anÁlise da viabilidade econÔmico-financeira: projeto de

DANIELA DA SILVA GUMIEIRO

ANÁLISE DA VIABILIDADE ECONÔMICO-FINANCEIRA:

Projeto de Ampliação da Cogeração em uma Planta

Sucroenergética no Estado do Paraná

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao curso MBA em Gerenciamento de Projetos, de Pós-Graduação lato sensu, Nível de Especialização, da FGV/IDE como pré-requisito para a obtenção do título de Especialista.

Orientador: Professor Arnaldo Lyrio Barreto

MARINGÁ – PR

2018

ii

FUNDAÇÃO GETULIO VARGAS

PROGRAMA FGV MANAGEMENT

MBA EM GERENCIAMENTO DE PROJETOS

O Trabalho de Conclusão de Curso

Análise da Viabilidade Econômico-Financeira: Projeto de Ampliação da

Cogeração em uma Planta Sucroenergética no Estado do Paraná.

elaborado por Daniela da Silva Gumieiro

e aprovado pela Coordenação Acadêmica do curso de MBA em Gerenciamento de

Projetos, foi aceito como requisito parcial para a obtenção do certificado do curso de

pós-graduação, nível de especialização do Programa FGV Management.

Maringá, 15 de setembro de 2018.

André Barcaui

Coordenador Acadêmico Executivo

Professor Arnaldo Lyrio Barreto

Orientador

iii

TERMO DE COMPROMISSO

A aluna Daniela da Silva Gumieiro, abaixo assinado, do curso de MBA em

Gerenciamento de Projetos, Turma VII do Programa FGV Management, realizado

nas dependências da FGV Maringá, no período de 28/10/2016 a 15/09/2018, declara

que o conteúdo do Trabalho de Conclusão de Curso intitulado Análise da Viabilidade

Econômico-Financeira: Projeto de Ampliação da Cogeração em uma Planta

Sucroenergética no Estado do Paraná é autêntico, original e de sua autoria

exclusiva.

Maringá, 15 de setembro de 2018.

Daniela da Silva Gumieiro

iv

Dedico este trabalho aos meus pais

Aparecido Gumieiro e Wanda F. da Silva.

v

AGRADECIMENTOS

Todo desprendimento de esforços nunca é realizado por uma só pessoa, até porque,

sós, nunca estamos: Deus se faz onipotente e nos direciona para as escolhas certas

tomadas. Dessa forma, primeiramente, eu agradeço ao Senhor por estar a todo o

momento em minha vida, guiando, protegendo e me amando. Em segundo lugar,

tenho a total consideração por Eduardo Ignácio Baptista, o qual sempre esteve

presente no meu desenvolvimento profissional, sugerindo temas e trabalhos

desafiadores em minha carreira, além de servir de inspiração e exemplo para a

busca do conhecimento. Aos familiares e amigos, pela compreensão, paciência e

suporte na felicidade e dificuldades. Não posso deixar de estimar a Trecsson

Business- Maringá e ao corpo docente deste local, onde a capacitação ocorre da

melhor forma possível e, em especial, ao meu orientador Arnaldo Lyrio Barreto, cuja

motivação para conclusão do trabalho foi de suma importância.

vi

RESUMO

Trata-se um projeto de ampliação para cogeração de uma planta sucroenergética, localizada no noroeste do Paraná. Os estudos analisam o cenário da cogeração sob a ótica de alguns pesquisadores e explana a representatividade e o potencial da biomassa perante a esse nicho de mercado. Após as pesquisas de caráter bibliográfico, a análise de campo foi executada com a situação atual, na qual a geração de energia se dá em 25,67 MWh e se aborda uma nova proposta de geração, de 52,87 MWh. Todos os equipamentos e acessórios para a indústria e agrícola foram levantados e, com isso, estipulado o investimento necessário. Portanto, foi possível a aplicação de indicadores financeiros, os quais demonstraram que o projeto é viável. Sendo o pay back de 6 anos, 4 meses e 29,76 dias, a TIR fica em 19,87 % maior que a TMA, de 10%, e o VPL positivo, com valor de R$ 115,71 milhões. Conclui-se que o aumento de exportação de energia, além de gerar rentabilidade junto aos principais produtos da unidade produtora, açúcar e etanol, fornece uma energia ecologicamente correta, contribuindo com a sustentabilidade do país e atendimento de demandas futuras na matriz energética.

Palavras-Chave: Cogeração, Viabilidade ecônomico-financeira; Sucroenergético.

vii

ABSTRACT

This is an expansion project for cogeneration of a sucroenergetic plant, located in the

northwest of Paraná. The studies analyze the scenario of cogeneration from the

perspective of some researchers and explain the representativeness and potential of

biomass in this market niche. After the bibliographic research, the field analysis was

performed with the current situation, in which the power generation occurs at 25.67

MWh and a new generation proposal of 52.87 MWh is addressed. All the equipment

and accessories for the industry and agriculture were raised and, with this, stipulated

the necessary investment. Therefore, it was possible to apply financial indicators,

which demonstrated that the project is viable. With the pay back of 6 years, 4 months

and 29,76 days, the TIR is 19,87% higher than the 10% TMA and the positive VPL,

with a value of R$ 115,71 million. It is concluded that the increase in energy exports,

besides generating profitability with the main products of the Plant, sugar and

ethanol, provides an ecologically correct energy, contributing to the sustainability of

the country and meeting future demands in the energy matrix.

Keywords: Cogeneration; Economic-financial Viability; Sucroenergetic.

viii

LISTA DE ABREVIATURAS

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

ACL – Ambiente de Contratação Livre

ACR – Ambiente de Contratação Regulada

BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

CBN – Central Brasileira de Notícias

CCEAR – Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado

CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

COPEL – Companhia Paranaense de Energia

CPFL – Companhia Paulista de Força e Luz

EPE – Empresa de Pesquisa Energética

GW – Gigawatt

GWh - Gigawatt – hora

IBGE – Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística

MME – Ministério de Minas e Energia

MVA – Megavolt-ampère

MW – Megawatt

MWh – Megawatt-hora

ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico

PAR – Plano de Ampliações e Reforços

PIB – Produto Interno Bruto

SAC – Sistema de Amortização Constante

SIN – Sistema Interligado Nacional

TIR – Taxa interna de retorno

TLP – Taxa de longo prazo

TMA – Taxa mínima de atividade

TWh – Terawatt-hora

UHEs – Usinas Hidrelétricas

UNICA – União da Indústria de Cana-de-açúcar

ix

UNICOP – Unidade Copersucar de Produção

VPL – Valor presente líquido

x

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Fluxo da cogeração .................................................................................... 21

Figura 2. Mapa de distribuição elétrica ...................................................................... 27

Figura 3. Fluxo do PAR. ............................................................................................ 30

Figura 4. Processo da ACR ....................................................................................... 33

Figura 5. Relacionamentos do ONS .......................................................................... 34

Figura 6. Fluxograma resumido da planta industrial. ................................................. 40

Figura 7. Balanços de vapor e energia consumidos e gerados pela planta na

situação atual ............................................................................................................ 44

Figura 8. Balanços de vapor e energia consumidos e gerado pela planta na situação

proposta .................................................................................................................... 49

GRÁFICOS

Gráfico 1. Taxas médias de crescimento anual por período ..................................... 26

xi

LISTA DE TABELAS

Tabela 1. Bioeletricidade em geral para a rede por tipo de combustível, 2017 (GWh) ......... 18

Tabela 2. Consumo de energia e geração para a rede pela biomassa, SIN (GWh) ............. 19

Tabela 3. Processamento de cana de açúcar na região centro sul (toneladas).................... 20

Tabela 4. Consumidores Industriais - Consumo total por Subsistema em GWh................... 24

Tabela 5. Consumidores Industrias - Autoprodução por Subsistema em GWh .................... 24

Tabela 6. Consumo de eletricidade na rede total por Subsistema em GWh ......................... 25

Tabela 7. Participação das Concessionárias ....................................................................... 31

Tabela 8. Premissas para cálculos do balanço atual ........................................................... 42

Tabela 9. Consumos específicos das turbinas do preparo e moenda .................................. 42

Tabela 10. Premissas para cálculos do balanço proposto ................................................... 47

Tabela 11. Consumos das Turbinas de Moenda .................................................................. 47

Tabela 12. Diferenças Situação Atual x Situação Proposta: Indústria + Agrícola ................. 50

Tabela 13. Custos de Instalação Industrial .......................................................................... 50

Tabela 14. Equipamentos e Acessórios - Indústria .............................................................. 50

Tabela 15. Equipamentos e estrutura- Agrícola ................................................................... 53

Tabela 16. Investimentos totais ........................................................................................... 54

Tabela 17. Base de cálculo para Fluxo de Caixa ................................................................. 56

Tabela 18. Premissas Industriais e Agrícolas....................................................................... 56

Tabela 19. Receitas e custos ............................................................................................... 58

Tabela 20. Sistema de Amortização Constante - Taxa operações diretas ........................... 59

Tabela 21. Sistema de Amortização Constante – Prorenova- Ano 01 .................................. 60

Tabela 22. Sistema de Amortização Constante – Prorenova- Ano 02 .................................. 60

Tabela 23. Fluxo de caixa em milhões de Reais .................................................................. 63

Tabela 24. Cálculo Pay Back - em milhões de Reais ........................................................... 64

Tabela 25. Análise dos indicadores do Projeto .................................................................... 64

xii

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 13

2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ............................................................................ 16

2.1 Aspectos relevantes da cogeração e fontes de energia .................................. 16

2.2 Evolução do consumo e demanda da matriz energética ................................. 21

2.3 Processos envolvidos em um Projeto de Cogeração ...................................... 28

2.4 Indicadores financeiros para viabilidade em projetos ...................................... 34

3. METODOLOGIA ................................................................................................... 38

4. ESTUDO DE CASO .............................................................................................. 39

4.1 Análise da capacidade instalada ..................................................................... 39

4.2 Projeção da capacidade de ampliação ............................................................ 46

4.3 Aplicação de indicadores financeiros ............................................................... 54

5. CONCLUSÃO ....................................................................................................... 66

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................... 68

13

1. INTRODUÇÃO

O marco da revolução industrial na Inglaterra no século XVIII, no qual muitos

processos manuais foram substituídos por máquinas, apresenta vestígios dessas

transformações até os dias de hoje, em escala mundial. A tecnologia está em

ascensão, conceitos de melhoria contínua estão cada vez mais sendo difundidos.

Produtividade, custos baixos, qualidade: aliados a sustentabilidade, fazem parte do

vocabulário de quem quer sobreviver no mercado e todas essas questões se fazem

presentes no ramo empresarial, não podendo se esquecer das famílias que também

estão buscando comodidade, agilidade e conforto dentro e fora dos seus lares.

Em meio a essas situações, para alcançá-las, observa-se um aumento na

demanda da energia elétrica existente. De acordo com a Empresa de Pesquisa

Energética (2017), a população brasileira, de 2016 até 2026, aumentará em 13

milhões. Os domicílios sairão de 66.435.000 para 77.799.000, ou seja, um aumento

de 17,10%. A capacidade instalada dos principais seguimentos consumidores de

energia elétrica – alumínio, alumina, bauxita, siderurgia (aço bruto), pelotização,

ferroligas, cobre, soda-cloro, petroquímica (eteno), celulose, pasta mecânica, papel

e cimento – aumentará e demandará 3,2 % a mais da energia elétrica consumida.

Com o advento da cogeração e a possibilidade de exportação de energia

elétrica, além da competitividade no mercado, as empresas passaram a se

preocupar com a eficiência das suas máquinas térmicas para atender a demanda

térmica e eletromecânica (FIOMARI, 2004).

No dicionário, o prefixo “co” expressa a ideia de companhia ou simultaneidade

e, quando se associa a geração, o termo ganha mais importância, ainda mais nos

tempos de hoje, em que produtividade é a palavra para a obtenção de resultados. A

cogeração é uma das alternativas mais adequadas para as plantas de usinas de

açúcar e álcool, papel e celulose, entre outras, para aumentar sua produção, sem

causar danos ao meio ambiente (FIOMARI, 2004).

