Metodologia de análise de custo benefício para investimentos em infraestruturas energéticas

FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO Metodologia de análise de custo benefício para investimentos em infraestruturas energéticas Hugo Daniel Alves Martins de Carvalho Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Prof. Dr. António Machado e Moura Co-orientador: Dr. Miguel Moreira da Silva 2 de Março de 2015 c Hugo Carvalho, 2015 Resumo A energia tem ocupado um lugar de destaque na agenda da discussão geo-política mundial. A procura por um futuro assente na sustentabilidade e na eficiência de recursos tem sido um dos desígnios do século XXI e, naturalmente, um multiplicador da investigação e inovação científicas por todo o mundo. Face a estes desafios, Portugal tem mantido uma postura ambiciosa, sobretudo focada nas fontes de energia renováveis, através da implementação de equipamentos que garantam a produção de eletricidade por via dos recursos naturais de que dispõe: sol, água, vento e biomassa. Esta mudança de paradigma na produção de eletricidade apenas se efetiva com a expansão e desenvolvimento das infra-estruturas do sistema elétrico nacional, que temos presenciado ao longo da última década. Neste âmbito, as entidades reguladoras têm feito um grande esforço por fazer cumprir boas práticas de gestão, e exigentes metas de eficiência para a maximização dos recursos de natureza social, ambiental, infra-estrutural e financeira. A dissertação proposta objeta o desenvolvimento de uma metodologia de análise custo-benefício sobre investimentos nos ativos da REN, que possa sustentar as opções da mesma no seu plano de desenvolvimento. A aplicação desta metodologia deverá resultar numa análise qualitativa dos impactos ambientais, económicos e sociais de um determinado projeto de investimento, assumindose assim uma ferramenta indispensável na estimativa do real valor acrescentado que, no horizonte energético europeu, pode estar associado a determinado projeto de investimento e expansão da rede energética portuguesa. i ii Abstract Energy has occupied a prominent place on the agenda of the global geo-political discussion. The search for sustainability and resource efficiency has been one of the priorities of the twentyfirst century and an incentive for scientific research and innovation throughout the world. Faced with these challenges, Portugal has maintained an ambitious stance, especially focused on renewable energy sources, through the enforcement of renewable production of electricity by means of natural resources such as the sun, water, wind and biomass. This paradigm shift in electricity production can only be achieved with the expansion and development of the national electric system infrastructures that we have witnessed over the last decade. In this context regulators have made a great effort to enforce good management practices, and demanding efficiency targets to maximize the resources of social, environmental, infrastructural and financial nature. This dissertation proposal objects the development of a cost-benefit analysis methodology for investments in REN’s assets that can sustain the options shown in its development plan. This methodology should result in a qualitative analysis of the environmental, economic and social structures of a given investment project, becoming an indispensable tool in estimating the real added value that may be associated with a particular investment project and expansion of the Portuguese energy network on the European 2020 energy horizon. iii iv Agradecimentos Este é talvez um dos momentos mais especiais do meu percurso académico. Pelo sentimento de dever cumprido, pela satisfação pessoal, e pela oportunidade de o assinalar agradecendo a quem, de uma forma ou de outra, contribuiu para o meu sucesso nestes últimos anos. É um momento que partilho com todos os meus amigos, que compreenderão que elenque alguns de forma especial, pois não seria eu se não o fizesse. Em primeiro lugar ao Professor António Machado e Moura, que de imediato acedeu ao meu pedido para a orientação desta dissertação e cuja preocupação e dedicação estão nela patentes. Ao Dr. Miguel Moreira da Silva, que deu um contributo notável a este trabalho e que me deu o privilégio de com ele trabalhar sobre um tema inovador e com expressão na estratégia da REN, a quem agradeço também na sua pessoa. Deixo o meu estimado apreço pelo tempo que, por vezes com muito esforço pessoal, dedicaram ao meu trabalho. Em segundo, a todos os meus amigos, em especial ao João Corrêa, sem quem certamente não teria tido o sucesso académico que tive, a todos os que me acompanharam nas lides associativas e à AEFEUP, que dirigi e presidi com enorme sentimento de pertença, que me deu motivação para ser engenheiro, e me ensinou a ser engenhoso. À Márcia, pela preserverança, paciência e toda a ajuda que me deu, à minha irmã, que espero que continue o percurso brilhante que tem feito e, por último, aos meus pais - os verdadeiros destinatários deste agradecimento; que se esforçaram muito para me darem mais do que eu poderia pedir, sem nunca me exigirem nada mais do que responsabilidade e integridade nas minhas ações. Espero ter-vos orgulhado. Muito obrigado a todos! Hugo Carvalho v vi Lista de Tabelas 1.1 EquipamentosRNT................................. 