Fontes Eletrica: Comparat Investiment necess, Custos/ Perdas

 

Fontes Eletrica: Comparat Investiment necess, Custos/ Perdas

RESUMO –

Em geral, os consultores especializados mais, sem deméritos, professores, mestres, doutores, catedráticos e, sobretudo, os alunos de diversas universidades, faculdades e instituições – públicas ou privadas - temos muitas dificuldades para compararmos os valores corretos e honestos a investir (tecnicamente chamados de CAPEX ou de NPC) nas diversas fontes geradores elétricas e/ou térmicas; idem dos seus custos operacionais geradores bem próximos dos efetivos (tecnicamente chamados de OPEX ou de LCOE parciais) e, sobretudo, dos dados das LCOE finais (Levelized Costs of Electricy), não sendo estes LCOE os preços finais de entregas ou de vendas aos consumidores de cada fonte (os LCOE finais representam um índice que indica o valor de venda ou entrega da energia necessário para recuperar os custos de investimento e operação, não representando a contribuição energética da usina para a segurança de suprimento e outros custos incorridos ou evitados para o sistema com a sua operação).

Verdades que há diversos dados como dos acima perdidos nos mercados e nos diagnósticos, mas, poucos são confiáveis (sobretudo nos tocantes as perdas de potencias geradoras mais com perdas de transportes e os custos com transportes e distribuições, todos quase sempre bastante inflados, como verás), pois também já há muita fake news nos poucos diagnósticos e projeções publicadas ou não, além de ocorrências crescentes de muitos lobbies empresariais e até de órgãos estaduais etc.., cada um, tentando levar a melhor sardinha para seus pratos e/ou tentar (e até forcar) atraírem muitos investimentos errôneos (tipo propagandas enganosas, boa parte talvez até para captar sócios incautos e/ou mesmo talvez para muito impulsionar emissões de até perigosas e crescentes IPO na BMF/BOVESPA). Também tudo se faz pelas vendas atuais e futuras de energias e com, pretensos, menores investimentos, com menores custos geradores e menores LCOE, infelizmente (o que também ocorre e muito nos países externos, sobretudo na Asia, na África e em parte da Europa).

Contudo, recente, achamos bons diagnósticos e dados confiáveis recentes (2018) como abaixo (69 páginas), não somente comparativos, como seletivos, prospectivos, ambientalmente corretos e, pelo que parece, totalmente isentos e confiáveis, além de projetivos até 2026 e 2035. São diagnósticos e projeções firmadas pela Consultoria privada paulista “Escolhas” (dados e projeções que seriam bem mais de responsabilidades das EPE/MME e/ou ANEEL/MME, mas...., se não estivessem tão parados). Obtive tais dados, ainda que parciais/resumidos, de forma publica, vez que divulgados pela Internet (link completo e sobre como contactá-los, ao final). A Consultoria Escolhas/PSR trata-se de Associação Civil sem fins econômicos, formalizada em agosto de 2015 e fundada para qualificar o debate sobre sustentabilidade.

Que fique bem claro que os números apresentados a seguir, embora obtidos com dados internos até setembro/2018, referem-se muito mais a projeções com acréscimos mínimos para 2026 (e com estimativas para 2035), ou seja, com pequenas adequações e projeções cientificas (vide lista de softwares utilizados no diagnostico) para as expansões necessárias/possíveis das ofertas por todas as fontes no PDE = Plano Decenal de Expansão - para 2026 e para 2035.

Como resumo curto, veremos que: 1) Os menores valores a investir ocorrerão nas captações solares fotovoltaicas (R$ 3.600/MW) e nas eólicas (R$ 4.000/MW) quase a metade dos valores projetados para as hidroelétricas (R$ 8.000/MW), valores estes que se distorcem e quase que se anulam com as altas perdas geradoras previstas de 75%-77% nos pés das plantas de solares FV (com FC =  Fator de Capacidade de apenas 23%-25% da potência original) e perdas geradoras de 56%-64 nos pés das fazendas eólicas e perdas medias de 58% pelas hidroelétricas UHE e perdas de apenas 2% nas térmicas flexíveis a gás por ciclo aberto CA, mas de elevados 14%-56% das térmicas a gás por ciclo combinado CC, tudo isto fora as pequenas perdas finais com transportes, como se verá; 2) Os menores custos operacionais geradores (OPÈX) nos pés das plantas serão de apenas R$ 15/Kw ano, obviamente, das usinas hidroelétricas UHE, ampliando para R$ 35/Kw ano nas termoelétricas a gás e para elevados R$ 40/Kw ano nas solares e PCH e, para incríveis e elevadíssimos, R$ 85/Kw ano nas eólicas de diversos locais; 3) Os menores custos com transportes elétricos futuros serão os das usinas geradoras à base de queima de biomassas e de apenas R$ 3,73 /KW mês; após das usinas solares FV (média de R$ 4,99 /kW mês); das  PCH pequenas centrais elétricas e  das UTE termoelétricas (média de R$ 5,33/KW mês). Em sentido inverso e bem mais caros, teremos as eólicas com custos medianos (R$ 6,41/Kw mês); as  hidroelétricas (em média por R$ 7,82/Kw mês, ou seja, mais que o dobro ante as gerações por biomassas e  57% mais caras do que pelas solares fotovoltaicas PV; 4) Bem ao contrário dos sempre muitos divulgados como fatores negativos de algumas fontes - talvez por leigos ou consultores/ articulistas expertos -, as perdas médias previstas com transportes desde a fonte até o consumo final serão bem baixas e de apenas 1,76% na média das solares FV; de 1,51% nas eólicas; de 1,43% nas hidroelétricas UHE; de 1,11% nas PCH; de 1,05% nas usinas com queimas de biomassas e apenas de 0,70% nas termoelétricas; 6) Os níveis das emissões de Co2 mais de seus preços futuros para sequestros/não-emissões mais de possíveis formas de compensações financeiras – ou perdas de renda – com tais operações de carbono e por cada fonte são detalhadas ao final do diagnóstico.