A Copel identificou um aumento de 3,4% no consumo de energia elétrica

dentro do mercado atendido pela empresa. Uma das causas é que as indústrias do

Paraná voltaram a crescer, segundo o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística

14

(IBGE) (CBN, 2018). Dessa forma, a Companhia Paranaense de Energia (COPEL)

apresentou, em seu planejamento estratégico, o interesse na produção de energia

voltada para a biomassa, considerada um futuro na matriz energética (JORNAL DO

PARANÁ, 2017).

De acordo com Ortigara (2017 apud JORNAL DO PARANÁ, 2017), da

Diretoria de Desenvolvimento de Negócios da COPEL, a ideia é sair das

dependências da energia hidrelétrica, cuja participação se dá na ordem de 95%, e

aumentar o potencial da energia de biomassa, através de uma energia

ecologicamente correta.

Segundo Jõao Batista Meneguetti e Júlio Batista Meneguetti, a viabilidade de

expansão da cogeração para o setor em estudo está diretamente ligada à

capacidade que a COPEL terá de dispor de linhas de transmissão suficientes para

tal investimento (JORNAL DO PARANÁ, 2017).

Quando se fala em otimização de todas as atividades existentes dentro de

uma organização, o cenário sucroenergético se caracteriza como um bom exemplo.

A partir da matéria prima cana de açúcar, e seu processo de produção de etanol e

açúcar, são gerados vários subprodutos reaproveitáveis e de lucratividade. Cita-se,

segundo Gumieiro (2014): bagaço (geração de energia térmica, elétrica, etanol de

segunda geração, entre outras), vinhaça (fertirrigação nas lavouras e produção de

biogás), torta de filtro (aplicada na lavoura), levedura (secagem para nutrição

animal), óleo fúsel (indústrias químicas e de cosméticos) e o gás carbônico (CO2).

O subproduto utilizado para a cogeração é o bagaço, o qual, devido ao seu

alto poder calorífico, se torna um combustível para a geração de energia renovável

ou, ainda, considerada energia limpa, sendo considerada muito importante dentro da

matriz energética do país, tanto no aspecto de atendimento à demanda de consumo,

bem como em aspectos ambientais.

No intuito de aumentar o porcentual de lucratividade gerado por este

subproduto na receita de uma empresa, localizada no noroeste do Paraná, perante

seus principais produtos, açúcar e etanol, o presente trabalho tem, por objetivo,

analisar a viabilidade econômica e financeira para um projeto de ampliação da

cogeração, através de indicadores financeiros, visto o interesse da expansão e apoio

da COPEL no ramo sucroenergético.

15

A Unidade Produtiva, em questão, pertence a um grupo com mix açucareiro,

ranqueado como uma das maiores empresas no seguimento de açúcar e álcool do

Brasil. A Unidade Industrial já conta com a venda do excedente de energia, porém,

para a ampliação, se faz necessário todo um redimensionamento da planta existente

(equipamentos e processos) para identificar a capacidade máxima de geração e

exportação. Isso se deve ao fato de que a energia gerada deve atender

primeiramente a operação e apenas seu excedente ser destinado à venda.

“A cogeração diversifica e amplia os produtos de comercialização de uma usina

de açúcar, amortizando as oscilações de preço dos seus principais produtos”

(BAPTISTA, 2002, p. 9). Portanto os objetivos específicos para o estudo, que devem

ser atendidos, são:

Uma abordagem teórica sobre o tema exposto, averiguando o que

outros pesquisadores pontuam;

Explanação da comercialização da energia elétrica através da

biomassa;

Análise do potencial energético;

Identificação da situação e capacidade (equipamentos/processos) da

planta industrial para um projeto de expansão, assim como todas as

necessidades de aquisições ou melhorias para atender a nova

demanda;

Aplicação de indicadores financeiros para a tomada de decisão em

relação à viabilidade econômico financeira.

16

2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA

2.1 Aspectos relevantes da cogeração e fontes de energia

No final da década de 80, a produção combinada de energia térmica e

potência voltou a ser priorizada no contexto de políticas energéticas, visando à

minimização dos impactos ambientais provocados por outras fontes de energia.

Assim, a cogeração adquiriu importância, pois foram decisivas as tendências de

desregulamentação da indústria elétrica em alguns países, além da adoção de

política de racionalização de energia com objetivos de mais longo prazo (FIOMARI,

2004).

A cogeração é a geração simultânea de energia mecânica e térmica, a partir

de uma fonte primária de energia. Do ponto de vista empresarial, significa a

possibilidade de uma redução de custos, com a diminuição de dependência

energética (BAPTISTA, 2002).

Coelho et al. (2002 apud FIOMARI, 2004) apontam as vantagens da

cogeração:

Estratégicas: gerações descentralizadas. Na região Sudeste e Centro Oeste a

geração ocorre no período seco, podendo completar a geração da

hidrelétrica;

Econômicas: uso de combustível e equipamentos nacionais;

Sociais: Utilização da mão de obra rural;

Ambientais: combustível limpo e renovável.

A União da Indústria de Cana-de-açúcar (UNICA, 2018) aponta a

bioeletricidade como uma geração distribuída, renovável e sustentável, que possui

os seguintes benefícios:

Benefício da complementariedade com hidroelétrica: estima-se que, em 2017,

se tenha poupado o equivalente a 17% da água nos reservatórios do

submercado Sudeste/Centro-Oeste, no período seco do ano, que é

coincidente com a safra sucroenergética.

17

Redução das perdas de transporte da energia e economia de investimentos

em transmissão, pelo fato da geração de bioeletricidade ocorrer próxima aos

grandes centros consumidores e de forma distribuída.

Cadeia produtiva nacional consolidada e associada, principalmente, ao

desenvolvimento da produção de etanol, a qual é representada por centros de

excelência em pesquisa e desenvolvimento de novas tecnologias.

Geração de investimento e emprego de qualidade: o Banco Nacional de

Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) teve um total de R$ 7,4

bilhões de desembolso com a geração de energia elétrica no setor

sucroenergético, de 2008 até 2017. Estima-se que apenas a bioeletricidade

sucroenergética tenha proporcionado um total de quase 200 mil empregos

diretos à economia brasileira;

Evita a emissão de Gases de Efeito Estufa: estima-se que, em 2017, a rede

tenha evitado a emissão de aproximadamente 7,5 milhões de CO₂ na

atmosfera, equivalente ao cultivo de 53 milhões de árvores nativas ao longo

de 20 anos.

Traz confiabilidade ao sistema: sua maior previsibilidade e confiabilidade são

consideradas por ser uma fonte sazonal, mas não é intermitente como são as

fontes eólica e fotovoltaica. Isso significa que contribui na mitigação dos

efeitos da expansão das fontes intermitentes na matriz elétrica brasileira.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL, 2017) aponta que 80,6 %

das fontes de energia são renováveis, enquanto 19,4 % não são renováveis. Sendo

que a primeira possui 119 GW de potência instalada (fiscalizada), com 2.194 usinas

em operação. E a segunda, com 28,8 GW de potência instalada (fiscalizada) e 2.400

usinas em operação. A estratificação das fontes renováveis se dá: hídrica (64,57%),

biomassa (9,45%), eólica (6,51%) e solar (0,02%). Enquanto as não renováveis

representam: fóssil (18,11%) e nuclear (1,34%).

“Entre as termelétricas, o Brasil conta com 531 usinas que utilizam a

biomassa como fonte renovável de energia. Com 14 GW de potência instalada,

representa 9,4% do total (ANELL, 2017, on-line)”.

18

“... a previsão da ANEEL é que a expansão da geração no país, em termos de capacidade instalada, seja liderada pelas usinas hidrelétricas de grande porte (UHEs), com 3.097 MW (52% do total de 5.966 MW), sendo seguida pela fonte eólica com previsão de entrada de 1.599 MW em 2018 (27% do total) e pela fotovoltaica com 828 MW (14% do total). As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) devem acrescer 175 MW em 2018 (3% do total) e as fontes fósseis e biomassa participarão com 136 MW e 131 MW, respectivamente, respondendo por 2% cada fonte do total de acréscimo de capacidade instalada previsto para este ano” (UNICA, 2018, p. 04).

De acordo com Tomaz (2015), no sistema convencional, 65% da energia do

combustível fóssil é transformada em calor e perdida no meio ambiente e 35% é

utilizada na geração de energia elétrica. No sistema de cogeração, 35 % também é

utilizada, porém, apenas 15 % são perdidos, o restante pode ser utilizado como

fonte de energia térmica. A Tabela 1 estratifica a bioeletricidade por tipo de

combustível:

Tabela 1. Bioeletricidade em geral para a rede por tipo de combustível, 2017 (GWh)

Origem Geração para a rede (GWh) %

Bagaço de cana de açúcar 21.444 84,15

Biogás-Resíduos sólidos urbanos 706 2,77

Biogás-Agroindustriais 14 0,05

Capim elefante 127 0,50

Carvão vegetal 41 0,16

Casca de arroz 60 0,24

Gás de alto forno-Biomassa 182 0,71

Licor Negro 2.506 9,83

Resíduos florestais 402 1,58

Biogás- resíduos animais 0 0,00

Total 25.482 100,00 Fonte: UNICA (2018), dados básicos da CCEE (2018), informação de geração no centro de gravidade

A Tabela 2 aborda o comportamento do porcentual de biomassa pelo

consumo de energia, de janeiro até abril de 2018. O último mês é o início oficial da

safra sucroenergética (UNICA, 2018).

19

Tabela 2. Consumo de energia e geração para a rede pela biomassa, SIN (GWh)

Meses Consumo de Energia

SIN Geração pela

biomassa %

Biomassa/Consumo

jan/18 48.349 602 1,2

fev/18 43.513 577 1,3

mar/18 48.322 952 2,0

abr/18 44.456 2.192 4,9

Total 2018 184.640 4.323 2,3 Fonte: UNICA (2018), dados básicos da CCEE (2018)

Ortigara (2017 apud JORNAL DO PARANÁ, 2017) menciona que, de todos os

setores, o mais estruturado é o da cana, das 26 unidades industriais em

funcionamento, no qual apenas sete cogeram e exportam seus excedentes. Há um

potencial de 1.000 MW no Paraná.

“O fato da plantação de cana-de-açúcar estar localizada principalmente no submercado SE-CO, faz com que as centrais de geração a biomassa localizem-se próximas aos centros consumidores, reduzindo a necessidade de construção de grandes linhas de transmissão e as respectivas perdas de transmissão” (SUCRE, 2018 p. 11).

Souza (2000 apud BAPTISTA, 2002) traz a Usina de São Francisco, em

Sertãozinho, como a primeira a comercializar a energia de cogeração com a

Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL em 1987. As vantagens competitivas

foram: proximidade ao mercado consumidor, ganhos em produtividade, produção em

períodos críticos para o sistema (seca), confiabilidade no fornecimento, possibilidade

de associação com outras fontes, sinergia com demais produtos da indústria, auxílio

ao meio ambiente e rápido desenvolvimento tecnológico.

“Além do açúcar e do álcool, principais produtos de uma usina, nos dias

atuais, o bagaço também passou a ser um produto valorizado, principalmente com o

advento da cogeração para a venda de energia” (FIOMARI, 2004, p. 13). Tauper

(1998 apud BAPTISTA, 2002) apontam as frações físicas deste subproduto:

Fibra: 45%;

Sólidos Insolúveis: 2,5 %;

Sólidos Solúveis: 2,5 %

20

Água 50 %

Carli (1995 apud BAPTISTA, 2002, p. 13) cita que “uma tonelada de cana

moída gera cerca de 250 kg de bagaço, que nestes valores médios apresenta um

poder calorífico (quantidade de caloria liberadas na combustão completa de um Kg

do combustível) entre 1.775 e 2. 250 Kcal/kg”.

