energia elétrica e ao aproveitamento dos potenciais hidráulicos;

• Estabelecer tarifas para o suprimento de energia elétrica realizado àsconcessionárias e permissionárias de distribuição;

• Mediar, na esfera administrativa, os conflitos entre os agentes e entreesses agentes e os consumidores;

• Por delegação do governo federal, promover as atividades relativas àsoutorgas de concessão, permissão e autorização de empreendimentos eserviços de energia elétrica.

2.1.4.2 Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

O ONS é responsável pela coordenação da operação das usinas eredes de transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN). Para tanto, realizaestudos e projeções com base em dados históricos, presentes e futuros da ofertade energia elétrica e do mercado consumidor. Para decidir quais usinas devemser despachadas, opera o Newave, programa computacional que, com baseem projeções, elabora cenários para a oferta de energia elétrica. O mesmoprograma é utilizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica


(CCEE) para definir os preços a serem praticados nas operações de curto prazodo mercado livre.

Os estudos e ações desenvolvidas pelo ONS visam garantir a segu-rança do suprimento contínuo em todo o país, com os objetivos de:

• Promover a otimização da operação do sistema eletroenergético, visandoo menor custo para o sistema, observados os padrões técnicos e oscritérios de confiabilidade estabelecidos nos Procedimentos de Redeaprovados pela Aneel;

• Garantir que todos os agentes do setor elétrico tenham acesso à rede detransmissão de forma não discriminatória; e

• Contribuir, de acordo com a natureza de suas atividades, para que aexpansão do SIN se faça ao menor custo e vise às melhores condiçõesoperacionais futuras.

O ONS é composto por membros associados e membros participantes,que são as empresas de geração, transmissão, distribuição, consumidores livres,importadores e exportadores de energia. Também participam o Ministério deMinas e Energia (MME) e representantes dos Conselhos de Consumidores.

2.1.4.3 Empresa de Pesquisa Energética (EPE)

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) é uma empresa públicavinculada ao Ministério de Minas e Energia, e tem por finalidade prestarserviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento eexpansão de todo setor energético, como energia elétrica, petróleo e gás naturale seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiênciaenergética, dentre outras.

2.1.4.4 Câmara Comercializadora de Energia Elétrica (CCEE)

A CCEE é responsável pela operação do mercado brasileiro de ener-gia elétrica, viabilizando um ambiente de negociação competitivo, sustentávele seguro. A CCEE também participa no desenvolvimento do setor elétrico


nacional, promovendo discussões, propondo soluções, e promovendo o diálogoentre as empresas e os órgãos políticos e reguladores.

No âmbito operacional, uma das principais atividades da CCEEé a contabilização das operações de compra e venda de energia, apurandomensalmente as diferenças entre os montantes contratados e os montantesefetivamente gerados ou consumidos pelos agentes de mercado. A CCEEtambém determina os débitos e créditos desses agentes com base nas diferençasapuradas, realizando a liquidação financeira das operações. Para valorar taisdiferenças, a instituição calcula o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).No Ambiente de Contratação Regulado (ACR), a CCEE é responsável porpromover os leilões de compra e venda de energia, assim como gerenciar oscontratos firmados nesses leilões.

As negociações de comercialização de energia elétrica realizadaspela CCEE são regidas por regras e procedimentos. A entidade também é res-ponsável por desenvolver, aprimorar e divulgar essas normas aos participantesdo mercado de energia elétrica.

2.1.5 Ambientes de Contratação

O Brasil possuí atualmente duas esferas para contratação de energiaelétrica, o Ambiente de Contratação Livre (ACL), e o Ambiente de ContrataçãoRegulado (ACR).

O ACL, como disposto no Decreto No 5.163 de 30 de julho de 2004,é "o segmento do mercado no qual se realizam as operações de compra evenda de energia elétrica, objeto de contratos bilaterais livremente negociados,conforme regras e procedimentos de comercialização específicos.

Neste ambiente podem participar as geradoras, comercializadoras,consumidores livres e consumidores especiais, com livre negociação de preçose contratos entre os compradores e vendedores.

O ACR é definido pelo Decreto No 5.163, de 30 de julho de 2004,como "o segmento do mercado no qual se realizam as operações de compra evenda de energia elétrica entre agentes vendedores e agentes de distribuição,


precedidas de licitação, ressalvados os casos previstos em lei, conforme regrase procedimentos de comercialização específicos."

Nessa esfera podem participar geradoras, distribuidoras e comerciali-zadoras. As comercializadoras podem negociar energia somente nos leilões deenergia existente – (Leilões de ajuste e A-1)1.

A contratação de energia elétrica no ACR é realizada por meio deleilões de energia promovidos pela CCEE, sob delegação da ANEEL. Oscontratos firmados nesse ambiente são denominados Contratos de Comerciali-zação de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR), e são reguladospela ANEEL. O prazo de duração dos contratos podem chegar a 30 anos,dependendo do tipo de leilão, e os valores de comercialização da energia sãoestabelecidos através dos leilões.

É importante destacar que todos os contratos, tanto do ACR quantodo ACL, devem ser registrados na CCEE.

2.2 ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL

Uma das característica mais importantes do setor elétrico é o fatode que a energia elétrica produzida não é armazenada, e portanto deve serconsumida simultaneamente com a geração. Dessa forma é imprescindível otrabalho de previsão e antecipação da demanda, e um superdimensionamentodo sistema, devido a oscilações de consumo e de algumas fontes de geração,como eólica e solar.

Estima-se que a população brasileira cresça a uma taxa média de 0,6%a.a nos próximos nove anos [Energética 2016], como exposto na figura 6. Comisso, em 2026 o país passará a ter 220 milhões de habitantes, um acréscimode aproximadamente 13 milhões de pessoas nesse período, contribuindo parao aumento do consumo de energia elétrica no país e para necessidade deplanejamento de novos empreendimentos de geração capazes de suprir essademanda futura.

De acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia - PDE

1 Os tipos de leilões serão apresentados mais adiante no trabalho.

2.2. Energia Elétrica no Brasil 39

Figura 6 – Modelo Conceitual INPT

2026 [Energética e Energia 2017], o consumo total de eletricidade deve crescercerca de 50% a mais que a economia brasileira até 2026, fato demonstradoatravés do indicador elasticidade-renda de 1,51, que representa relação entre avariação do consumo de eletricidade e o crescimento do PIB. Esse indicador éafetado diretamente pela autoprodução clássica, que cresce à uma taxa médiaanual de 4,5%, contra 3,6% do consumo na rede.

A figura 7 apresenta o histórico e a projeção da Elasticidade-renda,do consumo de eletricidade e do PIB no Brasil.

Figura 7 – Histórico e projeção da Elasticidade-renda, consumo de eletricidadee PIB

Fonte: PDE 2026


De acordo com o estudo realizado pela EPE [Energética e Energia2017], a taxa média de crescimento anual da carga do SIN para os próximos dezanos é de 3,5% ao ano, já descontada a parcela prevista de geração distribuída2.A figura 8 apresenta essa projeção de mercado.

Figura 8 – Projeção de Carga

Fonte: PDE 2026

2.3 ENERGIA EÓLICA NO BRASIL

A implantação de usinas eólicas no Brasil e no mundo apresentou ex-pansão nos últimos anos, motivado principalmente pelos aspectos ambientais,pois trouxe mais uma alternativa à fontes poluentes de geração de eletricidade,como as usinas movidas a combustíveis fósseis. Atualmente, segundo dadosda ANEEL [ANEEL 2017], as usinas eólicas correspondem a 6,93% do totalda capacidade instalada da matriz elétrica brasileira, como exposto na figura 9.

Do lado da oferta de energia eólica, o território brasileiro apresentagrande potencial disponível. Estudos realizados em 2001 estimaram que o

2 Geração própria do consumidor, cujo excedente pode ser fornecido para a rede de distribuiçãode sua localidade, de acordo com condições estabelecidas pela Resolução Normativa ANEELno 482/2012.

2.3. Energia Eólica no Brasil 41

Figura 9 – Capacidade Instalada

Fonte: Elaboração do autor; dados do Banco de Informações de Geração -ANEEL

país tem mais de 143 gigawatts (GW) de capacidade com torres de 50 metros,concentrado, especialmente nas regiões Nordeste e Sul [AMARANTE, ZACKe SÁ 2001].

Dados do Boletim Anual de Geração Eólica de 2016, publicado pelaAssociação Brasileira de Energia Eólica - ABEEólica, mostram que a capa-cidade de geração de energia eólica instalada no país está em expansão. Nosúltimos 10 anos a produção de energia por esta fonte apresentou grandes resul-tados, e percebe-se um aumento constante e quase exponencial na produção deenergia por aerogeradores. O crescimento da capacidade nacional instalada degeração por usinas eólicas em função das contratações já realizadas nos leilõesregulados e também no mercado livre são expressas na figura 10 abaixo:

Em relação aos investimentos realizados no setor eólico, o ano de2016 contou com aproximadamente US$ 5,4 bilhões investidos, conformeapresentado na figura 12. Considerando o período de 2009 a 2016, esse número


Figura 10 – Evolução da Capacidade Instalada de Energia Eólica Brasileira

Fonte: Associação Brasileira de Energia Eólica - ABEEólica

chega a US$ 32 bilhões.

