Download - Viabilidade de Usinas Termelétricas a Gás Natural no atual contexto do Setor Energético Nacional
ii
COSTA, ANDRE DE ALMEIDA
Viabilidade de Usinas Termelétricas a Gás
Natural no atual contexto do Setor Energético
Nacional [Rio de Janeiro] 2003
VI, 29 p. 29,7 cm (DEI/UFRJ, Curso de
Engenharia de Produção, 2003)
Projeto de Final de Curso – Engenharia de
Produção, UFRJ
1. Usinas Termelétricas
2. Gás Natural
3. Viabilidade
I. DEI/UFRJ
Dedicatória
iii
A Deus, pelas inúmeras bênçãos, e aos meus pais, pelo amor e apoio.
iv
Resumo do Projeto de Fim de Curso Apresentado ao Curso de Engenharia de Produção da
Escola Politécnica da Universidade Federal do Rio de Janeiro como requisito necessário
para a obtenção de grau de Engenheiro de Produção.
Viabilidade de usinas termelétricas a gás natural
no atual contexto do setor energético nacional
André de Almeida Costa
Abril de 2003
Orientador: Alexandre Salem Szklo
Palavras-chave: Usinas Termelétricas, Gás Natural, Viabilidade
A análise qualitativa e quantitativa do setor elétrico brasileiro leva a conclusão de que a
opção de geração de eletricidade através de usinas termelétricas a gás natural não é viável
no curto prazo, mas tende a se justificar no médio prazo.
A forte presença da geração hidráulica, as indefinições regulatórias, o ainda incipiente
mercado de gás natural e a retração na curva de carga após o racionamento são os principais
fatores que atualmente inviabilizam economicamente as térmicas.
Por outro lado, o interesse em aumentar a participação do gás natural na matriz energética,
o encarecimento da geração hidráulica no médio prazo, a previsão de um forte crescimento
na demanda de energia e a necessidade do governo em utilizar capital privado na expansão
do setor fazem com que a construção de usinas termelétricas a gás natural se torne uma
opção economicamente viável no médio prazo.
O estudo de viabilidade indicou que o preço que viabiliza as térmicas é de cerca de
US$34,00/MWh.
v
Abstract
Valuation of natural gas fired thermal plants
regarding current Brazil’s regulation
André de Almeida Costa
April 2003
Advisor: Alexandre Salem Szklo
Key-Words: Thermal Plants, Natural Gas, Evaluation
The qualitative and quantitative analysis of the Brazilian Power Sector shows that the
power generation through natural gas fired-thermal plants is not feasible in the short-term,
but can become feasible in the medium-term.
The major share of hydro plants, the regulation threats, the incipient market of the natural
gas and the retraction in the load curve after the rationing are the main barriers faced by
thermal plants currently.
In turn, the target of increasing the participation of the natural gas in the Brazilian energy
matrix, the forecasted cost increases for hydro generation, the expected high growth in the
energy demand and the required private investment in power generation lead to the
conclusion that the natural gas fired-thermal plants will become feasible in the medium-
term.
The valuation pointed out that the break-even price for Brazilian natural gas fired thermal
plants is about US$34,00/MWh.
vi
Sumário INTRODUÇÃO __________________________________________________________________________1
1 - ANÁLISE DO AMBIENTE________________________________________________________________3
1.1 Panorama Econômico___________________________________________________________3
1.2 Análise da Indústria_____________________________________________________________9
1.2.1 Matriz de Geração Elétrica_______________________________________________9
1.2.2 Regulamentação______________________________________________________11
1.2.3 Investimentos________________________________________________________13
1.2.4 Gás Natural__________________________________________________________13
1.3 Análise da Concorrência________________________________________________________15
1.3.1 Participação de Mercado_______________________________________________15
1.3.2 Petrobras___________________________________________________________16
1.4 Análise da Demanda___________________________________________________________17
1.4.1 Curva de Carga______________________________________________________17
1.4.2 Oferta______________________________________________________________19
1.4.3 Custos Marginais de Expansão (CMEX) e Operação(CMO)____________________20
1.4.4 Acesso a Canais______________________________________________________22
1.4.5 Localização__________________________________________________________23
2 ANÁLISE SWOT_______________________________________________________________________24
3 ESTUDO DE VIABILIDADE______________________________________________________________27
3.1 Metodologia___________________________________________________________27
3.2 Principais Premissas ___________________________________________________27
3.3 Ficha Técnica e Econômica da Planta______________________________________28
3.4 Resultados Cenário Padrão_______________________________________________30
3.5 Análise de Sensibilidade _________________________________________________31
3.6 Outros Cenários _______________________________________________________34
3.6.1 Cenário Otimista ______________________________________________35
3.6.2 Cenário Agressivo _____________________________________________37
CONCLUSÃO__________________________________________________________________________39
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS__________________________________________________________40
I – INTRODUÇÃO
O presente trabalho consiste em um projeto final do curso de Engenharia de Produção da
Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ, e tem por objetivo a análise da viabilidade
econômica de uma usina térmica a gás natural, considerando-se o atual contexto do setor elétrico
nacional. A análise de viabilidade proposta está baseada na perspectiva de um investidor de capital
privado e engloba aspectos qualitativos e quantitativos, levando a um diagnóstico efetivo sobre
aplicação de recursos em tal usina, considerando o risco, o retorno e o custo de oportunidade
associados.
A motivação para o desenvolvimento deste trabalho decorre do interesse pelo setor elétrico,
originado durante a especialização em Engenharia de Petróleo, como bolsista da Agência Nacional
de Petróleo – ANP através do PRH21 – Economia, Planejamento Energético e Engenharia de
Produção na Indústria do Petróleo, aliado ao interesse em aplicar os conhecimentos obtidos em
macro-economia e análise de investimentos durante a graduação em Engenharia de Produção.
O trabalho foi desenvolvido através do acompanhamento do setor elétrico, desde abril de
2001, quando as primeiras pesquisas sobre o assunto foram realizadas na então disciplina
Engenharia de Gás Natural. Foram quase dois anos de análise de sites, teses, monografias e
reportagens sobre o assunto.
O setor elétrico passou por inúmeras transformações neste período. A reforma começou em
1996 através do projeto RE-SEB e muitas ainda não foram concluídas ou solucionadas. O papel das
geradoras federais e estaduais, a função do MAE, o gargalo da transmissão, a liberação de clientes
cativos, o fim dos subsídios cruzados e a revisão tarifária das distribuidoras são alguns dos temas
não solucionados que compõem a problemática regulatória. E é neste contexto que o trabalho busca
oferecer um diagnóstico sobre a viabilidade das plantas térmicas a gás natural.
O trabalho está estruturado em três partes. A primeira trata da contextualização e da análise
do ambiente que afeta o negócio avaliado (entende-se por negócio a construção e operação de uma
usina termelétrica a gás natural no Brasil). Compõem este bloco a análise do panorama econômico,
a análise das principais características do setor elétrico que impactam a viabilidade das térmicas, as
principais considerações sobre a dinâmica competitiva, além da análise da oferta e demanda e suas
principais complicações. A segunda parte apresenta a síntese qualitativa, apontando os pontos
fortes, os pontos fracos, os riscos e as oportunidades do negócio. A última parte reúne a análise
quantitativa, apresentando os resultados do estudo de viabilidade da planta em três cenários, além
de uma análise de sensibilidade.
2
Ressalta-se que as alterações nas diretrizes regulatórias podem alterar o diagnóstico aqui
apresentado.
É importante notar que os dados, as projeções e a própria regulamentação que suportaram as
análises apresentadas neste trabalho são pertinentes ao período que finda em fevereiro de 2003.
Qualquer mudança na regulamentação ou relativa à troca de governo pode e deve alterar o
diagnóstico aqui apresentado.
3
1 – Análise do Ambiente
A análise do ambiente engloba os principais aspectos que influenciam a viabilidade das
térmicas a gás natural. Tal análise está estruturada em:
- Análise do panorama econômico do Brasil, incluindo um breve diagnóstico e as
perspectivas de diferentes órgãos para o futuro do país. O setor de energia elétrica é
extremamente depende da economia, pela alta correlação entre crescimento econômico e
consumo de energia;
- Análise da indústria, composta pelas características do setor elétrico brasileiro que indicam
as principais ameaças e oportunidades ao negócio;
- Análise da competição, dando enfoque à participação de mercado e o movimento do(s)
grande(s) player(s);
- Análise da demanda, incluindo uma projeção da evolução de carga e de oferta, uma breve
discussão sobre custo de expansão versus custo de operação, além de observações sobre
acesso a canais e localização das térmicas;
1.1 – Panorama Econômico
O Brasil é um país de dimensões continentais e enfrentou períodos de desenvolvimento
distintos nas últimas três décadas, que resultaram em um crescimento médio do PIB da ordem de
4,2%aa no período[1].