Em caldeiras de 21,5 kgf/cm², o consumo específico de bagaço é de 500 kg/t

de vapor e de 15 a 23 kWh/tonelada de cana processada, enquanto uma caldeira de

61 kgf/cm² tem chegado a mais de 100 kWh/tonelada de cana moída (BAPTISTA,

2002).

A UNICA (2018), em seu relatório de final de safra 2017/2018, aponta os

Estados de maior processamento de cana de açúcar na região centro sul, sendo

estes em ordem crescente, na Tabela 3:

Tabela 3. Processamento de cana de açúcar na região centro sul (toneladas)

Estados Moagem %

São Paulo 357.142.342 59,89

Goiás 70.621.968 11,84

Minas Gerais 64.956.358 10,89

Mato Grosso do Sul 46.940.207 7,87

Paraná 37.047.410 6,21

Mato Grosso 16.134.127 2,71

Espírito Santo 2.380.657 0,40

Rio de Janeiro 1.061.788 0,18

Rio Grande do Sul 44.822 0,01

Total 596.329.679 100 Fonte: UNICA (2018) - Adaptado pelo autor

21

Filho (2009) demonstra o processo padrão da cogeração, através da Figura 1:

Figura 1: Fluxo da cogeração.

Fonte: PESSINE (2008) apud FILHO (2009)

2.2 Evolução do consumo e demanda da matriz energética

Para a Empresa de Pesquisa Energética, em 2017, tendo como ano base

2016, do Balanço Energético Nacional, os consumidores de energia no Brasil foram:

Indústrias: 33%;

Transportes: 32,4%;

Residências: 9,7%;

Setor Energético: 10,3%;

Agropecuária: 4%;

Serviços: 4,9 %;

Uso não energético: 5,8 %.

As projeções de consumo, de acordo com a empresa de Pesquisa Energética,

2017, são para os anos:

2016: 517 TWh;

2021: 613 TWh;

22

2026: 744 TWh;

Sendo que a variação porcentual anual de 2016 para 2021 se dá em 3,5%, de

2021 para 2026 se caracteriza em 3,9 % ao ano e, quando comparado de 2016

até 2026, a ordem é de 3,7 % ao ano de consumo de energia.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) (2018) conceitua no atlas de

energia elétrica alguns termos utilizados, são eles:

Sistema Interligado Nacional (SIN): Conjunto de instalações para geração e

transmissão de energia elétrica. Abrange a maior parte do território nacional

– as regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte do Norte. A

coordenação da operação das usinas é feita pelo Operador Nacional do

Sistema Elétrico (ONS);

Empresa de Pesquisa Energética (EPE): Empresa pública federal, vinculada

ao Ministério de Minas e Energia (MME). Sua finalidade é prestar serviços na

área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor

energético;

Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): Entidade de direito privado,

sem fins lucrativos, criada em 26 de agosto de 1998, cuja responsabilidade é

a coordenação e controle da operação das instalações de geração e

transmissão de energia elétrica no SIN, sob a fiscalização e regulação da

Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL);

Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL): Está vinculada ao Ministério

de Minas e Energia (MME, criado pela Lei 9.427, de 26 de dezembro de

1996). Tem como atribuições a regularização e fiscalização da geração, da

transmissão, da distribuição e da comercialização da energia elétrica,

atendendo reclamações de agentes e consumidores com equilíbrio entre as

partes e em beneficio da sociedade; mediar os conflitos de interesses entre os

agentes do setor elétrico e entre estes e os consumidores; conceder, permitir

e autorizar instalações e serviços de energia; garantir tarifas justas; zelar pela

qualidade do serviço; exigir investimentos; estimular a competição entre os

operadores e assegurar a universalização dos serviços;

23

Ministério de Minas e Energia (MME): no ano de 2003, a Lei n° 10.683/2003

definiu como competências do MME as áreas de geologia, recursos minerais

e energéticos, aproveitamento da energia hidráulica, mineração, metalurgia,

petróleo, combustível e energia elétrica, incluindo a nuclear. Em 2004, as

secretarias de Planejamento e Desenvolvimento Energético; de Energia

Elétrica; de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis, Geologia,

Mineração e Transformação Mineral;

Sistemas Isolados: Conjunto de instalações para geração e transmissão de

energia elétrica não conectados ao SIN. Localizam-se na região da Amazônia.

Concessionária: Agente de concessão federal para prestar o serviço público

de distribuição ou transmissão ou geração de energia elétrica;

Ambiente de Contratação Livre (ACL): Segmento no qual se realizam as

operações de compra e venda de energia elétrica, objeto de contratos

bilaterais livremente negociados, conforme regras e procedimentos;

Ambiente de Contratação Regulada (ACR): Segmento no qual se realizam as

operações de compra e venda de energia elétrica entre agentes vendedores e

agentes de distribuição, precedidas de licitação, ressalvados os casos

previstos em lei, conforme regras e procedimentos;

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE): Concessionária ou

permissionária de serviços e instalações de energia elétrica e consumidores

livres, integrantes da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

e sujeitos às obrigações e direitos previstos na convenção, nas regras e nos

procedimentos de Comercialização.

Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR):

também denominado de Contrato Bilateral, é um instrumento que define as

regras e condições para a comercialização de energia elétrica proveniente de

empreendimentos de geração existentes ou futuros;

Contrato Bilateral: Instrumento jurídico que formaliza a compra e venda de

energia elétrica entre Agentes da CCEE. Estabelece preços, prazos e

montantes de suprimento em intervalos temporais determinados.

Poder concedente: “A União ou entidade por ela designada”.

24

A Empresa de Pesquisa Energética (2017) demostra, por subsistema na

Tabela 4, o consumo por região no Brasil, em que é possível notar um aumento de

3,2 % ao ano, de 2016 até 2026, para os consumidores industriais.

Tabela 4. Consumidores Industriais - Consumo total por Subsistema em GWh

Subsistema 2016 2021 2026 2016-2026 %

ao ano

Norte 14.323 18.093 22.751 4,7

Nordeste 13.133 15.223 19.674 4,1

Sudeste/Centro-Oeste 43.281 50.406 56.558 2,7

Sul 12.536 13.311 14.952 1,8

SIN 83.273 97.033 113.935 3,2

Sistemas Isolados 94 98 111 1,6

Brasil 83.366 97.131 114.046 3,2 Fonte: Empresa de Pesquisa Energética (2017)

A Empresa de Pesquisa Energética (2017) também frisa a importância de

explanar sobre autoprodução, que permite entender a geração de eletricidade do

consumidor com instalações próprias de geração de energia elétrica, localizadas

junto às unidades de consumo, que não utilizam, para o autossuprimento de

eletricidade, a rede elétrica das concessionárias de transmissão/distribuição. A

Tabela 5 retrata por subsistema.

Tabela 5. Consumidores Industrias - Autoprodução por Subsistema em GWh

Subsistema 2016 2021 2026 2016-2026 %

ao ano

Norte 991 1.121 1.137 1,4

Nordeste 4.370 5.317 7.502 5,6


Sul 4.279 4.927 6.319 4,0


A Tabela 6 demonstra, de forma resumida, o consumo de eletricidade

demandado da rede elétrica pelo conjunto dos segmentos industriais:

25

Tabela 6. Consumo de eletricidade na rede total por Subsistema em GWh

Subsistema 2016 2021 2026 2016-2026 %

ao ano

Norte 13.332 16.972 21.614 5,0

Nordeste 8.763 9.906 12.172 3,3


Sul 8.257 8.384 8.633 0,4

SIN 59.095 67.626 79.359 3,0

Sistemas Isolados 94 98 111 1,6


Ressalta-se que o consumo de energia elétrica possui relação com a

elasticidade da renda, já que esta é caracterizada pela razão da variação porcentual

da demanda de energia elétrica pela variação percentual do PIB. Assim, menores

variações de PIB no cenário econômico resultam em uma maior elasticidade da

renda. O Gráfico 1 (incluindo a autoprodução), mostra as taxas médias por

crescimento anual, do período de 1970 até uma projeção para 2026,

correlacionando PIB e consumo de eletricidade com a elasticidade da renda. O

resultado da projeção da elasticidade de 2016 até 2026 (10 anos) é 1,51%. Dessa

forma, a intensidade elétrica da economia aumenta ao longo do horizonte decenal

(EPE, 2017).

26

Gráfico 1. Taxas médias de crescimento anual por período.

Fonte: EPE (2017)

27

O ONS (2018) apresenta o mapa de distribuição de energia elétrica, na Figura

2.

Figura 2. Mapa de distribuição elétrica.

Fonte: ONS (2018)

A Companhia Paranaense de Energia (COPEL) atua nas áreas de geração,

transmissão, distribuição e comercialização de energia e, também, no segmento de

telecomunicações. É considerada uma das maiores do Brasil, representando 6%, e,

na região Sul, se caracteriza com 34%. Já no Paraná se apresenta em 94,9%

(COPEL, 2011).

28

Na geração, opera com 29 usinas próprias, sendo 16 hidrelétricas, 1

termelétrica e 2 eólicas, com capacidade total de 4.838,1 MW. A transmissão é

formada por 2.521,2 KM de linhas e 35 subestações, que somam 13.003 MVA de

potência de transformação. Sua transmissão é responsável pela distribuição de

energia a cerca de 4,5 milhões de clientes de 394 municípios do Paraná (392

integralmente atendidos e 2 parcialmente). A empresa administra 190 mil km de

redes de distribuição, possui 2,8 milhões de postes e 361 subestações, com

potência instalada de 10,5 mil megavolt-ampère (MVA). Ela comercializa energia no

mercado livre e atua como varejista (COPEL, 2011).

A COPEL, juntamente a equipes de profissionais, se reuniu com diretores e

técnicos de usinas, com o objetivo de apresentar seu planejamento estratégico, no

qual inclui a biomassa. Os planos é incluir seis grupos de produtores de diversas

fontes, visando seu aproveitamento para viabilizar projetos de geração de energia no

Paraná (JORNAL DO PARANÁ, 2017).

A Agência de Notícias do Paraná (2018) informa que:

“A Copel apurou um aumento de 3,4% no consumo do mercado atendido por sua distribuidora em 2017, na comparação com o ano anterior. A alta foi influenciada pela maior demanda nas atividades das indústrias nos ramos de produtos alimentícios (variação de 6,7%), celulose, papel e produtos de papel (5,7%), além da fabricação de produtos de madeira (3,7%)” (AGÊNCIA DE NOTÍCIAS DO PARANÁ, 2018)

2.3 Processos envolvidos em um Projeto de Cogeração

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) elabora anualmente o PAR -

Plano de Ampliações e Reforços, o qual conta com a participação dos agentes de

transmissão, geração, distribuição e consumidores livres. Os estudos elétricos levam

em conta: os estudos elaborados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), as

propostas de novos reforços, as solicitações de acesso, as previsões de carga, os

atrasos na implantação de instalações de geração e transmissão, assim como as

informações oriundas da programação da operação elétrica, energética e da

operação em tempo real (ONS, 2017).

29

O ONS, 2017 define:

Ampliação: implantação de novo elemento funcional, linha de transmissão,

subestação ou novo pátio de subestação, detentora de uma nova concessão

de transmissão;

Reforço: instalação, substituição ou reforma de equipamentos em instalações

de transmissão existentes ou a adequação, visando o aumento da capacidade

de transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN);

As etapas do PAR são dadas, de acordo com o ONS (2017), na Figura 3:

30

Figura 3. Fluxo do PAR.

Fonte: ONS, 2018

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) menciona como os

agentes de mercado são divididos em categorias, sendo estas de geração,

comercialização e distribuição.

31

Na geração, todos os agentes podem vender energia, tanto no Ambiente de

Contratação Regulada – ACR, como no Ambiente de Contratação Livre - ACL. Pode

se apresentar dentro da classe de concessionário de serviço público de geração,

que possui concessão para exploração de ativo de geração a título de serviço

público, ou, ainda, na classe de produtor independente de energia elétrica, no qual

recebe concessão, permissão ou autorização do Poder Concedente para produzir

energia destinada à comercialização por sua conta e risco. E também a classe de

autoprodutor, que possui concessão, permissão ou autorização para produzir

energia destinada a seu uso exclusivo, podendo comercializar eventual excedente

de energia, desde que autorizado pela ANEEL (CCEE, s.d.).

