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UNIVERSIDADE DO ESTADO DE SANTA CATARINA
CENTRO DE CIÊNCIAS TECNOLÓGICAS
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE PRODUÇÃO E SISTEMAS
ISADORA GIRARD MACHADO
ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICO-FINANCEIRA DE UMA USINA
EÓLIO-ELÉTRICA DE 30MW
JOINVILLE – SC – BRASIL
2012
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UNIVERSIDADE DO ESTADO DE SANTA CATARINA
CENTRO DE CIÊNCIAS TECNOLÓGICAS
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE PRODUÇÃO E SISTEMAS
ISADORA GIRARD MACHADO
ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICO-FINANCEIRA DE UMA USINA
EÓLIO-ELÉTRICA DE 30MW
Trabalho de Graduação apresentado à
Universidade do Estado de Santa Catarina,
como requisito parcial para obtenção do título
de Engenheira de Produção e Sistemas.
Orientador: Dr. Adalberto J. T. Vieira
JOINVILLE – SC – BRASIL
2012
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ISADORA GIRARD MACHADO
ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICO-FINANCEIRA DE UMA USINA
EÓLIO-ELÉTRICA DE 30MW
Trabalho de Graduação aprovado como requisito parcial para a obtenção do título de
Engenheira do curso de Engenharia de Produção e Sistemas da Universidade do Estado de
Santa Catarina.
Banca Examinadora:
Orientador:
______________________________________
Dr. Adalberto J. T. Vieira
Membro:
______________________________________
Dra. Danielle Bond
Membro:
______________________________________
Dr. Fernando Natal de Pretto
Joinville, (20/06/2012)
3
AGRADECIMENTOS
Aos meus pais que sempre incentivaram meus estudos.
À minha filha e ao meu marido pela paciência e por
permitirem minha ausência.
Aos meus professores que me mostraram que o estudo é
um prazer.
A Deus pela vida e saúde.
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ISADORA GIRARD MACHADO
ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICO-FINANCEIRA DE UMA USINA
EÓLIO-ELÉTRICA DE 30MW
RESUMO
A demanda de energia elétrica para as diversas atividades humanas está em contínuo
crescimento no Brasil. Paralelamente, é crescente a preocupação com as questões ambientais
e, em especial, com a redução da emissão de dióxido de carbono. Neste contexto, as energias
renováveis têm um papel essencial no desenvolvimento sustentável do planeta, entre elas a
energia eólica. Este trabalho apresenta um estudo sobre a viabilidade econômico-financeira de
uma usina eólio-elétrica de 30MW de potência instalada. Também foi analisada a
comercialização dos créditos de carbono e qual é sua influência sobre a melhoria do retorno
do investimento. A metodologia utilizada para a análise de viabilidade econômico-financeira
foi baseada no método da Taxa Interna de Retorno (TIR) e para o cálculo do fluxo de caixa
utilizou-se o modelo de Fluxo de Caixa Descontado. Através de uma análise de sensibilidade,
foram verificados quais parâmetros tem maior influência sobre o resultado financeiro,
determinando assim, quais desses parâmetros necessitam de maior análise e controle.
Verificou-se neste estudo que com parâmetros médios de mercado e com as características
atuais de projeto de usinas eólicas a TIR apresentou valor negativo de -4,50%. Incluindo-se os
créditos de carbono na receita bruta a TIR encontrada foi de -4,17%. Através da análise de
sensibilidade foi possível verificar que variações na tarifa de energia, fator capacidade da
usina e custo de implantação provocaram maiores variações na TIR. As variações dos juros
do financiamento e dos custos de operação e manutenção tiveram influência média na
variação da TIR, enquanto a variação do preço dos créditos de carbono teve pouca influência.
Foi realizada análise em separado da tarifa de energia, do fator capacidade e do custo de
implantação de forma a alcançar uma TIR de 6% (TJLP), foram encontrados os seguintes
valores: tarifa R$170,00, fator capacidade 59,4% e custo de implantação R$ 2248,00/kW.
Todos esses valores são técnica e economicamente inviáveis. Também foi feita análise sobre
o percentual financiado do investimento: considerando-se 100% de capital próprio a TIR
resultante foi de -0,20%. Conclui-se que esse tipo de empreendimento é inviável, pois gera
prejuízos ao invés de lucros. Porém, através de ajustes político-econômicos, desenvolvimento
da indústria nacional de aerogeradores e algumas ações voluntárias de empresas e sociedade,
as usinas eólicas poderão dar significativa contribuição para o desenvolvimento sustentável
do país.
PALAVRAS-CHAVE: Energia Eólica. Viabilidade Econômico-Financeira. Análise de
Sensibilidade.
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LISTA DE FIGURAS
Gráfico 1 – Matriz da oferta de energia elétrica mundial em 2009 .......................................... 14
Gráfico 2 – Evolução da capacidade eólica instalada no mundo ............................................ 15
Gráfico 3 – Matriz de oferta de energia primária no Brasil em 2010 ...................................... 16
Gráfico 4 – Matriz de oferta de energia elétrica no Brasil em março/2012 ............................ 16
Figura 1 – Potencial eólico brasileiro por regiões e total ......................................................... 17
Gráfico 5 – Evolução do tamanho dos aerogeradores .............................................................. 18
Figura 2 – Componentes de um aerogerador ........................................................................... 19
Quadro 1 – Componentes da conversão eólica-elétrica ........................................................... 20
Gráfico 6 – Emissão de CO2 por setor em 2009 ...................................................................... 22
Quadro 2 – Emissão de CO2 nos estágios de produção de energia para as diferentes fontes .. 23
Quadro 3 – Exemplo de Demonstrativo de Resultado do Exercício ........................................ 26
Quadro 4 – Exemplos de fluxos de caixa reais e nominais ...................................................... 28
Gráfico 7 – Custo de implantação de usinas de energia elétrica por fonte .............................. 32
Quadro 5 – Parâmetros de projeto da usina eólica de 30MW .................................................. 34
Quadro 6 – Períodos da análise do empreendimento eólio-elétrico ......................................... 34
Quadro 7 – Despesas relacionadas ao empreendimento eólio-elétrico .................................... 36
Quadro 8 – Financiamento do empreendimento eólio-elétrico ................................................ 36
Quadro 9 – Impostos sobre as atividades de geração de energia ............................................. 37
Quadro 10 – Informações sobre créditos de carbono ............................................................... 38
Quadro 11 – Planilha “Dados” da análise econômico-financeira para o Caso 1 ..................... 40
Quadro 12 – Cálculos do financiamento e da remuneração do capital próprio ....................... 41
Quadro 13 – Planilha “Dados” da análise econômico-financeira para o Caso 2 ..................... 42
Quadro 14 – Demonstrativo de Resultados Caso 1 .................................................................. 43
Quadro 15 – Demonstrativo de Resultados Caso 2 .................................................................. 43
Quadro 16 – Fluxo de Caixa Caso 1 ........................................................................................ 44
6
Quadro 17 – Fluxo de Caixa Caso 2 ........................................................................................ 44
Quadro 18 – Variações de parâmetros e TIR resultante para análise de sensibilidade ............ 46
Gráfico 8 – Análise de sensibilidade ........................................................................................ 46
Quadro 19 – Variações de todos os parâmetros em 10% ......................................................... 47
Quadro 20 – Variações de todos os parâmetros em 20% ......................................................... 47
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LISTA DE ABREVIATURAS
ANEEL
Agência Nacional de Energia Elétrica
BNDES
Banco Nacional de Desenvolvimento
CCT
Centro de Ciências Tecnológicas
CCVE
Contrato de Compra e Venda de Energia
CEPEL
Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
COFINS
Contribuição para Financiamento da Seguridade Social
COPEL
Companhia Paranaense de Energia
CO2
Dióxido de carbono
CRESESB
Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito
CSLL
Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
DEPS
Departamento de Engenharia de Produção e Sistemas
DRE
Demonstrativo de Resultados do Exercício
EPE
Empresa de Pesquisa Energética
FC
Fator de Capacidade
FCD
Fluxo de Caixa Descontado
GEE
Gases do Efeito Estufa
GW
Giga-Watt
IEA
International Energy Agency
IPCA
Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo
IR
Importo de Renda
kW
kilo-Watt
MDL
Mecanismo de Desenvolvimento Limpo
MW
Mega-Watt
MWh
Mega-Watt-hora
TWh
Terá-Watt-hora
O&M
Operação e Manutenção
ONS
Operador Nacional do Sistema Elétrico
PASEP
Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público
PIS
Programa de Integração Social
PROINFA
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
RCE
Reduções Certificadas de Emissões
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SIN
Sistema Interligado Nacional
TFSEE
Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica
TIR
Taxa Interna de Retorno
TMA
Taxa Mínima de Atratividade
TJLP
Taxa de Juros de Longo Prazo
UDESC
Universidade do Estado de Santa Catarina
UNFCC
United Nations Framework on Climate Change
VPL
Valor Presente Líquido
WWEA
World Wind Energy Association
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SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................... 11
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ..................................................................................... 13
2.1 ENERGIA EÓLICA ......................................................................................................... 13
2.1.1 Histórico .......................................................................................................................... 13
2.1.2 Matriz energética mundial ............................................................................................... 14
2.1.3 Matriz energética brasileira ............................................................................................. 15
2.1.4 Energia eólica para produção de energia elétrica ............................................................ 18
2.2 PRODUÇÃO DE ENERGIA EÓLIO-ELÉTRICA E O MEIO AMBIENTE .................. 21
2.2.1 Impactos ambientais da energia eólica ............................................................................ 21
2.2.2 Produção de energia elétrica e os gases do efeito estufa ................................................. 22
2.3 ANÁLISE FINANCEIRA.................................................................................................. 25
2.3.1 Demonstrativo de Resultado do Exercício ...................................................................... 25
2.3.2 Demonstração do Fluxo de Caixa ................................................................................... 26
2.3.3 Fluxo de Caixa Descontado............................................................................................. 27
2.3.4 Taxa Interna de Retorno .................................................................................................. 29
2.3.5 Análise de Sensibilidade ................................................................................................. 30
3 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS ..................................................................... 31
3.1 DETERMINAÇÃO DA PRODUÇÃO ANUAL DE ENERGIA E DOS CUSTOS
OPERACIONAIS ............................................................................................................. 32
3.2 PREMISSAS, DADOS E VARIÁVIES DA ANÁLISE DE VIABILIDADE DO
EMPREENDIMENTO EÓLIO-ELÉTRICO .................................................................... 33
4 APRESENTAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS .................................................. 39
4.1 APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS ........................................................................ 40
4.2 ANÁLISE DOS RESULTADOS ....................................................................................... 43
4.2.1 Taxa Interna de Retorno .................................................................................................. 45
4.2.2 Análise de Sensibilidade ................................................................................................. 45
4.2.2.1 Análise de sensibilidade à variação da tarifa de energia .............................................. 48
10
4.2.2.2 Análise de sensibilidade à variação do fator capacidade ............................................. 48
4.2.2.3 Análise de sensibilidade à variação do custo de implantação ...................................... 49
4.2.2.4 Análise do percentual financiado ................................................................................. 49
CONSIDERAÇÕES FINAIS ................................................................................................ 50
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................. 52
11
1 INTRODUÇÃO
Mesmo com a economia mundial passando por um período de mudanças, a demanda
de energia elétrica para as diversas atividades humanas continua em crescimento no Brasil
(ONS, 2011). De 2006 a 2011, a taxa de crescimento do consumo de energia elétrica foi de
18,7% no Sistema Interligado Nacional (SIN). Para 2012, espera-se um crescimento de 4,3%
no consumo. Dessa forma, o setor de energia precisa estar em constante evolução para poder
acompanhar o crescimento econômico do país.