DIAGNÓSTICOS (Dados projetados para 2026 e estimados para 2035):

A projeção de demanda considera um crescimento do PIB de 2,9% ao ano no período 2027-2030 e de 3,0% ao ano no período 2031-2035.

Considerando as projeções de aumento da demanda mais da eficiência energética e da evolução da elasticidade e do consumo/PIB, o crescimento da demanda para o período 2027-2030 pode ser de 3,1% a.a. e para o período 2031-2035 de 2,8% a.a..

Destaca-se que “a lista de atributos considerados neste estudo não é exaustiva. Dessa forma, não foram considerados os seguintes atributos: (i) atributos socioambientais (adicionais à emissão de CO2) tais como geração de emprego; desenvolvimento de cadeias produtivas e benefícios associados; desenvolvimento e melhora de condições socioeconômicas de comunidades locais; emissão de poluentes locais e regionais; uso do solo ou interações do nexo água-energia-solo, entre outros; (ii) benefício do menor tempo de construção para auxiliar no gerenciamento da incerteza no crescimento da demanda; (iii) maior incerteza com relação a atrasos e custo de investimento devido à concentração de investimentos em um único projeto; (iv) vida útil dos equipamentos”.

Relembramos que os LCOE representam apenas um índice que indica o valor da energia necessário para recuperar os custos de investimento e operação, não representando a contribuição energética da usina para a segurança de suprimento e outros custos incorridos ou evitados para o sistema com a sua operação.

Vê-se no gráfico da página 12 que, excetuando os valores recebidos como incentivos temporários pelas termoelétricas a Gás Natural GN CC “ciclo combinado” do Sudeste ou do Nordeste ou a Gás Natural Liquefeito GNL (subsídios e outros incentivos recebidos), os custos somados/acumulados (valores totais a investir e detalhados por cada origem) das hidroelétricas (UHE) chegarão a R$ 8.000 /MW gerado, ante R$ 3.600 nas solares FV do Nordeste e do Sudeste e de R$ 4.000 nas eólicas do S e do SE. Tais custos contemplam as somas dos LCOE + serviços de geração + custos de infraestrutura + custos com subsídios e incentivos (vide figura 24).

Assim, se constatam que as hidrelétricas UHE e muitas PCH já atingiram seus limites geradores, considerando a condição sistêmica para o ano de 2026 nos atributos de confiabilidade, robustez e outros. Também, até como negativo parcial nas eólicas, outro exemplo claro desse esgotamento das hidros é o uso atual de termoelétricas e de boa parte da interconexão entre as regiões Sudeste e Nordeste para compensar a variabilidade da geração eólica na região Nordeste, vez que as hidros não estão dando conta de suprir.

Já a figura 25 “mostra o impacto que o atributo subsídios causa no custo final das fontes, sendo o maior entre todos os atributos analisados no estudo. Observa-se, por exemplo, a fonte solar fotovoltaica no NE que, retirando-se os subsídios, teve seus custos de energia aumentados de R$ 157/MWh para R$ 292/MWh (quase o dobro) e representando a fonte mais favorecida pelos incentivos e benefícios já recebidos. Já as eólicas no NE, a terceira mais favorecida, tiverem seus custos aumentados de R$ 110/MWh para R$ 195/MWh, também via subsídios e ajudas. As PCH, a quarta fonte mais favorecida pelos incentivos recebidos, teve seus custos aumentados de R$ 213/MWh para R$ 285/MWh”.

Assim, subsídios são a principal componente que potencialmente causam distorções nos custos das fontes. Os principais são os descontos nas TUST - Tarifa do Uso do Sistema de Transmissão - mais nos encargos dos financiamentos mais nas baixíssimas tributações sobre os lucros presumidos. Este último incentivo leva os geradores a desenvolverem seus projetos através de módulos menores, aumentando potencialmente os custos para o sistema graças à redução no ganho de escala.