De acordo com o MME (2012), a representação das concessionárias

geradoras se caracteriza na Tabela 7.

Tabela 7. Participação das Concessionárias

Concessionárias Potência (MW) Participação (%)

Grupo Eletrobrás 15022 67,26

Estaduais 6842 30,62

Privadas 468 2,09

Municipais 9 0,03 Fonte: Ministério de Minas e Energia (2012)

Na comercialização, apresentam-se como os agentes os

importadores, exportadores e comercializadores de energia elétrica, além

dos consumidores livres e dos consumidores especiais. O primeiro detém

autorização do poder concedente para realizar importação de energia elétrica para

abastecimento do mercado nacional, enquanto o segundo detém autorização do

poder concedente para realizar exportação de energia elétrica para abastecimento

de países vizinhos. O terceiro é o agente que compra energia por meio de contratos

bilaterais celebrados no ACL, podendo vender energia a outros comercializadores, a

geradores e aos consumidores livres e especiais, no próprio ACL, ou aos

distribuidores, por meio dos leilões de ajuste no ACR. O quarto representa o

consumidor que pode escolher ser o gerador e/ou comercializador através de

negociações. E o último é o consumidor com demanda entre 500 kW e 3MW, com o

32

direito de adquirir energia de qualquer fornecedor, desde que a energia adquirida

seja oriunda de fontes incentivadas especiais (eólica, pequenas centrais hidrelétricas

- PCHs, biomassa ou solar) (CCEE, s.d.).

Quanto a distribuição, são as empresas concessionárias distribuidoras de

energia elétrica que realizam o atendimento da demanda de energia aos

consumidores com tarifas e condições de fornecimento reguladas pela ANEEL.

Todos os distribuidores têm participação obrigatória no ACR, celebrando contratos

de energia com preços resultantes de leilões (SUCRE et al., 2018).

Os contratos de compra e venda de energia elétrica no ambiente regulado

(CCEAR) podem ser firmados de 1 a 15 anos para a energia existente, enquanto

que para novos empreendimentos de energia nova a partir da biomassa, os

contratos costumam ser formados de 20 a 25 anos (SUCRE et al., 2018).

“O ACR apresenta duas modalidades de contratação de energia em função do estágio de desenvolvimento de projetos: leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existente – leilões de energia velha – e os leilões de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração – leilões de energia nova” (SUCRE et al., 2018)

“Para o Leilão “A-6”/2018, a fonte biomassa cadastrou 25 projetos,

respondendo por 2% da oferta total cadastrada para o certame” (UNICA, 2018,

p.11).

Em 2017, o consumo de energia elétrica no país ocorreu no âmbito do ACR

representando 71%, enquanto que no ACL se deu em 29%. No SIN, a

bioeletricidade, no mesmo período, representou no consumo nacional 69%

destinados ao ACL e 31% destinados para o ACR. De acordo com dados da EPE

(2018), em 2017, das 209 usinas sucroenergéticas que exportam energia para o

SIN, parte atua, exclusivamente, no ACL (53%) ou no ACR (9%) e o restante (38%)

vende em ambos os ambientes de contratação (ÚNICA, 2018).

Abaixo, a Figura 4 traz o processo regulatório de participação em leilões do

ACR, de forma resumida:

33

Figura 4. Processo da ACR.

Fonte: Sucre et al. (2018). Adaptado pelo autor, de forma resumida.

34

No mercado livre (ACL), podem participar consumidores com demanda

superior ou igual a 3.000 KW e, os especiais, com carga entre 500 KW e 3.000KW,

desde que adquiram energia por meio de fontes renováveis, com geração a

biomassa de potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição menor

ou igual a 50 MW (SUCRE et al., 2018).

A Figura 5 representa todos os relacionamentos da ONS.

Figura 5. Relacionamentos do ONS.

Fonte: ONS (2018)

2.4 Indicadores financeiros para viabilidade em projetos

Souza (2003 apud FILHO, 2009) analisa:

“...as possibilidades do setor sucroalcoleiro diante da expansão do parque gerador de energia elétrica, como nova fonte de negócios, pois a maioria das usinas e destilarias, implantadas a mais de 20 anos pelo Proálcool, tem sua vida útil destinada ao fim. Recomenda como opção, manter a tecnologia atual e operar em longo prazo com baixa eficiência, ou instalar

35

sistemas mais eficientes e expandir para um novo ramo de negócio: a venda de eletricidade” (SOUZA 2003 apud FILHO, 2009, p. 54)

A Ecoflex (2018) informa que a Raízen passou a investir na comercialização

de energia elétrica e a ideia é que essas atividades representem metade do negócio

do seu braço Raízen Energia. A empresa, nos nove primeiros meses do ano fiscal

de 2018, somava receita líquida de R$ 5 bilhões e lucro líquido de R$ 372 milhões.

No mesmo período, ao Grupo como um todo, somou-se receita de 63,4 bilhões, com

lucro líquido de R$ 1,6 bilhões.

“O preço teto para a fonte de biomassa tem grande variação a cada leilão, sendo o menor de R$ 148,00/MWh no Leilão A-5/2012, onde não houve nenhum vencedor, e o maior de R$ 316/MWH no Leilão A-5/2015, com somente 37 MWh contratados, apesar do preço mais atrativo. O preço-teto de um leilão não deveria oscilar muito. No entanto, têm ocorrido variações de até 30% de um leilão para outro, como aconteceu nos leilões de 2015, quando os preços-tetos apresentaram as seguintes variações: R$ 215 >>281>> 218 MWh. Esta falta de previsibilidade afugenta investidores para o desenvolvimento de preços para os leilões” (SUCRE et al., 2018, p.14)

De 2008 a 2017, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

(BNDES) teve um total de R$ 7,4 bilhões de desembolso com a geração de energia

elétrica no setor sucroenergético. Em 2008 a representatividade do setor foi em

29%, já em 2017, apenas 1%. Essa trajetória tem sido declinante e pode ser

explicada pela retração nos investimentos no setor e também pela perda de

competitividade nos leilões regulados promovidos pelo Governo Federal, a partir de

2009 (UNICA, 2018).

De acordo com a UNICA (2018), para o aproveitamento do potencial da

bioeletricidade, a política setorial deve envolver os esforços em conjunto com

agentes públicos e privados, dentre eles:

Manter uma contratação regular e crescente para a bioeletricidade e biogás,

com preços adequados nos leilões regulados;

36

Estimular o aproveitamento do potencial regional da bioeletricidade, por meio

da contratação em leilões regionais e pelas distribuidoras na modalidade

Geração Distribuída;

Fortalecer o mercado livre como ambiente de comercialização, criando

mecanismos no mercado livre capazes de viabilizar projetos, incluindo

instrumentos de financiamento e uma formação de preços consistente;

Criação de condições mais atrativas para a aquisição e financiamento de

máquinas e equipamentos;

Mitigação do problema da conexão às redes elétricas, ou seja, estabelecer

soluções estruturadas de médio e longo prazo que efetivamente mitiguem a

dificuldade de conexão de projetos às redes de distribuição;

Estabelecer, nos instrumentos de planejamento setorial, uma visão

estruturante e integrada para os produtos da cana na matriz de energia do

país.

A principal dificuldade na avaliação de projetos está na compreensão da

tradicional relação risco versus retorno, inerentes aos investimentos de capital, pois

todos estão sujeitos às incertezas quanto às projeções futuras (DAMODARAN,

1997). “O primeiro passo para a realização da análise é a determinação dos fluxos

de caixa do projeto/investimento que pretendemos realizar” (OZÓRIO, 2017 p. 38).

A utilização de indicadores financeiros, assim como os apontados por Baptista

(2002 apud GUMIEIRO, 2014), são de extrema importância nas tomadas de

decisões:

Taxa mínima de atratividade (TMA): entende-se como aquela remuneração

média que está sendo paga na economia para cada unidade monetária, nela

aplicada, acrescendo-se um ganho adicional que deve acompanhar a

capacidade e o risco empresarial;

Taxa interna de retorno (TIR): representa a eficiência marginal do capital e

corresponde, em última análise, à taxa de lucratividade esperada dos projetos

de investimento. É dado por:

37

TIR =

0)1(0

t

nni

doFluxolíqui

(1)

Em que:

i = taxa mínima de atratividade;

n = período.

Valor Presente Líquido (VPL): estima o valor de hoje, de um fluxo de caixa. É

compreendido como a quantia equivalente, na data zero, descontando-se a

taxa de juros determinada pelo mercado. Assim, deve-se trazer os valores

(custos e receitas) de cada período de tempo para o valor de hoje e somar-se

ao investimento inicial do projeto, através dos modelos que se segue:

VPL =

t

nni

CnRn

0

0)1( (2)

No qual:

i = taxa mínima de atratividade;

n = período;

Rn = receitas;

Cn = custos operacionais.

Ozório (2017), ainda conceitua:

Pay Back: expressa o prazo necessário para que a empresa/indivíduo

recupere o investimento inicial.

E orienta que no processo decisório os indicadores devem se comportar:

TIR > TMA

VPL> R$ 00,00

Pay back < padrão estabelecido

38

3. METODOLOGIA

A metodologia científica visa delimitar o tipo e a estrutura do projeto, ou seja,

como o estudo será fundamentado e organizado.

A pesquisa possui caráter bibliográfico, no qual Gil (2008, p. 50) diz que “[...] a

pesquisa bibliográfica é desenvolvida a partir de material já elaborado, constituído

principalmente de livros e artigos científicos”. Dessa forma foram abordadas

informações norteando conceitos, práticas e o cenário mercadológico dos temas

ligados a cogeração. Pontua-se que também foram definidos e delimitados os

indicadores financeiros para as tomadas de decisões, sendo estes: taxa de retorno

(TIR), valor presente líquido (VPL) e pay back simples.

O ambiente analisado foi a pesquisa de campo. Esse critério permite

conseguir informações e/ou conhecimentos acerca de um problema para o qual

procuramos uma resposta. Consiste na observação de fatos e fenômenos, tal como

ocorrem espontaneamente na coleta de dados (PRODANOV, 2013, p. 60). O fato é

observado devido os dados serem reais e coletados, através de históricos e

condições atuais da planta industrial. Dessa forma, será possível expor o balanço e

condição atual do processo de cogeração e propor uma situação futura de

ampliação para tal processo. Segundo o mesmo autor, a pesquisa pode ser

considerada aplicada, uma vez que os dados serão conduzidos a práticas reais e

também exploratórias, ou seja, maior familiaridade com o assunto abordado (GIL,

2008). Assim, a subjetividade ganhará números expressos para a conclusão do

objetivo geral proposto.

39

4. ESTUDO DE CASO

4.1 Análise da capacidade instalada

A Usina em estudo possui capacidade máxima instalada de moagem de

2.875.000 T a ser processada (575 TCH) em 5000 horas efetivas, vinculada ao

planejamento agrícola da unidade produtiva, sendo o mix de açúcar e etanol, 80% e

20%, respectivamente. Em 2018, devido às situações de mercado, no qual se

justifica, por conta da rentabilidade, produzir mais etanol do que açúcar esses

valores para a unidade em questão, assumem 70% e 30%. Para a finalidade de

estudos e cálculos, utilizou-se a safra de 2017 (mix 80% açúcar e 20% etanol), com

dados consolidados. Pontua-se que diversos fatores influenciam a projeção do

planejamento de uma safra. Cita-se:

Preço de mercado;

Produtividade agrícola;

Qualidade da matéria prima;

Quantidade, qualidade, eficiência e eficácia de equipamentos agrícolas e

industriais disponíveis;

Processos agrícolas e industriais otimizados para extração de resultados;

Quantidade e qualificação da mão de obra agrícola e industrial;

Orçamento disponível.