Além disso, ao longo das últimas décadas a concentração de gases de efeito estufa
(GEE) vem aumentando por diversas causas, mas principalmente, devido à queima de
combustíveis fósseis. Como conseqüência, de acordo com vários estudos, está ocorrendo um
processo de aquecimento global, colocando em perigo o delicado balanço de temperatura que
torna o nosso meio ambiente habitável (FRONDIZI, 2009).
Em diversos países verifica-se o incentivo ao aproveitamento de fontes alternativas de
energias renováveis (IEA, 2012a). No Brasil, existe um grande aproveitamento do potencial
de energia hidrelétrica, que é uma fonte renovável, porém a maior parte das fontes mundiais
de energia não é renovável. Paralelamente, é crescente a preocupação com as questões
ambientais e, em especial, com a redução da emissão de gases do efeito estufa, entre eles o
dióxido de carbono (CO2).
Neste contexto, as energias renováveis têm um papel essencial no desenvolvimento
sustentável do planeta, tanto no ponto de vista econômico, quanto no ponto de vista
ambiental. Com a necessidade crescente de desenvolvimento de energia proveniente de fontes
limpas, criou-se um cenário favorável e muito promissor para o desenvolvimento das fontes
de energia alternativas, entre elas a energia eólica.
A energia eólica para produção de energia elétrica é uma fonte alternativa, renovável e
limpa. Ela tem como vantagem o baixo impacto ambiental, pois não produz resíduo, não tem
emissões gasosas durante sua fase de operação, não utiliza água e a maior parte da terra onde
a usina eólica é instalada pode ser utilizada para pecuária e agricultura. Possui, porém, uma
desvantagem relacionada com a instabilidade dos ventos, que traz incerteza na determinação
da energia que será gerada e fornecida ao sistema elétrico.
Em 2001, através de um estudo realizado pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
e publicado como Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, estimou o potencial eólico em 143GW
12
(CEPEL, 2001), e a potência instalada em parque eólicos, atualmente, no Brasil, está em torno
de 1,4GW, indicando que há espaço para crescer (ANEEL, 2012).
Este trabalho apresenta um estudo sobre a viabilidade econômico-financeira de um
empreendimento eólio-elétrico de 30MW de potência instalada. Essa usina foi escolhida, pois
usinas até 30MW tem desconto de 50% na tarifa de transporte de energia.
Pretende-se com a análise financeira verificar se o empreendimento eólico é viável
para o empreendedor, do ponto de vista do retorno do investimento, já que pelo baixo impacto
ambiental, verifica-se que este tipo de fonte tem suas vantagens. Também é analisada a
comercialização dos créditos de carbono e qual é sua influência sobre o resultado.
Através de uma análise de sensibilidade, são verificados quais parâmetros tem maior
influência sobre o resultado financeiro, determinando assim, quais desses parâmetros
necessitam de maior atenção.
Dessa forma, este trabalho auxilia na tomada de decisão e na determinação de
premissas para o desenvolvimento de projeto de usina eólica: custos máximos de implantação,
fator de capacidade mínimo, localização adequada para minimizar os custos de conexão ao
sistema elétrico e para obter ventos melhores, juros máximo do financiamento, tarifa mínima
para comercialização de energia, custo máximo de operação e manutenção e responsabilidade
ambiental.
Inicialmente, será apresentada a revisão de literatura, fazendo um breve histórico sobre
a evolução da energia eólica no Brasil e no mundo. Será discutida a composição da matriz
energética mundial e brasileira. Também, serão apresentados alguns fundamentos e
características da energia eólica para a produção de energia elétrica.
Em seguida será apresentada a metodologia utilizada para a análise de viabilidade
econômico-financeira, baseada no método da Taxa Interna de Retorno (TIR) que é taxa de
remuneração do capital do investidor. Para o cálculo do fluxo de caixa do empreendimento,
utilizou-se o modelo de Fluxo de Caixa Descontado.
Por fim, os resultados obtidos são analisados e algumas sugestões de melhoria e
incentivo para o desenvolvimento da energia eólica são discutidas.
13
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
2.1 ENERGIA EÓLICA
2.1.1 Histórico
Segundo Martins (2011), o uso inicial do vento foi em barcos à vela no Egito em
2800a.C. Na Europa, acredita-se que o primeiro moinho de vento foi criado no século XI d.C.,
com os sistemas com pás propulsoras para moagem de grãos e bombeamento de água.
No final do século XIX, os moinhos de vento começaram a ser utilizados para a
geração de energia elétrica (NASCIMENTO, 2003).
A crise do petróleo, em 1970, incentivou a busca por fontes alternativas de energia.
Em 1976, na Dinamarca, foi instalada a primeira turbina eólica em escala comercial
(MARTINS, 2011).
Na década de 1990, a evolução das turbinas teve grandes saltos tecnológicos, iniciando
com modelos de 20m de diâmetro com 100kW e chegando a aerogeradores com 50 a 60m de
diâmetro e 1,5MW no final dessa década (NASCIMENTO, 2003).
Segundo Nascimento (2003), os estudos sobre o potencial do vento e aerogeradores no
Brasil iniciaram-se no final da década de 1970 e seguiram até a década de 1990 com a
instalação das primeiras usinas experimentais.
Segundo Martins (2011), no Brasil, a primeira turbina foi instalada em 1992 em
Fernando de Noronha (PE), constituída de um gerador de 75kW, rotor de 17m e torre de 23m.
Quando instalada, essa turbina fornecia 10% da energia consumida na ilha, gerando uma
economia de aproximadamente 70.000 litros de óleo diesel por ano.
Em 2001, através de um estudo de medições de ventos ao longo de todo o território
brasileiro, realizado pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica e publicado como Atlas do
Potencial Eólico Brasileiro, estimou o potencial eólico em 143GW (CEPEL, 2001).
Em 2002, foi lançado o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia PROINFA, sendo contratados 1.422,9 MW eólicos entre os Estados do Ceará, Paraíba,
Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte, Rio de Janeiro, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.
Nesses contratos, a energia eólica foi comprada por cerca de R$298,00 o MWh, numa época
que a energia hidrelétrica era comprada a R$70,00 (MARTINS, 2011).
14
Já em 2009, um leilão específico de energia eólica da ANEEL contratou 1.805MW
pelo valor de R$164,00 o MWh. Em 2011, as negociações nos leilões da ANEEL ficaram na
faixa de R$100,00 o MWh (MARTINS, 2011).