O Brasil atualmente divide a liderança na América Latina com o México, sendo responsável
por cerca de um quarto do consumo primário de energia e um terço do PIB da região[2]. Entretanto,
a economia brasileira vem passando por uma severa crise de confiança, aliada a um forte aumento
da aversão ao risco nos mercados internacionais. Nos últimos dois anos, esses fatores se refletiram
em turbulências no mercado financeiro doméstico, em dificuldades na administração da dívida
pública e em quedas bruscas no financiamento externo do país, com conseqüências negativas sobre
a inflação e o nível de atividade na economia[3].
O país enfrenta no mercado financeiro doméstico uma redução na demanda por títulos
públicos, sobretudo de longo prazo, e uma maior dificuldade na rolagem da dívida em geral,
levando a uma maior participação da dívida de curto prazo[3]. A dívida pública líquida total sofreu
forte crescimento, chegando a um montante de R$ 880 bilhões em 2002, ou cerca de 55% do
PIB[4].
4
A queda no financiamento externo também foi significativa, refletindo a deterioração de
contas de investimentos diretos, empréstimos e financiamentos. Tal fato também é resultado de um
fenômeno global de redução de fluxos de capital para os países emergentes (-11,2% em 2002 em
relação a 2001), sobretudo na América Latina (-44,2% no mesmo período). A previsão é que o
investimento estrangeiro direto consolidado no país alcance US$18Bi em 2002, com uma redução
de 45% em relação a 2000[3].
A crise de confiança interna e o aumento da aversão global ao risco impactaram o
investimento interno e o consumo agregado no Brasil, prejudicando o crescimento econômico dos
últimos dois anos, que foi da ordem de 1,4%aa, abaixo da média de 2,3%aa apresentada de 1995 a
2002[3].
Figura 1 - Evolução da Dívida Líquida Pública(Valores absolutos e relativos ao PIB)
32% 35% 35%42%
53% 51%55% 55%
0
200
400
600
800
1000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
R$Bi
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
Figura 2 - Investimento Estrangeiro Direto (U$Bi)
4,4
10,8
19,0
28,9 28,6
32,8
22,6
18,0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Previsão
Fonte: IPEA (www.ipeadata.gov.br , fevereiro de 2003)
Fonte: Banco Central do Brasil (www.bc.gov.br , fevereiro de 2003)
-45%
5
As recentes dificuldades internas e globais refletiram-se sobre a taxa de câmbio e a
expectativa de inflação. A figura 4 mostra a inversão de tendência da inflação, acompanhada pela
taxa de juros praticadas no país. Observa-se que o ano de 2002 foi marcado por uma forte
depreciação cambial.
As instabilidades internas e as crises globais prejudicaram o desempenho do mercado
financeiro nos últimos dois anos. Entretanto, a expectativa dos investidores em relação às empresas
do setor elétrico é superior à média do mercado. Tal resultado está aderente ao fato de o setor
elétrico apresentar uma menor sensibilidade em relação às oscilações do mercado, que está em
crise.
Figura 4 - Principais Indicadores Macroeconômicos
3,53
2,321,96
1,79
1,040,971,12 1,19
22,41%
41,22% 39,79%
31,24%
5,22%8,94%
5,97%1,65%
12,53%9,56%
7,67%
18,99%16,19%
19,05%
23,03%
23,94%
0,00%5,00%
10,00%15,00%20,00%25,00%30,00%35,00%40,00%45,00%
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 200200,511,522,533,54
Dólar IPCA SELIC
Figura 3 - Variação % do PIB
4,20%
3,30%
0,80%
4,36%
0,10% 1,40%
2,70%
1,42%
2,27%
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
4,00%
5,00%
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Previsão World Economic Outlook
Fonte: Banco Central do Brasil (www.bc.gov.br , fevereiro de 2003) IBGE (www.ibge.gov.br , fevereiro de 2003) e Estadão de São Paulo (www.estadao.gov.br , fevereiro de 2003)
Fonte: Banco Central do Brasil (www.bc.gov.br , fevereiro de 2003) e World Economic Outlook (www.ipeadata.gov.br , fevereiro de 2003)
6
O índice consolidado da Bolsa de Valores de São Paulo (BOVESPA) fechou 2002 com uma
variação de apenas 66% em relação ao fechamento de 1998, enquanto o Índice de Energia Elétrica
(IEE) apresentou uma valorização de 106% no mesmo período.
Todavia, o país já apresenta sinais de melhoria em alguns indicadores. A balança comercial
apresentou resultado expressivo em 2002, parte explicado pela desvalorização cambial e parte fruto
da recuperação do setor exportador. As projeções[4] apontam para um saldo positivo nos próximos
anos, o que é fundamental para o fortalecimento da economia. (Interessa notar que o setor
exportador brasileiro é altamente consumidor de energia, o que representa um potencial incremento
no consumo de energia).
As previsões são boas para o país no médio prazo. As expectativas do mercado para as taxas
de juros são de 20% em 2003, chegando a 17% em 2004[5]. A meta do Banco Central para a
Figura 5 - Análise Bovespa vs. IEE
0,000,501,001,502,002,503,003,504,00
30/1
2/19
9830
/3/1
999
30/6
/199
9
30/9
/199
930
/12/
1999
30/3
/200
030
/6/2
000
30/9
/200
0
30/1
2/20
0030
/3/2
001
30/6
/200
130
/9/2
001
30/1
2/20
0130
/3/2
002
30/6
/200
230
/9/2
002
30/1
2/20
02
IEE
Bovespa
Figura 6 - Evolução da Balança Comercial
-5,6-6,8 -6,6
2,6
13,1
7,49,4 9,9 10,7
-0,7-1,2
-3,5
-10
-5
0
5
10
15
95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06
U$B
i
Racionamento
Previsão World Economic Outlook
Fonte: IPEA e World Economic Outlook (www.ipeadata.gov.br, fevereiro de 2003)
Fonte: Lemon Bank (www.lemonbank.com , fevereiro de 2003)
Expectativas quanto ao Novo
Modelo Indefinições regulatórias,
processo eleitoral, escândalos contábeis e
crises globais Ataques
Terroristas
Crise Argentina
2,06
1,66
7
inflação é de 8,50% em 2003, chagando a 5,50% em 2004[3]. Por último, segundo estudos do
World Economic Outlook, a taxa de câmbio deve se estabilizar na casa dos R$ 3,00 / US$ em
2004[4].
As previsões para o PIB brasileiro também são otimistas. O Plano de Longo Prazo Projeção
da Matriz – 2022 [1] prevê crescimento médio no período 2000-2020 de 4,5%aa no seu cenário
mais agressivo e 3,6% no mais conservador. As projeções dos Estados Unidos para o Brasil,
segundo o documento International Energy Outlook 2002[1], apontam para um crescimento médio
de 5%aa no mesmo período. Já a World Economic Outllook 2002[1], relativamente mais
conservadora, aponta para um crescimento de 3%aa no mesmo período.
Figura 7 - Projeção Principais Indicadores Macroeconômicos
3
2,321,96
3,53 3
5,97%
12,53%
5,50%
8,50%7,67%
16,19%
23,03%
20%17%
19,05%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
20,00%
25,00%
2000 2001 2002 2003 200400,511,522,533,54
Dólar IPCA SELIC
Figura 8 - Previsão Variação % do PIB
4,36%
1,40%
3,60%3,30%
4,10%
1,42%
2,50%
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
4,00%
5,00%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Previsão
Previsão World Economic Outlook e Banco Central
Fonte: Banco Central do Brasil (www.bc.gov.br , fevereiro de 2003) e World Economic Outlook (www.ipeadata.gov.br, fevereiro de 2003)
Fonte: World Economic Outlook (www.ipeadata.gov.br, fevereiro de 2003)
8
Logicamente, tal desempenho da política-econômica brasileira depende da economia global,
que vem passando por inúmeras turbulências como o escândalo contábil de grandes corporações
norte-americanas, o baixo crescimento dos USA, Europa e Japão, as crises de economias
emergentes (Argentina, Turquia, por exemplo) e o próprio temor de uma nova guerra no Oriente
Médio.
Não obstante as dificuldades enfrentadas pelo país, o Brasil continua sendo uma boa
oportunidade de investimentos, sobretudo pela postura do governo, que vem demonstrando
preocupação em atuar através do regime de metas de inflação, câmbio flutuante e responsabilidade
fiscal.
Em suma, apesar da conjuntura econômica desfavorável, que leva a taxas juros bem acima
das proporcionadas por atividades produtivas, as perspectivas para o país tendem a ser favoráveis
no médio e longo prazos, cenário que está expresso na estrutura representada na figura 10.
Cabe ressaltar que é premissa deste trabalho a aposta no cenário de sucesso no desenvolvimento
econômico do país, obtendo melhora dos indicadores econômicos e sociais no médio prazo.