Os principais produtos da planta, açúcar e etanol, passam pelas seguintes

etapas resumidas, na Figura 6:

40

Figura 6. Fluxograma resumido da planta industrial

Fonte: Unidade Produtora em estudo - adaptado pelo autor

Descreve-se:

Recepção, preparo e moagem: a cana é descarregada em mesas

alimentadoras, as quais destinam a matéria prima para ser picada e

desfibrada em sua preparação. Através de rolos compressores, é moída e o

41

bagaço é enviado para as caldeiras, o qual é utilizado como combustível para

geração de energia térmica, mecânica e elétrica;

Tratamento do caldo: o caldo passa por tratamento físico, térmico e químico

para retirada de impurezas e contaminações que possam inverter a sacarose

e ocasionar perdas no processo;

Evaporação: retirada da água do caldo e concentração do mesmo, cuja

denominação é o xarope. É a primeira etapa de recuperação do açúcar;

Cristalização e cozimento: o xarope é enviado para os vácuos nos quais

completam a evaporação e se realiza a granulação, formando os cristais com

o mel mãe;

Centrifugação: ocorre a separação dos cristais de sacarose do mel mãe que

os envolve, o açúcar é destinado ao secador. Ressalta-se que há, também, a

separação dos méis – rico A, rico B, pobre A, pobre B e do mel final, os quais

seguem um fluxo produtivo. Este último é composto por açúcares

cristalizáveis (sacarose) e também açúcares não cristalizáveis (glicose e

frutose), mas são passíveis de um processo de fermentação.

Secador: o açúcar que sai das centrífugas passa por secadores e entra em

contato com ar quente, temperatura de aproximadamente 38ºC. A umidade

possui bastante influência na conservação do produto;

Armazenagem: através de esteiras o açúcar é transportado para o armazém

para aguardar sua expedição;

Fermentação: na fermentação, todo o mel final incorporado com a água e

mais caldo (após tratamento) irá formar o mosto. Os açucares contidos no

mosto sofrem uma reação química provocada por microrganismos

(leveduras). Há a conversão dos açúcares em etanol e gás carbônico;

Destilação: processo de separação por diferentes pontos de ebulição. O

etanol é separado de demais compostos com concentração em 92,6 a 93,3 %

(m/m). Neste processo, se forma o subproduto vinhaça, destinada para

fertirrigação nas lavouras;

Tanques de armazenamento: o etanol produzido é encaminhado para tanques

expedidores.

42

A Tabela 8 e Tabela 9 contêm dados coletados e fornecidos pela Usina, os

quais são de fundamental importância para os balanços atuais da cogeração.

Tabela 8. Premissas para cálculos do balanço atual

Itens Premissas Unidade

Vazão Caldeira 01 e 02 160,00 T vapor/h

Vazão Caldeira 03 160,00 T vapor/h

Consumo específico Caldeira 01 e 02 2,20 Kg vapor/ Kg bagaço

Consumo específico Caldeira 03 2,10 Kg vapor/ Kg bagaço

Rebaixadora de 21 para1,5 kgf/cm²-Dessuper 01 0,00 T vapor/h

Rebaixadora de 21 para1,5 kgf/cm²-Dessuper 02 0,00 T vapor/h

Rebaixadora de 65 para 1,5 kgf/cm²-Dessuper 03 0,00 T vapor/h

Rebaixadora de 65 para 22 kgf/cm²-Dessuper 04 0,00 T vapor/h

Extração turbina de contrapressão 0,00 T vapor/h

Perdas de vapor no processo (Caldeiras de 21 kgf/cm²) 2,00 T vapor/h

Consumo específico turbina de condensação 5,00 Kg vapor/kW

Consumo específico turbina de contrapressão 6,00 Kg vapor/kW

Consumo da planta industrial 9,00 MWh

Tonelada de cana processada por hora 575,00 TCH

Moagem diária 13.800,00 T

Consumo específico do processo 483,48 Kg vapor/t cana

Horas Efetivas 5.000,00 H

Moagem safra 2.875.000,00 T

Fibra%cana 13,31 %

Fibra%bagaço 47,35 %

Bagaço%fibra 28,11 %

Bagaço produzido 161,63 TBH

Bagaço consumido 148,92 TBH

Bagaço sobra 12,71 TBH

Fonte: Unidade Produtora, adaptado pelo autor

Tabela 9. Consumos específicos das turbinas do preparo e moenda

Turbinas Vapor (T/h)

Picador (COP 8) -Turbina TGM - 2160kW - ME* 24,00

Desfibrador (COP 5) -Turbina TGM - 2618kW - ME* 22,00

Acionamento nº1 moenda-Turbina TGM - 1500kW -ME* 13,00

Acionamento nº2 moenda- Turbina TGM - 1309kW - ME* 13,00

Acionamento nº3 moenda-Turbina TGM - 1309kW - ME* 13,00


43



Total Geral 118,00

Fonte: Unidade Produtora, adaptado pelo autor (Múltiplo Estágio (ME*)

O processo se apresenta na Figura 7, com os balanços atuais de vapor e

energia, consumidos e gerados pela planta em condições de pontos ótimos de

controle. Nota-se que a exportação de energia se dá em 25,67 MWh, totalizando em

uma safra 128.350 MW.

44

Figura 7. Balanços de vapor e energia consumidos e gerados pela planta na situação atual


45

O processo de Cogeração da planta, atualmente, opera:

A Caldeira 01 e 02: gera para o processo 160 t/h de vapor vivo (21 kgf/cm²)

para as turbinas do preparo e os rolos de moenda. Se necessário, para as

turbobombas de alimentação com água das caldeiras;

O vapor gerado pelas turbinas do preparo e dos rolos de moenda passa a ser

denominado vapor de escape (1,5 kgf/cm²), que será absorvido pelo

processo;

Parte do vapor vivo vai para um gerador de condensação, no qual as

turbobombas alocadas no desaerador envia a água para a alimentação das

caldeiras. O excedente libera energia para a venda;

Todo o vapor vivo, 160 t/h (65 kgf/cm²), vai para uma turbina de

contrapressão, e a maior parte da energia é destinada para a venda. Pontua-

se que este equipamento também é de extração, sendo responsável,

também, quando necessário, por completar o balanço de vapor de escape

das turbinas do preparo e rolos de moenda;

Para equilíbrio das operações, há válvulas rebaixadoras de 65 kgf/cm² para

21 kgf/cm² e 1,5 kgf/cm². Possui, também, duas válvulas de 21 kgf/cm² para

1,5 kgf/cm².

A energia elétrica destinada à exportação faz parte do ACR. Frisa-se que o

ramo sucroenérgico possui sazonalidade em sua produção, em que a safra,

geralmente, ocorre de abril a dezembro e nos demais períodos são realizadas as

manutenções na planta.

A capacidade de geração de uma safra justifica a garantia física de

comercialização do ano seguinte. Essa medida determina, através de critérios, a

oferta para tal finalidade de operação.

Para a Usina em estudo, há valores mensais estipulados no contrato, caso

esse documento seja cumprido e ainda há margem devido à garantia física, o

excedente pode ser comercializado no mercado Spot (mercado livre). Vale ressaltar

que o contrário ocorre também: se por alguma eventualidade a empresa não obtiver

46

geração para o cumprimento dos contratos, a mesma busca no mercado livre para

sanar a pendência e cumprir o acordado.

A CCEE (2018), melhor retrata a Lei nº 10.848/04, regulamentada pelo art. 2º

do Decreto nº 5.163/04, o qual estabelece que a garantia física é a quantidade

máxima de energia elétrica associada ao empreendimento, incluindo importação,

que poderá ser utilizada para comprovação de atendimento de carga ou

comercialização por meio de contratos. A responsabilidade de definições dos

cálculos é do MME, sendo a execução realizada pela EPE, e o seu valor é

estabelecido no contrato de concessão ou ato de autorização.

4.2 Projeção da capacidade de ampliação

O princípio para mensuração do novo layout é uma capacidade de

processamento de 650 TCH, devido ao aumento do vapor disponível com a

aquisição de uma nova caldeira com capacidade de geração em vapor de 250 t/h.

As premissas e o novo balanço da planta se caracterizam na Tabela 10 e Tabela 11.

47

Tabela 10. Premissas para cálculos do balanço proposto

Itens Premissas Unidade



Consumo específico Caldeira 03 2,10 Kg vapor/ Kg bagaço Consumo específico Caldeira 04- (ciclo regenerativo)

2,50 Kg vapor/ Kg bagaço



Extração turbinas de contrapressão 0,00 T vapor/h Perdas de vapor no processo (Caldeira de 67 kgf/cm²)

2,00 T vapor/h

Consumo específico turbina de contrapressão 6,00 Kg vapor/kW

Consumo específico turbina de condensação 4,00 Kg vapor/kW

Consumo da planta industrial 20,13 MWh

Tonelada de cana processada por hora 650,00 TCH

Moagem diária 15.600,00 T

Consumo específico do processo 532,31 Kg vapor/t cana

Horas efetivas safra 5.000,00 H

Moagem safra 3.250.000,00 T

Fibra%cana 13,31 %

Fibra%bagaço 47,35 %

Bagaço%fibra 28,11 %

Bagaço produzido 182,71 TBH

Bagaço consumido 176,19 TBH

Bagaço sobra 6,52 TBH


Tabela 11. Consumos das Turbinas de Moenda

Turbinas Potência Consumida (HP)

Potência Consumida (MWH)

Picador (COP 8) -Turbina TGM - 2160kW - ME* 1.830,00 1,36

Desfibrador (COP 5) -Turbina TGM - 2618kW - ME* 3.200,00 2,39

Acionamento nº1 moenda-Turbina TGM - 1500kW - ME* 1.650,00 1,23

Acionamento nº2 moenda- Turbina TGM - 1309kW - ME* 1.650,00 1,23





Total Geral 14.930,00 11,13

Fonte: Unidade Produtora, adaptado pelo autor (Múltiplo Estágio (ME*)

48

Dessa forma, a nova configuração da planta fica dimensionada de acordo

com o exposto na Figura 8. Observa-se que mudanças significativas foram

necessárias, assim como a retirada das caldeiras 01 e 02, as quais somavam-se 160

t vapor/h, e a inclusão de uma caldeira 04, com capacidade de 250 t vapor/h. A

eletrificação das turbinas de preparo e moenda também se faz necessária para

economizar o consumo de vapor e destiná-lo para a geração de energia elétrica.

Observa-se que com o mesmo turbo gerador de condensação, acrescenta-se 7

MWh no novo modelo de balanço, ou seja, amplia-se de 8 MWh para 15 MWh,

devido a quantidade de vapor disponível e principalmente pelo aumento da pressão

do vapor de admissão da turbina de 21 Kgf/cm² para 65 Kgf/cm.

49

Figura 8. Balanços de vapor e energia consumidos e gerado pela planta na situação proposta


50

Ao elevar a capacidade atual, ou seja, aumentar a capacidade de produção e

geração de energia elétrica do parque industrial, mudanças são acarretadas em toda

a cadeia interna. Pontua-se que parâmetros agrícolas devem atender a nova

demanda para atingir o objetivo. A Tabela 12 demonstra essas comparações:

apenas a produtividade agrícola se mantém constante em 70 T/ha.

Tabela 12. Diferenças Situação Atual x Situação Proposta: Indústria + Agrícola

Parâmetros Situação atual Situação Proposta Diferença

Moagem (Tcana) 2.875.000,00 3.250.000,00 375.000,00

Tcana /hectare 70,00 70,00 0,00

Área de colheita necessária (ha) 41.071,43 46.428,57 5.357,14

Fonte: Unidade Produtora (2017)

Abaixo, Tabela 13 e Tabela 14 estratificam todos os equipamentos,

acessórios e manutenções necessárias da área industrial.

