2.7.7 Venda de Energia Elétrica

No caso estudado toda energia gerada, 30 KW/h, será vendida a empresas permissionárias de distribuição pelo Valor Normativo gerando todas as receitas do empreendimento em questão.

Existem outras opções tais como acordos bilaterais, no entanto para o âmbito desse estudo de caso adotou-se a venda de toda energia gerada pelo valor normativo, portanto sendo este o valor padrão.

A Lei 9.648 de 27 de maio de 1998 apresenta, dentre outros itens, a nova forma de relacionamento entre concessionários e autorizados de geração e permissionários de distribuição onde a compra e venda de energia passam a ser de livre negociação, observadas as condições de transição no período – 1998-2005. Dentro da legislação retro-citada existem algumas particularidades tais como a revisão dos valores de repasse no caso de mudança relevantes na cadeia de produção de energia elétrica no Brasil, que é de extrema importância considerando que o horizonte de planejamento da central em questão é de 20 anos.

Na atualização dos valores normativos a ANEEL analisou diferentes projetos de geração hidro e termelétricos adotando parâmetros econômicos – financeiros coerentes com as atuais estruturas de financiamento e prazos praticados pelos empreendedores em instalações de energia elétrica. A tabela 03 apresenta os valores normativos reposicionados para janeiro de 2001.

Baseado no que foi explicado acima se chegou a um valor anual de receita gerada de R$ 34.272,00 da venda da energia. Foi considerado para esse cálculo que a usina irá operar 8000 h por ano e que o valor normativo se permanecerá constante durante esses 20 anos. Como se trata de uma planta de cogeração a energia elétrica que se deixa de gastar pode ser contabilizada como receita. Comparando as duas geladeiras por absorção utilizadas com outras de mesma capacidade, mas à compressão, apresentariam um consumo de energia de 100kWh/mês. Ao mesmo custo a receita seria de R$1.322,22, perfazendo uma receita total de R$35.594,22.

2.7.8 Financiamentos

Como se trata de um empreendimento onde os custos de investimentos são altos torna-se necessário conseguir junto a entidades autorizadas, financiamentos que tornem mais atrativos empreendimentos dessa natureza.

Tendo em vista isso, se analisa um caso onde se tem um financiamento do BNDES da linha do programa de Apoio Financeiro a Investimentos Prioritários no Setor Elétrico. Esse programa tem por objetivo contribuir efetivamente para o estímulo a implantação, em curtíssimo prazo, dos projetos de expansão da capacidade instalada do sistema elétrico brasileiro, apoiando investimentos de geração através de usinas hidrelétricas, usinas termelétricas, Cogeração e Transmissão. A taxa de juros aplicada para esses tipos de financiamentos é a TJLP (Taxa de Juros a Longo Prazo – para gastos locais) + cestas de moedas (para materiais e equipamentos importados) + spread de risco.

Para estas condições chegou-se a um valor médio de taxa de juros para o financiamento em torno de 15%, que será usado par os devidos fins no estudo de caso. Os prazos para pagamento da dívida serão determinados em função da capacidade de pagamento do empreendimento da empresa ou grupo econômico, contemplando um período de carência que pode ser de até 06 meses e um período de amortização que poderá ser de até 12 anos após a conclusão do projeto.

O nível de participação nos financiamentos para termelétricas é de no máximo 80 %. Ao se analisar uma proposta de investimento, deve ser considerado o fato de se estar perdendo a oportunidade de auferir retornos pela aplicação do mesmo capital em outros projetos. A nova proposta para ser atrativa deve render, no mínimo, o custo de capital da empresa. Para o caso, adotou-se uma TMA de 18% que é um valor comumente utilizado para esse tipo de empreendimento.

2.7.9 Valor Presente Líquido (VPL)

Representa o resultado de todos os valores do fluxo de caixa calculados para a data zero, levando em consideração a taxa de juros do período. Encontrou-se o valor de R$ -253.250,51 para a condição analisada. Este valor mostra que a usina não é viável economicamente com os valores atuais da biomassa e da energia elétrica no mercado.