9 1.2 EquipamentosRND................................. 10 1.3 Número de clientes por comercializador no final de 2011, (fonte: ERSE) . . . . . 10 1.4 Parâmetros de cálculo da base de custos para o Transporte de Energia Elétrica [6]20 2.1 Critérios de custo e benefício padrão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 2.2 Horizontes temporais de referência para 2007-2013, Fonte OECD ........ 27 2.3 Métodos de preferência revelada, Fonte: [7].................... 28 2.4 Valores de referência de Taxa de Rentabilidade por setor de atividade [8]..... 30 2.5 Exemplo de análise financeira sustentável [8] ................... 31 2.6 Exemplo de análise financeira insustentável [8] .................. 31 2.7 Variáveis de sensibilidade [8]............................ 32 2.8 Categorias de benefícios ENTSO-E, ENTSO-E .................. 43 2.9 Níveis de incerteza, [9]............................... 44 3.1 Evolução dos preços da matéria prima . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 3.2 EvoluçãodoPIBaté2030 ............................. 55 3.3 Parâmetros de cálculo do custo de capital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 3.4 Parâmetros de cálculo do prémio por investimento eficiente . . . . . . . . . . . . 59 3.5 Tabela de análise financeira e de sensibilidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 3.6 Tabela de avaliação por KPI’s ........................... 65 4.1 Tabela resumo da descrição do projeto de remodelação dos sistemas de comando eproteçãodeVermoim............................... 73 4.2 Análise financeira e de sensibilidade do projeto de remodelação dos sistemas de comando e proteção de Vermoim . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 4.3 Tabela resumo da descrição do projeto de construção de um novo eixo a 400kV entre a zona do Porto e a zona do Minho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 4.4 Análise financeira e de sensibilidade do projeto de construção de um novo eixo a 400kV entre a zona do Porto e a zona do Minho . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 4.5 Tabela resumo da descrição do projeto de introdução de um novo transformador de 400/60kV em Vila do Conde/Póvoa do Varzim . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 4.6 Análise financeira e de sensibilidade do projeto de introdução de um novo transformador de 400/60kV em Vila do Conde/Póvoa do Varzim . . . . . . . . . . . . 79 xiii xiv LISTA DE TABELAS Abreviaturas SEN Sistema Elétrico Nacional CBA Cost-Benefit Analysis MIBEL Mercado Ibérico de Eletricidade PIB Produto Interno Bruto DGEG Direção Geral de Energia e Geologia PRO Produção de eletricidade em regime ordinário PRE Produção de eletricidade em regime especial ERSE Entidade Reguladora do Setor Energético AT Alta Tensão BT Baixa Tensão MAT Muito Alta Tensão CAE Contrato de Aquisição de Energia OMEL Operador del Mercado Ibérico de la Energía - Polo Español OMIP Operador do Mercado Ibérico de Energia - Polo Português RNT Rede Nacional de Transporte de Energia TSO Transmission System Operator IEA International Energy Association PDIRT Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte de Eletricidade MEEFVU Manutenção Em Exploração do Equipamento em Fim de Vida Útil RoR Taxa de remuneração por investimentos RAB Regulatory Asset Base BAU Business As Usual VAL Valor Atual Líquido TIR Taxa Interna de Rentabilidade ENTSO-E European Network Transmission System Operators for Electricity EUJRC European Union Joint Research Center OPEP Organização dos Países Exploradores de Petróleo TEE Transporte de Energia Elétrica ORT Operador da Rede de Transporte xv Capítulo 1 Introdução 1.1 Motivação Vivemos na Idade Contemporânea - a quinta era da história da humanidade. Começou com as Revoluções Francesas e destacou-se pelo progresso científico e pela procura de novos modelos de convivência social. Antecedeu-se da Idade Moderna, provocada pela revolução da indústria e pelo capitalismo, e tem com esta em comum a Revolução Energética. A energia corre nas veias da economia, é sustento da industrialização e o verdadeiro catalisador do crescimento ocidental que vivemos nestes últimos séculos. A temática da energia, no seu âmbito político, é, possivelmente, a que reúne mais povos à mesa das negociações e a que, no futuro, irá ter mais relevância na sua união/separação. O consumo energético mundial está numa trajetória de crescimento de 2,3% por ano desde há quase 150 anos, o que do ponto de vista termodinâmico, caracteriza a nossa sociedade como um gigantesco motor de 13 terawatts (TW) de potência.