Outro fator fundamental para analise são os diversos índices de FC = Fator de Capacidade medidos em % de perdas da potência efetiva ou possível, que indicam as perdas geradoras ocorridas já no pé da planta (não as perdas totais até chegarem no consumidor).

Vejam que mesmo com os menores valores a investir (CAPEX ou NPC), nas gerações (captações) solares, as perdas são altíssimas (média de 75%-77%), pois o FC somente chega a 23%-25%. Já nas eólicas o FC flutua de 36% a 44% conforme a região (perdas de 56% - 64%) e nas UHE o FC médio é de 58% (nelas, os valores a investir são elevadíssimos, mas haverá perdas geradoras medias de apenas 42%, bem abaixo das demais fontes, mas ainda sem levar em conta as baixas perdas previstas nos transportes mais nas distribuições finais).

Notem, o baixíssimo custo da geração de energia OPEX na tabela da página 24 (não se trata do preço final de venda ao consumidor) será de apenas R$ 15/ Kw MÉDIA ANO pelas usinas UHE, as maiores geradoras do Brasil, a maioria bem distantes dos consumidores (vez que cerca de 70% da nossa população e das fabricas ficam até 350 km das praias e entre 30% e 60% já habitam as cidades litorâneas em alguns estados, o que tende a ampliar) – vide figura 13 com os muitos eixos de transportes nos linhões. Então ocorrem algumas perdas com transportes, mas, o pior, é que há elevados custos de transmissão até chegarem aos consumidores. Nas PCH e nas solares FV, o OPEX também ficará no máximo em R$ 40/Kwh (ambas um pouco acima dos OPEX das termoelétricas a gás de R$ 35/kw). Incrivelmente, notem os elevadíssimos OPEX das eólicas dos diversos locais por R$ 85/Kw.  

Em termos dos baixos custos finais de transportes elétricos gerados segundo eles, (tabela 3 e calculados pela Consultoria pela metodologia Aumann-Shapley), os menores estimados até 2026 (considerando-se as necessárias expansões dos diversos sistemas geradores até aquele ano) seriam os das usinas geradoras a base de queima de biomassas, pois, em geral, as demandas ficam bem próximas das fontes (cerca de apenas R$ 3,73 /Kw mês) mais das usinas solares FV (média de R$ 4,99 /Kw mês) e, na sequência, na média das PCH  - pequenas centrais hidroelétricas - e das UTE – usinas termoelétricas - e também bem próximas das demandas e com custos médios de R$ 5,33/Kw mês. Em sentido inverso – pelos motivos contrários de transmissões em médias a longas distancias – os custos médios das eólicas são medianos e de R$ 6,41/Kw mês. Já os custos mais elevados, obviamente, são os das hidroelétricas de quaisquer portes e locais, ficando em média por R$ 7,82/Kw mês, ou seja, mais que o dobro ante as gerações por biomassas (R$ R$ 3,73/Kw mês) e 57% mais caras do que pelas solares fotovoltaicas PV (R$ 4,99 /Kw mês).

Além dos custos com transmissão, também temos as perdas com tais transportes e entregas, relativamente baixas em relação ao que outros consultores, órgãos e imprensa não especializadas muito divulgam.

Aqui, pela ordem decrescente e todas projetadas e descritas na tabela 4 em % de perdas médias previstas com transportes desde os pés das geradoras até o consumo final, e pelas médias dos locais e tipos, teremos: 1) Solar fotovoltaica com 1,76%, no máximo de 3,68%; 2) Eólicas com 1,51% e no máximo de 1,98%; 3) Hidroelétricas UHE com 1,43% (chegando a 3,10% no máximo); 4) PCH com 1,11% no máximo de 1,22%; 5) Biomassa com 1,05% e 6) UTE Térmicas com 0,70%.

Na tabela 12, também projetaram os custos futuros das emissões de carbonos e já medidos por acréscimos na conta de R$/|MWh, ficando entre R$ 18/MW a R$ 28/MW nas termoelétricas a gás e a GNL. Em todas as demais fontes, tais custos com emissões de C02 foram próximas a R$ 0,00/MWh, obviamente.

Quanto aos preços das mitigações de carbono futuro (custos de emissões de Co2) projetou-se que ficariam US$ 10 /tCO2 e US$ 55 /tCO2, conforme as fontes, o que neste último valor equivale ao preço marginal de 95% das emissões cobertas pelas iniciativas analisadas pelo Banco Mundial. A análise considera taxa de câmbio de 3,60 R$/1,00 US$. O Banco mundial prevê preços futuros variando entre entre US$ 1/tCO2 e 139 US$/tCO2, mas a maior parte ficaria entre US$ 10 e US$ 55/tCO2.

Na tabela 11, podem-se ver as principais fontes comparadas de emissões de C02 e também, já transformadas em R$/MWh, descritas como Fatores de Emissão, obviamente bem maiores nas UTE e um pouco nas biomassas e, mínimas, nas demais fontes comparadas.

Grato pela leitura e analises.

FIM

Prof. Climaco Cezar de Souza - VIVAMELHOR AMBIENTAL – contatos: [email protected]