Figura 11 – Investimentos no Setor Eólico

Fonte: Associação Brasileira de Energia Eólica - ABEEólica

Em janeiro de 2017 o Brasil havia ultrapassado 10 GW de capacidadeinstalada em usinas eólicas, representando mais de 6% da matriz energéticanacional, sendo que praticamente toda essa capacidade foi implantada emmenos de dez anos.

Nesse período houve a implantação de uma cadeia produtiva defabricantes de aerogeradores, torres e pás, componentes principais das turbinaseólicas, graças a um conjuntos de fatores relacionados à demanda e oferta deenergia eólica.

2.3. Energia Eólica no Brasil 43

A partir de 2007 foram realizados leilões específicos de energia –Leilão de Fontes Alternativas (LFA) e Leilão de Energia de Reserva (LER) –,que destinam parcela do mercado para contratação da fonte eólica.

Nos anos 2011 e 2012, os projetos de usinas eólicas passaram a com-petir nos Leilões de Energia Nova (LEN), junto com as fontes convencionaisde energia (térmicas fósseis e hidrelétricas). A partir desse momento, os preçosda energia das usinas eólicas aproximaram-se do preço das hidrelétricas, afonte convencional mais competitiva no país. A figura 12 evidencia a evoluçãodos preços atualizados da energia contratada desde o Programa de Incentivoàs Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) até o último leilãoocorrido em 2015.

Figura 12 – Evolução dos preços da energia eólica

Fonte: EPE, com base em dados da CCEE

2.3.1 O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elé-trica (PROINFA)

O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas - PROINFA foi cri-ado pela Lei no 10.438/2002 e regulamentado pelo Decreto no 5.025, de 30de março de 2004. Seu objetivo principal é de promover a diversificação damatriz energética brasileira, aumentando a participação da energia elétricaproduzida por empreendimentos concebidos com base em fontes como eólica,biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCH) no Sistema Elétrico Inter-ligado Nacional (SIN). É coordenado pelo Ministério de Minas e Energia e


implementado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobrás).

Em sua segunda e atual etapa, o desenvolvimento do Programa é reali-zado de forma que as fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassaatendam a 10% do consumo anual de energia elétrica no País, já incorporadosos resultados da primeira etapa. A aquisição far-se-á mediante programaçãoanual de compra da energia elétrica de cada produtor, de forma que as referidasfontes atendam o mínimo de 15% do incremento anual da energia elétrica aser fornecida ao mercado consumidor nacional, compensando-se os desviosverificados entre o previsto e realizado de cada exercício. Os contratos sãocelebrados pela ELETROBRÁS, com prazo de duração de vinte anos, deacordo com a Lei no 10.438/2002.

O valor total das cotas para custeio do Proinfa, em 2017, deveráser de R$ 3,3 bilhões, e o montante de energia elétrica gerado pelas 131usinas participantes em 2017, sendo 60 pequenas centrais hidrelétricas, 52eólicas e 19 térmicas movidas por biomassa, deverá atingir 11,2 milhões demegawatts-hora (MWh) [Brasil].

2.4 PROJETO DE USINA EÓLICA NO BRASIL

A localização de uma usina eólica deve ser definida na fase de projeto,levando em consideração diversas variáveis que podem influenciar de maneirasignificativa nas chances de sucesso do empreendimento. As variáveis maisimportantes para compreensão do estudo aqui desenvolvido são relacionadasaos aspectos econômicos (custos e receitas operacionais), e os principaisfatores que impactam essas variáveis, e que serão abordadas a seguir são:

• Seleção do Local

• Modelos de Geradores

2.4.1 Localização

Uma das variáveis mais importantes para escolha do local em quesera construído o parque eólico é a velocidade média dos ventos. Usualmenteessas informações podem ser encontradas em atlas eólicos nacionais, como os

2.4. Projeto de Usina Eólica no Brasil 45

expostos nas figuras 13 a 15, que trazem as médias anuais dos ventos no paíspara 80, 100 e 120 m de altura, respectivamente.

Figura 13 – Velocidade média anual dos ventos no Brasil a 80m de altura.

Fonte: Atlas do Potencial Eólico Brasileiro - Simulações 2013.


O mesmo estudo disponibiliza também os mapas através de um mapaonline, que pode ser aproximado, permitindo a visualização de áreas menores.

O Atlas do Potencial Eólico Brasileiro - Simulações 2013 mostratambém a distribuição da massa específica do ar a 100 metros de altura, comopode ser visto na figura

Figura 16 – Distribuição da massa especifica do ar.



É importante ressaltar que embora existem diversas regiões com bonsventos para instalação de um complexo eólico, é necessário também analisarse o espaço não possuí complicações geográficas que possam inviabilizar aimplantação da usina, assim como é necessário identificar possíveis barreiraslegais, como por exemplo se a área é de proteção ambiental, o que pode impedira construção do parque em determinados locais.

A escolha da melhor localização para o projeto envolve ainda as-pectos de infraestrutura, tais como proximidade às linhas de transmissão ousubestações para transporte da energia gerada, vias de acesso demandantespela logística, falta de recursos básicos como água, etc.

É necessário ainda a análise dos custos de compra ou arrendamentodo espaço físico. De acordo com [Seki]:

"Atualmente, no Brasil, diversos terrenos espalhados por toda anação encontram problemas legais de posse. Além disso, existem diversosproprietários que não permitem ou não desejam linhas de energia, nem ainstalação de equipamentos (aerogeradores subestações unitárias) em seusterrenos."

Após a escolha das regiões com melhor potencial eólico, é necessárioentão considerar os fatores acima mencionados, para determinar se algumaárea permite a execução do projeto de maneira que seja viável legalmente eeconomicamente.

2.4.2 Modelos de Geradores Eólicos

Atualmente as máquinas eólicas de grande porte disponíveis sãoem maioria de três hélices e eixo horizontal, como mostrado na figura 17.Entretanto, existem aerogeradores com diferentes quantidades de hélices etambém máquinas de eixo vertical 18, bem como diversos outros dispositivos.Essas variantes são normalmente utilizadas apenas para máquinas de pequenoporte.

De acordo com [Seki], devido aos incentivos econômicos adotadosno Brasil em 2008 e 2009, diversos fornecedores implantaram fábricas de


Figura 17 – Aerogerador de três hélices com rotor horizontal

Fonte: http://www.engquimicasantossp.com.br/2013/12/energia-eolica-e-aerogeradores.html

montagem de aerogeradores no Brasil. Entre os fornecedores mais comuns nopaís, podem-se destacar Gamesa, Suzion, Vestas e Wobben.

A compra dos aerogeradores normalmente é feita através de contratosentre a empresa fabricante e a empresa responsável pelo empreendimento. Es-ses contratos geralmente incluem outros serviços além da compra das turbinas,com as empresas fabricantes atuando também como epcista do projeto, encar-regadas do transporte, instalação e por vezes manutenção dos aerogeradores.

Assim, para estimar os custos dos aerogeradores é necessário umaanálise dos contratos que já foram firmados entre as empresas, observando ovalor total do contrato e a quantidade de turbinas que foram negociadas.

De acordo com [SIMIS], o custo com a aquisição das turbinas eólicascorresponde a aproximadamente 80% de todo investimento necessário para


Figura 18 – Aerogerador vertical

Fonte: https://evolucaoaalp.wordpress.com/2012/06/19/especificacoes-de-projeto/


construção e implementação de um parque eólico.

Cada aerogerador possuí uma curva de potência característica, repre-sentada através de uma função da potência gerada em relação à velocidadedo vento. É interessante destacar que a partir de uma determinada velocidadea potência gerada não aumenta mais, denominada de potência máxima ounominal. Para velocidades superiores à que gera a potência nominal, em mui-tas máquinas, a potência permanece constante até uma velocidade na qual aturbina deve sair automaticamente de operação para evitar que sofra danosestruturais. Um exemplo da curva de potência de uma turbina pode ser vistona figura 19.

Figura 19 – Curva de Potência

Fonte: https://en.wind-turbine-models.com/turbines/565-general-electric-ge-1.5s

Nessa curva de potência pode-se ver que a potência nominal é de1500 kW, atingida quando a velocidade do vento v é 13 6 v < 25 m/s. Nomodelo exemplificado, a turbina sai de operação automaticamente quando avelocidade do vento é superior a 25 m/s (velocidade de corte), e velocidadesinferiores a 3,5 m/s (velocidade de partida) não são capazes de gerar energiaelétrica.

2.5 LEILÕES DE ENERGIA ELÉTRICA

O Leilão de energia elétrica é um processo de licitação promovidopela CCEE com a finalidade de contratar a energia elétrica para um prazo

2.5. Leilões de Energia Elétrica 53

futuro (pré-determinado nos termos do edital de cada leilão), para assegurar opleno atendimento da demanda futura no ACR (mercado das distribuidoras),podendo ser pela construção de novas usinas de geração elétrica, ou pelacontratação da energia que é gerada por usinas já em funcionamento e cujosseus investimentos já foram pagos (bens depreciados), conhecida no setorcomo “energia velha”.