Am
bien
te E
xter
no
Política Econômica BrasileiraSucessoInsucesso
Favo
ráve
lD
esfa
vorá
vel
Círculo virtuoso, com melhora dos
indicadores econômicos e
sociais
Crescimento prejudicado, porém, maior resistência às
crises globais
Baixo crescimento ou recessão e
ameaça à estabilidade
Brasil não acompanha o
desenvolvimento mundial
Retomada do crescimento da economia mundial
Aumento do fluxo de capitais para países em desenvolvimento
Consolidação de blocos comerciais
Aprofundamento da crise mundial
Diminuição do fluxo de capitais para países em desenvolvimento
Retrocesso na formação de blocos comerciais
Crescimento econômicoDesenvolvimento da exportação e superávits na balança comercialMelhor distribuição da renda e desenvolvimento socialReformas institucionais bem sucedidas
Recessão econômicaDéficits na balança comercial Manutenção da concentração de renda e dos problemas sociaisReformas institucionais mal sucedidas
Sucesso
Política Econômica
Figura 9 - Possibilidades para o Ambiente Econômico no Brasil
Ambiente Externo
Favorável
Desfavorável Insucesso
9
1.2 – Análise da Indústria
Os principais aspectos do setor elétrico que impactam o negócio avaliado são: i) a base
eminentemente hidráulica, que possibilita um custo operacional menor que o de usinas térmicas; ii)
a fase de ruptura regulatória, que alimenta incertezas e se traduz em um entrave para a realização de
investimentos; iii) a carência por investimentos necessários ao desenvolvimento do setor e iv)
interesse do governo em desenvolver o mercado de gás natural.
1.2.1 – Matriz de Geração Elétrica
A geração de energia elétrica utiliza-se de recursos naturais disponíveis, sendo
convencionalmente do tipo térmica (tendo como principais fontes o carvão, os óleos diesel e
combustível, o gás natural, o urânio enriquecido e a biomassa) ou do tipo hidrelétrica (aproveitando
a energia potencial das águas). Uma pequena fração, embora em crescimento, é dada pelas novas
fontes renováveis, basicamente solar e eólica.
Figura 10 – Cenário para o Ambiente Econômico do Brasil
Am
bien
te E
xter
no
Política Econômica BrasileiraSucessoInsucesso
Favo
ráve
lD
esfa
vorá
vel 2003
2004
2005-2011
10
A principal característica do setor elétrico brasileiro consiste na eminência da fonte
hidrelétrica. Em 2001, o parque gerador apresentou uma capacidade nominal instalada de 68,5GW,
sendo 89% de fonte hidrelétrica[6].
A razão para tamanha participação de geração hidráulica está nas condições naturais
apresentadas pelo país, marcadas por inúmeros rios aliados a chuvas tropicais abundantes e
regulares. Suas principais usinas, formadas pelo represamento de grandes rios, estão entre as
maiores do mundo e têm uma excelente produtividade em termos de relação entre geração média
anual e capacidade instalada[7].
Cabem dois comentários adicionais. O primeiro consiste na existência de uma margem para o
aumento da atual capacidade hidrelétrica nacional através da repotencialização de algumas usinas,
da ordem de 10GW. Um segundo aspecto a considerar é o fato de o Brasil apresentar um grande
potencial hidrelétrico ainda inexplorado (da ordem de 200GW[15]), basicamente concentrado na
Amazônia (cerca de 55%[15]). Este fato tende a levar a um maior custo da opção hidrelétrica no
médio prazo, basicamente pelos custos de transmissão envolvidos, associados a uma crescente
preocupação com o meio ambiente e com o uso das águas, o que indica uma janela de
oportunidades para as usinas térmicas.
Figura 12 - Matriz Fonte de Geração ElétricaMundo 1997
38% Carvão
2% Outros
18% Hidro
17% Nuclear
9% Óleo
15% Gás Natural
Figura 11 - Matriz Fonte de Geração ElétricaBrasil 2001
89% Hidro
2% Óleo 2% Carvão3% Nuclear
4% Gás Natural
Fonte: ONS (www.ons.com.br , maio de 2002) Fonte: IEA, World Energy Outlook 2000 pg 356
11
1.2.2 – Regulamentação
O escopo deste tópico se restringe a suportar a afirmação de que as indefinições regulatórias
são o maior entrave para os investimentos em expansão de geração elétrica. Para tal, serão citados
as diretrizes, ações, problemas e desafios pertinentes ao setor elétrico de 1996 a 2002. Não é nosso
objetivo entrar no mérito do julgamento das medidas tomadas e do nível de sucesso obtido.
O Governo iniciou um processo de reforma do setor elétrico em 1996, definindo um novo
modelo de regulamentação para o setor[8].
Diretrizes
As principais diretrizes foram:
concentração do governo nos papéis de criador de políticas e regulamentação do setor;
investimentos e operação do setor sob a responsabilidade da iniciativa privada;
implementação da competição no setor, primando-se pela não existência de grandes grupos
atuando em toda a cadeia.
A geração de energia elétrica deveria ocorrer em um ambiente competitivo, sendo os
investimentos privados remunerados por uma política de preços livres; a distribuição seria
estruturada como um monopólio regulamentado para consumidores “cativos”; a comercialização
seria baseada em um mercado liberado para clientes “livres” (focando primeiramente no atacado e
posteriormente no varejo); e a transmissão permaneceria como um monopólio regulamentado,
garantindo o livre acesso.
Ações
Para tal, o Governo criou alguns organismos e implantou algumas iniciativas. No que se
refere à regulação do setor, foi criada a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Para
substituir o antigo sistema de preços e cuidar da liquidação financeira das transações foi criado o
Mercado Atacadista de Energia (MAE). Para a operação do setor foi criado o Operador Nacional do
Sistema Elétrico (ONS).
O setor de distribuição foi o primeiro a sofrer as modificações. O Governo consolidou dívidas
intra-setoriais e implementou a privatização da maioria das distribuidoras de energia, responsáveis
pelo suprimento da cadeia, de modo a aumentar o valor de mercado das geradoras em uma futura
privatização, ficando as transmissoras sob controle do governo. Criou o Fator X, mecanismo a ser
aplicado nas revisões tarifárias do tipo Price-CAP de modo a estimular a eficiência e compartilhar
os ganhos de produtividade com os consumidores; e implantou o conceito do Valor Normativo
12
(VN), com o objetivo de limitar o repasse do custo de compra de energia elétrica, protegendo o
consumidor cativo e promovendo o desenvolvimento de fontes alternativas de energia através de
VN’s diferenciados.
Em geração, o Governo incentivou investimentos no setor termelétrico de modo a atuar como
um rápido seguro ante a crise, e estimular o desenvolvimento do mercado de gás natural.
Na transmissão, o governo manteve o monopólio e optou por praticar pequenas taxas de
retorno aos investimentos necessários (outorgados através de leilões reversos).
Problemas
Os principais problemas começaram quando a então planejada privatização das geradoras não
saiu do papel. Investimentos não foram realizados à espera da nova regulamentação, o que levou a
crise de desequilíbrio de oferta e demanda de energia em 2001. Este fato aumentou a contestação e
a insatisfação sobre a própria política praticada pelo Governo, levando a uma diminuição na
velocidade das mudanças. Correntes distintas afirmam que a crise de energia levou ao fracasso da
desregulamentação e que, por outro lado, a desregulamentação levou à crise de energia. Não cabe a
este estudo identificar o que foi causa e o que foi efeito.
Além da privatização das geradoras, outras medidas não foram bem sucedidas, como a
desverticalização das empresas estatais, a liberação de contratos iniciais, o fim dos subsídios
cruzados e a venda de energia das geradoras federais através de leilões. O preço dos contratos
iniciais bem inferior ao preço que viabiliza os novos investimentos de energia é um grande
complicador para a liberação dos contratos e o estabelecimento de um modelo competitivo.
As baixas taxas de rentabilidade praticadas pelo Governo no setor de transmissão afastaram a
participação privada e fez com que o problema do gargalo das transmissoras não fosse contornado.
Desafios
Neste contexto, o novo governo tem um conjunto de questões a serem tratadas de modo a
estabelecer um modelo sustentável, que proteja o consumidor e o meio ambiente, promova o
desenvolvimento do país, mas que seja viável em termos econômicos, considerando a incapacidade
do Estado em arcar sozinho com os recursos necessários para garantir a oferta de energia.