2.1.2 Matriz energética mundial
Para a produção de energia elétrica mundial, os combustíveis fósseis (petróleo, gás
natural e carvão) representaram a maior parte da matriz energética, aproximadamente 67%, no
ano de 2009. O Gráfico 1 mostra que matriz de oferta de energia elétrica é composta por
19,5% de fontes renováveis e 80,5% de fontes não-renováveis.
A energia hidráulica que é uma energia limpa e renovável participa com 16,6%,
enquanto as fontes alternativas ou novas renováveis, entre elas a eólica, contribuiram com
apenas 3,3%.
Hidrelétricas
16,2%
Outros**
3,3%
Carvão
40,6%
Nuclear
13,4%
Gás Natural
21,4%
Petróleo
5,1%
Gráfico 1 – Matriz da oferta de energia elétrica mundial em 2009
Fonte: IEA, 2011
**Outros incluem geotérmica, solar, vento, biocombustíveis e lixo
Segundo a IEA (2012), a energia eólica teve um grande crescimento na virada do
século 21. A capacidade instalada mundial no fim do ano 2000 era de 18GW pulando para
239GW no final de 2011 (Gráfico 2). Somente em 2011, aproximadamente 41GW foram
adicionados. A China tornou-se o lider em termos de capacidade instalada, ultrapassando os
Estados Unidos em 2010.
15
Medidas políticas e programas de incentivo estão surgindo para apoiar a expansão dos
mercados eólicos, e muitas dessas medidas são relativas ao desenvolvimento de usinas eólicas
em alto mar.
Gráfico 2 – Evolução da capacidade eólica instalada no mundo
Fonte: WWEA, 2012
2.1.3 Matriz energética brasileira
A matriz energética primária brasileira, no ano de 2010, apresentou um percentual de
46% de fontes renováveis, composta por energia hidráulica, lenha, carvão vegetal, cana-deaçúcar, eólica, solar e geotérmica. As fontes não renováveis como petróleo, gás natural,
carvão mineral e nuclear corresponderam a 54% de fontes de energia primária, como pode ser
visto no Gráfico 3. Destaque para a utilização de biocombustíveis (18%), entre eles o álcool.
16
Derivados de
cana-deaçúcar
18%
Outras
(eólica/solar/
geotérmica)
4%
Petróleo e
derivados
38%
Lenha e carvão
vegetal
10%
Hidráulica e
eletricidade
14%
Urânio e
derivadosCarvão Mineral
1%
e derivados
5%
Gás Natural
10%
Gráfico 3 – Matriz de oferta de energia primária no Brasil em 2010
Fonte: EPE, 2011
No Brasil, para a produção de energia elétrica, cerca de 80% das fontes são
renováveis, destaque para a fonte hidrelétrica que corresponde a 70,7% da capacidade
instalada. A energia eólica contribui com 1,2% da produção de energia elétrica (Gráfico 4).
Carvão mineral
Nuclear 1,7%
Eólica
Biomassa 1,7%
1,2%
7,6%
Petróleo
5,9%
Gás Natural
11,2%
Hidroelétricas
70,7%
Potência instalada total = 117GW
Gráfico 4 – Matriz de oferta de energia elétrica no Brasil em março/2012
Fonte: ANEEL, 2012
17
O Atlas de Potencial Eólico Brasileiro (CEPEL, 2001) estimou um potencial eólico de
143GW no país, o que equivale a 11 Usinas de Itaipu. Um sistema composto por usinas
eólicas com potência instalada de 143GW pode fornecer ao sistema elétrico nacional
272,2TWh/ano. A Figura 1 mostra o potencial eólico brasileiro por regiões e total.
Figura 1 – Potencial eólico brasileiro por regiões e total
Fonte: CEPEL, 2001
Segundo o Balanço Energético Nacional (EPE, 2011), a produção de eletricidade a
partir da fonte eólica alcançou 2.176,6 GWh em 2010. Isto representa um aumento em relação
do ano anterior de 75,8%, quando se alcançou 1.238,0 GWh. Em 2010, parque eólico nacional
cresceu 326 MW, alcançando 928 MW ao final de 2010.
O relatório de Informações Gerenciais de Março 2012 (ANEEL, 2012) mostra que a
potência instalada de parques eólicos no Brasil está em 1.424MW.
18
2.1.4 Energia eólica para produção de energia elétrica
A energia eólica é a energia cinética dos ventos, que pode ser aproveitada para realizar
trabalho útil ao homem (moagem e bombeamento de água, por exemplo) ou para gerar
energia elétrica (NASCIMENTO, 2003).
O uso dessa fonte de energia renovável tem grande destaque por se tratar de uma
geração livre de emissões de gases e de custos de implantação progressivamente baixos.
Entretanto, tem a desvantagem relacionada com a instabilidade dos ventos, o que traz
incerteza na determinação da energia que será gerada (LANGARO, 2008).
As turbinas eólicas tiveram desenvolvimento acentuado entre 1985 a 2010, o aumento
do tamanho e potência durante esse período pode ser visto no Gráfico 5.
Segundo Nascimento (2003), alguns especialistas argumentam que a tecnologia e os
preços dos aerogeradores modernos alcançaram um patamar onde dificilmente haverá maiores
progressos.
Gráfico 5 – Evolução do tamanho dos aerogeradores
Fonte: CRESESB, 2008
A potência em Watts extraída por um turbina eólica é dada por (SALLES, 2004):
(1)
19
Onde:
= massa específica do ar (kg/m3)
= coeficiente aerodinâmico de potência do rotor (adimensional)
=eficiência de conversão eletromecânica (adimensional)
A = área varrida pelo rotor da turbina eólica (m2)
Vi = velocidade frontal do vento (m/s)
O valor teórico máximo de Cp é de 0,593, ou seja, 59,3% da energia contida no fluxo
de ar pode ser teoricamente extraída de um aerogerador em condições ideais. Sob condições
reais também se deve considerar as perdas aerodinâmicas. Além disso, a posterior conversão
em energia elétrica inclui mais reduções de potência devido ao rendimento
dos
equipamentos eletromecânicos, tais como gerador e caixa de transmissão (CUSTÓDIO,
2009).
O rendimento global de um sistema eólico é a relação entre a energia que é entregue
pelo sistema à rede elétrica e a energia bruta disponível no vento que atravessa o rotor. Todos
os componentes de um sistema eólico devem funcionar em sincronismo para que esse
rendimento seja maximizado. A Figura 2 mostra um aerogerador e seus componentes
(NASCIMENTO, 2003).
Figura 2 – Componentes de um aerogerador
Fonte: CEPEL, 2008
20
O Quadro 1 apresenta uma breve descrição dos componentes do aerogerador.
Rotor
Responsável por transformar a energia cinética do vento em energia
mecânica através da rotação do eixo
Transmissão/Caixa
Responsável por transmitir a energia mecânica entregue pelo eixo do rotor
Multiplicadora
até o gerador. Alguns aerogeradores não possuem caixa multiplicadora e o
eixo do rotor está no mesmo eixo do gerador.
Gerador elétrico
Responsável pela conversão da energia mecânica em energia elétrica
Mecanismo de controle e
Responsável pela orientação do rotor, controle de velocidade, controle de
orientação
carga, etc.
Torre
Responsável por sustentar e posicionar o rotor na altura correta.
Quadro 1 – Componentes da conversão eólica-elétrica
Fonte: Nascimento, 2003
Um sistema eólico pode ser utilizado em quatro aplicações distintas (CRESESB,
2008):
a) Sistemas isolados: sistemas de pequeno porte que, em geral, utilizam alguma forma de
armazenamento, por exemplo, baterias.
b) Sistemas híbridos: sistemas de médio porte, não interligados à rede elétrica, mas que
possuem mais de uma fonte de geração de energia como geradores diesel, módulos
fotovoltaicos e turbinas eólicas. Pela maior complexidade do sistema é necessário um
controle de todas as fontes que vise à otimização do uso de cada uma delas.
c) Sistemas interligados à rede: são sistemas que não precisam de armazenamento, pois
toda a energia gerada é entregue à rede elétrica. Esses sistemas são complementares ao
sistema elétrico de grande porte ao qual estão ligados.
d) Sistemas off shore: parques eólicos instalados no mar. Têm maior custo de transporte,
instalação e manutenção, mas são boa solução quando da falta de áreas com potencial
eólico em terra.
Para Custódio (2009), o estudo da conexão da usina ao sistema elétrico, é um dos
principais parâmetros do projeto de um parque eólico. A disponibilidade de ponto de conexão
na região é, normalmente, variável decisiva para a viabilidade do projeto, uma vez que a
necessidade de construção de grandes extensões de linhas de transmissão e de subestações
encarece o projeto. Além disso, devem-se conhecer os parâmetros locais da rede como
tensão, freqüência, impedâncias e capacidade, para o correto dimensionamento do gerador e
de seus sistemas de proteções e controle.
21
2.2 PRODUÇÃO DE ENERGIA EÓLIO-ELÉTRICA E O MEIO AMBIENTE
Sabendo-se que a matriz energética mundial é composta predominantemente de fontes
não renováveis de energia, a relação entre produção de energia e o meio ambiente deve ser
sempre analisada.