Os contratos firmados no ACR são denominados Contratos de Co-mercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR), onde as regrase condições para a comercialização de energia elétrica dependem do tipo deempreendimento de geração, e são expostas nos editais dos respectivos leilões.

O início da entrega da energia vendida depende do tipo leilão queela foi negociada, sendo os mais frequentes para entrega em um, três ou cincoanos, denominados de A-1, A-3 e A-5, respectivamente.

Os leilões dividem-se também em algumas modalidades, sendo asmais comuns:

• Leilão de energia nova (LEN): corresponde à geração de energia elétricaa partir de empreendimentos que já foram outorgados pela ANEEL,e estão em fase de planejamento e construção, com prazo de entreganormalmente para 3 ou 5 anos (A-3 e A-5).

• Leilão de energia existente (LEE): referem-se à geração das usinas jáem operação, e o prazo de entrega pode ser de 1 ano (A-1), ou inferior,no caso de leilões de ajuste.

• Leilão de Fontes Alternativas (LFA): foi instituído com o objetivo deatender ao crescimento do mercado no ambiente regulado e aumentara participação de fontes renováveis, sendo essas eólica, biomassa eenergia proveniente de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), namatriz energética brasileira.

• Leilão de Energia de Reserva (LER): foi criada para elevar a segurançano fornecimento de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional(SIN), com energia proveniente de usinas especialmente contratadas


para esta finalidade, seja de novos empreendimentos de geração ou deempreendimentos existentes.

Além disso, os contratos resultantes dos leilões podem ser de duasmodalidades diferentes: por quantidade ou por disponibilidade.

Os contratos por quantidade preveem o fornecimento de um montantefixo de energia a um determinado preço. Nesta modalidade, os geradoresestão sujeitos a riscos de sobras ou déficits de energia, sendo esses riscosentretanto minimizados pelo chamado Mecanismo de Realocação de Energia(MRE). Esse mecanismo realoca montantes de energia gerados entre as usinasparticipantes, reduzindo o risco de exposição de agentes individuais.

Os contratos por disponibilidade, por sua vez, preveem uma remune-ração fixa ao agente gerador por parte da geração que ocorrer, independentede quanto for efetivamente gerado. Nesses contratos, o risco fica por contado comprador. Caso essas usinas sejam despachadas pelo ONS e entrem emoperação, os compradores deverão arcar também com os custos variáveisassociados a quantidade de energia elétrica gerada.

2.6 VIABILIDADE ECONÔMICA

Existem diversas ferramentas e conceitos que podem ser utilizadospara avaliação econômica de projetos. Os mais utilizados serão expostos nessecapítulo, com o objetivo de sustentar as análises que serão elaboradas noscapítulos posteriores desse trabalho.

Dessa forma, nesse capitulo serão abordados:

• Valor Presente Líquido (VPL);

• Período de Payback;

• Taxa Interna de Retorno (TIR);

• Custo de Capital Próprio;

• Fluxo de Caixa Livre para a Empresa (FCFF, do inglês Free Cash Flow

to Firm).

2.6. Viabilidade Econômica 55

2.6.1 Valor Presente Líquido (VPL)

O método de cálculo do valor presente líquido (VPL) apura, emvalores atuais, o ganho financeiro previsto para o projeto.

O conceito de Valor Presente Líquido é de uma soma algébrica defluxos de caixa descontados para o instante presente, a uma taxa de jurosdeterminada (MARQUEZAN apud Motta & Calôba, 2006).

Em resumo, VPL é a diferença entre o valor presente das entradasde caixa e o valor presente das saídas de caixa, ambos descontados a umataxa determinada, sendo normalmente utilizada a Taxa Mínima de RetornoAceitável pelo investidor — TMRA.

De acordo com [Souza 2007], o VPL pode ser calculado da seguinteforma:

Onde,

• VPL = Valor presente Líquido;

• t = período considerado;

• FCt = Fluxo de caixa no período t;

• i = Taxa de desconto;

• n = Último momento em que ocorre entrada ou saída de caixa;

Essa metodologia utiliza os fluxos de caixa do projeto, ilustradoabaixo como exemplo:

Se o Valor Presente Líquido calculado for maior ou igual a zero, sig-nifica que executar o projeto é viável, pois a remuneração do capital investidoobteve uma taxa igual ou maior que a taxa considerada (normalmente utilizadaa TMRA). Quando o VPL for menor do que zero, deve-se rejeitar o projeto.


Figura 20 – Exemplo de fluxo de caixa de um projeto

Fonte: Análise de Investimentos, Almir Ferreira de Souza

2.6.2 Taxa Interna de Retorno (TIR)

Conforme [Souza 2007], podemos conceituar a TIR como a taxa queiguala o valor presente de entradas de caixa ao valor presente de saídas decaixa, ou seja, é a taxa de desconto que torna o VPL igual a zero. Na técnicado VPL, determina-se uma taxa de desconto, que geralmente é a TMRA, ecalcula-se o VPL. Agora no cálculo da TIR a incógnita passa a ser a taxa dedesconto.

Metamatematicamente, a TIR é o valor da variável i da seguinteequação:

n∑t=0

FCt

(1 + i)t= 0

Onde,

• t = período considerado;

• FCt = fluxo de caixa no período t;

• i = TIR;

• n = último momento em que ocorre entrada ou saída de caixa;

Para efeitos de análise de projetos de investimento a comparaçãoa ser realizada é da TIR com a TMA. Quando a TIR for superior, o projetoé economicamente viável para o investidor, ou seja, ele estará obtendo um

2.6. Viabilidade Econômica 57

retorno superior ao mínimo esperado ou, pelo menos, superior ao custo docapital empregado no projeto.

É importante destacar que a TIR é incapaz de calcular corretamenteo retorno de projetos de investimentos nos casos em que há inversão no sinaldo fluxo de caixa por mais de uma vez.

Dessa forma observa-se que a equação anterior é uma equação poli-nomial de grau t, e pode conduzir a três tipos de soluções matemáticas:

• O polinômio não possuí raízes reais, não sendo possível calcular umaTIR;

• O polinômio possuí mais de uma raiz real, e consequentemente, mais deuma TIR;

• O polinômio possuí apenas uma raiz real, e portanto, apenas uma TIR.

Finalmente, é notável ressaltar que a TIR representa o retorno doprojeto em termos percentuais, diferente do VPL, método apresentado anteri-ormente, que apresenta os valores em termos monetários. Dessa forma, utilizarapenas a TIR para decidir entre investir em um projeto em detrimento de outroé um erro, visto que um projeto pode ter uma TIR superior e ao mesmo tempoque possuir um VPL inferior em relação a outro projeto.

2.6.3 Período de Payback

Um método utilizado por alguns investidores para avaliar o retornodo investimento, devido sua fácil compreensão, é o payback. Como o próprionome indica, o método consiste em calcular o prazo (tempo) necessário pararecuperar um determinado valor que foi investido.

Para isso, faz-se o somatório das parcelas posteriores ao investimentoinicial. O período em que o total dessas parcelas futuras se iguala ao capitalinvestido é denominado pay-back.

Ao contrário dos outros métodos mencionados anteriormente, o pay-

back não considera a desvalorização do dinheiro no tempo. Para superar essa


limitação pode ser feita a conversão dos fluxos de caixa futuros ao valorpresente na data do investimento inicial. Para isso é necessário utilizar umataxa de juros, que geralmente é a TMA dos investidores. Esse método recebeo nome de pay-back descontado.

Independentemente de qual dos métodos de pay-back for escolhido,o projeto será considerado viável quando o prazo de recuperação calculado forinferior ao padrão estabelecido pelo investidor.

É importante ressaltar que, quando se comparam diferentes projetos,é comum priorizar as opções que proporcionam a recuperação mais rápidado capital empregado, o que nem sempre é interessante do ponto de vista doganho de capital, pois esse indicador não expõe o ganho de capital esperadopelo projeto.

59

3 ELABORAÇÃO DOS CENÁRIOS

Serão utilizados três aerogeradores, com potências nominais distintas,diferentes alturas de atuação e fabricados por diferentes empresas. Cada umdos modelos será analisado nas duas regiões que serão definidas, totalizandoseis analises econômicas.

Em todos os cenários será considerado que a potência instalada seráo mais próximo possível de 30 GW, sem exceder esse valor, para garantir quea energia seja caracterizada como energia incentivada.

Os valores de referência para o preço de venda da energia elétrica seráa média dos valores de venda das fontes eólicas vencedoras do leilão no 09 de2015, corrigidos pelo IPCA de 01/12/15 a 01/08/2017, e utilizando a medianado IPCA dos 10 últimos para correção dos valores em datas posteriores à01/08/2017.

3.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DOS AEROGERADORES

O primeiro modelo é o AGW 110-2.1, da empresa brasileira WEG,com 2100 kW de potência nominal, velocidade de partida e de corte de 3 m/se 20 m/s, respectivamente, 80 m de altura da base até o rotor e power factor1

de 0,95. O seu preço de referência é de R$ 9,4 milhões, e foi obtido a partirda divulgação na mídia do valor de um contrato de R$ 1,4 bilhão, assinadoentre a WEG e a estatal paranaense Copel em dezembro de 2015, referente aofornecimento de 149 aerogeradores para construção de 13 parques eólicos.

