EPE atualiza custos de geração e transmissão para expansão da oferta

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) publicou mais um caderno anexo ao Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2034, dessa vez com as estimativas de custos das fontes de geração consideradas como oferta para a expansão de energia elétrica, assim como os custos referenciais de expansão das interligações entre os subsistemas. Entre os destaques, nuclear, Resíduos Sólidos Urbanos, eólica offshore e carvão constam com as maiores máximas de Capex, ao contrário de Gás Natural Liquefeito (GNL), solar, biomassa e gás natural.

O objetivo da publicação é dar transparência e publicidade aos dados de entrada utilizados no Modelo de Decisão de Investimento (MDI) na elaboração do PDE 2034. São utilizadas projeções de custos baseadas em informações de amostras nacionais e de referências internacionais, além de dados de vida útil econômica que são avaliados a partir da vida útil dos equipamentos e prazos contratuais estabelecidos para cada fonte nos leilões de energia. A taxa de câmbio foi de R$ 5,22/US$ e a de desconto de 8% ao ano.

No caso das grandes variações percentuais nas referências de Capex consideradas para os aerogeradores no mar e usinas a carvão, a EPE justifica pelos valores médios observados em publicações internacionais nos últimos anos, visto a ausência ou pouca disponibilidade de dados nacionais referentes a essas fontes de geração.

Estratificação de taxas, encargos e impostos

Para a maioria das fontes renováveis é considerado o regime de lucro presumido, no qual o cálculo dos impostos é baseado em uma presunção de lucro. Observa-se que a parcela mais significativa é referente a Tarifa de uso do sistema de distribuição ou transmissão (TUSD ou TUST). Em média, essa parcela corresponde a 56% do valor total de taxas, encargos e tributos, com PIS/COFINS vindo depois com 23%.

Para térmicas despacháveis, a maior parcela é referente ao Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (IR + CSLL) que, em média, corresponde a 41% do valor total de taxas, encargos e tributos. PIS/COFINS aparece em seguida, com 31%.

CVU

Foram estipulados ainda novos tipos de modelos de negócio para UTEs a gás natural, gerando diferentes níveis de CVU, sendo estabelecidos os seguintes níveis de inflexibilidade operativa: nula (100% flexível) e 50% (sazonal), para as usinas a GNL e 70% (sazonal) e 100% (flat), para as usinas conectadas a gasodutos. O modelo de GNL com inflexibilidade nula foi representado com os dois tipos de ciclo: combinado e simples (ou aberto). Os valores na tabela abaixo.

Já as estimativas de CVU das outras termelétricas despacháveis foram geradas pela avaliação de dados de projetos nacionais, assim como referências internacionais. Biomassa por Cavaco de Madeira ficou em R$ 250/MWh; Carvão Nacional em R$ 180/MWh e a Nuclear em R$ 50/MWh.

Repotenciação

Na parte de modernização de usinas, foram definidos três patamares, com Capex de referência de R$ 1.000/kW, R$ 1.700/kW e R$ 2.300/kW, com O&M geral de R$ 30/kW. Para retrofit de térmicas foi utilizada referência de 40% do Capex de uma usina nova para o custo relativo a possível realização da modernização de ativos em fim de contrato (comercialização de energia). Já a resposta da demanda ficou com valores de custo fixo de R$ 204,82/kW ao ano e variável de R$ 716,80/kW sem Geração Própria, enquanto com Geração Própria os valores aparecem em R$ 177,15/kW ao ano e R$ 716,80/kW.

Transmissão

Para as estimativas nos custos do segmento de transmissão, foram considerados efeitos de 0,4% e 1% de encargos da TFSEE e P&D Aneel. E com base nas premissas utilizadas para os cálculos do Custo Anual da transmissão, harmonizadas com a metodologia de cálculo da RAP-Teto dos leilões, a relação entre o Custo Anual e o Investimento correspondente a 13%. Abaixo constam todos os valores do levantamento. Entre os destaques, a Interligação Nordeste-Sul, Manaus-N tem o maior custo de implantação.