Neste item serão apresentados os impactos ambientais da energia eólica e uma
comparação das emissões de gás carbônico (CO2) das diversas fontes de produção de energia
elétrica.
2.2.1 Impactos ambientais da energia eólica
Segundo Inatomi (2005), a produção de energia eólio-elétrica apresenta os seguintes
impactos ambientais principais:
a) Impacto visual: o impacto visual é algo subjetivo, pois algumas pessoas visualizam a
usina como um símbolo de energia limpa, enquanto outros acham que atrapalha a
paisagem. Também dever ser considerado o problema do movimento das sombras
provocadas pelas hélices quando da implantação de parques eólicos próximo a áreas
habitadas.
b) Emissão de ruído: já foi problema de maior relevância, porém com a evolução das
turbinas houve redução significativa nos níveis de ruído.
c) Interferência eletromagnética: os aerogeradores podem, em alguns casos, refletir ondas
eletromagnéticas, podendo interferir em sistemas de telecomunicações. Mesmo não
sendo interferências significativas, deve-se estudar mais detalhadamente se os parques
se localizarem próximos a aeroportos ou sistemas de telecomunicações.
d) Impacto sobre a fauna: os acidentes com pássaros que se chocam com as pás são
pouco freqüentes, pois as mesmas movem-se lentamente. Mesmo assim, devem-se
fazer estudos das rotas migratórias de pássaros para evitar a instalação de parques
nesses locais.
e) A circulação de ar é modificada pelas turbinas, o que pode afetar o clima local e gerar
micro-climas.
22
Segundo Custódio (2009), deve-se observar a possível existência de reservas ou
restrições ambientais na área em estudo, pois isso pode limitar as possibilidades de escolha do
local de instalação dos aerogeradores.
Todos esses impactos ambientais podem ser minimizados através de planejamento e
projeto adequado e uso de inovações tecnológicas.
Além desses fatores negativos, Langaro (2008) destaca que a energia eólica tem
características favoráveis em relação às demais fontes:
a) Não consome combustíveis fósseis;
b) Não produz resíduos radioativos;
c) Não tem emissões de poluentes atmosféricos;
d) A área do parque eólico pode ser utilizada para outros fins, como a pecuária e
agricultura;
e) Vantagem socioeconômica: permite acesso à energia elétrica a comunidades isoladas
do sistema interligado.
2.2.2 Produção de energia elétrica e os gases do efeito estufa
O setor de produção de energia é o maior contribuinte para as emissões de CO2 globais
como pode ser visto no Gráfico 6.
Outros
10%
Residencial
6%
Eletricidade
e calor
41%
Indústria
20%
Transporte
23%
Gráfico 6 – Emissão de CO2 por setor em 2009
Fonte: IEA, 2011
23
Sendo o CO2 um dos Gases do Efeito Estufa (GEE) e as emissões relacionadas com
energia elétrica representando a maioria das emissões desse gás, a luta contra as mudanças
climáticas tornou-se um fator fundamental para os criadores de políticas energéticas (governo
e outras instituições) e empresas de energia. Muito investimento adicional será necessário em
tecnologias para redução de CO2 na produção de energia elétrica (IEA, 2011).
O Quadro 2 apresenta a emissão de CO2 para diferentes tecnologias de geração de
energia elétrica.
Tecnologias
Emissão de CO2 nos estágios de produção de energia (ton/GWh)
Extração
Construção
Operação
Total
Carvão
1
1
962
964
Óleo
-
-
726
726
Gás natural
-
-
484
484
Na
4
300
304
<1
1
56
57
N
10
N
10
Nuclear
2
1
5
8
Eólica
N
7
N
7
Fotovoltaica
N
5
N
5
Grandes
N
4
N
4
N
3
N
3
Térmica
dos
oceanos
Geotérmica
Pequenas
Centrais
Hidrelétricas
hidrelétricas
Solar Térmico
Quadro 2 – Emissão de CO2 nos estágios de produção de energia para as diferentes fontes
Fonte: World Energy Council, 1993 apud Nascimento, 2003
Como pode ser visto no Quadro 2, a energia eólica está entre as quatro fontes de
energias que menos emite CO2. Sendo uma boa alternativa para a geração de energia elétrica
limpa.
A fim de reduzir as emissões de GEEs provenientes de diversas atividades humanas
foi firmado o Tratado de Kyoto em 1997. Neste tratado foi proposto um calendário pelo qual
os países desenvolvidos têm metas de redução dos GEEs e foram estabelecidos mecanismos
para o cumprimento dessas metas, entre eles o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo
(MDL) (FRONDIZI, 2009).
24
Nesse mecanismo, países em desenvolvimento podem implementar projetos que
contribuam para o desenvolvimento sustentável e que apresentam uma redução ou captura de
emissões GEEs, para obterem as Reduções Certificadas de Emissões (RCEs) ou créditos de
carbono (1 RCE equivale a 1 tonelada de CO2 equivalente). As RCEs emitidas por um
conselho executivo do MDL podem ser negociadas no mercado global. Como os países
desenvolvidos possuem cotas de redução de emissões de gases do efeito estufa, estes podem
adquirir as RCEs de desenvolvedores de projetos em países em desenvolvimento para auxiliar
no cumprimento de suas metas (FRONDIZI, 2009).
A presença de um mercado para as RCEs cria um valor para as reduções de emissões
que estimulam o investimento em áreas de produção de energia limpa que incialmente
poderiam ser menos atrativas do ponto de vista do retorno do investimento. Além disso, para
os países desenvolvidos, o custo para implementar projetos internos de reduções das emissões
pode ser maior do que através da aquisição de créditos de carbono (IEA, 2012b).
25
2.3 ANÁLISE FINANCEIRA
2.3.1 Demonstrativo de Resultado do Exercício
Segundo Rocha (2009), o Demonstrativo de Resultado do Exercício (DRE) é a
demonstração contábil que mostra o resultado líquido num período, através do confronto das
receitas, custos e despesas.
Para Ross (2002), a demonstração de resultado mede o desempenho durante um
período específico, um ano, por exemplo, e inclui as seguintes seções:
a) Seção operacional: receitas operacionais, custos e despesas associadas às
operações principais da empresa;
b) Seção não-operacional: receitas ou despesas financeiras, como juros de
financiamentos;
c) Valor dos impostos contra lucros;
d) Lucro líquido.
Nas despesas operacionais estão incluídas as despesas de depreciação: a depreciação
de um bem tangível (máquinas, equipamentos ou instalações) é um ajuste contábil, que é
incluída nas deduções do DRE e permite assim a redução do imposto de renda pago. Existem
tabelas legais que determinam a vida útil do ativo e sua taxa de depreciação anual (LEMES
JÚNIOR, 2005).
No Brasil, existem alguns impostos que incidem sobre a receita bruta (PIS/PASEP e
COFINS, por exemplo), estes também são apresentados no DRE. O Quadro 3 apresenta um
exemplo de DRE (MARTELANC, 2005).
26
DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS
2004
Receitas Brutas
120.000
(-) Impostos sobre as receitas
(18.000)
(-) Custos
(48.000)
(-) Despesas
(24.000)
(-) Despesas financeiras
(9.000)
(=) Lucro antes do IR e da CSLL
21.000
(-) IR e CSLL (34%)
(7.140)
(=) Lucro líquido
13.860
Quadro 3 – Exemplo de Demonstrativo de Resultado do Exercício
Fonte: Martelanc, 2005
2.3.2 Demonstração do Fluxo de Caixa
Segundo Lemes Júnior (2005), a demonstração do fluxo de caixa reflete o fluxo de
recursos para dentro e para fora da empresa, priorizando a visualização dos recursos
efetivamente disponíveis para a empresa e para seus acionistas. A estrutura dessa
demonstração compõe-se de quatro grupos de informações, são eles:
a) Disponibilidades – recursos com liquidez imediata;
b) Atividades operacionais – recursos inerentes à atividade fim da organização;
c) Atividades de investimento – relacionados à aquisição de bens necessários ao
desempenho das atividades da organização ou outros investimentos como
alternativa de aplicação de capital;
d) Atividades de financiamento – valores captados do mercado, dos sócios ou
acionistas e de terceiros para financiar as atividades da empresa.
Segundo Abreu Filho (2007), o levantamento do fluxo de caixa de uma empresa é a
base principal para a sua avaliação e para criação de projeções adequadas deve-se respeitar os
seguintes regras:
a) Trabalhar com moeda constante, fazendo referência a uma data-base – tratar a
inflação de modo consistente;
b) Verificar o fluxo de caixa após os impostos;
c) Considerar fluxos incrementais, não os acumulados;
27
d) Observar que saída de caixa é saída de recursos financeiros, dinheiro; depreciação,
por exemplo, não representa saída de caixa, e sim ajuste contábil;
e) Considerar o efeito indireto da depreciação via redução na saída de caixa para o
pagamento do imposto de renda;
f) Considere os valores que efetivamente se esperam de despesas a pagar e receitas a
receber.