A curva de potência deste aerogerador é disponibilizada pela WEGem formato de imagem. Transferindo os valores para uma planilha é possíveltraçar a curva de potência desde modelo, e utilizando a ferramenta "Linhade tendência"disponível no software Microsoft Excel, encontra-se funçõespolinomiais capazes de descrever a curva, conforme exposto na figura 21.

Representando as variáveis por p(v) e v, a equação pode ser escritacomo:

1 Eficiência do conjunto gerador-transmissões mecânicas e elétricas.

60 Capítulo 3. Elaboração dos cenários

Figura 21 – Curva de Potência WEG AGW 110-2.1

Fonte: Elaboração do autor, WEG

p(v) =

0; se v < 3 ou v > 20

−7, 53v3 + 171, 30v2 − 913, 55v + 1492, 24; se 3 ≤ v ≤ 11

2100; se 11 < v ≤ 20

Outro modelo é o ECO 122, fabricado pela Alstom, com 2700 kW depotência nominal, 90 m de altura da base até o rotor, velocidade de partida de 3m/s e velocidade de corte de 25 m/s. O preço considerado para este aerogeradoré de R$ 10,08 milhões, e foi estimado a partir do valor de um contrato deaproximadamente R$ 26 milhões de euros firmado em outubro de 2014 entrea Alstom e a Enerplan, empresa de energia do grupo brasileiro Oleoplan, parafornecimento de 8 aerogeradores à um projeto eólico. O valor do euro utilizadona estimativa foi de R$ 3,10, que é aproximadamente a cotação do mês emque o contrato foi assinado.

A curva de potência deste modelo não é disponibilizada pela fabri-cante, porém é possível encontrar os valores das velocidades de partida e decorte, e assumindo que a curva de potência desse aerogerador possuí um for-mato suficientemente próximo ao modelo AGW 110-2.1 da WEG, é possível

3.1. Características Técnicas dos Aerogeradores 61

determinar uma função para sua curva de potência, como mostra a figura 22.

Figura 22 – Curva de Potência Alstom ECO 122/2700

Fonte: Elaboração do autor

Representando as variáveis por p(v) e v:

p(v) =

0; se v < 3 ou v > 25

−8, 06v3 + 193, 20v2 − 1012, 71v + 1620, 74; se 3 ≤ v ≤ 10

2700; se 10 < v ≤ 25

O terceiro modelo é da fabricante Acciona, denominado AW125/3000,com 3000 kW de potência nominal e 120 m de altura da base até o rotor, comvelocidade de partida e velocidade de corte de 2,5 m/s e 25 m/s, respecti-vamente. O valor de referência deste aerogerador é de R$ 13,91 milhões, efoi calculado a partir da divulgação de um orçamento de R$ 1,2 bilhão paraimplantação de um complexo eólico da empresa Atlantic Energias RenováveisS/A, formado por 69 turbinas dispostos em 12 parques geradores e sistema detransmissão associado. Para calcular o custo destes aerogeradores, foi necessá-rio multiplicar o valor do investimento por 0,8 e só então dividir o valor pelonúmero de turbinas eólicas considerado, pois conforme mencionado na seção


2.4.2, a parcela de custo dos aerogeradores em relação ao investimento total éde aproximadamente 80%.

A curva de potência do modelo AW125/3000, da Acciona, foi esti-mada com o mesmo procedimento adotado para o modelo ECO 122 da Alstom,mencionado anteriormente, e pode ser analisado na figura 23.

Figura 23 – Curva de Potência Acciona AW125/3000

Fonte: Elaboração do autor

Representando novamente as variáveis por p(v) e v, obtêm-se:

p(v) =

0; se v < 3, 5 ou v > 25

−9, 98v3 + 220, 55v2 − 1101, 33v + 1684, 20; se 3, 5 ≤ v ≤ 12

3000; se 12 < v ≤ 25

3.2 SELEÇÃO DO LOCAL

Analisando a distribuição da velocidade média dos ventos no Brasil,exposto na figura 14 da seção 2.4.1, para altura de 100 m, é possível perceberque duas áreas possuem as maiores médias, indicando assim maiores proba-bilidades de serem as melhores opções para instalação de uma usina eólica.Para esta análise foi observado principalmente o mapa com velocidades a

3.3. Previsão de Geração 63

100 m de altura pois esta é a altura aproximada dos aerogeradores que serãoconsiderados no estudo. A figura 24 destaca as localizações que possuem corroxa mais aparente, e consequentemente, maiores velocidades médias dosventos.

A localização A esta entre os estados CE e PI, e será considerado parao estudo a posição geográfica de latitude -3.827148 e longitude -41.224472,pois é uma posição que pertence à área destacada, e cujos dados que serãoutilizados foram disponibilizados no Atlas do Potencial Eólico Brasileiro -Simulações 2013. Da mesma forma encontramos a posição geográfica delatitude -3.827148 e longitude -41.224472 para localização B, que situa-se noestado da Bahia, entre os municípios Barra e Irecê. A imagem de satélite dasposições A e B podem ser vistas nas figuras 25 e 26, respectivamente.

As imagens 27 e 28 mostram algumas das informações disponíveisno Atlas citado, para as localizações A e B, respectivamente:

O Atlas entretanto não disponibiliza os valores da densidade do ar deforma numérica para cada posição geográfica, sendo necessário determiná-loatravés de uma análise visual do mapa fornecido, apresentado anteriormentena figura 16. A figura mostra o mapa com as áreas A e B contornadas paramelhor visualização, a partir da qual definiu-se que a massa específica quesera adotada é de 0,075 kg/m3.

3.3 PREVISÃO DE GERAÇÃO

É necessário destacar que a energia comercializada nos leilões érelativamente menor do que a energia máxima que as usinas são capazesde gerar. No caso das usinas eólicas essa diferença é devida principalmenteà aleatoriedade dos ventos, que por vezes será de velocidades inferiores ànecessária para o fornecimento da potência máxima, também chamada depotência nominal ou potência instalada, como pôde ser visto na curva depotência exemplificada na figura 19, onde a potência máxima só é atingidacom velocidade dos ventos a partir de 13 m/s. A energia comercializada nosleilões é calculada a partir da chamada garantia física, que representa a potênciamédia que espera-se efetivamente obter.


Figura 24 – Locais escolhidos.

Fonte: Elaboração do autor, Atlas do Potencial Eólico Brasileiro - Simulações2013.


Figura 25 – Imagem de satélite da posição A.

Fonte: Elaboração do autor, Google Maps.

Conforme Portaria MME no 92, de 11 de abril de 2006, os agentesde geração de energia elétrica de fonte eólica, interessados em participar dosLeilões de Compra de Energia devem apresentar uma declaração informando adisponibilidade anual de energia gerada, em MW médios, comprometida paravenda em Leilão de Energia, que deverá ser igual à Garantia Física calculada.

3.3.1 Garantia física

A garantia física de energia dos empreendimentos eólicos deve serdefinida nos termos da Portaria MME no 101, de 22 de março de 2016, consi-derando o valor de energia anual com uma probabilidade de ocorrência igualou superior a noventa por cento, denominada P90, e calculada pela aplicaçãoda equação

GF =P90 · (1 − TEIF ) · (1 − IP ) − ∆P

8760(I)


Figura 26 – Imagem de satélite da posição B.

Fonte: Elaboração do autor, Google Maps.

Figura 27 – Parâmetros da posição geográfica A.



Figura 28 – Parâmetros da posição geográfica B.


Figura 29 – Massa específica do ar a 100 m.



Onde,

• GF: garantia física de energia, em MW médio;

• P90: produção anual de energia certificada, em MWh, referente ao valorde energia anual com uma probabilidade de ocorrência igual ou maior anoventa por cento;

• TEIF: taxa equivalente de indisponibilidade forçada, por unidade;

• IP: indisponibilidade programada, por unidade;

• ∆P : estimativa anual do consumo interno e perdas elétricas da usina,em MWh;

• 8760: número de horas por ano.

De acordo com [Nielsen 2010], as taxas de indisponibilidade de usi-nas eólicas geralmente são de 3-5%. O estudo mostra também que o consumointerno é de cerca de 2%, por esse motivo a equação I sera utilizada descon-tando uma terceira taxa ao invés da subtração de uma quantidade de energia(equação II). Neste estudo será considerado TEIF de 5%, IP de 3%, e taxa deconsumo (Tc) de 2%.

GF =P90 · (1 − TEIF ) · (1 − IP ) · (1 − Tc)

8760(II)

3.3.2 Distribuição de Weibull

A velocidade do vento muda continuamente, sendo necessário descrevê-lo através de métodos estatísticos. Existem diversas funções de densidade deprobabilidade que podem ser usadas para descrever a frequência da velocidadedo vento, porém, devido à disponibilidade dos parâmetros de Weilbull nomesmo Atlas que mostra as velocidades médias anuais, mencionado anterior-mente, apenas essa distribuição será considerada.