Alguns dos principais desafios endereçados à redefinição regulatória são:
Estabelecimento do papel das geradoras federais e estaduais, que possuem um custo de
operação inferior ao mercado;
Equalização econômico-financeira das distribuidoras, impactadas pela retração de mercado
e a desvalorização cambial (ou por estratégias financeiras equivocadas das distribuidoras);
13
Solução do gargalo da Rede de Transmissão;
Definição quanto à comercialização de energia (separação de tarifa fios e de
energia);Redefinição do cronograma de Liberação dos Contratos Iniciais;
Atuação do MAE
Diretrizes para o despacho da ONS;
Estruturação tarifária / Fim dos subsídios cruzados (preço ou tarifa);
Revisão Tarifária das Distribuidoras (fator x e indexação ao IGP-M);
Precificação e contratação entre Geradoras e Distribuidoras, de forma a não onerar o
consumidor e viabilizar os investimentos;
Comercialização de GN (para térmicas e demais fontes de consumo)
“Desdolarização” do setor, sobretudo em relação ao GN e à energia de Itaipu
Regulamentação ambiental e do uso das águas;
1.2.3 – Investimentos
Uma forte característica do setor elétrico é a intensiva demanda por investimentos e a
dificuldade do governo em arcar sozinho com estes custos. Segundo o Plano Decenal de Geração
2003-2012, a previsão é que até 2012 o setor energético necessite de 44GW no cenário agressivo,
35GW no moderado e 16GW no conservador. Com a premissa de que o kW de uma usina
hidráulica custe R$1700,00 e que o kW de uma térmica custe US$500,00 (na taxa de R$3,00/US$)
aproximadamente, a expansão demandará, no cenário moderado, investimentos da ordem de R$ 60
bilhões apenas em Geração, ou cerca de R$6bilhões/ano, o que representa um problema, visto que o
governo encontra dificuldades para estimular os investimentos no setor.
1.2.4 – Gás Natural
O consumo de gás natural para geração de energia elétrica tende a apresentar forte
crescimento no Brasil nos próximos anos. Segundo o MME[1], em termos de Consumo Final de
Energia, estima-se crescimento de 7,1%aa, indo de 4,1% em 2000 para 8,7% em 2022. Na Oferta
Interna de Energia estima-se crescimento de 10,3%aa, indo de 5,4% em 2000 para 20,2% em 2022.
O IEA, através do World Energy Outlook 2000 [2] também estima que, até 2020, o gás
natural será a fonte de geração de eletricidade a apresentar o maior crescimento mundial (em termos
relativos e absolutos), indo de 15% da matriz elétrica em 1997 para 30% em 2020.
14
Segundo o IEA[2], o crescimento no uso do gás natural tende a ocorrer devido a avanços
tecnológicos e à substituição de carvão e energia nuclear nos países mais desenvolvidos. O carvão
tende a permanecer com uma participação importante, principalmente devido à Índia e à China, que
possuem grandes reservas e consumo crescente. A energia nuclear tende a perder representatividade
devido ao fechamento de usinas em países com maiores restrições ambientais e devido à
concorrência de combustíveis fósseis. O Instituto estima que a energia hídrica e o óleo combustível
também têm sua participação reduzida, embora o uso das fontes hidráulicas apresente crescimento
em diversos países em desenvolvimento. Por último, fontes renováveis (não hídricas) crescem
significativamente, mas ainda serão pouco representativas em 2020.
No Brasil, a possível expansão do gás natural na matriz de geração elétrica é alicerce para a
estratégia de investimento em térmicas no médio prazo, visto que as térmicas poderão atuar como
âncora para o desenvolvimento do mercado de gás natural no Brasil.
Concluindo este tópico, buscou-se discorrer sobre os principais fatores que impactam a
viabilidade de térmicas em uma primeira análise do setor. O custo operacional baixo em função da
base hidrelétrica e as indefinições regulatórias contribuem negativamente, enquanto que o
conhecimento do governo quanto à necessidade de recursos privados aliados ao interesse em
desenvolver o mercado de gás natural, aparecem contribuindo positivamente para o negócio
avaliado.
1.3 – Análise da Concorrência
Figura 13 - Crescimento da Geraçãode Eletricidade por Fonte
(CAGR 2000-2020)
0%
0,70%
1,80%
2,70%
4,70%
5,70%
Nuclear
Óleo
Hidro
Carvão
Outros
Gás
Fonte: IEA, World Energy Outlook 2000 pg 356 Fonte: IEA, World Energy Outlook 2000 pg 356
Figura 14 - Evolução da Matriz de Geração de Eletricidade
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1971 1997 2010 2020
Outros
Óleo
Nuclear
Hidro
Gás
Carvão
15
Dentro deste tópico, os principais aspectos identificados são: i)forte presença do Estado;
ii)presença da Petrobras.
1.3.1 – Participação de Mercado
As empresas de geração de energia federais e estaduais apresentam grande força no cenário
energético, respondendo por mais de 70% do setor em termos de capacidade instalada nominal.
Tais empresas caracterizam-se pela depreciação quase completa de seus ativos e uma fonte de
geração basicamente hidráulica.
Segundo Michael E. Porter[9], “Quando a indústria é altamente concentrada ou dominada por
uma ou poucas empresas, são poucos os enganos quanto à força, e o líder ou os líderes podem
impor disciplina, assim como desempenhar um papel coordenador na indústria através de meios
como liderança de preço”. A analogia é válida e no setor elétrico brasileiro, a concentração estatal
com custo de energia baixo se traduz em uma forte barreira de entrada a novos players que, por
definição, exigem remuneração maior que o Estado para viabilizar investimentos muitas vezes em
uma alternativa de geração, por natureza, mais cara. E este é um dos principais desafios a serem
tratados na dinâmica regulatória, ou seja, a determinação de uma sistemática de preços que viabilize
novos investimentos e que traduza os benefícios da energia hidráulica das geradoras estatais.
No entanto, assim como ocorre no setor de Exploração e Produção de Petróleo, podem existir
janelas de oportunidades no curto prazo como na formação de parcerias ou na atuação em nichos
específicos, através de contratos de performance com as empresas estatais.
1.3.2 – Petrobras
Fig 15 - Market Share do Setor Elétrico
8% TRACTEBEL
9% Itaipu
15% CHESF
13% FURNAS
11% CESP
8% CEMIG
7% COPEL
8% Outros
1% CEEE
1% EMAE
1% EL Paso1% CDSA
1% CPFL
3% LIGHT
6% ELETRONORTE
3% DUKE
4% AES
Fonte: ONS (www.ons.com.br , maio de 2002) e ANEEL (www.aneel.gov.br, maio de 2002)
16
A Petrobras aparece como principal player no mercado de termelétricas, com grande força em
geração de caixa e atuação em toda a cadeia, como exploração e transporte de gás natural. A missão
da Petrobras traduz o direcionamento estratégico de atuar de forma integrada na cadeia de produção
e comercialização de energia elétrica, consolidando sua posição no mercado doméstico, visando
posicionar-se como uma companhia de energia.[10]
A Petrobras participa como acionista em 10 termelétricas (4180MW), e mobilizará até 2005
investimentos da ordem de US$ 2,7bilhões. A estatal entrou como sócia nos projetos,
encomendando e pagando turbinas junto aos fabricantes, investindo dinheiro nas obras e até mesmo
atuando como agente comercializador do produto.
Entretanto, o volume de investimentos inicialmente previstos está sendo revisado em função
da alteração da curva de demanda após o racionamento. O motivo da revisão não é o capital
necessário para tocar os investimentos e sim o fato de a controladora já ter assinado um volume
considerado excessivo de contratos de compra de energia, os chamados PPA’s (Power Purchase
Agreement).
Em suma, a Petrobras aparece como grande oportunidade de realização de parcerias para
qualquer grupo privado interessado em investir na geração térmica.
Concluindo o tópico sobre análise de concorrência, a grande concentração de empresas de
geração de energia elétrica com um baixo custo operacional representa uma forte barreira ao projeto
termelétrico pela prática de preços abaixo do custo de expansão. Enquanto isso, a Petrobras aparece
Fonte: Petrobras (www.petrobras.com.br , fevereiro de 2003)
Figura 16 – Investimentos Previstos em Térmicas
17
como excelente oportunidade de parceria nos projetos termelétricos, em função da sua forte geração
de caixa e do alinhamento estratégico.
1.4 – Análise da Demanda
Neste tópico serão analisados: i)previsão de demanda; ii)previsão de oferta; iii)a questão do
Custo Marginal de Expansão e do Custo Operacional; iv)necessidade de acesso aos canais;
v)localização.
1.4.1 – Curva de Carga
Segundo previsão de 2002 da ONS[6], a crise energética trará conseqüências para a demanda
futura de energia elétrica, em função de mudança de hábitos e modernização de instalações. A ONS
considerou uma queda de 7% na demanda prevista anteriormente. Com um cenário agressivo de
queda de apenas 4% e um cenário conservador de queda de 10%, a demanda em 2006 deve variar
entre 50 e 53 GW médios.
O crescimento esperado da ONS oscila entre 4,8% e 5,9%, com média de 5,4%. Tal previsão
(sobretudo o limite inferior) apresenta uma relativa aderência com previsões de outros importantes
institutos:
MME, que prevê crescimento de 4,7%aa de 2000 a 2022;
Figura 16 - Evolução de Demanda
51,6
34,6
38,2
41,0
37,7
53,3
49,9
30
35
40
45
50
55
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
GW
med CAGR 96_00: 4,3%
Cenário Conservador CAGR 01_06: 5,8%
Cenário Agressivo CAGR 01_06: 7,2%
Cenário Moderado CAGR 01_06: 6,5%
Fonte: ONS (www.ons.com.br , maio de 2002)
18
World Energy Outlook, que prevê crescimento de 4,1%aa de 1997 a 2010;
Eletrobrás, que prevê crescimento de 5,1% de 2003 a 2012.