A demonstração dos fluxos de caixa de uma empresa deve ser utilizada, em conjunto
com os demais relatórios contábeis, para auxiliar investidores, credores e outros interessados a
avaliar: a capacidade de geração de fluxos de caixa futuros positivos, a capacidade da empresa
em cumprir suas obrigações, em pagar dividendos e suas necessidades por financiamentos
externos (LEMES JÚNIOR, 2005).
2.3.3 Fluxo de Caixa Descontado
Segundo Martelanc (2005), a empresa são máquinas de gerar dinheiro e seu valor é
medido pelo montante de recursos financeiros que serão gerados no futuro, ou seja, pela sua
capacidade de gerar fluxos de caixa. Esses fluxos gerados, trazidos a valor presente, podem
ser comparados num momento zero: se o valor presente do fluxo de entradas for maior que o
fluxo de saída, então a empresa gera dinheiro.
Endler (2004) aponta que o método do Fluxo de Caixa Descontado se baseia na teoria
de que o valor de um empreendimento depende dos benefícios futuros que ele irá produzir,
levados para um valor presente, através da utilização de uma taxa de desconto. Para a
determinação do valor presente do fluxo de caixa de um único período utiliza-se a equação
abaixo:
VP (n) 
FC
(1  d ) n
Onde:
VP – valor presente (R$)
FC– valor do fluxo de caixa do período (R$)
n – período correspondente (anos)
d – taxa de desconto (%)
(2)
28
Segundo Abreu Filho (2007), somando-se o valor presente de todos os fluxos de caixa
na data zero e subtraindo-se do investimento feito na mesma data, tem-se o valor presente
líquido (VPL) do projeto. Um VPL positivo significa que o projeto vale mais do que custa, ou
seja, é lucrativo. Um VPL negativo significa que o projeto custa mais do que vale.
VPL  FC 0 
FC n
FC1
FC 2

 ... 
1
2
(1  d )
(1  d )
(1  d ) n
(3)
Onde:
VPL – valor presente líquido (R$)
FC – fluxo de caixa líquido do período (R$)
d – taxa de desconto (%)
n – vida útil do projeto (anos)
Segundo Abreu Filho (2007), em avaliações de projetos de empresas, costuma-se
utilizar fluxos de caixa reais em vez de nominais. Nos fluxos de caixa nominais, os números
representam valores na moeda adotada, cujo poder de compra está referenciado à data em que
o fluxo de caixa ocorre. Nos fluxos de caixa reais ou em moeda constante, os números
representam valores cujo poder de compra é referenciado à data de hoje, data zero. Exemplos
de fluxos de caixa real e nominal são apresentados no Quadro 4.
Considere um contrato que seja reajustado pela inflação (5%a.a.) e com valor na data de hoje de R$100mil.
Neste caso teríamos:
Fluxo
0
1
2
3
Nominal
100.000,00
105.000,00
110.250,00
115.762,50
Real
100.000,00
100.000,00
100.000,00
100.000,00
Considere agora um contrato de mesmo valor na data zero que não seja reajustado pela inflação. Quando o
contrato não é reajustado pela inflação seu poder de compra – medido pelo fluxo de caixa real – terá de decrescer
com o tempo a uma taxa igual a da inflação (5%)
Fluxo
0
1
2
3
Nominal
100.000,00
100.000,00
100.000,00
100.000,00
Real
100.000,00
92.238,10
90.702.95
86.383,76
Quadro 4 – Exemplos de fluxos de caixa reais e nominais
Fonte: Abreu Filho, 2007
29
Segundo Martelanc (2005), a avaliação do fluxo de caixa descontado pode ser feita
com base na projeção de fluxos de caixa em moeda nominal e em moeda constante. A
projeção em moeda constante estima os valores de receitas, custos e despesas considerando
que não há inflação. Entretanto alguns cuidados devem ser tomados, por exemplo:
a) Pela legislação tributária brasileira, a depreciação não sofre correção pela inflação;
b) A taxa de juros de financiamentos normalmente são taxas nominais (consideram a
inflação).
Dessa forma, a depreciação, juros e amortizações de financiamentos devem aparecer
descontados da inflação em um fluxo de caixa em moeda constante.
2.3.4 Taxa Interna de Retorno
Segundo Lemes Júnior (2005), a Taxa Interna de Retorno (TIR) é a taxa que iguala o
valor presente das entradas de caixa ao valor a ser investido no projeto. Matematicamente, ela
pode ser definida com a taxa de desconto que iguala as saídas às entradas do fluxo de caixa.
FC 0 
FC n
FC1
FC 2

 ... 
0
1
2
(1  TIR)
(1  TIR)
(1  TIR) n
(4)
Onde:
FC – fluxo de caixa líquido do período (R$)
TIR – taxa interna de desconto (%)
n – vida útil do projeto (anos)
Abreu Filho (2007), alerta que não existe uma forma simples para se calcular a TIR,
para um ativo que apresente n períodos de operação, tem-se uma equação do grau n para
resolver. Na prática, a TIR é obtida por um critério de aproximações com base no cálculo
numérico, é preciso utilizar uma calculadora ou um programa como o Microsoft Excel.
Segundo Lemes Júnior (2005), se a TIR do projeto é maior do que o custo de capital
da empresa significa que a empresa estará aumentando sua riqueza ao aceitá-lo. O custo de
capital da empresa é a Taxa Mínima de Atratividade (TMA) exigida pela empresa em seus
projetos de investimento, um padrão para tomada de decisões.
30
2.3.5 Análise de Sensibilidade
Segundo Weston (2000), muitas das variáveis de um fluxo de caixa de um projeto
estão sujeitas a uma distribuição de probabilidade, em vez de serem conhecidas com certeza.
Também destaca que se uma variável chave de entrada, muda, então a TIR do projeto também
muda. Sendo assim, a análise de sensibilidade indica quanto da TIR mudará em resposta a
uma mudança na variável de entrada, mantendo-se os outros fatores constantes.
A análise de sensibilidade começa com a solução de um caso básico empregando-se os
valores esperados para cada entrada, depois cada variável é alterada em vários pontos
percentuais específicos acima e abaixo do valor esperado, então um novo valor da TIR é
calculada para cada um desses valores (WESTON, 2000).
31
3 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS
A metodologia escolhida para a análise de viabilidade econômico-financeira foi a
sugerida pelo Manual de Avaliação Técnico-Econômica de Empreendimentos Eólio-Elétricos
(COPEL, 2007) com adaptações e modificações necessárias para que os dados e variáveis
sejam mais atuais e realistas (item 3.2).
Segundo
este
manual,
ao
analisar
uma
proposta
de
investimento,
o
empreendedor/investidor deve considerar o fato de estar perdendo a oportunidade de receber
retornos pela aplicação do mesmo capital em outros projetos e aplicações financeiras. O
empreendimento para ser atrativo deve render, no mínimo, a taxa de juros equivalente à
rentabilidade das aplicações correntes e de pouco risco, como a poupança e um fundo
conservador, essa é a Taxa Mínima de Atratividade (TMA).
Nesta análise financeira foi utilizado o método da Taxa Interna de Retorno (TIR), que
é a taxa de juros para a qual o valor presente das receitas torna-se igual aos desembolsos.
Também pode ser entendida como a taxa de remuneração do capital do investidor.
A TIR deve ser comparada a TMA para a decisão de aceitação ou não do projeto. Uma
TIR maior que a TMA indica projeto atrativo. Se a TIR é menor que a TMA, o projeto deixa
de ser atrativo.
O modelo adotado para cálculo de fluxo de caixa é o Fluxo de Caixa Descontado
(FCD), em moeda constante, utilizando o IPCA como índice para deflacionar os juros do
financiamento, suas amortizações e as depreciações das instalações.
A análise financeira foi realizada numa usina exemplo de 30MW, pois usinas menores
que 30MW possuem desconto de 50% na tarifa de transmissão. Após a determinação da TIR
foi realizada uma análise de sensibilidade variando-se alguns parâmetros do empreendimento
(tarifa de energia elétrica, fator capacidade da usina, custos, juros financiamento, preço do
RCE e percentual financiado) para verificar qual é influência dessas variações sobre a TIR.
Os parâmetros para a análise financeira foram coletados através de pesquisa em dados
secundários de livros, manuais e sites da internet das seguintes fontes: COPEL, ANEEL,
BNDES, Receita Federal, Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação, UNFCC, IEA e
Portal Brasil.
32
3.1 DETERMINAÇÃO DA PRODUÇÃO ANUAL DE ENERGIA E DOS CUSTOS
OPERACIONAIS
Os dados de desempenho das turbinas e eficiência da usina são agrupados no fator
capacidade – FC. Para usinas eólicas o FC situa-se entre 20 e 45% da capacidade instalada.
Assim a produção anual de energia é estimada por (COPEL, 2007):
 FC 
PAE  8760 * PINST * 

 100 
(5)
Onde:
PAE - Produção anual de energia (kWh)
PINST - Potência instalada (kW)
FC - Fator de capacidade (%)
Existem dois tipos de custos operacionais utilizados na análise de viabilidade de usinas
eólicas:
a) Custo de implantação: leva em conta somente as despesas de implantação da usina e é
medido em R$/kW ou US$/kW. Segundo a IEA (2012), o custo de implantação está
na faixa de US$ 1500,00 a US$ 2500,00/kW, conforme observado no Gráfico 7.