[10] Portugal não tem petróleo, não tem gás, não tem carvão. Tem uma dependência energética de cerca de 70%, é um país importador de recursos fósseis e, por isso, tem de adotar políticas de consumo e eficiência energética que viabilizem mais independência e, acima de tudo, o crescimento sustentável deste setor. Nos últimos 10 anos o sistema energético português sofreu muitas alterações, nomeadamente em consequência das preocupações ambientais, do equilíbrio dos mercados, da estratégia de consolidação europeia e da geopolítica energética mundial. O sector elétrico - objeto de estudo desta dissertação - viu, à luz destes acontecimentos, várias alterações estruturais a ocorrer nos seus centros produtivos e na sua matriz comercial, na ambição de um sistema elétrico nacional mais competitivo para as empresas e mais liberalizado para os consumidores. É nesta circunstância cada vez mais exigente para os agentes do Sistema Elétrico Nacional (SEN), que surge a motivação dessa dissertação. O volume de recursos envolvidos nos seus projetos de investimento exige uma elaboração cuidada, com fundamento e com o rigor necessários à prossecução da estabilidade financeira do setor e da sua expansão sustentável. A consubstanciação das ações de investimento no setor energético assume assim imensa relevância e mostra-se uma lacuna da legislação e da regulação do setor, que tem sido apontada pelos agentes políticos 1 2Introdução internacionais em várias ocasiões e que merece a atenção especial dos operadores de transporte e distribuição de energia, que carecem de uma ferramenta de análise fiável e que evite incertezas nos seus processos de decisão e planeamento estratégico. O desafio desta dissertação é o desenvolvimento de uma metodologia de análise de custo-benefício que se aplique detalhadamente aos projetos de investimento nas infraestruturas da rede de transporte de energia que sirva esta necessidade. É importante que à abordagem das “Metodologias de CBA para investimentos em infraestruturas energéticas” preceda um enquadramento técnico e legal do panorama energético de Portugal, que possa servir de suporte à leitura deste documento. No quadro do transporte de energia elétrica - tema de estudo desta Dissertação - vale a pena fazer referência à previsão da oferta/procura, ao processo de liberalização do mercado de consumo, aos centros de produção, à distribuição e comercialização, uma vez que são também elementos de uma rede política, industrial e comercial muito complexa, que todos os dias garante a iluminação, o funcionamento dos sistemas de segurança ou a energia para a produção de bens de consumo. 1.2 A energia elétrica em Portugal Durante o período da 2aGrande Guerra, por iniciativa do Subsecretário de Estado do Comércio e Indústria, Prof. José Ferreira Dias, foi publicada a lei no2002 de 1944, que definia as bases da chamada “Eletrificação Nacional”. O período de grande carência económica originado pela Guerra impediu a concretização dos objetivos previstos na Lei no imediato, sendo apenas no pósguerra, em 1945, que começam a ser criadas as primeiras empresas do setor elétrico: a HICA (Hidroelétrica do Cávado, 1945), a HEZ (Hidroelétrica do Zêzere, 1945) e a CNE (Companhia Nacional de Eletricidade, 1947). No início dos anos 50 surgem os dois primeiros grandes aproveitamentos hidroelétricos em Portugal: Castelo de Bode (HEZ) e Venda Nova/Vila Nova (HICA), interligadas por uma rede de 150kV (CNE). Datam também deste início de década a criação da HED (Hidro-elétrica do Douro, 1953) e da ETP (Empresa Termoelétrica Portuguesa, 1954), cujas primeiros instalações são visíveis no final da década: Picote (HED, 1958) - que provocou o aparecimento dos 220kV no transporte da CNE - e Tapada do Outeiro (ETP, 1959). A década de 60 assiste a uma progressiva aparição de novos centros produtores (Salamonde e Caniçada, Miranda e Bemposta, Carregado, etc.) e é em 1969 que se dá a primeira grande fusão do setor elétrico, sendo criada a CPE (Companhia Portuguesa de Eletricidade) que englobava quatro empresas de produção e uma de transporte (HICA, HEZ, HED, ETP e CNE). Em paralelo, continuavam em funcionamento inúmeras empresas de dimensão mais reduzida, algumas bem mais antigas (pré-guerra), como a UEP (União Elétrica Portuguesa), CHENOP (Companhia Hidroeletrica do Norte de Portugal), CEB (Companhia Elétrica das Heiras), HESE (Hidro-elétrica da serra da estrela), a HEAA (Hidro-elétrica do Alto Alentejo) e a CRGE (Companhias Reunidas de Gás e Eletricidade), entre outras. 