O gráfico revela claramente o impacto no consumo em 2001, ano do racionamento, onde a
carga atingiu níveis de 1998. Segundo recente estudo da Eletrobrás[11], o consumo de energia na
classe residencial só voltará aos níveis pré-racionamento em 2008. Em 2000, antes do
racionamento, cada consumidor residencial gastava em média 173 kWh por mês, enquanto que hoje
a média de consumo mensal é de 134 kWh por mês (22,5% menor).
1.4.2 – Oferta
Segundo o plano mensal de operação da ONS de maio de 2002, a capacidade instalada do
Brasil deve atingir 92 GW em 2006.
Considerando os fatores de capacidade 55% para a geração hidráulica e 80% para as demais
fontes, observamos que, mesmo em um cenário agressivo de evolução da carga (5,9% de
crescimento ao ano), as usinas já presentes no Plano Mensal de Operação da ONS afastam o risco
de racionamento até 2006. Entretanto, no final do período já se repara uma maior proximidade entre
carga e oferta.
Figura 18 - Oferta x Demanda Brasil 2001
40,0
45,0
50,0
55,0
60,0
GW
med
Importação
UTE Óleo
UTE Gás
UHE
Existente
Figura 17 - Capacidade Instalada Brasil 2001
70,0
75,0
80,0
85,0
90,0
95,0
2001 2002 2003 2004 2005 2006
GW
Importação
UTE Óleo
UTE Gás
UHE
Existente
Fonte: ONS (www.ons.com.br , maio de 2002)
19
A probabilidade de que a totalidade dos investimentos térmicos previstos saia do papel é
pequena, em função da redução na curva de carga e das incertezas regulatórias. Até a construção de
usinas hidrelétricas corre o risco de sofrer postergação. A orientação da Aneel (Agência Nacional
de Energia Elétrica) é que se retarde o processo de licitação de novas usinas ou que amplie os
prazos para a entrada em funcionamento dos empreendimentos já licitados.
Cabe ressaltar que a própria previsão agressiva de carga está suscetível a alterações em
função de o Brasil ser caracterizado por uma demanda reprimida aliada a uma população com pouca
participação de aparelhos eletrônicos (o país está entre as 13 maiores economias do mundo e entre
as 90 em termos de consumo de energia). Além disso, a própria oferta depende do regime de
chuvas, característica de um parque gerador eminentemente hidrelétrico.
Em suma, o país não enfrenta risco de racionamento até 2006, projetos deverão sofrer
postergação, sobretudo térmicos, o governo tem a tranqüilidade necessária para tomar as iniciativas
mais eficientes de modo a evitar um novo racionamento após 2006.
1.4.3 – Custos Marginais de Expansão (CMEX) e de Operação (CMO)
O objetivo deste tópico é esclarecer o conceito que explica a construção ou não de usinas, e
concluir a análise qualitativa sobre a opção térmica.
Cenário Agressivo de evolução de Carga
Fonte: ONS (www.ons.com.br , maio de 2002)
20
O custo marginal de expansão (CMEX) consiste no custo de se adicionar 1MWh ao sistema.
Este custo aumenta com o aumento da demanda por energia, teoricamente pelo fato de ser cada vez
mais difícil construir uma usina.
O custo marginal de operação (CMO) consiste no custo de se produzir 1MWh. Este custo
apresenta uma convexidade maior em função do risco de déficit, que faz com que na escassez de
energia, seu valor dispare. A convexidade acentuada é explicada pela natureza hidrelétrica do setor
elétrico brasileiro, que leva a custos operacionais baixos com abundância de água, mas ao inverso
em caso de períodos hidrológicos desfavoráveis. (Recentemente tivemos um exemplo, quando o
custo do MWh saltou de R$4,00 para R$684,00 durante o racionamento de 2001).
A Energia Assegurada consiste na capacidade líquida de oferta, ou seja, o quanto que
efetivamente as usinas podem gerar de energia. Esse valor é calculado pela multiplicação da
capacidade nominal das usinas por um fator de carga, que expressa a eficiência na geração de
energia.
Há um custo de oportunidade decorrente do excesso de capacidade de geração em relação à
demanda, denominado Custo de Excesso de Oferta. Da mesma maneira, há um custo de déficit de
energia quando não há uma capacidade de geração que supra a demanda, chamado Custo da Oferta
Insuficiente.
Idealmente, a Energia Assegurada deve estar no ponto de encontro entre as curvas de
expansão e de operação.
Atualmente, o custo marginal de expansão é de cerca de US$32,00/MWh [12]. Estudos do
Comitê de Revitalização apontaram para um custo de US$31,87/MWh para geração hidráulica. Esse
custo é bem superior ao custo de operação atual, a chamada “diferença entre a energia nova e a
energia velha”, pelo cenário de regime hidrológico favorável e redução de demanda a níveis de
1998.
Existem correntes divergentes sobre a atual expansão do parque gerador. A primeira
considera a redução significativa da demanda pós-racionamento e afirma que a construção imediata
de novas usinas levaria a um aumento desnecessário da energia assegurada e ao aumento da
discrepância entre os custos de expansão e operação (custo de excesso de oferta). Pregam que, pelo
contrário, limitando-se a oferta, o preço tende a subir e, com a subida do preço, os investimentos em
geração ficam mais atrativos. Essa é uma visão de mercado e com menor aversão ao risco.
21
A segunda corrente afirma que pelo fato do custo de excesso de oferta ser menor que o custo
de déficit, o ideal é sempre existir uma folga entre o ponto ótimo e a carga do sistema[11].
Consideram que a curva de carga do Brasil é reprimida, em função da baixa modernização da
população, e que as condições hidrológicas podem ser desfavoráveis. Traduz uma visão mais
prudente e com maior aversão ao risco.
Nossa visão é que a idéia de retardar investimentos para aumentar os preços e, então, se
viabilizar investimentos é perigosa. Considerando o prazo de maturação dos investimentos, é
importante não se confundir tranqüilidade na tomada de decisões e na execução de projetos com
uma mudança de filosofia.
Neste contexto, o grande desafio é encontrar uma sistemática que viabilize os novos
investimentos, impactados pela redução de demanda e normalização da oferta, promovendo a
segurança necessária ao sistema e minimizando os custos e o impacto nos consumidores.
As térmicas são justificáveis atualmente apenas para o objetivo de aumentar a segurança do
sistema. O efeito da entrada em operação destas usinas seria o deslocamento para cima da curva de
custo operacional e a redução da convexidade da curva de custo de déficit, fruto da menor
dependência do regime hidrológico.
1.4.4 – Acesso a Canais
Figura 19 – Custos Marginais de Expansão e Operação
Fonte: Ilumina (www.ilumina.org.br, fevereiro de 2003)
22
Um aspecto importante na visão de demanda é a importância do acesso aos canais de
distribuição. A natureza das termelétricas, caracterizada por um custo operacional maior e pela
atuação como fator de segurança, leva à necessidade de uma demanda assegurada em contrato.
Os clientes potenciais de uma usina termelétrica são comercializadoras, distribuidoras ou
consumidores livres. A usina termelétrica pode atuar de formas distintas: i)completamente
contratada; ii)parcialmente contratada ou iii) livre no mercado spot.(usina “merchant”)
Se a usina estiver contratada não há qualquer risco inerente ao comportamento da demanda.
Todavia, a atuação de forma descontratada, conhecida como “no mercado spot”, faz com que a
usina fique sensível aos riscos hidrológicos e àqueles relativos ao comportamento da demanda. Esta
forma de atuação requer uma análise muito mais complexa e não faz parte do escopo deste trabalho.
Cabe ressaltar que o número de empresas que optam por esta estratégia é reduzido.
As distribuidoras são especialmente um potencial cliente de uma usina termelétrica por
poderem repassar o custo para o consumidor (Valor Normativo) e por necessitarem de uma maior
segurança no fornecimento de energia. Apesar de o cenário atual ser de excesso de oferta de
energia, as concessionárias já trabalham com a provável escassez dentro de quatro anos, já que os
investimentos em nova geração estão paralisados. Dentro dessa estratégia de assegurar o
abastecimento no médio prazo, companhias como Light, Celesc e Copel assinaram recentemente
contratos de compra de energia de usinas termelétricas[13]. Para as distribuidoras é preferível
assinar o PPA (Power Purchase Agreement), que é o contrato de compra da energia por 20 anos de
uma usina a gás, a pagar o seguro-apagão de usinas a diesel.
Ou seja, acreditamos que a prévia contratação da usina é fator determinante para a viabilidade
do negócio.
1.4.5 – Localização
23
O presente estudo indica duas grandes possibilidades de localização. A mais indicada consiste
na região Sudeste, pela concentração da demanda e por oferecer uma melhor infra-estrutura de
gasodutos, o que facilita o acesso ao combustível das térmicas.
Uma segunda possibilidade é a construção na região Centro-Oeste (Sistema Isolado), através
do gás fornecido pelo gasoduto Gasbol. A térmica a GN seria competitiva nesta região pela forte
presença de térmicas a diesel, mais caras que as a gás natural.