Para este trabalho, inicialmente, foi adotado o custo médio de U$ 2000,00 ou R$
3800,00/kW (cotação do dólar R$ 1,90).
ANO 2011
Carvão
Tipo da usina
Gás
Pequena Hidrelétrica
Grande Hidrelétrica
Biomassa
Eólica no mar
Eólica em terra
Solar
0
1000
2000
3000
4000
5000
Custo (U$/kW)
Gráfico 7 – Custo de implantação de usinas de energia elétrica por fonte
Fonte: IEA, 2012b
6000
7000
8000
33
b) Custo de geração de energia: leva em conta os custos de operação e manutenção
(O&M) anualizados ao longo dos 20 ou 30 anos da vida útil da usina. Os custos de
O&M incluem os custos de manutenção corretiva não programada, manutenções
preventivas programadas e de revisões gerais ou de trocas de subsistemas que também
podem ser agendadas. Outros custos operacionais são: pagamentos pelo aluguel da
terra, seguro, custos de transporte de energia, depreciação e encargos setoriais
(COPEL, 2007).
3.2 PREMISSAS, DADOS E VARIÁVIES DA ANÁLISE DE VIABILIDADE DO
EMPREENDIMENTO EÓLIO-ELÉTRICO
Os parâmetros de entrada da análise de viabilidade econômico-financeira, bem como
algumas equações utilizadas são apresentados a seguir.
Os dados de projeto da usina eólica exemplo de 30MW, bem como o valor da tarifa
(R$/MWh) condizente com o mercado de energia elétrica atual são apresentados no Quadro 5,
esses dados foram coletados das seguintes fontes: Custódio (2009), COPEL (2007) e ANEEL
(2011a).
34
PARÂMETROS
DE
DESCRIÇÃO
VALOR ADOTADO
PROJETO
Potência instalada
Somatório
da
potência
nominal
de
todos
os
30MW
aerogeradores
Fator de capacidade
Relação entre a produção média da usina no ano e a sua
bruta - FCB
produção na potência nominal instalada
Fator
de
É o percentual do tempo em que as máquinas estão
disponibilidade – FD
disponíveis a gerar energia
Perdas
Perdas de energia na rede interna da usina e na linha de
no
sistema
elétrico
35%
97%
4%
transmissão que conecta a subestação da usina ao Ponto
de Conexão na rede
Fator de capacidade
Calculado
a
partir
do
FCB,
descontando
as
líquido FCL
indisponibilidades de máquina e perdas da rede elétrica
FCL = FCB*FD*(1-Perdas)
até o ponto de conexão
Produção anual líquida
Quantidade total de energia entregue no ponto de
de energia
conexão, esse valor é calculado multiplicando-se a
Equação (5)
potência nominal pelo número de horas ano (8760) e pelo
FCL
Tarifa
de
energia
eólica (R$/MWh)
Média aproximada do valor dos leilões da ANEEL de
R$100,00
2011
Quadro 5 – Parâmetros de projeto da usina eólica de 30MW
Fontes: Dados da pesquisa
Como a maioria dos contratos de compra e venda de energia (CCVE) no mercado
regulado são de 20 anos, a análise financeira também teve essa duração. O Quadro 6 apresenta
os principais períodos utilizados na análise (COPEL, 2007).
PERÍODOS
DESCRIÇÃO
VALOR ADOTADO
Vigência do contrato de compra e
Tempo de 20 anos
20 anos
dos
Tempo de 20 anos
5% a.a.
pré-
Despesas com estudos dos ventos e demais
20% a.a.
venda de energia – CCVE
Depreciação
contábil
equipamentos
Depreciação
de
custos
operacionais
equipamentos necessários durante o projeto.
Tempo de 5 anos
Duração da análise
Quadro 6 – Períodos da análise do empreendimento eólio-elétrico
Fonte: Dados da pesquisa
20 anos
35
O cálculo da depreciação dos equipamentos trazidos a valor presente através do
desconto da inflação foi feito pela seguinte equação para o período de 20 anos (LEMES
JÚNIOR, 2005):
D e  (C I * 0,05) /(1  IPCA) n1
(6)
Onde:
De - depreciação dos equipamentos
C I - custo de implantação
IPCA – Índice de Preços ao Consumidor Amplo
n – período
O cálculo da depreciação dos custos pré-operacionais trazidos a valor presente através
do desconto da inflação foi feito pela seguinte equação (LEMES JÚNIOR, 2005):
D préop  (C préop * 0,2) /(1  IPCA) n1
(7)
Onde:
D préop - depreciação dos equipamentos
C préop - custos pré-operacionais
Os custos e despesas consideradas na análise financeira são apresentadas no Quadro 7.
Os dados desse quadro foram coletados das seguintes fontes: COPEL (2007), Custódio
(2009), ANEEL (2010), ANEEL (2004) e ANEEL (2011b).
36
DESPESAS
DESCRIÇÃO
VALOR ADOTADO
Custos de implantação
Conforme item 3.1a)
R$ 3800,00/kW
Custos pré-operacionais
Desembolsos com medições de ventos,
2% dos custos de implantação
projeto, licenças e outros
Custo de Operação e Manutenção
0,8% a 2,0% do custo de implantação
1% do custo de implantação
Arrendamento
1% da receita bruta
Seguro usina
0,3% do custo de implantação
Tarifa de transmissão de energia
Depende do ponto de conexão e para
R$1,50/kW
usinas até 30MW 50% de desconto da
tarifa de transmissão
Taxa de fiscalização dos serviços
R$ 1,93 por kW instalado para o ano de
de energia elétrica – TFSEE
2011
R$ 1,93/kW
Quadro 7 – Despesas relacionadas ao empreendimento eólio-elétrico
Fontes: Dados da pesquisa
Foi pesquisado junto ao BNDES (2012), os planos de financiamento disponíveis,
sendo encontrado um programa relacionado a Energias Renováveis, com as características
informadas no Quadro 8. A fonte de consulta da TJLP foi a Receita Federal (2012).
PARÂMETRO
DESCRIÇÃO
VALOR ADOTADO
Financiamento
BNDES = TJLP + 0,9% + 3,57%
Juros totais = 10,47%
Sistema de amortização constante (SAC)
Percentual
Até 80% do valor do investimento
investimento = 80%
BNDES máximo 16 anos
12 anos
Taxa de Juros de Longo Prazo
6% a.a.
Armortização
do
financiado
do
principal (anos)
TJLP
Quadro 8 – Financiamento do empreendimento eólio-elétrico
Fonte: Dados da pesquisa
Os cálculos relativos ao financiamento foram realizados pelo sistema de amortização
constante, utilizaram-se as seguintes equações (LEMES JÚNIOR, 2005):
Amortização=ValorFinanciado/PeríodoAmortização
(8)
37
Juros=SaldoDevedor*TaxaJuros
(9)
Prestação=Amortização+Juros
(10)
SaldoDevedorFinal=SaldoDevedor-Amortização
(11)
Esses cálculos foram efetuados para cada período, ao longo dos 12 anos, sendo
necessário dividir a amortização e os juros para trazer a valor presente.
AmortizaçãoDescontada=Amortização/(1+IPCA)n-1
(12)
JurosDescontado=Juros/(1+IPCA)n-1
(13)
O Quadro 9 mostra os impostos que incidem sobre a atividade de geração e
comercialização de energia elétrica e também apresenta o índice IPCA que foi utilizado como
índice para deflacionar os juros do financiamento, suas amortizações e as depreciações das
instalações. As fontes desses dados foram: Portal Brasil (2012), Custódio (2009), COPEL
(2007).
PARÂMETRO
DESCRIÇÃO
VALOR ADOTADO
Impostos e taxas
Programa de Integração Social (PIS) e o
1,65% da receita bruta
PIS/PASEP
Programa de Formação do Patrimônio do
Servidor Público (PASEP)
COFINS
Contribuição
para
Financiamento
da
7,60% da receita bruta
Seguridade Social.
CSLL
Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
9% sobre o resultado antes do imposto
de renda
IR
IPCA (inflação)
Imposto de renda sobre o resultado antes do
15% até 240mil
imposto de renda
Mais 10% sobre o excedente
Taxa que reflete a inflação
5,1%
Média dos últimos 12 meses em abril de 2012
Quadro 9 – Impostos sobre as atividades de geração de energia
Fonte: Dados da pesquisa
Os dados do Quadro 10 foram utilizados para cálculo da TIR considerando os créditos
de carbono. Esses dados foram coletados das seguintes fontes: Formulário de concepção do
projeto da Central Elétrica Eólica Palmares (2011), Frondizi (2009) e ICE (2012).
38
Para cálculo dos créditos de carbono tomou-se como base o projeto da Central Elétrica
Eólica Palmares de 42MW, que está aprovado como projeto MDL, e aplicou-se a regra de três
para determinação das reduções para uma usina de 30MW. No documento de concepção
daquela usina estima-se que ela reduzirá a emissão de aproximadamente 28500 tonCO2
anuais.