Tabela 13. Custos de Instalação Industrial

Áreas Custos

Manutenção Elétrica R$ 5.009.000,00

Automação R$ 3.785.000,00

Manutenção Civil R$ 5.722.000,00

Montagem R$ 4.870.000,00

Total Geral R$ 19.386.000,00

Fonte: Unidade Produtora (2018), adaptado pelo autor.

Tabela 14. Equipamentos e Acessórios - Indústria

Equipamentos Quantidade Investimento Investimento

Total Setor

Tomador Amostra Oblíquo

1,00 R$ 600.000,00 R$ 600.000,00 Recepção de cana

Hillo CAP 50 T 1,00 R$ 450.000,00 R$ 450.000,00 Recepção de cana

Peneira Rotativa Caldo Misto

1,00 R$ 600.000,00 R$ 600.000,00 Preparo de Extração

Motor acionamento do picador- 6P- 5000 HP-13,8 KV e anéis

1,00 R$

1.458.752,00 R$ 1.458.752,00

Preparo de Extração

Motor acionamento do desfibrador - 6P - 6.500 Hp - 13.8 kV e anéis

1,00 R$

1.693.760,00 R$ 1.693.760,00

Preparo de Extração

51

Motores para os planetários dos rolos superiores das moendas 2.500 CV - 4.16; kV - 6P (Gaiola: 543.492,00)

6,00 R$ 543.492,00 R$ 3.260.952,00 Preparo de Extração

Motores para os pés rolos 200 cv - 380 V - 6P (101.715,32)


Trafo defasador 1500 kVA - 13.8 kV/380 V/220 à seco c/ cubículo de entrada e QDBT


Aplicação: Moenda 2500cv/6p/4160V 01 x Conjunto (Inversor em painel MT/4160V - MVW3000 A0340 V041 -24 Pulsos + Trafo defasador 24 Pulsos + Cubículo Alimentador 1250A / MTW03) Aplicação: Moenda 2500cv/6p/4160V 01 x Conjunto (Inversor em painel MT/4160V - MVW3000 A0340 V041 -24 Pulsos + Trafo defasador 24 Pulsos + Cubículo Alimentador 1250A / MTW03)

6,00 R$ 825.444,00 R$ 4.952.664,00 Preparo de Extração

Aplicação: Moenda (Pré rolos) 200cv/6p/380V- 01 x inversor em painel AF W11 370A/380-06 pulsos


Aplicação: Alimentador de Transformador 1500kVA - Moenda (Pré rolos) - 01 x Cubículo (Stand Alone) MTW03 - 31,5 kA - 1250A - (Alimentador de Transformador 1500 kVA)


Aplicação: Partidas MT/13,8 kV do PREPARO (Picador 5000cv / Desfibrador 6500cv) - QDMT (03 x colunas MTW03- 31,5- 31,5 kA- 1250 A) -


52

(Entrada geral com disjuntor + PDMT/ picador + PDMT/ desfibrador

Caldeira de 65 Kgf/cm² (com clico regenerativo)

1,00 R$

57.000.000,00 R$

57.000.000,00 Utilidades

Sistema de movimentação de bagaço

1,00 R$

1.400.000,00 R$ 1.400.000,00 Utilidades

Sistema VLC (Filtro clarificador para fuligem)

1,00 R$

2.540.000,00 R$ 2.540.000,00 Utilidades

Gerador 37.500 KVA / 30MW

1,00 R$

4.500.000,00 R$ 4.500.000,00

Geração de Energia

Quadro distribuição manobra-Gerador

1,00 R$ 760.000,00 R$ 760.000,00 Geração de Energia

Turbina de contrapressão TM 25.000 A (30 MWh) (redutor e acessórios)

1,00 R$

6.000.000,00 R$ 6.000.000,00


Trafo TOSHIBA 30 MW / 37,5 MVA

1,00 R$

1.620.000,00 R$ 1.620.000,00


Sistema de Ar Adiabático


Torres resfriamento para Mancais da Cogeração


Condensador Barométrico

1,00 R$ 400.000,00 R$ 400.000,00 Tratamento do caldo

Separadores de Arraste Externo

4,00 R$ 50.000,00 R$ 200.000,00 Fábrica de açúcar

Elevador de Canecas 1,00 R$ 80.000,00 R$ 80.000,00 Fábrica de açúcar

Dornas de Fermentação 600 m³

1,00 R$ 575.000,00 R$ 575.000,00 Fermentação

HPLC 1,00 R$ 350.000,00 R$ 350.000,00 Laboratório

Automação completa - R$

1.500.000,00 R$ 1.500.000,00 Instrumentação

Painéis, cubículos, Transformadores, CCMs, sobressalentes

- R$

1.000.000,00 R$ 1.000.000,00 Elétrica

Subestações - R$

1.690.000,00 R$ 1.690.000,00 Elétrica

Pipe Rack (100 T) - R$ 400.000,00 R$ 400.000,00 Setores Gerais

Lote de 50 T de aços diversos

- R$ 200.000,00 R$ 200.000,00 Setores Gerais

Interligações Tubulações Utilidades e Processos (150 T)


Sistema de Combate à Incêndio (ampliação)


Ampliação de rede de telefone e rede de fibra


53

óptica

Pinturas Gerais - R$

1.500.000,00 R$ 1.500.000,00 Setores Gerais

Isolamentos térmicos gerais


Fretes Gerais - R$ 500.000,00 R$ 500.000,00 Setores Gerais

Projetos Gerais - R$

1.500.000,00 R$ 1.500.000,00 Setores Gerais

Iluminação Geral

R$ 250.000,00 R$ 250.000,00 Setores Gerais

Máquinas operatrizes e ferramental


Fresadora (Máquinas operatrizes e ferramental)

1,00 R$ 30.000,00 R$ 30.000,00 Setores Gerais

Serra de fita - DPT 180/300A Diplomat (Máquinas operatrizes e ferramental)


Furadeira Radial (Máquinas operatrizes e ferramental)


Retificadoras para solda elétrica 425/430 A - 380 V


Consumíveis - R$ 500.000,00 R$ 500.000,00 Setores Gerais

Total Geral - - R$

101.975.441,92

Fonte: Unidade Produtora (2018), adaptado pelo autor

Para a área agrícola as estruturas e equipamentos se apresentam conforme

Tabela 15.

Tabela 15. Equipamentos e estrutura- Agrícola

Equipamentos Quantidade Unidade Investimento Investimento

Total

Colhedora de cana 10,00 un R$ 1.095.000,00 R$ 10.950.000,00

Carretas transbordos

40,00 un R$ 100.000,00 R$ 4.000.000,00

Tratores transbordos

20,00 un R$ 200.000,00 R$ 4.000.000,00

Carretas Frete de Vivência

2,00 un R$ 80.000,00 R$ 160.000,00

Caminhão oficina 2,00 un R$ 320.000,00 R$ 640.000,00

Caminhão Pipa 2,00 un R$ 425.000,00 R$ 850.000,00

Caminhão Comboio

1,00 un R$ 450.000,00 R$ 450.000,00

Prancha 1,00 un R$ 600.000,00 R$ 600.000,00

54

Caminhão Rodo -trem (reboque + semi-reboque)

6,00 un R$ 600.000,00 R$ 3.600.000,00

Plantadora automatizada

1,00 un R$ 340.000,00 R$ 340.000,00

Trator John Deere 6225 ou Valtra CVT 250 com piloto

1,00 un R$ 450.000,00 R$ 450.000,00

Plantio de cana (investimento total em 2 anos)

5.357,14 ha 7.000.000,00 R$ 37.500.000,00

Total Geral R$ 63.540.000,00


A Tabela 16 mostra o resumo dos investimentos de cada área, assim como

estima uma reserva de contingência em 5%, fazendo com que haja uma margem de

segurança para conter possíveis riscos do projeto.

Tabela 16. Investimentos totais

Equipamentos Investimento Total

Indústria R$ 121.361.441,92

Agrícola R$ 63.540.000,00

Total R$ 184.901.441,92

Reserva de contingência (5%) do investimento R$ 9.245.072,10

Total Geral R$ 194.146.514,02


4.3 Aplicação de indicadores financeiros

As condições de capital financiável, taxa de financiamento, carência e

amortização foram estimadas, segundo informações disponíveis ao público pelo

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES, 2018). Pontua-se

que a Taxa de Juros foi composta de Custo Financeiro + Remuneração Básica do

BNDES + Taxa de Risco de Crédito. O Custo financeiro é composto pela Taxa de

Longo Prazo (TLP), que em 2018 está em 6,86% a.a. A remuneração básica do

BNDES é 1,3% a.a, enquanto a Taxa de Risco de Crédito é estimada em 4,84% a.a.

55

Somando-se a Taxa de Juros, o total é de 13%, semelhante a Baptista (2002). Essa

operação direta foi aplicada sob um investimento de R$ 124.817.211, 21, enquanto

que R$ 37.500.000,00 foram submetidos segundo o financiamento do Prorenova, R$

20.000.000,00 no primeiro ano, R$ 10.500,00 no segundo ano e para completar o

investimento em plantio investiu-se R$ 7.000.000,00 de capital próprio. A taxa de

juros do programa é composta pelo Custo financeiro (TLP) + Remuneração BNDS

(1,5%) + Remuneração do agente financeiro (limitada a 2,2% a.a), totalizando

10,56%. A participação máxima do BNDES não pode ultrapassar de 60% dos itens

financiáveis, tendo para cada operação o limite de R$ 20.000.000,00 (SUP/AOI Nº

16/2018 - BNDES, 2018).

O Programa remete ao apoio à renovação e implantação de novos canaviais.

A Circular SUP/AOI Nº 16/2018 - BNDES pontua o objetivo como:

“Aumentar a produtividade agrícola de cana-de-açúcar no país, por meio do financiamento à renovação e implantação de novos canaviais com a utilização de variedades protegidas, ou de clones potenciais de cana-de-açúcar (cana planta), destinado aos produtores rurais de cana-de-açúcar e aos produtores de açúcar ou etanol.” (SUP/AOI Nº 16/2018 - BNDES, 2018)

Do restante do investimento, R$ 31.829.302,80 são provenientes de recursos

próprios.

A carência se dá da assinatura do contrato até o pagamento da primeira

parcela e a amortização inicia-se após a vigência da carência até encerramento do

contrato do financiamento. A vida econômica do projeto é o tempo de duração

considerado para análise, estipulado pela empresa em 18 anos. A TMA e

depreciação basearam-se em Baptista (2002), enquanto que o Imposto sobre a

renda (IR), em Brasil (1996 apud LOPES 2012, p. 78). Ressalta-se que o valor de

10% de capital de giro, foi estipulado de acordo com médias de projetos anteriores

internos. Este recurso está relacionado com todas as contas financeiras que giram e

movimentam a empresa, assim como para manter estoques, pagamentos de

fornecedores, impostos, salários e demais despesas operacionais.

O Sistema de Amortização Constante (SAC) caracteriza o comportamento

desse sistema ao longo dos 42 meses. Isso significa que o saldo devedor será

56

reembolsado em valores iguais de amortização, as prestações são decrescentes e

os juros vão diminuindo a cada prestação.

Para os cálculos financeiros, segue o primeiro passo dos levantamentos das

premissas adotadas na Tabela 17.

Tabela 17. Base de cálculo para Fluxo de Caixa

Parâmetros Unidades Condições

64,29 % Financiável - Operações diretas

15,71 % Financiável - Prorenova

20,00 % Capital Próprio

13 % a.a Taxa Fixa de financiamento - Operações diretas

10,56 % a.a Taxa Fixa de financiamento - Prorenova

6 Meses Carência

42 Meses Amortização

25 % Valor Residual do Projeto

18 Anos Análise da viabilidade

10,00% % TMA

10 % Capital de Giro (Δ CDG)

34 % Impostos sobre a renda

10 Anos Depreciação

Fonte: Unidade Produtora (2018) e BNDS (2018), adaptado pelo autor

O segundo passo foram às premissas (Tabela 18) para as mensurações de

custos e receitas, dados estes realizados e fornecidos pela empresa.