A Região Sul não aparece como localidade indicada devido às restrições no abastecimento de
GN e, principalmente, pela abundância do combustível carvão mineral
Figura 20 - Consumo por Região (2000) 100% = 306GWh
57%
100%
16%
16%
5%5%
SE S NE CO N Brasil
Fonte: Lafis Energia Elétrica 2001, pg 12
24
2 – Análise SWOT
Após a análise dos principais aspectos econômicos, da indústria, da concorrência e da
demanda, será feito um resumo da análise qualitativa reunindo-se as principais vantagens (S –
Strength), desvantagens (W – Weakness), ameaças (T – Threats) e oportunidades (O –
Opportunities), associando-se a um nível de força para cada item da análise.
Análise SWOT Força
Vantagens
Simplicidade operacional e de construção;
Menor prazo de maturação de investimentos;
Menor investimento unitário em US$/kW instalado;
Menor acesso à rede básica de transmissão;
Maior segurança ao sistema (atuação complementar às hidrelétricas).
Desvantagens
Impacto Ambiental
Maior custo operacional em relação às hidrelétricas;
Grande sensibilidade à taxa de câmbio (turbinas e gás natural);
Rigidez dos contratos de fornecimento de gás natural
Ameaças
Abastecimento de gás natural;
Desvalorização cambial;
Redução na curva de carga;
Incerteza quanto à maturação do mercado secundário de gás;
Preço do gás natural;
Indefinições Regulatórias (despacho por custo ou preservando águas, preço da
energia competitivo ou tarifa, subsídios a novas fontes).
25
Oportunidades
Necessidade de capital privado por parte do Governo;
Desenvolvimento do mercado de gás natural;
Parceria com a Petrobras;
Encarecimento da opção hidrelétrica no médio prazo;
Crescimento da demanda no médio prazo;
Aumento do preço da energia no médio prazo;
Busca por proteção por parte de agentes (principalmente distribuidoras).
A principal vantagem de uma usina térmica a gás natural é ser uma alternativa de escala para
aumentar a segurança do sistema eminentemente hidráulico brasileiro, extremamente dependente
dos regimes hidrológicos.
Além disso, a pequena dependência de linhas de transmissão (que são um gargalo no atual
sistema) e o menor investimento por KW instalado contam como aspectos positivos, embora de
menor peso.
Por último, destacamos os pequenos prazos de maturação das obras, que são importantes
quando se trata de fluxo de caixa, e a simplicidade operacional, se comparada às hidráulicas, são
aspectos também vantajosos.
A maior desvantagem das térmicas a gás natural está na rigidez dos atuais contratos de
fornecimento do combustível. O fornecimento de gás natural deve ser honrado mesmo no caso de
não utilização do combustível (contratos “take or pay”). Essa situação só será solucionada com o
desenvolvimento do mercado secundário de gás natural.
Além disto, a sensibilidade do investimento à moeda estrangeira e o alto custo operacional,
quando comparados às hidráulicas, são aspectos negativos a este tipo de geração de energia elétrica.
A principal ameaça é a indefinição regulatória. Qual será a dinâmica que conduzirá a
operação das usinas, o preço da energia elétrica, as formas de contratação e a liquidação financeira
das operações no setor são alguns dos questionamentos endereçados e ainda indefinidos.
O gás natural, responsável por cerca de 75% dos custos operacionais de uma usina deste tipo,
é outra grande ameaça a este negócio. A evolução do preço deste combustível e a própria
consolidação do mercado secundário de gás natural são grandes incertezas.
Outras fontes de ameaças de menor intensidade são uma possível desvalorização da moeda
nacional, o comportamento da curva de carga no médio prazo, em função da mudança de hábitos da
população e das eficiências operacionais das indústrias, e o risco de desabastecimento de
combustível, embora menor.
26
Entretanto, alguns aspectos surgem como grandes oportunidades ao menos no médio prazo. A
principal delas é a necessidade de segurança no fornecimento por parte dos agentes, principalmente
as distribuidoras de energia elétrica, mediante o risco de desabastecimento (vide crise de 2001). Isto
faz com que as distribuidoras sejam os principais clientes ou investidores potenciais.
Além disso, o encarecimento da energia elétrica no médio prazo pode viabilizar as térmicas a
gás natural, quando analisado concomitantemente a um possível encarecimento da opção hidráulica.
Outras grandes oportunidades são o crescimento da demanda de energia no médio prazo,
formação de parcerias com grandes empresas com direcionamento estratégico apontado para o setor
elétrico (como a Petrobras), a atuação como âncora no desenvolvimento do mercado de gás natural
e o interesse do governo em utilizar capital privado no investimento do parque gerado do setor
elétrico.
Em suma, as ameaças atualmente são mais fortes que as oportunidades, que apontam para
uma melhora em termos de viabilidade do negócio apenas no médio prazo.
3 – Estudo de Viabilidade Econômica
27
A análise qualitativa aponta para uma inviabilidade devido ao maior custo operacional das
térmicas, pelas indefinições regulatórias, pelo mercado de gás natural ainda incipiente e pela
redução da demanda fruto do racionamento.
O objetivo deste tópico é realizar um diagnóstico quantitativo objetivo acerca da viabilidade
do negócio. Para tal, inicialmente serão apresentadas a metodologia e as principais premissas
adotadas no valuation. Posteriormente, será apresentado o resultado da análise no então
denominado cenário padrão, que consiste na projeção de um fluxo de caixa calcado nas condições
atuais (fevereiro de 2003). Além disso, será feita uma análise de sensibilidade de modo a identificar
os fatores que possuem maior influência no negócio. Finalmente, serão analisados mais dois
cenários, através da simulação dos fatores indicados pela análise de sensibilidade como críticos.
3.1 – Metodologia
A metodologia utilizada na análise de viabilidade do negócio será a denominada “Enterprise
Discounted Cash Flow Model - DCF” [14]. O DCF mensura o valor operacional da
empresa/negócio, através do desconto do fluxo de caixa projetado pelo custo médio ponderado de
capital (WACC), e então subtrai o total das dívidas contraídas para a obtenção do valor líquido
criado, se o resultado for positivo, ou destruído, em caso de saldo negativo.
Em resumo, haverá criação de valor se o retorno do capital investido for superior ao custo de
capital, que é o custo de oportunidade do investidor.
O fluxo de caixa operacional líquido equivale ao lucro operacional líquido após os impostos
(NOPLAT – Net Operating Profits Less Adjusted Taxes), acrescidos das contas que não afetam o
caixa (depreciação e amortização), subtraídos dos investimentos em ativos fixos e capital de giro.
Por último, ressalta-se que o DCF não incorpora contas financeiras.
3.2 – Principais Premissas
A análise de viabilidade está baseada em algumas premissas:
Contratação Total – Assume-se que a receita é constante ao longo dos anos, não sendo
considerada a possibilidade de aumento de receita através de atuação no mercado spot ou o
não recebimento em função de excesso de oferta;
28
Inflexibilidade – Não será considerada a possibilidade da usina se beneficiar da operação
flexível, ou seja, não são apuradas reduções de custo nos períodos em que o preço da
energia no mercado spot estiver inferior ao custo variável da planta.
Correção Contratual – Assume-se que o preço da energia firmado em contrato (PPA) prevê
mecanismos de correção de modo a proteger contra desvalorização cambial e evolução
inflacionária. Não foi considerado descasamento de moeda devido ao período ser longo (20
anos).
Estrutura constante – O fluxo de caixa está suportado por uma estrutura técnica, comercial,
financeira e tributária, considerada constante ao longo da análise
Não foi considerado custo de hedge
3.3 – Ficha Técnica e Econômica da Planta
A tabela abaixo reúne os dados técnicos, comerciais, financeiros e tributários da planta em
análise.
Categoria Parâmetro Valor Unidade
Capacidade Instalada 500 MW
Fator de Disponibilidade 93 % Capacidade
Eficiência Térmica 6700 BTU/kWh
Vida Útil / Depreciação 20 Anos
Valor Residual 33 % Investimento
Investimento 600 US$/kW
O&M Fixo 24 US$/kW/ano
O&M Variável 1 US$/MWh
Encargos de Transmissão 10 US$/kW/ano
Tempo de construção 2 Anos
Desembolso 40(x-2) e 60(x-1) % Investimento
Técnica
Capital de Giro 3 % Receita Bruta
Preço da Energia 91,06 R$/MWh
Contratação 100 % Disponibilidade
Gás Natural 2,60 US$/MMBTU
Comercial
Câmbio 3,5 R$/US$
29
Capital Próprio 15 % ao ano
Capital de Terceiros 10 % ao ano
Financiamento 70 % Investimento
Estrutura de
Capital
WACC 9,1 % ao ano
IRPJ 25 % Lucro Operacional
CSSL 9 % Lucro Operacional
ICMS 0 % Receita Bruta
PIS/PASEP 0,65 % Receita Bruta
Cofins 3 % Receita Bruta
ANEEL 0,5 % Receita Bruta
Tributária
CPMF 0,38% % Receita Bruta
As principais notas sobre a ficha técnica e econômica da planta são:
A - Aspectos técnicos:
1 – O fator de disponibilidade considera as paradas e interrupções necessárias à manutenção
da planta e que reduzem a capacidade de produção de energia;
2 – A eficiência térmica representa o volume de gás natural consumido para a geração de
energia elétrica pela térmica;
3 – Valor residual representa o valor a ser recuperado pela planta após a utilização de 20 anos.