Segundo [Carrillo et al. 2014], a distribuição de Weibull é definidacomo:


f(v) =k

c(v

c)(k−1)e−(

vc )

k

(III)

Esta distribuição possuí dois parâmetros, onde c e k são os parâmetrosde escala e de forma, respectivamente, e v a velocidade do vento.

Como já mencionado anteriormente, os parâmetros k e c tambémestão disponíveis no Atlas do Potencial Eólico Brasileiro - Simulações 2013,para cada posição geográfica, a uma altura de 100m.

De acordo com o [Neiva et al. 2017], Anexo II, os parâmetros k e cpodem ser calculados para diferentes alturas através das seguintes equações:

k2 = k1(1 − 0, 088 ln h1

10

1 − 0, 088 ln h210

) (IV)

e

c2 = c1(h2h1

)nh1 (V)

onde,

nh1 =0, 37 − 0, 088 ln (c1)

1 − 0, 088 ln (h1

10 )(VI)

e

• h1 = altura do solo do ponto 1 (m);

• h2 = altura do solo do ponto 2 (m);

• c1 = fator de escala em h1 (m/s);

• c2 = fator de escala em h2 (m/s);

• k1 = fator de forma em h1;

• k2 = fator de forma em h2.


3.3.3 Metodologia para Cálculo do P90

De acordo com [Carrillo et al. 2014], a distribuição da energia geradapor um aerogerador para diferentes velocidades de ventos por unidade detempo é chamada distribuição de potência e(v), em W, e pode ser descritacomo:

e(v) = f(v)p(v) (VII)

Assim sendo, a potência total E que pode ser entregue é:

E =

∫ ∞0

f(v)p(v)dv (VIII)

Onde,

• f(v) é a função distribuição de Weibull;

• p(v) é a distribuição de potência da turbina eólica;

Entretanto, lembrando que o P90 é referente ao valor anual de energiacom probabilidade de ocorrência igual ou superior a 90%, o limite superior daintegral deve ser a velocidade na qual a probabilidade acumulada da distribui-ção de Weibull seja 0,9 (ou 90%).

A velocidade v90 cuja distribuição acumulada de probabilidade sejaigual a 90% é calculada conforme a equação:

∫ v90

0

f(v)dv = 0, 9 (IX)

É possível demonstrar que a potência teórica p possível de ser alcan-çada por um aerogerador é:

P (v) =1

2Aρv3cp (X)

Onde,


• P (v): potência desenvolvida;

• A: área do rotor (área varrida pelas hélices da turbina);

• ρ: densidade do ar;

• v: velocidade do vento que atravessa o rotor;

• cp: coeficiente de potência, cujo valor máximo teórico é ≈0,593 (limitede Betz);

Para obter resultados mais próximos aos projetos reais, será utilizadopara os cálculos as curvas de potências mencionadas anteriormente na seção3.1. Entretendo, alguns fabricantes, como a Weg, divulgam qual valor dadensidade do ar foi utilizado na elaboração das curvas de potência de seusaerogeradores, sendo que em todos os casos divulgados foi utilizado o valorconstante de ρ=1,225 kg/m3, e para obter resultados mais consistentes com anatureza dos locais escolhidos deve-se corrigi-la.

Dessa maneira, analisando as equações VIII, IX e X, e sendo ρ umaconstante, iremos utilizar em nossos casos a equação XI, que corrige o valorda massa específica do ar para ρ = 1, 075kg/m3, conforme mencionado naseção 3.2.

E =ρ2ρ1

∫ v90

0

f(v)p(v)dv =1, 075

1, 225

∫ v90

0

f(v)p(v)dv (XI)

Sendo a função p(v) as funções dos aerogeradores apresentadas naseção 3.1, e f(v) a função distribuição de Weibull (equação III). A equação Xembora não seja aqui utilizada nos cálculos é fundamental para correção daconstante massa específica do ar, pois permite analisar como ρ esta contidonas equações.

A equação XI representa a potência elétrica média anual, com proba-bilidade de ocorrência igual ou superior a 90%. Multiplicando esse valor pelaquantidade de horas no ano estima-se a quantidade de energia elétrica que pode


ser gerada, nas regiões A e B consideradas anteriormente, com probabilidadede ocorrência igual a 90%, denominado P90. A equação XI já contempla opower factor, que será considerado 0,95 em todos os casos devido à falta deinformações desse valor para os modelos das fabricantes Alstom e Acciona.

P90 = 0, 958760

1000

1, 075

1, 225

∫ v90

0

f(v)p(v)dv (XII)

Onde,

• P90: produção anual de energia, em MWh, referente ao valor de energiaanual com uma probabilidade de ocorrência igual ou maior a noventapor cento;

• 1, 075: massa específica do ar na região considerada (kg/m3);

• 1, 225: massa específica do ar considerada na obtenção da curva depotência do aerogerador (kg/m3);

• v90: velocidade com distribuição acumulada de probabilidade igual a90% (m/s);

• f(v): distribuição de Weibull;

• p(v): distribuição de potência do aerogerador (kW );

• 8760: quantidade de horas em um ano;

• 1000: quantidade kW por MW ;

3.3.4 Localização A com Aerogerador WEG AGW 110-2.1

Realizando os procedimentos mencionados anteriormente, primei-ramente é necessário calcular nh1

e os valores de k2 e c2 para a altura de 80m, a partir do valores fornecidos para altura de 100 m na posição A, k1 e c1,apresentados na figura 27.

nh1 =0, 37 − 0, 088 ln (15)

1 − 0, 088 ln ( 10010 )

= 0, 29


k2 = 3, 2(1 − 0, 088 ln 100

10

1 − 0, 088 ln 8010

) = 3, 17

c2 = 15(80

100)0,29 = 14, 05

É possível em seguida calcular o valor de v90 através da equação IX,estimando valores para v90 até encontrar o valor que satisfaz a equação.

∫ 19,47

0

3, 17

14, 05

(v

14, 05

)(3,17−1)

e−(v

14,05 )3,17

dv = 0, 9

Em seguida, calcula-se o P90 para essa turbina, utilizando a equaçãoXII:

P90 = 0, 958760

1000

1, 075

1, 225

(∫ 11

3

f(v)p(v)dv +

∫ 19,47

11

f(v)p(v)dv

)

Sendo,

∫ 11

3

f(v)p(v)dv =

∫ 11

3

[(3, 17

14, 05

(v

14, 05

)(3,17−1)

e−(v

14,05 )3,17

)·(

−7, 53v3 + 171, 30v2 − 913, 55v + 1492, 24

)]dv

e

∫ 19,47

11

f(v)p(v)dv =

∫ 19,47

11

[(3, 17

14, 05

(v

14, 05

)(3,17−1)

e−(v

14,05 )3,17

)·

2100

]dv


Realizando os cálculos através de programas computacionais obtêm-se os resultados:

P90 = 12.320, 1 MWh

e

GF =12.320, 1 · (1 − 0, 05) · (1 − 0, 03) · (1 − 0, 02)

8760= 1, 270 MWmed

3.3.5 Localização A com Aerogerador Alstom ECO 122/2700

Realizando os mesmo procedimentos mencionados anteriormente,primeiramente é necessário calcular nh1 e os valores de k2 e c2 para a alturaagora de 90 m, a partir do valores fornecidos para altura de 100 m na posiçãoA, k1 e c1, apresentados na figura 27.

nh1 =0, 37 − 0, 088 ln (15)

1 − 0, 088 ln ( 10010 )

= 0, 29

k2 = 3, 2(1 − 0, 088 ln 100

10

1 − 0, 088 ln 9010

) = 3, 19

c2 = 15(90

100)0,29 = 14, 55


∫ 19,10

0

3, 19

14, 55(

v

14, 55)(3,19−1)e−(

v14,55 )

3,19

dv = 0, 9



P90 = 0, 958760

1000

1, 075

1, 225

(∫ 10

3

f(v)p(v)dv +

∫ 19,10

10

f(v)p(v)dv

)

Sendo,

∫ 10

3

f(v)p(v)dv =

∫ 10

3

[(3, 19

14, 55

(v

14, 55

)(3,19−1)

e−(v

14,55 )3,19

)·(

−8, 06v3 + 193, 20v2 − 1012, 71v + 1620, 74

)]dv

e

∫ 19,10

10

f(v)p(v)dv =

∫ 19,10

10

[(3, 19

14, 55

(v

14, 55

)(3,19−1)

e−(v

14,55 )3,19

)·

2700

]dv


P90 = 15.856, 5 MWh

e

GF =15.856, 5 · (1 − 0, 05) · (1 − 0, 03) · (1 − 0, 02)

8760= 1, 635 MWmed

3.3.6 Localização A com Aerogerador Acciona AW125/3000

Realizando os mesmo procedimentos mencionados anteriormente,agora para valor de 120 m de altura.


nh1 =0, 37 − 0, 088 ln (15)

1 − 0, 088 ln ( 10010 )