PARÂMETRO
DESCRIÇÃO
VALOR ADOTADO
Redução certificadas de
Tomado como base o documento de concepção
20300 ton CO2 a.a
emissões CO2 (RCEs)
de projeto de usina de 42MW aprovado no
142100 ton CO2 em 7 anos
órgão competente brasileiro para o MDL em
2011 (Central Elétrica Eólica Palmares)
Período de creditação
10 anos sem renovação
7 anos com 2 renovações
7 anos com até 2 renovações (21 anos total)
Preço da ton CO2 no
ECX CER = 3,6 euros
mercado europeu
Cotação euro 11/05/12 = R$2,52
Taxa
de
registro
de
projetos MDL
R$ 9,07
Taxa administrativa para registro do projeto
US$0,10/tonCO2
junto ao conselho executivo do MDL
primeiras 15000 ton CO2
U$0,20/tonCO2
para
para
além de 15000 ton CO2
Quadro 10 – Informações sobre créditos de carbono
Fontes: Dados da pesquisa
as
emissões
39
4 APRESENTAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS
A análise de viabilidade econômico-financeira foi realizada tomando-se como base
uma usina eólio-elétrica de 30MW, sendo elaborada uma planilha no software Microsoft
Excel para auxiliar na criação do Demonstrativo de Resultados, Fluxo de Caixa Descontado e
por fim na determinação da Taxa Interna de Retorno (TIR).
Inicialmente, foram realizadas duas análise de retorno do investimento:
a) Caso 1: Determinação da TIR, considerando como receita bruta apenas a receita
proveniente da venda de energia elétrica produzida na usina exemplo de 30MW;
b) Caso 2: Determinação da TIR, sendo acrescentada à receita bruta do item anterior, a
receita proveniente da venda de créditos de carbono para a mesma usina exemplo
de 30MW.
Apesar do esforço para trazer dados reais para a análise financeira, sabe-se que na
realidade as previsões não irão se concretizar exatamente conforme calculado inicialmente,
pois a incerteza está presente. Para se avaliar investimentos em condições de incerteza,
utiliza-se o método da análise de sensibilidade (COPEL, 2007).
Tomando-se como base a análise da usina eólica com receita proveniente da venda de
energia e de créditos de carbono, foi realizada uma análise de sensibilidade da TIR variandose cada um dos parâmetros a seguir:
a) Tarifa de energia elétrica (R$/MWh)
b) Fator de capacidade da usina (%)
c) Custo de implantação da usina (R$/kW)
d) Valor do crédito de carbono (R$/RCE)
e) Juros do financiamento (%)
f) Custo de operação e manutenção (% da receita bruta)
g) Percentual financiado do investimento
40
4.1 APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS
O arquivo gerado no software Microsoft Excel foi organizado em três planilhas:
a) Uma planilha contendo todas as variáveis de entrada para os cálculos, chamada:
“Dados”.
b) Uma planilha para cálculo do financiamento e da remuneração do capital próprio,
chamada: “Cálculos”.
c) Uma planilha para o Demonstrativo dos Resultados do Exercício e para o Fluxo de
Caixa Descontado, chamada: “DRE-FCD”.
A planilha “Dados para o Caso 1 - determinação da TIR, considerando como receita
bruta apenas a receita proveniente da venda de energia elétrica - é apresentada no Quadro 11.
Todos os valores da planilha “Dados” foram determinados ou definidos conforme
explicado no item 3.2.
Quadro 11 – Planilha “Dados” da análise econômico-financeira para o Caso 1
Fonte: Elaborado pela autora
41
A planilha “Cálculos” para o Caso 1 é apresentada no Quadro 12. Os valores do
financiamento nessa planilha foram determinados conforme equações (8), (9), (10), (11), (12)
e (13). As colunas JurosD e AmortizaçãoD, referem-se aos valores presente dos juros e
amortizações, respectivamente.
Para a remuneração do capital próprio foi utilizado juros correspondente à TJLP, com
período de 12 anos, semelhante a um financiamento com sistema de amortização constante
(Quadro 12).
Quadro 12 – Cálculos do financiamento e da remuneração do capital próprio
Fonte: Elaborado pela autora
A planilha “Dados” para o Caso 2 - determinação da TIR, sendo acrescentada à receita
bruta do caso anterior, a receita proveniente da venda de créditos de carbono para a mesma
usina exemplo de 30MW - é apresentada no Quadro 13.
O número de créditos de carbono adotado para essa análise foi de 20300 RCEs, tendo
como custo a Taxa Anual de Registro do MDL igual a R$ 4.864,00, os créditos poderão ser
comercializados por 21 anos ao preço de R$9,07. Todos esses valores foram explicados no
Quadro 10.
A planilha “Cálculos” para o Caso 2 é idêntica à do Caso 1 apresentada no Quadro 12.
42
Quadro 13 – Planilha “Dados” da análise econômico-financeira para o Caso 2
Fonte: Elaborado pela autora
O Demonstrativo de Resultados para os Casos 1 e 2 são apresentados nos Quadros 14
e 15, respectivamente.
O Fluxo de Caixa Descontado é apresentado nos Quadros 16 e 17, para os Casos 1 e 2,
respectivamente.
O cálculo da TIR foi realizado utilizando-se a fórmula sugerida pelo software Excel:
TIR(valores;estimativa)
(14)
Onde:
Valores - é uma matriz ou uma referência a células que contêm números cuja taxa
interna de retorno se deseja calcular
Estimativa - é um número que se estima ser próximo do resultado de TIR
Para os casos analisados, a TIR foi calculada tomando-se como valores a linha
chamada Fluxo de Caixa Líquido dos Quadros 16 e 17.
43
Quadro 14 – Demonstrativo de Resultados Caso 1
Fonte: Elaborado pela autora
Quadro 15 – Demonstrativo de Resultados Caso 2
Fonte: Elaborado pela autora
44
Quadro 16 – Fluxo de Caixa Caso 1
Fonte: Elaborado pela autora
Quadro 17 – Fluxo de Caixa Caso 2
Fonte: Elaborado pela autora
45
4.2 ANÁLISE DOS RESULTADOS
4.2.1 Taxa Interna de Retorno
Para o empreendimento eólio-elétrico, definido conforme parâmetros do item 3.2, temse a seguinte taxa interna de retorno:
TIR = -4,50%
Uma taxa de retorno negativa, indicando que esse tipo de empreendimento deve ser
incentivado ou subsidiado pelo governo ou outras instituições para ter-se algum retorno
financeiro. Ou deve ter algumas melhorias nas variáveis de entrada a fim de melhorar o
resultado (menor custo, mais receita, juros menores de financiamento, etc.).
A segunda análise feita foi para o mesmo empreendimento, sendo acrescentada à
receita bruta, a receita proveniente da venda de créditos de carbono. Neste caso, a TIR
encontrada foi:
TIR = -4,17%
Demonstrando que a os créditos de carbono contribuíram com aumento de 0,33 pontos
percentuais da TIR.
4.2.2 Análise de Sensibilidade
Os resultados da análise de sensibilidade, tomando-se como base a análise da usina
eólica com receita proveniente da venda de energia e de créditos de carbono, são apresentados
a seguir.
Os parâmetros a seguir foram variados de -20% a +20% cada um, para determinação
da variação TIR.
a) Tarifa de energia elétrica (R$/MWh)
b) Fator de capacidade da usina (%)
46
c) Custo de implantação da usina (R$/kW)
d) Valor do crédito de carbono (R$/RCE)
e) Juros do financiamento (%)
f) Custos de operação e manutenção (% da receita bruta)
O Quadro 18 apresenta a variação de cada um dos parâmetros, mostrando quais foram
os valores inseridos na planilha “Dados” para novo cálculo da TIR, cada item foi variado de
forma isolada, gerando o Gráfico 8.
Tarifa
FC
Custo implantação (CI)
(R$/Me) TIR(%) FC(%) TIR(%)
(R$/kW)
TIR(%)
Preço RCE
(R$/RCE) TIR(%)
Juros Financiamento
%
TIR(%)
Custo O&M
% do CI TIR(%)
80,00
-7,51 28,00
-7,51
3040,00
-0,35
7,26
-4,24
8,38
-3,10
0,80
-3,79
90,00
-5,79 31,50
-5,79
3420,00
-2,43
8,16
-4,20
9,42
-3,65
0,90
-3,94
100,00
-4,17 35,00
-4,17
3800,00
-4,17
9,07
-4,17
10,47
-4,17
1,00
-4,17
110,00
-2,62 38,50
-2,62
4180,00
-5,65
9,98
-4,14
11,52
-4,66
1,10
-4,41
120,00
-1,12 42,00
-1,12
4560,00
-6,95
10,88
-4,10
12,56
-5,13
1,20
-4,64
Quadro 18 – Variações de parâmetros e TIR resultante para análise de sensibilidade
Fonte: Elaborado pela autora
No Gráfico 8, a variação da tarifa e do fator capacidade tem a mesma influência sobre
a variação da TIR, e suas linhas aparecem sobrepostas.