O percentual utilizado (33%) indica que algumas usinas podem atuar em um horizonte de 30 anos;
4 – O&M Fixo e Variável representam todos os custos operacionais e de manutenção
incorridos à planta, excluindo-se apenas os custos de transmissão e de combustível;
5 – Encargos de Transmissão consistem nos custos para a transmissão e distribuição de
energia que incidem sobre a unidade geradora;
B – Aspectos comerciais:
1 – O preço de energia consiste no valor normativo da energia elétrica para térmicas do
mesmo porte;
2 – Preço do gás natural deverá ser pago independente da sua utilização (take or pay)
Fonte: COMITÊ DE REVITALIZAÇÃO DO MODELO DO SETOR ELÉTRICO, Relatório de Progresso no. 2, Documento de Apoio K, 2002
PINHEL, ANTÔNIO CARLOS DA COSTA, “Simulação de uma Usina Térmica a Gás Natural: uma Análise Risco x Retorno”, Tese de
mestrado COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, 2000
30
C – Aspectos financeiros:
1 – Custo de capital próprio consiste no retorno exigido pelo acionista;
2 – Custo de capital de terceiros consiste no custo de financiamento junto às instituições
financeiras, geralmente o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES;
3 – Financiamento representa o nível de alavancagem;
4 – WACC (Weighted Average Cost of Capital) consiste no custo de capital médio
ponderado. É calculado através da seguinte equação:
WACC = (CP x %CP) + (CT x %CT)(1-IMP), onde
CP – Custo de Capital Próprio
%CP – Percentual de Capital Próprio
CT – Custo de Capital de Terceiros
%CT – Percentual de Capital de Terceiros
IMP – Impostos sobre Lucro Operacional (34%)
D – Aspectos tributários:
1 – Não foi considerado o ICMS, por ser um benefício comumente utilizado e considerado
nas avaliações de plantas do gênero;
3.4 Resultados Cenário Padrão
O primeiro cenário adotado consiste exatamente no ambiente caracterizado pelos dados
apresentados na ficha da planta. Com as premissas utilizadas e tais dados, a análise do negócio no
cenário padrão indica um prejuízo na operação da planta, da ordem de R$10MM ao ano, conforme
previsão de demonstrativo de resultado de exercício (DRE) seguinte.
Cabe notar que o DRE pode ser considerado constante no tempo, visto que a desvalorização
da moeda e a conseqüente variação de custos e receita, premissa da análise, levaria a uma variação
real nula no horizonte de análise considerado.
Observa-se a grande relevância do custo do combustível gás natural (cerca de R$248MM
ano), representando 76% do custo operacional da planta ou 67% da receita líquida.
31
O fluxo de caixa do negócio no mesmo cenário pode ser representado pela seguinte tabela.
Neste cenário, a planta levaria a um caixa líquido anual de R$43MM.
valores em R$MM
(=) Receita Bruta (R$MM) 370,9
(-) Impostos s/ Receita 13,5ICMS 0,0Cofins 11,1PIS/PASEP 2,4
(=) Receita Líquida 368,5
(-) Despesas Operacionais 325,4Custo O&M 56,3Gás Natural 248,4Taxa de Fiscalização 1,9Encargo (TUST e TUSD) 17,5CPMF 1,4
(=) EBITDA 43,1
(-) Depreciação 52,5
(=) EBIT -9,4
(-) Impostos 0,0
(=) NOPLAT -9,4
DRE - Cenário Padrão
valores em R$MM
Ano -1 Ano 0 Ano 1 ao 19 Ano 20(-) FLUXO DE CAIXA - SAÍDAS 126,0 200,1 0,0 -11,1
Investimento Capital Fixo 126,0 189,0 0,0 0,0
Capital de Giro 0,0 11,1 0,0 -11,1
(+) FLUXO DE CAIXA - ENTRADAS 0,0 0,0 43,1 389,6
NOPLAT 0,0 0,0 -9,4 -9,4
Depreciação 0,0 0,0 52,5 52,5
Valor Residual 0,0 0,0 0,0 346,5
(=) FLUXO DE CAIXA - LÍQUIDO -126,0 -200,1 43,1 400,8
Cash Flow - Cenário Padrão
32
O valor presente líquido do fluxo de caixa operacional acima representado é de R$106MM.
Entretanto, considerando o financiamento realizado o de R$735MM, o negócio passa a representar
uma destruição de valor de R$629MM.
A análise de viabilidade também verificou que a tarifa que viabilizaria o investimento em
uma usina térmica é de 33,90 US$/MWh, neste cenário. Enquanto que a tarifa atual é de U$26,00
no câmbio considerado. Cabe notar que esta tarifa independe da própria cotação do dólar, visto que
todos os componentes do fluxo de caixa estão atrelados à moeda norte-americana.
Considerando este cenário, cabe ao Governo implementar algumas alternativas para viabilizar
as térmicas a gás natural no curto prazo de modo a aumentar a oferta de oferta de energia e a
confiabilidade do sistema, como: i)aumentar o valor normativo das térmicas para U$34/MWh;
ii)subsidiar o preço do gás natural, por exemplo, através da Petrobras; iii)criar algum mecanismo
temporário de subsidio às térmicas, a ser recolhido pelas demais empresas do setor; iv) ou
incentivar o uso otimizado das térmicas a gás natural via co-geração, de modo a reduzir o custo da
energia gerada.
Figura 21 - Criação (Destruição) de Valor no NegócioR$MM
(735)
106
(629)
VPL Operacional Debt Valor do Negócio
33
3.5 – Análise de Sensibilidade
A análise de sensibilidade tem como objetivo identificar quais são os fatores que apresentam
maior impacto no fluxo de caixa do negócio. Para tal, variou-se em 10% os dados comerciais e
financeiros considerados no fluxo de caixa do cenário padrão, identificando-se a variação no valor
criado/destruído no negócio. A tabela a seguir reúne os resultados da análise.
Análise de Sensibilidade – Cenário Padrão
A taxa cambial é o fator que mais impacta o negócio. Isso é explicado pelo fato de os gastos
de investimento, o custo com combustível e demais custos operacionais serem baseados em dólar,
enquanto que a receita se dá em moeda nacional.
A tarifa é o segundo fator de maior impacto no negócio, pois afeta diretamente a receita
estabelecida no contrato da planta.
O combustível é o terceiro fator, basicamente por representar mais de ¾ dos custos
operacionais.
Sensibilidade Dólar4,55 4,20 3,85 3,50 3,15 2,80 2,45
(1724,6) (1359,5) (994,5) (629,4) (343,6) (84,2) 175,2
Sensibilidade Tarifa63,74 72,85 81,95 91,06 100,17 109,27 118,38
(1535,7) (1233,6) (931,5) (629,4) (403,9) (204,8) (5,7)
Sensibilidade GN3,38 3,12 2,86 2,60 2,34 2,08 1,82
(1247,4) (1041,4) (835,4) (629,4) (467,0) (331,1) (195,1)
Sensibilidade % Financiado49,0% 56,0% 63,0% 70,0% 77,0% 84,0% 91,0%
(675,5) (662,2) (646,9) (629,4) (609,5) (587,1) (561,8)
Sensibilidade CT13,0% 12,0% 11,0% 10,0% 9,0% 8,0% 7,0%
(677,0) (662,2) (646,4) (629,4) (611,2) (591,8) (570,9)
Sensibilidade CP19,5% 18,0% 16,5% 15,0% 13,5% 12,0% 10,5%
(675,9) (661,4) (645,9) (629,4) (611,7) (592,8) (572,6)
VPL (R$MM)
VPL (R$MM)
VPL (R$MM)
VPL (R$MM)
VPL (R$MM)
VPL (R$MM)
(R$)
(R$)
(US$)
(%a.a)
(%a.a)
34
O nível de alavancagem aparece em quarto, seguido de perto pelos custos de capital de
terceiros e próprio.
A figura abaixo representa graficamente a análise de sensibilidade. Estabeleceu-se um ponto
P, que indica o valor utilizado no cenário padrão para cada fator, e sobre ele foi aplicada a variação
de 10%, positiva e negativa.
3.6 – Outros Cenários
Com o objetivo de realizar a análise de viabilidade da planta sob condições ambientais
distintas e em função das condições atuais se mostrarem extremamente desanimadoras, foram
estabelecidos mais dois cenários: o otimista e o agressivo.