= 0, 29

k2 = 3, 2(1 − 0, 088 ln 100

10

1 − 0, 088 ln 12010

) = 3, 22

c2 = 15(120

100)0,29 = 15, 81


∫ 20,50

0

3, 22

15, 81(

v

15, 81)(3,22−1)e−(

v18,81 )

3,22

dv = 0, 9


P90 = 0, 958760

1000

1, 075

1, 225

(∫ 12

3,5

f(v)p(v)dv +

∫ 20,5

12

f(v)p(v)dv

)Sendo,

∫ 12

3,5

f(v)p(v)dv =

∫ 12

3,5

[(3, 22

15, 81

(v

15, 81

)(3,22−1)

e−(v

15,81 )3,22

)·(

−9, 98v3 + 220, 55v2 − 1101, 33v + 1684, 20

)]dv

e

∫ 20,5

12

f(v)p(v)dv =

∫ 20,5

12

[(3, 22

15, 81

(v

15, 81

)(3,22−1)

e−(v

15,81 )3,22

)·

3000

]dv



P90 = 17.702, 4 MWh

e

GF =17.702, 4 · (1 − 0, 05) · (1 − 0, 03) · (1 − 0, 02)

8760= 1, 825 MWmed

3.3.7 Localização B com Aerogerador WEG AGW 110-2.1

Realizando os procedimentos mencionados anteriormente, porémagora para localização B, calcula-se os valores de nh1 e os valores de k2 e c2para a altura de 80 m, a partir do valores fornecidos para altura de 100 m naposição B, k1 e c1, apresentados na figura 28.

nh1 =0, 37 − 0, 088 ln (13, 5)

1 − 0, 088 ln ( 10010 )

= 0, 30

k2 = 2, 4(1 − 0, 088 ln 100

10

1 − 0, 088 ln 8010

) = 2, 38

c2 = 13, 5(80

100)0,30 = 12, 63

Cálculo de v90 através da equação IX, estimando valores para v90 atéencontrar o valor que satisfaz a equação.

∫ 18

0

2, 38

12, 63

(v

12, 63

)(2,38−1)

e−(v

12,63 )2,38

dv = 0, 9



P90 = 0, 958760

1000

1, 075

1, 225

(∫ 11

3

f(v)p(v)dv +

∫ 18

11

f(v)p(v)dv

)

Sendo,

∫ 11

3

f(v)p(v)dv =

∫ 11

3

[(2, 38

12, 63

(v

12, 63

)(2,38−1)

e−(v

12,63 )2,38

)·(

−7, 53v3 + 171, 30v2 − 913, 55v + 1492, 24

)]dv

e

∫ 18

11

f(v)p(v)dv =

∫ 18

11

[[(2, 38

12, 63

(v

12, 63

)(2,38−1)

e−(v

12,63 )2,38

)·

2100

]dv


P90 = 10.075, 5 MWh

e

GF =12.320, 1 · (1 − 0, 05) · (1 − 0, 03) · (1 − 0, 02)

8760= 1, 039 MWmed

3.3.8 Localização B com Aerogerador Alstom ECO 122/2700

Realizando os procedimentos mencionados anteriormente para loca-lização B, calcula-se os valores de nh1

e os valores de k2 e c2 para a altura de


90 m, a partir do valores fornecidos para altura de 100 m na posição B, k1 ec1, apresentados na figura 28.

nh1 =0, 37 − 0, 088 ln (13, 5)

1 − 0, 088 ln ( 10010 )

= 0, 30

k2 = 2, 4(1 − 0, 088 ln 100

10

1 − 0, 088 ln 9010

) = 2, 39

c2 = 13, 5(90

100)0,30 = 13, 08


∫ 18,6

0

2, 39

13, 08

(v

13, 08

)(2,39−1)

e−(v

13,08 )2,39

dv = 0, 9


P90 = 0, 958760

1000

1, 075

1, 225

(∫ 10

3

f(v)p(v)dv +

∫ 18,6

10

f(v)p(v)dv

)

Sendo,

∫ 10

3

f(v)p(v)dv =

∫ 10

3

[(2, 39

13, 08

(v

13, 08

)(2,39−1)

e−(v

13,08 )2,39

)·(

−8, 06v3 + 193, 20v2 − 1012, 71v + 1620, 74

)]dv

e


∫ 18,6

10

f(v)p(v)dv =

∫ 18,6

10

[(2, 39

13, 08

(v

13, 08

)(2,39−1)

e−(v

13,08 )2,39

)·

2700

]dv


P90 = 13.408, 3 MWh

e

GF =15.856, 5 · (1 − 0, 05) · (1 − 0, 03) · (1 − 0, 02)

8760= 1, 382 MWmed

3.3.9 Localização B com Aerogerador Acciona AW125/3000

Realizando os mesmo procedimentos mencionados anteriormente,agora para valor de 120 m de altura.

nh1 =0, 37 − 0, 088 ln (13, 5)

1 − 0, 088 ln ( 10010 )

= 0, 30

k2 = 2, 4(1 − 0, 088 ln 100

10

1 − 0, 088 ln 12010

) = 2, 42

c2 = 13, 5(120

100)0,30 = 14, 26


∫ 20,2

0

2, 42

14, 26

(v

14, 26

)(2,42−1)

e−(v

14,26 )2,42

dv = 0, 9

3.4. Componentes considerados na avaliação econômica 81


P90 = 0, 958760

1000

1, 075

1, 225

(∫ 12

3,5

f(v)p(v)dv +

∫ 20,2

12

f(v)p(v)dv

)Sendo,

∫ 12

3,5

f(v)p(v)dv =

∫ 12

3,5

[(2, 42

14, 26

(v

14, 26

)(2,42−1)

e−(v

14,26 )2,42

)·(

−9, 98v3 + 220, 55v2 − 1101, 33v + 1684, 20

)]dv

e

∫ 20,5

12

f(v)p(v)dv =

∫ 20,5

12

[(2, 42

14, 26

(v

14, 26

)(2,42−1)

e−(v

14,26 )2,42

)·

3000

]dv


P90 = 15.285, 1 MWh

e

GF =17.702, 4 · (1 − 0, 05) · (1 − 0, 03) · (1 − 0, 02)

8760= 1, 576 MWmed

3.4 COMPONENTES CONSIDERADOS NA AVALIAÇÃO ECONÔMICA

Para determinar a viabilidade econômica dos empreendimentos con-siderados será utilizado um fluxo de caixa estimado para os próximos 23


anos, sendo os 3 primeiros anos referentes ao período de implementação dosuposto projeto vencedor de um leilão hipotético (leilão A-3), que ocorresseno primeiro dia de janeiro do ano de 2018, e os 20 anos seguintes referentesao período de contrato determinado no leilão. Conforme mencionado anteri-ormente, as estimativas serão feitas considerando um parque eólico de até 30MW de potência instalada, sendo a quantidade de turbinas definida como onúmero que, multiplicado pela sua potência nominal, mais se aproxima de 30MW, sem ultrapassar esse valor.

O fluxo de caixa para cado ano será estimado através de uma De-monstração do Resultado do Exercício (DRE), utilizada por outro autor emestudos para analise de viabilidade econômica de empreendimentos de usinaseólicas [SIMIS]. A figura 30 demonstra as componentes do modelo da DREque será utilizada.

Figura 30 – Demonstrativo de resultado.

Fonte: Elaboração do autor.


A seguir, são explicados os procedimentos e premissas adotadas emcada componente da DRE.

3.4.1 Receita com venda de energia

A receita com venda da energia gerada é obtida pela multiplicaçãoda GF da turbina, quantidade de aerogeradores e preço de venda da energia,definido através de leilão.

Para elaboração desse estudo será utilizado como referência o leilãode energia elétrica 09 de 2015 que ocorreu em dezembro de 2015, e determinaatravés de seu edital que o preço de venda da energia será o valor definido noleilão, expresso em Reais por megawatt-hora (R$/MWh), reajustado anual-mente pelo Índice de Preços ao consumidos amplo (IPCA), publicado peloInstituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Neste trabalho foi utili-zado o valor do IPCA acumulado de dezembro de 2015 a setembro de 2017,de de 8,84%, para atualizar o preço até 30 de setembro de 2017, e a medianado IPCA acumulado dos dez últimos anos fechados (2007 até 2016) comoestimativa futura, cujo valor é 5,91% a.a, ambos calculados a partir de dadosdo IBGE.

O valor da energia elétrica definida no leilão não é igual para todosos agentes participantes, e nesse estudo será considerado a média dos preçosdefinidos no referido leilão, de 203,30 R$/MWh.

Dessa forma, a equação utilizada para o cálculo é a seguinte:

Receitai = n ·GF · 0, 975 · 8760 · (1, 0884) · ( 12√

1, 0591)5 · (1, 0591)i−2018

Onde,

• n: quantidade de turbinas;

• GF: garantia física da turbina;

• i: ano do exercício, considerando reajuste sempre no final de dezembro;


• 0,975: desconto de 2,5% referente à perdas para rede básica;

• 8760: quantidade de horas em um ano;

3.4.2 Deduções da receita bruta

Da receita bruta são deduzidos PIS (Programa de Integração Social)e COFINS (Contribuição para Financiamento da Seguridade Social), comalíquotas de 0,65% e 3%, respectivamente, totalizando 3,65% de dedução dareceita bruta.