Tabela 18. Premissas Industriais e Agrícolas

Parâmetros Valores

Unicop (1 saco de açúcar de 50 Kg-R$/saco) 55

T cana/Unicop 2,75

Área plantio (%sobre a área de colheita) 20

Área Tratos Culturais (%sobre a área de colheita) 92

Custo plantio (R$/ha) 7000

Custo Tratos Culturais (R$/ ha) 1000

Custo CCT (R$ 30/T Ano 0) - a partir ano 01 27

Custo Industrial (R$ / Unicop) 5

Custo Administrativo (R$/ Unicop) 1,5

57

Custo Cogeração (R$ / MWh exportado) 40

Valor de venda da Energia (R$) 280

Fonte: Unidade Produtora (2017/2018)

Faz-se necessária a definição de Unicop (Unidade Copersucar de Produção),

a qual corresponde à somatória do etanol hidratado (1 m³ = 31,72 Unicops) + etanol

anidro ( 1 m³ = 29,37 Unicops), convertidos em quanto correspondem a um total de

açúcar + a quantidade de açúcar produzida ( 1 saco de 50 kg= 1 Unicop). Assim, é

possível somar produtos diferenciados em mesma base e determinar os custos

totais em R$ por Unicop.

Com isso, foi possível desenvolver os cálculos, sempre se baseando no ano 0

de referência. A Tabela 19 representa os valores que serão utilizados para

determinação do fluxo de caixa.

58

Tabela 19. Receitas e custos

Variáveis 0 1 2 3 4 5 6 até18

Moagem (T) 2.875.000,00 2.875.000,00 2.950.000,00 3.025.000,00 3.100.000,00 3.175.000,00 3.250.000,00

Unicop Produzido 7.906.250,00 7.906.250,00 8.112.500,00 8.318.750,00 8.525.000,00 8.731.250,00 8.937.500,00

Receita Total Produção 434.843.750,00 434.843.750,00 446.187.500,00 457.531.250,00 468.875.000,00 480.218.750,00 491.562.500,00

RECEITA PRODUÇÃO: RELAÇÃO ANO 0

- 0,00 11.343.750,00 22.687.500,00 34.031.250,00 45.375.000,00 56.718.750,00

Horas Efetivas (H) 5.000,00 4.423,08 4.538,46 4.653,85 4.769,23 4.884,62 5.000,00

Energia Elétrica Exportada Safra (MW) 128.333,33 233.833,48 239.933,48 246.033,48 252.133,49 258.233,49 264.333,50

Receita Total Energia 35.933.333,33 65.473.373,38 67.181.374,42 68.889.375,47 70.597.376,51 72.305.377,56 74.013.378,60

RECEITA ENERGIA: RELAÇÃO ANO 0 - 29.540.040,04 31.248.041,09 32.956.042,13 34.664.043,18 36.372.044,22 38.080.045,27

RECEITA TOTAL: RELAÇÃO ANO 0 - 29.540.040,04 42.591.791,09 55.643.542,13 68.695.293,18 81.747.044,22 94.798.795,27

Área de Colheita (ha) 41.071,43 41.071,43 42.142,86 43.214,29 44.285,71 45.357,14 46.428,57

Área de Plantio (ha) 20%- REFORMA 8.214,29 8.214,29 8.428,57 8.642,86 8.857,14 9.071,43 9.285,71

Área de Plantio (ha) EXPANSÃO 0,00 1.071,43 1.071,43 1.071,43 1.071,43 1.071,43 0,00

Área de Plantio (ha)- TOTAL 8.214,29 9.285,71 9.500,00 9.714,29 9.928,57 10.142,86 9.285,71

Área de Plantio (ha)- INVESTIMENTO 0,00 2.678,57 2.678,57 0,00 0,00 0,00 0,00

Área de Plantio (ha)- EMPRESA 8.214,29 6.607,14 6.821,43 9.714,29 9.928,57 10.142,86 9.285,71

Área de Tratos Culturais (ha)- 92% COLHEITA

37.785,71 37.785,71 38.771,43 39.757,14 40.742,86 41.728,57 42.714,29

Custo Plantio (R$) 57.500.000,00 46.250.000,00 47.750.000,00 68.000.000,00 69.500.000,00 71.000.000,00 65.000.000,00

Custo Tratos Culturais (R$) 37.785.714,29 37.785.714,29 38.771.428,57 39.757.142,86 40.742.857,14 41.728.571,43 42.714.285,71

Custo CCT (R$) 86.250.000,00 77.625.000,00 79.650.000,00 81.675.000,00 83.700.000,00 85.725.000,00 87.750.000,00

Custo Industrial (R$) 39.531.250,00 39.531.250,00 40.562.500,00 41.593.750,00 42.625.000,00 43.656.250,00 44.687.500,00

Custo Administrativo (R$) 11.859.375,00 11.859.375,00 12.168.750,00 12.478.125,00 12.787.500,00 13.096.875,00 13.406.250,00

Custo Cogeração (R$) 5.133.333,33 9.353.339,05 9.597.339,20 9.841.339,35 10.085.339,50 10.329.339,65 10.573.339,80

Custo total 238.059.672,62 222.404.678,34 228.500.017,77 253.345.357,21 259.440.696,64 265.536.036,08 264.131.375,51

CUSTO TOTAL: RELAÇÃO ANO 0 - -15.654.994,28 -9.559.654,84 15.285.684,59 21.381.024,03 27.476.363,46 26.071.702,90

Fonte: Unidade Produtora (2018), cálculos de autoria do autor

59

Pontua-se que foi desconsiderado, no ano 01 e ano 02, 2.857,06 ha, com

finalidade de cálculos de redução de custos, uma vez que para o plantio de cana

serão realizados investimentos via Prorenova. E, na determinação do fluxo de caixa,

esse valor já aparece no Capex. Assim, reduzem-se os custos operacionais neste

período.

O terceiro passo foi à aplicação do sistema de amortização SAC e, assim,

utilizar os juros que irão ser parte para a determinação do fluxo de caixa. A Tabela

20, Tabela 21 e Tabela 22 compõem os valores totais, incluindo as prestações a

serem pagas mensalmente, e estão divididas conforme as taxas correspondentes ao

financiamento.

Tabela 20. Sistema de Amortização Constante - Taxa operações diretas

N º de Parcelas Amortização (R$) Juros (R$) Prestação (R$) Saldo Devedor (R$)