0,00
-25%
-20%
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
-1,00
-2,00
-3,00
Tarifa
TIR (%)
Fator de Capacidade
Custo de implantação
-4,00
Preço RCE
Juros Financiamento
-5,00
-6,00
-7,00
-8,00
Variação (%)
Gráfico 8 – Análise de sensibilidade
Fonte: Elaborado pela autora
Custo de O&M
47
Observando-se o Gráfico 8, é possível verificar que os parâmetros que tem maior
influência sobre as variações da TIR são: tarifa, fator capacidade e custo de implantação.
Esses são os fatores onde se deve atuar preferencialmente para que o investimento tenha um
retorno melhor, dessa forma foram analisados separadamente nos itens 4.2.2.1, 4.2.2.2 e
4.2.2.3.
Variações nos juros do financiamento e custos O&M têm uma influência média na
variação da TIR, enquanto variações no preço dos créditos de carbono têm pouca influência.
Algumas combinações de fator capacidade, custo de implantação, juros do
financiamento, custos de O&M, tarifa e preço do crédito de carbono podem ser feitas para
aumento da TIR, pelo menos para atingir a TJLP.
Uma simulação melhorando todos os parâmetros da análise de sensibilidade em 10%
conforme Quadro 19, resultou numa TIR de 1,90%,
Tarifa
Custo implantação (CI) Preço RCE
Juros
FC (%)
(R$/Me)
(R$/kW)
(R$/RCE) Financiamento (%)
110,00
38,50
3420,00
9,98
9,42
Quadro 19 – Variações de todos os parâmetros em 10%
Custo O&M
% do CI
0,90
TIR
(%)
1,90
Fonte: Elaborado pela autora
Melhorando-se todos os parâmetros em 20%, conforme Quadro 20, a TIR encontrada
foi de 9,75%. Indicando que é possível ter retorno positivo e até mesmo acima da TJLP para
esses empreendimentos.
Tarifa
Custo implantação (CI)
Preço RCE
Juros
Custo O&M
FC (%)
(R$/MWh)
(R$/kW)
(R$/RCE)
Financiamento (%)
% do CI
120,00
42,00
3040,00
10,88
8,38
0,80
Quadro 20 – Variações de todos os parâmetros em 20%
TIR
(%)
9,75
Fonte: Elaborado pela autora
O custo de O&M pode ser diminuído através de utilização de ferramentas de
gerenciamento da manutenção tais como: manutenção produtiva total, manutenção centrada
em confiabilidade e demais programas de manutenção preventiva e preditiva. Além disso,
também pode haver redução desse custo através da automação de comandos, controles e
supervisões dos diversos sistemas da usina.
A diminuição da taxa de juros para financiamento de usinas eólicas também pode
contribuir para a melhoria dos resultados desses empreendimentos. Mas esse item não é
48
diretamente gerenciável pelo empreendedor, sendo assim deve-se buscar junto ao governo e
bancos os incentivos necessários para que haja redução das taxas.
Verificou-se também que os créditos de carbono têm pouca influência no retorno
financeiro. Porém, podem ser utilizados para melhoria da imagem da empresa junto à
sociedade, uma vez que os créditos de carbonos estão sempre associados a empresas que tem
boa responsabilidade sócio-ambiental.
4.2.2.1 Análise de sensibilidade à variação da tarifa de energia
Foi feita uma análise de sensibilidade para verificar em quanto deveria ficar a tarifa de
energia elétrica para que o projeto tivesse um TIR igual à 6% (TJLP). Encontrado valor da
tarifa igual a R$170,00. Este valor é 70% maior que o valor médio dos últimos leilões da
ANEEL (2011).
Como a tarifa de energia é fortemente influenciada pela concorrência, uma vez que as
vendas são efetuadas em leilões de energia, este é um parâmetro difícil de ser melhorado.
Além disso, há uma forte corrente no governo, indústria e sociedade geral para a redução da
tarifa de energia para os consumidores não deixando espaço para o aumento do MWh das
usinas.
A tarifa poderia ser aumenta, porém, com algumas ações voluntárias de compra de
energia a maior preço devido à conscientização das empresas e demais consumidores livres da
importância das fontes limpas.
4.2.2.2 Análise de sensibilidade à variação do fator capacidade
Foi feita a análise para verificar qual deveria ser o fator capacidade para chegar a uma
TIR igual à 6% (TJLP). Encontrado um valor de FC igual a 59,4% o que é tecnicamente
inviável, pois esses fatores situam-se entre 20 e 45% (COPEL, 2007).
O fator capacidade pode ser aumentado através de projeto adequado, escolha correta
do local, correto estudo dos ventos e através do desenvolvimento da tecnologia dos
aerogeradores.
49
4.2.2.3 Análise de sensibilidade à variação do custo de implantação
Foi feita a análise de sensibilidade para verificar qual deveria ser o custo de
implantação para a TIR igual a 6% (TJLP). Encontrado um custo igual à R$ 2248,00/kW, o
que é um custo, atualmente, inviável tecnicamente, pois os custos de implantação estão na
faixa de R$ 2850,00/kW a R$ 4750,00/kW, considerando cotação do dólar R$1,90 (Gráfico
7).
O custo de implantação também pode ser diminuído através do desenvolvimento da
tecnologia e do crescimento de uma indústria nacional de aerogeradores. O empreendedor terá
maior controle do custo de implantação apenas no que se refere ao controle efetivo dos
demais gastos: pessoal, logística, insumos, desperdícios de tempo e material, entre outros.
4.2.2.4 Análise do percentual financiado
Todas as simulações anteriores foram realizadas partindo-se da premissa que 80% do
valor do investimento seria obtido através de um financiamento do BNDES e 20% através de
capital próprio.
Considerando-se 50% capital próprio e 50% capital de terceiros (financiamento) a TIR
resultante foi de -2,38%.
Considerando-se o investimento com 100% de capital próprio, ou seja, sem
necessidade de financiamento, a TIR encontrada foi de -0,20%. A TIR sendo negativa indica
que esse empreendimento é financeiramente inviável.
50
CONSIDERAÇÕES FINAIS
Há que se considerar que a expansão da oferta de energia elétrica no Brasil passará
necessariamente pela construção de diversas usinas eólicas. Considerando que o potencial
eólico é de 143GW e a capacidade instalada atual é de apenas 1,4GW, tem-se muito potencial
a ser explorado dessa energia limpa e renovável.
Porém, as medidas político-econômicas atuais não são suficientes e as condições de
mercado não são favoráveis para permitir que esse desenvolvimento seja mantido. O governo,
a indústria e o mercado precisam se envolver para providenciar as condições com as quais o
investimento em renováveis e outras tecnologias de baixo carbono possam se desenvolver.
Verificou-se neste estudo que com parâmetros médios de mercado e com as
características atuais de projeto de usinas eólicas, a Taxa Interna de Retorno apresenta valor
negativo, indicando que esse tipo de empreendimento gera prejuízos, ao invés de lucros.
Apesar da tentativa de obter dados reais e atuais para a análise financeira, essa é
sempre cercada de incerteza e há variáveis que dependem de cada projeto, dessa forma é
necessário analisar cada caso de uma forma mais detalhada e também realizar uma análise de
sensibilidade a variações de cada parâmetro.
Através da análise de sensibilidade realizada neste trabalho, foi possível verificar que
os parâmetros que tem maior influência sobre o retorno do investimento e que, por isso,
devem receber maior atenção são: tarifa de energia elétrica, fator capacidade e custo de
implantação. Os juros do financiamento e custos de operação e manutenção têm uma
influência média na variação da TIR, enquanto o preço dos créditos de carbono tem pouca
influência.
Como a tarifa de energia é fortemente influenciada pelo mercado e pelo governo, este
é um parâmetro difícil de ser melhorado. A menos que haja programas de incentivos à fonte
eólica, como já ocorreu com o PROINFA. Ou com algumas ações voluntárias de compra de
energia a maior preço devido à conscientização das empresas e demais consumidores livres da
importância das fontes limpas.
O custo da implantação e o fator capacidade podem ser melhorados através de projeto
adequado, escolha correta do local, estudo dos ventos e o desenvolvimento da tecnologia dos
aerogeradores.
51
Os custos de operação e manutenção podem ser diminuídos através de utilização de
ferramentas de gerenciamento da manutenção e através da automação de comandos, controles
e supervisões dos diversos sistemas da usina.
Quanto à taxa de juros de financiamentos, deve-se buscar junto ao governo e bancos
os incentivos necessários para que haja redução das taxas.
A comercialização de créditos de carbono, mesmo tendo pouca influência no resultado
financeiro, deve ser considerada, pois traz pequeno benefício econômico, mas traz grande
destaque para empresa junto à sociedade pela responsabilidade ambiental envolvida.
Apesar de, num primeiro momento, o investimento nesse tipo de energia parecer
pouco atrativo, com alguns ajustes político-econômicos, alguns incentivos à pesquisa e ao
desenvolvimento da indústria de aerogeradores, com projeto adequado, planejamento e
controle, as usinas eólicas poderão dar significativa contribuição para o desenvolvimento
sustentável do país.
52
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