3.4.3 Operação e Manutenção

Segundo [SIMIS], esses custos envolvem as atividades de controle daoperação das usinas, planejamento e suporte de engenharia, manutenção dasmáquinas e equipamentos, entre outros. os custos de O&M fixos são estimadosem 33,90 R$/kW.ano, e os custos com O O&M variáveis são estimados em2,30 R$/MWh

3.4.4 TUST

Os valores da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) édeterminado pelos órgãos competentes individualmente para cada geradoraparticipante do leilão. Neste trabalho será utilizado como TUST a média dosvalores determinados ao vencedores do leilão 9 de 2015, cujo valor é 5,39R$/kW.mês, aplicado ao montante de potência instalada do empreendimento.

3.4.5 Taxa ANEEL, ONS, CCEE e ICG

A taxa ANEEL diz repeito à Taxa de Fiscalização de Serviços deEnergia Elétrica (TFSEE), cujo valor é 0,5%, aplicada sobre a diferença entrea receita anual e as despesas anuais com a compra de energia elétrica pararevenda e despesas de acesso aos sistemas de transmissão e distribuição. Parafins de simplificação, este estudo ira considerar tais despesas como zero, sendoa taxa aplicada diretamente à receita anual.

Os valores que serão utilizados para as taxas ONS, CCEE e ICG são,respectivamente, 0,074%, 0,054% e 10,145% sobre a receita anual [SIMIS].É relevante destacar que as taxas mencionadas envolvem cenários de difícil


previsão, sendo ilusório imaginar que tais valores são 100% precisos. Apesardisso, é importante que sejam estimadas, pois caso contrário estaríamos assu-mindo indiretamente o valor de 0%, o que poderia indicar de forma equivocadaum cenário mais promissor.

3.4.6 Seguros de operação e garantia de obra

É comum contratar um seguro de operações para empreendimen-tos desse tipo, com o objetivo de proteger a empresa dos principais riscosenvolvidos na operação de uma usina eólica, como quebra de máquinas eequipamentos, alagamento e inundação do local [SIMIS].

De acordo com [SIMIS]:

"Esse seguro é realizado para proteger a empresa de um eventualatraso na construção de suas usinas, cuja responsabilidade é do “epcista”. Casoo atraso na conclusão das obras de fato se concretize, esse seguro garanteà empresa receita equivalente a que ela estaria gerando caso suas usinas jáestivessem em operação."

Os valores utilizados nesse estudo serão os mesmo estimados porSIMIS em suas análises, sendo 0,4% do investimento total do empreendimentopara seguro de operação, e 0,5% do financiamento total do projeto para oseguro de garantia de término de obra.

3.4.7 Custo de arrendamento

Refere-se ao valor gasto com o arrendamento da terra onde será ins-talada a usina eólica. Seu custo foi estimado em 1.000 R$/turbina.mês atravésde diversas notícias divulgadas por veículos de comunicação. Comparado como investimento necessário ao empreendimento, o custo de arrendamento érelativamente baixo.

3.4.8 Custos administrativos

A administração é responsável principalmente pelas atividades con-tábeis, financeiras e legais da empresa, sendo essas despesas referentes à estru-tura administrativa necessária ao exercício dessas atividades. Neste estudo oscustos administrativos serão estimados em 0,213% da receita anual [SIMIS].


3.4.9 Depreciação

A depreciação foi definida em 5% a.a, baseada no período de duraçãodos contratos firmados no leilão 09 de 2015, que foi de 20 anos.

3.4.10 Receitas/Despesas financeiras

Neste componente da DRE considera-se o investimento inicial eas despesas financeiras relativas ao financiamento (amortização + juros). Oinvestimento inicial será considerado integralmente no primeiro ano, e asdespesas decorrentes do financiamento a partir de 2021.

3.4.11 imposto de Renda e Contribuição Social

A tributação é considerada com base no lucro presumido, permitidoà empresas com receita bruta anual de até R$78 milhões, determinado pela Lei12.814/2013. A base de cálculo e alíquota são de 8% e 15% respectivamente,para o IRPJ, e base de cálculo e alíquota de 12% e 9% para o CSLL, de acordocom a sistemática de tributação pelo Lucro Presumido, regulamentada pelosartigos 516 a 528 do Regulamento do Imposto de Renda (Decreto 3.000/1999).

87

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

Os resultados de viabilidade econômica são elaborados para cadacombinação de localização (duas opções) e aerogeradores (três alternativas),totalizando seis análises.

Para cálculo do VPL, TIR e Payback foi utilizado uma TMA dereferência de 7%, que em seguida foi variada de 2% a 10% mantendo as outrasvariáveis constantes, para analisar o comportamento dos resultados em funçãodesta variável.

O valor do financiamento máximo permitido pelo BNDES é de 70%do investimento total, e os juros considerados como referência nos cálculosfoi de 9,1%, que é a menor taxa utilizada pelo BNDES para empreendimentosdesse segmento. O BNDES declara que sua taxa de juros para esses empreen-dimentos esta entre 9,1% e 13,5%, e por essa razão será analisado também osresultados em função da variação da taxa de juros do BNDES.

4.1 LOCALIZAÇÃO A COM AEROGERADOR WEG

Na localização A com aerogerador WEG AGW 110-2.1 foi estimadouma GF de 1,270 MWmed e fator de capacidade1 de 60,5%. A imagem 31apresenta o fluxo de caixa gerado para 23 anos a partir da DRE apresentadaanteriormente. Nesta projeção o VPL calculado foi de R$ 112.416.583,22 eTIR de 11,43%.

Os resultados indicam um bom retorno financeiro desse investimento,que estima-se obter período de payback (payback descontado) de 16,284anos, a partir da data do investimento inicial. As análises de sensibilidade dafigura 32 mostram um pequeno aumento da TIR e do período de payback, eredução significativa do VPL conforme o aumento da TMA. O aumento dataxa de juros aumenta significativamente o período de payback e reduz emaproximadamente R$ 20 milhões o VPL e em 1% a TIR quando a taxa dejuros atinge 13,5%.

1 O fator de capacidade de uma estação de geração de energia elétrica é a proporção entre agarantia física e potência nominal (potência máxima).

88 Capítulo 4. Resultados e discussões

Figura 31 – Fluxograma da análise com aerogerador WEG na localização A.


Figura 32 – Análise de sensibilidade do cenário com aerogerador WEG nalocalização A.


4.2. Localização A com aerogerador Alstom 89

4.2 LOCALIZAÇÃO A COM AEROGERADOR ALSTOM

A localização A com aerogerador Alstom ECO 122/2700 foi esti-mado uma GF de 1,635 MWmed e fator de capacidade também de 60,5%. Aimagem 33 apresenta o fluxo de caixa deste cenário. Nesta projeção o VPLcalculado foi de R$ 165.425.035,68 e TIR de 14,15%. Estima-se obter períodode payback (payback descontado) de 16,284 anos, contado a partir da data doinvestimento inicial.

Figura 33 – Fluxograma da análise com aerogerador Alstom na localização A.


As figura 34 apresenta as análises de sensibilidade, que mostram umpequeno aumento da TIR e aumento de aproximadamente 3,6 anos do períodode payback com o aumento da TMA.

O aumento da taxa de juros de 6% para 13,5% reduz em aproximada-mente 1% a TIR e R$ 20,9 milhões o VPL, que ainda permanece em um bompatamar. O payback aumenta 1,24 anos, chegando a 14,03 anos.


Figura 34 – Análise de sensibilidade do cenário com aerogerador Alstom nalocalização A.


4.3 LOCALIZAÇÃO A COM AEROGERADOR ACCIONA

Para localização A com aerogerador AW125/3000 da Acciona foi es-timado uma GF de 1,825 MWmed e fator de capacidade de 60,8%, ambos sãoos maiores valores para estes parâmetros dentre os seis cenários considerados.A figura 35 apresenta o fluxo de caixa deste cenário, cuja projeção do VPL foide R$ 107.421.287,80 e TIR de 11,05%. Estima-se obter período de payback(payback descontado) de 16,764 anos, contado a partir da data do investimentoinicial.

A análise de sensibilidade apresentado na figura 36 mostra uma quedaexpressiva no VPL com o aumento da TMA, que chega à aproximadamenteR$ 29,25 milhões quando a TMA atinge seu limite máximo considerado de10%. A TIR apresentou variação 1,31%, indo de 10,14% a 11,45% e o períodode payback apresentou um aumento de 5,80 anos ao longo da variação dosvalores de TMA.

A variação da taxa de juros de 6% para 13,5% mostrou uma reduçãode aproximadamente R$ 26,23 milhões no VPL, 1,06% na TIR e aumento de1,61 anos no payback.

4.4. Localização B com aerogerador WEG 91

Figura 35 – Fluxograma da análise com aerogerador Acciona na localizaçãoA.