0 124.817.211,21

1

1.352.186,45

124.817.211,21

2

1.352.186,45

124.817.211,21

3

1.352.186,45

124.817.211,21

4

1.352.186,45

124.817.211,21

5

1.352.186,45

124.817.211,21

6

1.352.186,45

124.817.211,21

7 2.971.838,36 1.352.186,45 12.437.143,55 121.845.372,85

8 2.971.838,36 1.319.991,54 4.291.829,90 118.873.534,49

9 2.971.838,36 1.287.796,62 4.259.634,99 115.901.696,13

10 2.971.838,36 1.255.601,71 4.227.440,07 112.929.857,76

11 2.971.838,36 1.223.406,79 4.195.245,15 109.958.019,40

12 2.971.838,36 1.191.211,88 4.163.050,24 106.986.181,04

13 2.971.838,36 1.159.016,96 4.130.855,32 104.014.342,68

14 2.971.838,36 1.126.822,05 4.098.660,41 101.042.504,32

15 2.971.838,36 1.094.627,13 4.066.465,49 98.070.665,95

16 2.971.838,36 1.062.432,21 4.034.270,58 95.098.827,59

17 2.971.838,36 1.030.237,30 4.002.075,66 92.126.989,23

18 2.971.838,36 998.042,38 3.969.880,75 89.155.150,87

19 2.971.838,36 965.847,47 3.937.685,83 86.183.312,50

20 2.971.838,36 933.652,55 3.905.490,91 83.211.474,14

21 2.971.838,36 901.457,64 3.873.296,00 80.239.635,78

22 2.971.838,36 869.262,72 3.841.101,08 77.267.797,42

23 2.971.838,36 837.067,81 3.808.906,17 74.295.959,06

24 2.971.838,36 804.872,89 3.776.711,25 71.324.120,69

25 2.971.838,36 772.677,97 3.744.516,34 68.352.282,33

26 2.971.838,36 740.483,06 3.712.321,42 65.380.443,97

27 2.971.838,36 708.288,14 3.680.126,51 62.408.605,61

28 2.971.838,36 676.093,23 3.647.931,59 59.436.767,24

29 2.971.838,36 643.898,31 3.615.736,67 56.464.928,88

60

30 2.971.838,36 611.703,40 3.583.541,76 53.493.090,52

31 2.971.838,36 579.508,48 3.551.346,84 50.521.252,16

32 2.971.838,36 547.313,57 3.519.151,93 47.549.413,80

33 2.971.838,36 515.118,65 3.486.957,01 44.577.575,43

34 2.971.838,36 482.923,73 3.454.762,10 41.605.737,07

35 2.971.838,36 450.728,82 3.422.567,18 38.633.898,71

36 2.971.838,36 418.533,90 3.390.372,26 35.662.060,35

37 2.971.838,36 386.338,99 3.358.177,35 32.690.221,98

38 2.971.838,36 354.144,07 3.325.982,43 29.718.383,62

39 2.971.838,36 321.949,16 3.293.787,52 26.746.545,26

40 2.971.838,36 289.754,24 3.261.592,60 23.774.706,90

41 2.971.838,36 257.559,32 3.229.397,69 20.802.868,54

42 2.971.838,36 225.364,41 3.197.202,77 17.831.030,17

43 2.971.838,36 193.169,49 3.165.007,86 14.859.191,81

44 2.971.838,36 160.974,58 3.132.812,94 11.887.353,45

45 2.971.838,36 128.779,66 3.100.618,02 8.915.515,09

46 2.971.838,36 96.584,75 3.068.423,11 5.943.676,72

47 2.971.838,36 64.389,83 3.036.228,19 2.971.838,36

48 2.971.838,36 32.194,92 3.004.033,28 0,00

Fonte: dados elaborados pelo autor

Tabela 21. Sistema de Amortização Constante – Prorenova- Ano 01


0 20.000.000,00

1

176.000,00

20.000.000,00

2

176.000,00

20.000.000,00

3

176.000,00

20.000.000,00

4

176.000,00

20.000.000,00

5

176.000,00

20.000.000,00

6

176.000,00

20.000.000,00

7 476.190,48 176.000,00 1.708.190,48 19.523.809,52

8 476.190,48 171.809,52 648.000,00 19.047.619,05

9 476.190,48 167.619,05 643.809,52 18.571.428,57

10 476.190,48 163.428,57 639.619,05 18.095.238,10

11 476.190,48 159.238,10 635.428,57 17.619.047,62

12 476.190,48 155.047,62 631.238,10 17.142.857,14

13 476.190,48 150.857,14 627.047,62 16.666.666,67

14 476.190,48 146.666,67 622.857,14 16.190.476,19

15 476.190,48 142.476,19 618.666,67 15.714.285,71

16 476.190,48 138.285,71 614.476,19 15.238.095,24

17 476.190,48 134.095,24 610.285,71 14.761.904,76

18 476.190,48 129.904,76 606.095,24 14.285.714,29

19 476.190,48 125.714,29 601.904,76 13.809.523,81

20 476.190,48 121.523,81 597.714,29 13.333.333,33

21 476.190,48 117.333,33 593.523,81 12.857.142,86

22 476.190,48 113.142,86 589.333,33 12.380.952,38

23 476.190,48 108.952,38 585.142,86 11.904.761,90

24 476.190,48 104.761,90 580.952,38 11.428.571,43

25 476.190,48 100.571,43 576.761,90 10.952.380,95

61

26 476.190,48 96.380,95 572.571,43 10.476.190,48

27 476.190,48 92.190,48 568.380,95 10.000.000,00

28 476.190,48 88.000,00 564.190,48 9.523.809,52

29 476.190,48 83.809,52 560.000,00 9.047.619,05

30 476.190,48 79.619,05 555.809,52 8.571.428,57

31 476.190,48 75.428,57 551.619,05 8.095.238,10

32 476.190,48 71.238,10 547.428,57 7.619.047,62

33 476.190,48 67.047,62 543.238,10 7.142.857,14

34 476.190,48 62.857,14 539.047,62 6.666.666,67

35 476.190,48 58.666,67 534.857,14 6.190.476,19

36 476.190,48 54.476,19 530.666,67 5.714.285,71

37 476.190,48 50.285,71 526.476,19 5.238.095,24

38 476.190,48 46.095,24 522.285,71 4.761.904,76

39 476.190,48 41.904,76 518.095,24 4.285.714,29

40 476.190,48 37.714,29 513.904,76 3.809.523,81

41 476.190,48 33.523,81 509.714,29 3.333.333,33

42 476.190,48 29.333,33 505.523,81 2.857.142,86

43 476.190,48 25.142,86 501.333,33 2.380.952,38

44 476.190,48 20.952,38 497.142,86 1.904.761,90

45 476.190,48 16.761,90 492.952,38 1.428.571,43

46 476.190,48 12.571,43 488.761,90 952.380,95

47 476.190,48 8.380,95 484.571,43 476.190,48

48 476.190,48 4.190,48 480.380,95 0,00


Tabela 22. Sistema de Amortização Constante – Prorenova- Ano 02


0 10.500.000,00

1

92.400,00

10.500.000,00

2

92.400,00

10.500.000,00

3

92.400,00

10.500.000,00

4

92.400,00

10.500.000,00

5

92.400,00

10.500.000,00

6

92.400,00

10.500.000,00

7 250.000,00 92.400,00 896.800,00 10.250.000,00

8 250.000,00 90.200,00 340.200,00 10.000.000,00

9 250.000,00 88.000,00 338.000,00 9.750.000,00

10 250.000,00 85.800,00 335.800,00 9.500.000,00

11 250.000,00 83.600,00 333.600,00 9.250.000,00

12 250.000,00 81.400,00 331.400,00 9.000.000,00

13 250.000,00 79.200,00 329.200,00 8.750.000,00

14 250.000,00 77.000,00 327.000,00 8.500.000,00

15 250.000,00 74.800,00 324.800,00 8.250.000,00

16 250.000,00 72.600,00 322.600,00 8.000.000,00

17 250.000,00 70.400,00 320.400,00 7.750.000,00

18 250.000,00 68.200,00 318.200,00 7.500.000,00

19 250.000,00 66.000,00 316.000,00 7.250.000,00

62

20 250.000,00 63.800,00 313.800,00 7.000.000,00

21 250.000,00 61.600,00 311.600,00 6.750.000,00

22 250.000,00 59.400,00 309.400,00 6.500.000,00

23 250.000,00 57.200,00 307.200,00 6.250.000,00

24 250.000,00 55.000,00 305.000,00 6.000.000,00

25 250.000,00 52.800,00 302.800,00 5.750.000,00

26 250.000,00 50.600,00 300.600,00 5.500.000,00

27 250.000,00 48.400,00 298.400,00 5.250.000,00

28 250.000,00 46.200,00 296.200,00 5.000.000,00

29 250.000,00 44.000,00 294.000,00 4.750.000,00

30 250.000,00 41.800,00 291.800,00 4.500.000,00

31 250.000,00 39.600,00 289.600,00 4.250.000,00

32 250.000,00 37.400,00 287.400,00 4.000.000,00

33 250.000,00 35.200,00 285.200,00 3.750.000,00

34 250.000,00 33.000,00 283.000,00 3.500.000,00

35 250.000,00 30.800,00 280.800,00 3.250.000,00

36 250.000,00 28.600,00 278.600,00 3.000.000,00

37 250.000,00 26.400,00 276.400,00 2.750.000,00

38 250.000,00 24.200,00 274.200,00 2.500.000,00

39 250.000,00 22.000,00 272.000,00 2.250.000,00

40 250.000,00 19.800,00 269.800,00 2.000.000,00

41 250.000,00 17.600,00 267.600,00 1.750.000,00

42 250.000,00 15.400,00 265.400,00 1.500.000,00

43 250.000,00 13.200,00 263.200,00 1.250.000,00

44 250.000,00 11.000,00 261.000,00 1.000.000,00

45 250.000,00 8.800,00 258.800,00 750.000,00

46 250.000,00 6.600,00 256.600,00 500.000,00

47 250.000,00 4.400,00 254.400,00 250.000,00

48 250.000,00 2.200,00 252.200,00 0,00


A construção do fluxo de caixa está representada na Tabela 23. Percebe-se o

grande volume de dados para essa finalidade. Considera-se uma tarefa árdua e de

difícil elaboração, sendo parte fundamental para a análise financeira.

63

Tabela 23. Fluxo de caixa em milhões de Reais

Fluxo de Caixa (R$)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Receita total

29,54 42,59 55,64 68,70 81,75 94,80 94,80 94,80 94,80 94,80 94,80 94,80 94,80 94,80 94,80 94,80 94,80 94,80

( - ) Custos Fixos

-15,65 -9,56 15,29 21,38 27,48 26,07 26,07 26,07 26,07 26,07 26,07 26,07 26,07 26,07 26,07 26,07 26,07 26,07 ( - ) Custos Variáveis

( - ) Depreciação

17,66 19,41 19,41 19,41 19,41 19,41 19,41 19,41 19,41 19,41 1,75 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

( = ) EBIT

27,53 32,74 20,94 27,90 34,86 49,31 49,31 49,31 49,31 49,31 66,98 68,73 68,73 68,73 68,73 68,73 68,73 68,73

( - ) Juros

17,79 14,39 8,88 3,33 0,17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

( =) LAIR

9,74 18,34 12,06 24,57 34,68 49,31 49,31 49,31 49,31 49,31 66,98 68,73 68,73 68,73 68,73 68,73 68,73 68,73

( - ) IR

3,31 6,24 4,10 8,35 11,79 16,77 16,77 16,77 16,77 16,77 22,77 23,37 23,37 23,37 23,37 23,37 23,37 23,37

( =) Lucro Líquido

13,05 12,11 7,96 16,22 22,89 32,55 32,55 32,55 32,55 32,55 44,20 45,36 45,36 45,36 45,36 45,36 45,36 45,36

( +) Depreciação

17,66 19,41 19,41 19,41 19,41 19,41 19,41 19,41 19,41 19,41 1,75 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

( - ) Capex 156,65 20,00 17,50 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

( - ) Δ CDG

2,95 1,31 1,31 1,31 1,31 1,31 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

( +) Valor Residual

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 48,54

Fluxo de Caixa -156,65 7,76 12,72 26,07 34,33 41,00 50,66 51,96 51,96 51,96 51,96 45,95 45,36 45,36 45,36 45,36 45,36 45,36 93,90

Fonte: análise de dados elaborados pelo autor

64

Reforça-se que o investimento inicial (ano 0) foi atribuído em R$156,65

milhões, sendo R$124,82 milhões financiados pelo BNDS e R$31,83 recursos

próprios. No ano 01 foram R$ 20,00 milhões pelo programa Prorenova e no ano 02

também há o reinvestimento de R$ 10,5 milhões pelo programa e mais 7 milhões de

capital próprio. Salienta-se que, no ano 01 e 02, os valores de custos assumem

sinal negativo, uma vez que irão se somar a receita pelo fato das novas medidas

adotadas serem positivas, havendo oportunidades de ganho. Observa-se na Tabela

19 a diminuição dos custos de corte, carregamento e transporte (CCT) com o

advento de aumentar a mecanização (aquisição de mais equipamentos), outro ponto

de redução foram os custos com o plantio, os quais estarão sendo financiados no

ano 01 e ano 02. Não se pode deixar de mencionar que o valor residual foi aplicado

sobre o valor total do investimento (194,15 milhões).

Com os fluxos de caixa consolidados, foi possível ir à etapa final com a

aplicação dos indicadores financeiros. Na Tabela 24, nota-se que o saldo devedor

fica positivo no ano 7, indicando que se torna viável antes do período em questão.

Assim, a Tabela 25 demonstra o valor de pay back, VPL e TIR para o projeto.

Tabela 24. Cálculo Pay Back - em milhões de Reais

Períodos Saldo Fluxo de Caixa Sado Devedor

1 -194,15 7,76 -186,39 2 -186,39 12,72 -173,67 3 -173,67 26,07 -147,60 4 -147,60 34,33 -113,27 5 -113,27 41,00 -72,27 6 -72,27 50,66 -21,62 7 -21,62 51,96 30,34

Fonte: Unidade Produtora (2018); BNDES (2018) - cálculos de autoria do autor

Tabela 25. Análise dos indicadores do Projeto

Indicadores Resultados Análise Decisão

Pay-back 6 anos 4 meses e 29,76 dias <18 Aceita Projeto

VPL (em milhões) R$ 115,71 > R$ 00,00 Aceita Projeto

TIR 19,87% > TMA Aceita Projeto Fonte: Unidade Produtora BNDES (2018) - cálculos de autoria do autor

65

Analisa-se que todos os indicadores se apresentaram com resultados

satisfatórios. Numericamente, fica evidente que o projeto se torna viável, uma vez

que o pay back é menor do que o período avaliado, o VPL se mostra com valor bem

representativo e vantajoso para a empresa e a TIR superior a TMA de 10%.

A atividade de geração de energia, com o novo projeto, contribui para a

rentabilidade da empresa, com retornos financeiros representativos e rápidos, além

de elevar o aumento da produção e propiciar alternativas estratégicas de mercado,

levando em consideração o mix. O ano de 2018 é marcado por um cenário

alcooleiro, assim, com a nova situação proposta, aumenta-se a flexibilidade do mix

de produção.

Frisa-se que há resultados de pesquisa de mercado indicando grande

potencial para o cenário de geração de energia, além de incentivos para a biomassa

do setor sucroenergético.

66

5. CONCLUSÃO

O presente trabalho caracteriza a evolução da matriz energética e o potencial

de geração de energia através da biomassa, uma vez que este subproduto da cana

de açúcar é uma fonte renovável. Nota-se que o projeto, além de apresentar uma

energia limpa, atende os quesitos de produção com sustentabilidade, ou seja, possui

métricas ambientais, sociais e econômicas.

Ao estudar a planta industrial atual para aumentar a capacidade de

exportação de energia, verificou-se a necessidade de estrutura agrícola. O

levantamento de todos os dados propiciou balanços energéticos indicando uma

capacidade de geração de 25,67 MWh para 52,87 MWh. Assim, foi possível aplicar

indicadores financeiros relacionando todo o investimento em uma nova situação

proposta. Portanto, conclui-se que o projeto é viável. Seu tempo de retorno fica com

pay back de 6 anos, 4 meses e 29,76 dias, a TIR fica em 19,87 % maior que a TMA

de 10%, o VPL é positivo, com valor de R$ 115,71 milhões e além disso contribui

para o aumento de produção na planta industrial. Visto que a empresa em questão

se localiza no Paraná e a Copel tem interesse em sair das dependências da energia

hidrelétrica e investir em uma energia ecologicamente correta, o projeto se torna

vantajoso para ambas as partes. Salienta-se, como ponto positivo, que evita grandes

construções de linhas de transmissão.

A diversidade de produtos e subprodutos que o setor sucroenergético

apresenta é vasta, com agregação de valor a rentabilidade da empresa. O presente

estudo apresenta o bagaço como combustível para a geração de eletricidade na

ampliação da planta. Vale pontuar e sugerir novos estudos para a Usina com a

exploração de processos utilizando a vinhaça, para mover os geradores da unidade

produtora, atendendo a demanda interna, bem como comercializar o excedente.

Com o crescimento da tecnologia outro possível combustível até mais relevante e

complementar ao projeto, é a palha da cana de açúcar, a qual se projeta como um

diferencial estratégico. Este último pode elevar o potencial de exportação de energia

elétrica economizando bagaço no decorrer da safra, e assim o utilizar nos períodos

67

de entressafra já que o processo é sazonal, aumentando o fluxo de caixa da

empresa.

68

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