2.7.10 Análise de Sensibilidade

Na analise de sensibilidade é estudado o efeito que a variação de um determinado dado de entrada pode ocasionar nos resultados. Quanto uma pequena variação num parâmetro altera drasticamente a rentabilidade do projeto, diz-se que o projeto é muito sensível a este parâmetro e poderá ser interessante concentrar esforços para obter dados menos incertos. Para análise em questão variou-se o preço do briquete, o valor normativo da energia elétrica e o investimento por kW instalado, os resultados foram comparados e apresentados em gráficos e tabelas. Os critérios adotados foram:

1. Valor original e variação de ± 20% no valor normativo;

2. Valor original e acréscimo de 20% nos investimentos;

3. Valor original e custo zero do briquete.

Como já se sabe que, para o valor de mercado do briquete ao preço normativo do kWh, a implantação de sistemas desta capacidade é inviável economicamente adotou-se as situações indicadas na tabela 04. A probabilidade do valor e investimento inicial apresentarem queda é muito menor que apresentar crescimento, portanto adotou-se somente este caso. Os indicadores econômicos calculados nesta análise foram o VPL, a TIR e o PayBack. Analisando-se a tabela 4 pode-se verificar que somente foram viáveis os casos onde o custo do briquete foi nulo, mantendo-se o investimento inicial ou aumentando-se em 20% com valores normativos originais ou com crescimento de 20%. A figura 10 mostra a comparação do valor do VPL em cada caso. Os casos 4, 5, 10 e 11 mostraram-se viáveis economicamente, conforme discutido e o valor do VPL foi relativamente pequeno em todos os casos. A figura 11 mostra a evolução da TIR em cada caso. Os valores onde aparece nulo a TIR foi inexistentes. Pode-se verificar que dentre os casos que se apresentaram viáveis o mais interessante foi o caso 5, com uma TIR de 31,3%.

Neste caso o valor do investimento não foi alterado, a receita aumentou em 20% e os custos foram somente de O&M, ou seja, biomassa gratuita. Os casos sem indicação apresentaram valores superiores há 20 anos e não são de interesse.

A figura 12 mostra a evolução do PayBack. A melhor opção foi de 5,36 anos (caso 5). Neste período todo o investimento será recuperado. Além disso, o empreendimento teve a rentabilidade desejada (TMA) e ainda recebeu um adicional de R$ 76.041,38.

A situação do caso 5, onde a biomassa é gratuita, aplicam-se nas propriedades agrícolas grandes produtoras de arroz que processam o arroz entregando já embalado, caso dos projetos de produção de arroz irrigado do Rio Formoso, no Tocantins. Nestes casos, muitos produtores não tinham o que fazer com a casca do arroz que eram descartadas e queimadas. A casca era simplesmente ajuntada em montanhas com várias toneladas. Com a vinda de investidores na área avícola, boa parte da casca passou a ser comercializada para aplicação em camas de frango, outra fração passou a ser vendida para olarias, tanto in natura como na forma de briquetes.

No entanto, uma parcela considerável ainda não tem aplicação e é descartada da forma tradicional. Como a cultura o arroz irrigado é energointensiva, a utilização desta casca para produção de energia elétrica, seja na forma de briquetes, seja in natura, seja em leito fluidizado, é uma possibilidade para diminuir os custos de produção e, ainda, minimizar o impacto ambiental do descarte dos resíduos. As cinzas decorrentes da combustão na caldeira podem ser utilizadas para auxiliar na calagem do solo. O CO2 gerado será sequestrado novamente, fechando-se o ciclo do carbono.

Como visto, este sistema gerando 30KW é muito pequeno e não se apresentou viável, com acréscimo máximo de 10% no investimento inicial pode-se aumentar a potência gerada. Considerando o custo inicial do briquete, o valor mínimo que torna o sistema viável economicamente (VPL=0,00), além de melhorar a eficiência termodinâmica, é 73,23kW de potência gerada. O valor da TIR é obviamente 18% e o Pay Back é de 5,35 anos. Portanto, instalando-se um sistema com capacidade para gerar 75KW (valor e equipamento disponível no mercado), ter-se-á um sistema economicamente viável.