4.4 LOCALIZAÇÃO B COM AEROGERADOR WEG

Na localização B com aerogerador WEG AGW 110-2.1 foi estimadouma GF de 1,039 MWmed e fator de capacidade de 49,5%. A imagem 37apresenta o fluxo de caixa gerado para os próximos 23 anos. Nesta projeçãoo VPL calculado foi de R$ 23.744.616,83 e TIR de 8,03%. Estima-se obterperíodo de payback (payback descontado) de 21,222 anos, contado a partir dadata do investimento inicial.

A análise de sensibilidade apresentada na figura 38 mostra umaqueda no VPL com o aumento da TMA, que atinge valor negativo de R$ 27,67milhões de reais quando a taxa chega a 10%. Nota-se através do gráfico que apartir de um valor da TMA o período de payback atinge seu máximo de 23anos, para mesma taxa a partir da qual o VPL passa a ser negativo.

O aumento da taxa de juros também reduziu o VPL, chegando aovalor de R$ 9,37 milhões. Nessa simulação de aumento da taxa de jurostambém percebe-se uma variação de 1,09% da TIR e aumento de 1,85 anos no


Figura 36 – Análise de sensibilidade do cenário com aerogerador Acciona nalocalização A.


Figura 37 – Fluxograma da análise com aerogerador WEG na localização B.


4.5. Localização B com aerogerador Alstom 93

payback, que chegou a 22,289 anos, atingindo quase seu valor máximo de 23anos.

Figura 38 – Análise de sensibilidade do cenário com aerogerador WEG nalocalização B.


4.5 LOCALIZAÇÃO B COM AEROGERADOR ALSTOM

Para localização B com aerogerador Alstom ECO 122/2700 foi es-timado uma GF de 1,382 MWmed e fator de capacidade de 51,2%. A figura39 apresenta o fluxo de caixa deste cenário, cuja projeção do VPL foi de R$92.486.967,69 e TIR de 11,32%. Estima-se obter período de payback (paybackdescontado) de 16,426 anos, contado a partir da data do investimento inicial.

A análise de sensibilidade apresentado na figura 40 mostra uma quedano VPL, que chega à aproximadamente R$ 27,85 milhões quando a TMAatinge seu limite máximo considerado de 10%. A TIR apresentou aumento


Figura 39 – Fluxograma da análise com aerogerador Alstom na localização B.


de 1,29%, indo de 10,42% a 11,71% e o período de payback apresentou umaumento de 5,55 anos ao longo da variação dos valores de TMA.


4.6 LOCALIZAÇÃO B COM AEROGERADOR ACCIONA

Para localização B com aerogerador AW125/3000 da Acciona foiestimado uma GF de 1,576 MWmed e fator de capacidade de 52,5%. A figura41 apresenta o fluxo de caixa deste cenário, cuja projeção do VPL foi de R$41.950.503,57 e TIR de 8,07%. Estima-se obter período de payback (paybackdescontado) de 20,161 anos, contado a partir da data do investimento inicial.

A análise de sensibilidade apresentado na figura 42 mostra quedaexpressiva no VPL com o aumento da TMA, alcançando o patamar negativo

4.7. Quadro comparativo 95

Figura 40 – Análise de sensibilidade do cenário com aerogerador Alstom nalocalização B.


de R$ 16,83 milhões para TMA de 10%, e TIR de 9,11%. O payback chega aseu limite de 23 anos para TMA superior a 9%.


4.7 QUADRO COMPARATIVO

A figura 43 apresenta de forma resumida os principais resultadospara cada um dos seis cenários considerados.

A partir do conjunto de resultados obtidos é possível constatar que,para taxa de juros do financiamento, TMA definidas, e premissas adotadas,


Figura 41 – Fluxograma da análise com aerogerador Acciona na localizaçãoB.


todos os empreendimentos mostraram viabilidade econômica através dos VPLe TIR calculados.

As células destacas em amarelo correspondem aos melhores resulta-dos. Percebe-se que o cenário "Local A Aerogerador Alstom"obteve o melhorresultado, com estimativa de R$ 165,43 milhões de VPL e TIR de 14,15%,além de ser também o projeto com menor previsão de investimento inicial,este cenário mostrou que é possível obter bons rendimentos financeiros comprojetos dessa categoria. O cenário "Local B Aerogerador WEG"apresentou opior desempenho em termos de VPL e TIR

É interessante destacar que o investimento inicial de todos os projetosdependeu exclusivamente de qual aerogerador foi considerado, resultando emcustos iguais tanto para o local A quanto para o local B, para um mesmoaerogerador. Este resultado foi consequência da aproximação do custo total do


Figura 42 – Análise de sensibilidade do cenário com aerogerador Acciona nalocalização B.


investimento igual a 80% do custo dos aerogeradores. Na prática poderia haveruma diferença de custo entre os locais devido à diferentes dificuldades detrabalho em cada local para instalação das torres e distância das redes do SIN,que por apresentar uma parcela muito menor do custo total do investimentonão foi considerada de forma específica para cada cenário.

Outro ponto de destaque é a proximidade de alguns fatores de carga.Ficou expressiva a proximidade dos fatores de carga em função do localconsiderado, sendo que os empreendimentos no local A obtiveram quase omesmo valor, e no local B apenas dois pontos percentuais separam o maiore o menor resultado, sendo que no local A foi obtido fatores de carga apro-


Figura43

–Principais

resultados,considerandoos

cenáriosanalisados

naslinhas,e

osparâm

etrosT

MA

etaxa

dejuros

utilizadosnos

cálculosnas

indicadasacim

adas

colunas,sendoa

primeira

areferência

eas

demais

ointervalo

devariação

considerado.

Fonte:Elaboração

doautor.


ximadamente 9% superiores. A partir dessa análise pode-se constatar que aescolha da localização é fundamental para obter bons resultados nesse tipo deempreendimento, pois este valor pode ser visto como uma medida de eficiênciado projeto, onde projetos com mesma potência nominal e modelos de turbina,e consequentemente custos muito próximos, podem ter receitas financeirasbastante diferentes com a venda da energia gerada.

101

5 CONCLUSÕES

O trabalho realizado permitiu uma análise objetiva de cenários paranovos empreendimentos de geração de energia elétrica a partir de fontes eóli-cas, e possibilitou constatar a viabilidade econômica econômica considerandoalgumas premissas que foram adotadas.

O estudo baseou-se em um referencial teórico com conceitos dosetor de energia elétrica brasileiro, que por ser um setor regulado traz diver-sas normas, leis, portarias e resoluções que devem ser atendidas para queos investimentos possam ser realizados, e baseou-se também nos conceitosda engenharia econômica e financeira, como Taxa Interna de Retorno, Va-lor Presente Líquido, Taxa Mínima de Atratividade e Payback, que foramfundamentais na determinação e análise dos resultados.

O modelo financeiro apresentado neste trabalho necessita de diversaspremissas e previsões para construção dos cenários e dos resultados, sem asquais a concepção dos resultados é impossível. Para previsão das receitasfinanceiras foi necessário aprofundar-se na questão do cálculo da garantiafísica em cada cenário, que exigiu que fossem adotadas algumas premissas,como a densidade do ar e as taxas de perdas de energia elétrica que sabe-seque deverão ocorrer. Entretanto, devido à característica específica do setorde geração elétrica no Brasil e dos leilões no ACR, tem-se uma boa previ-sibilidade de receitas futuras, pois a correção do valor de venda da energiagerada é corrigida anualmente, e a taxa que deverá ser utilizada nas correçõesé definida anteriormente e divulgada no edital de cada leilão, o que reduzconsideravelmente a percepção de risco do projeto.

Após a elaboração dos resultados em todos os cenários consideradosfoi possível identificar que a escolha da localização do empreendimento éum dos aspectos decisivos na viabilidade econômica do projeto, visto que oslocais escolhidos foram os que haviam maior média anual de velocidade dosventos, e mesmo assim as analises de sensibilidade mostraram que dois dosseis cenários seriam economicamente inviáveis em determinadas condições de

102 Capítulo 5. Conclusões

financiamento e Taxa Mínima de Atratividade.

Os resultados indicaram todos os empreendimentos analisados sãoeconomicamente viáveis, sendo sendo o aerogerador da Alstom a melhoropção, pois possuí boa relação entre sua potência nominal e seu custo. O localA apresentou melhor resultados para as três turbinas consideradas, sendo assima melhor opção de localização do empreendimento.

Os objetivos específicos envolvem concluir se é economicamenteviável fazer algum dos empreendimentos considerados ou não fazer nenhum;qual das turbinas é a melhor opção e qual das localizações é a melhor escolha.

103

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Anexos

107

A DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO DO EXERCÍCIO.

108 ANEXO A. Demonstração do Resultado do Exercício.

Figura44

–D

RE

localAcom

aerogeradorWE

G.

Fonte:Elaboração

doautor.

109

Figu

ra45

–D

RE

loca

lAco

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.

Font

e:E

labo

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Figura46

–D

RE

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aerogeradorAcciona.

Fonte:Elaboração

doautor.

111

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–D

RE

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G.

Font

e:E

labo

raçã

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Figura48

–D

RE

localBcom

aerogeradorAlstom

.

Fonte:Elaboração

doautor.

113

Figu

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RE

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.

Font

e:E

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