Para tal, buscou-se variar apenas os principais fatores identificados na análise de sensibilidade
como os de maior impacto no fluxo de caixa: o câmbio, a tarifa, o preço do combustível e
percentual de financiamento.
Para o cenário otimista considerou-se uma variação de 10% em relação aos valores dos
fatores acima listados, utilizados no cenário padrão, sempre de modo a impactar positivamente a
análise, ou seja, redução do dólar e do preço do gás e aumento da receita e do percentual financiado.
No cenário agressivo, variou-se em mais 10% em relação à base do cenário padrão.
Fig 22 - Análise de Sensibilidade
(2000,0)
(1500,0)
(1000,0)
(500,0)
0,0
500,0
P-30% P-20% P-10% P P+10% P+20% P+30%
Valor do Negócio R$MM
Dólar
Tarifa
GN
% Debt
35
Premissas dos Cenários
Premissas Cenário Padrão Cenário Otimista Cenário Agressivo
Dólar (R$) 3,50 3,15 2,80
Tarifa Energia (R$) 91,06 100,17 109,27
Preço Gás Natural (US$) 2,60 2,34 2,08
Financiamento (%) 70% 77% 84%
3.6.1 – Cenário Otimista
Com as premissas utilizadas e os dados da planta, a análise do negócio no cenário otimista
indica um lucro na operação da planta, da ordem de R$57,4MM ao ano, conforme DRE abaixo.
valores em R$MM
(=) Receita Bruta (R$MM) 408,0
(-) Impostos s/ Receita 14,9ICMS 0,0Cofins 12,2PIS/PASEP 2,7
(=) Receita Líquida 405,4
(-) Despesas Operacionais 271,1Custo O&M 50,6Gás Natural 201,2Taxa de Fiscalização 2,0Encargo (TUST e TUSD) 15,8CPMF 1,6
(=) EBITDA 134,2
(-) Depreciação 47,3
(=) EBIT 87,0
(-) Impostos 29,6
(=) NOPLAT 57,4
DRE - Cenário Otimista
36
O fluxo de caixa do negócio no cenário otimista pode ser representado pela seguinte tabela.
Neste cenário, a planta levaria a um caixa líquido anual de R$105MM.
O valor presente líquido do fluxo de caixa operacional acima representado é de R$750MM.
Um valor bem superior ao encontrado no cenário padrão. Neste caso, já ocorre criação de valor, da
ordem de R$22,5MM, ao considerarmos os empréstimos de R$728MM requeridos. Logicamente a
decisão quanto à entrada ou não no negócio caberia ao investidor, mas tratar-se-ia de um negócio
rentável considerando as condições utilizadas.
valores em R$MM
Ano -1 Ano 0 Ano 1 ao 19 Ano 20(-) FLUXO DE CAIXA - SAÍDAS 86,9 142,7 0,0 -12,2
Investimento Capital Fixo 86,9 130,4 0,0 0,0
Capital de Giro 0,0 12,2 0,0 -12,2
(+) FLUXO DE CAIXA - ENTRADAS 0,0 0,0 104,7 416,5
NOPLAT 0,0 0,0 57,4 57,4
Depreciação 0,0 0,0 47,3 47,3
Valor Residual 0,0 0,0 0,0 311,9
(=) FLUXO DE CAIXA - LÍQUIDO -86,9 -142,7 104,7 428,8
Cash Flow - Cenário Otimista
valores em R$MM
VPL Operacional 750,2
Debt (Financiamento) 727,7
VPL Líquido 22,5
Valor - Cenário Otimista
37
3.6.2 – Cenários Agressivo
No cenário mais otimista ainda, denominado agressivo, a análise do negócio indica um lucro
na operação da planta da ordem de R$118MM ao ano.
O fluxo de caixa do negócio em tal cenário pode ser representado pela seguinte tabela. Neste
cenário, a planta levaria a um caixa líquido anual de R$160MM.
valores em R$MM
(=) Receita Bruta (R$MM) 445,1
(-) Impostos s/ Receita 16,2ICMS 0,0Cofins 13,4PIS/PASEP 2,9
(=) Receita Líquida 442,2
(-) Despesas Operacionais 221,9Custo O&M 45,0Gás Natural 158,9Taxa de Fiscalização 2,2Encargo (TUST e TUSD) 14,0CPMF 1,7
(=) EBITDA 220,3
(-) Depreciação 42,0
(=) EBIT 178,3
(-) Impostos 60,6
(=) NOPLAT 117,7
DRE - Cenário Agressivo
valores em R$MM
Ano -1 Ano 0 Ano 1 ao 19 Ano 20(-) FLUXO DE CAIXA - SAÍDAS 53,8 94,0 0,0 -13,4
Investimento Capital Fixo 53,8 80,6 0,0 0,0
Capital de Giro 0,0 13,4 0,0 -13,4
(+) FLUXO DE CAIXA - ENTRADAS 0,0 0,0 159,7 436,9
NOPLAT 0,0 0,0 117,7 117,7
Depreciação 0,0 0,0 42,0 42,0
Valor Residual 0,0 0,0 0,0 277,2
(=) FLUXO DE CAIXA - LÍQUIDO -53,8 -94,0 159,7 450,3
Cash Flow - Cenário Agressivo
38
O valor presente líquido do fluxo de caixa operacional acima representado é de R$1376MM,
o que leva a uma criação de valor de R$671MM ao considerarmos os empréstimos de R$706MM
requeridos. Neste cenário, o negócio em questão apresenta uma atratividade bastante grande.
Criação/Destruição de Valor nos Cenários Adotados
Premissas Cenário Padrão Cenário Otimista Cenário Agressivo
Dólar (R$) 3,50 3,15 2,80
Tarifa Energia (R$) 91,06 100,17 109,27
Preço Gás Natural (US$) 2,60 2,34 2,08
Financiamento (%) 70 77 84
Criação de Valor (R$MM) (629,4) 22,5 670,6
A tabela acima resume o tópico. Os principais fatores que impactam o negócio são o dólar, a
tarifa, o preço do gás natural e por último, a alavancagem financeira.
A opção de se construir a termelétrica levaria a uma destruição de valor da ordem de
R$629MM nas condições atuais. Um cenário um pouco mais favorável, denominado otimista, já
torna o negócio viável, exigindo muita eficiência na construção e na operação por apresentar uma
pequena margem de erro. Por último, uma valorização mais forte do real frente ao dólar, o aumento
da tarifa de energia, a consolidação do mercado de gás e a conseqüente queda de preço e uma
alavancagem agressiva podem levar a uma criação de valor de R$670,00MM.
valores em R$MM
VPL Operacional 1.376,2
Debt (Financiamento) 705,6
VPL Líquido 670,6
Valor - Cenário Agressivo
39
CONCLUSÃO
No atual contexto do setor elétrico nacional brasileiro, a construção de usinas térmicas a gás
natural por instituições de capital privado não se justifica economicamente. Entretanto, esta opção
de geração de energia elétrica tende a se justificar no médio prazo.
A desvalorização cambial, as indefinições regulatórias, as incertezas quanto ao
desenvolvimento do mercado de gás natural, o retrocesso na demanda após a crise de abastecimento
em 2001 e a força da geração hidráulica são os grandes fatores que inviabilizam o negócio no curto
prazo.
Todavia, o interesse do governo em consolidar o mercado de gás natural (e as térmicas são
um consumo-âncora de formação do mercado de GN), a carência por investimentos de capital
privado, a tendência de encarecimento da opção hidrelétrica no médio prazo, e a demanda reprimida
são fatores que corroboram com a afirmação de que a opção termelétrica tenda a se viabilizar no
médio prazo.
Mesmo no curto prazo, alguns distribuidores poderão utilizar-se da geração termelétrica por
questões de segurança, fator que pode justificar a realização de contratos (PPA’s) com preços
superiores aos praticados no mercado. Além disso, o investidor deve procurar a mitigação de riscos
através de parcerias com a Petrobras, principal player do negócio termeletricidade e que apresenta
grande geração de caixa e direcionamento estratégico no setor elétrico.
No cenário padrão, o valuation indicou que o break-even price da energia suprida pelas
térmicas a gás natural é U$34,00/MWh. Para que o Governo efetivamente consiga a participação do
capital privado na construção de térmicas, com o intuito de atuar em conjunto com o parque
hidrelétrico e desenvolver o mercado de gás natural, será necessário o aumento do preço da energia
das térmicas, a redução do preço do gás, a criação de subsídios para as usinas térmicas
(financiamento, por exemplo) ou o aumento da eficiência das térmicas via co-geração.
A análise de sensibilidade indicou que a taxa de câmbio é o fator de maior impacto no
negócio, seguido pela tarifa e pelo preço do gás natural.
Por último, os cenários otimistas e agressivos elaborados indicaram que as térmicas podem
ser viáveis. Uma valorização mais forte do real frente ao dólar, o aumento da tarifa de energia, a
consolidação do mercado de gás e a conseqüente queda de preço e uma alavancagem agressiva
podem levar a uma criação de valor de R$670,00MM.
40
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