1.2 A energia elétrica em Portugal 3 Na sequência da mudança de regime do 25 de Abril de 1974, e mais propriamente dos acontecimentos do 11 de Março de 1975, a CPE e as restantes empresas produtoras são nacionalizadas. Mais tarde, em Junho de 1976, é criada a EDP - Eletricidade de Portugal, SA, que resultou da fusão da CPE, juntamente com as empresas referenciadas, e ainda outras, no total de doze. De fora da EDP ficaram ainda diversas cooperativas de distribuição e os SMGE (Serviços Municipalizados de Gás e Eletricidade do Porto). Assinala-se também, pouco depois, em 1979, a entrada em funcionamento do escalão de 400kV na rede de transporte com a interligação à rede europeia através da linha Rio Maior-Cedilho, que serviu posteriormente de base a uma das grandes reformulações do setor elétrico. Nos anos 90, os ventos da Europa trazem profundas alterações do setor elétrico, designadamente a desverticalização do setor - o unbundling - e as primeiras iniciativas da sua liberalização, mantendo os monopólios naturais do transporte e distribuição, e fragmentando a produção e a comercialização. E é então entre 2001 e 2004 que a República Portuguesa e o Reino de Espanha se unem para constituir o Mercado Ibérico de Energia (MIBEL) - um mercado regional na península ibérica, com dimensão suficiente para aceder às redes transeuropeias e magrebinas de transporte de eletricidade. O quadro legislativo para o setor elétrico, definido pelo Decreto-Lei no29/2006, de 15 de fevereiro (na sua atual redação e republicado pelo Decreto-Lei no215-A/2012, de 8 de Outubro), e complementado pelo Decreto-Lei no172/2006 de 23 de agosto (na sua atual redação e republicado pelo Decreto-Lei no215-B/2012, de 8 de Outubro), estabelecem as bases gerais da organização e funcionamento do sistema elétrico nacional, bem como o regime jurídico e as regras gerais aplicáveis ao exercício das atividades de produção, transporte, distribuição e comercialização, assim como o acesso à atividade de produção e de comercialização de eletricidade.[11,12] Genericamente, a energia produzida é encaminhada para a rede de transporte em muito alta tensão, que a entrega às redes de distribuição em níveis de tensão mais baixos, para satisfação das necessidades dos consumidores. Em Portugal Continental, com a liberalização do setor, procedeuse ao desacoplamento da atividade de produção e comercialização das atividades de transporte e de distribuição, o que permitiu a entrada de novos agentes na comercialização e na produção, introduzindo a concorrência no sector, com o objetivo de aumentar a eficiência das empresas e de gerar benefícios para os consumidores.[13] 1.2.1 A oferta e a procura 1.2.1.1 A procura de energia elétrica A procura de energia elétrica representa o consumo de eletricidade registado num certo período de tempo. Os dados do World Bank de 2009 defendem que este cresce com o desenvolvimento económico e social, sendo diretamente proporcional ao PIB, como mostra a figura 1.1. Em Portugal, o consumo seguiu uma trajetória de crescimento moderado até à eclosão da crise do subprime em 2008, tendo em 2011, segundo o Relatório de Monitorização da Segurança 4Introdução Figura 1.1: PIBpc, ppc e o consumo de eletricidade (dados: Banco Mundial) de Abastecimento do SEN [11], da Direção Geral de Energia e Geologia (DGEG) e da REN, registado um consumo total de 46,7TWh (decrescendo em 3% face a 2010) e um consumo per capita de 4,65MWh/habitante, apresentando um crescimento de 20% face a 2000 e de 3% em relação a 2005. Figura 1.2: Consumo de energia elétrica por setor, (Dados: DGEG) A ponta diária do diagrama de cargas, para a qual se prevê a capacidade de abastecimento, tem variado tipicamente entre 3.750MW (no período de super-vazio, entre as 2h e as 6h) e 7.500MW (no pico, entre as 19h e as 22h) sendo normal observar nos dias muito frios, consumos na ordem dos 8.800MW, uma vez que em Portugal o consumo de energia elétrica é especialmente sensível às condições meteorológicas, nomeadamente no inverno devido ao recurso elevado a sistemas de climatização/aquecimento. Os dados mais recentes da REN, relativos a 2013, relatam a ocorrência de uma potência máxima, a 9 de dezembro, com 8.322MW (sensivelmente 1.000MW abaixo do recorde registado em 2010).[11,14,2] A figura 1.3 mostra a evolução das pontas sazonais nos últimos anos. 1.2 A energia elétrica em Portugal 5 Figura 1.3: Pontas sazonais nos últimos anos, (fonte: REN)[1] 1.2.1.2 A oferta Para suprir estas necessidades, a produção de eletricidade divide-se em dois regimes: o regime ordinário (PRO), que compreende a produção térmica (não renovável) e as grandes centrais hídricas; e a produção em regime especial (PRE), que detém as energias renováveis e a co-geração, beneficiando de licenciamento especial. Como ilustrado na figura 1.4, em 2013 a produção de origem renovável abasteceu 57% do consumo, repartida pelas hídricas com 27%, eólicas com 24%, a quota mais elevada de sempre para esta tecnologia, biomassa 5% e fotovoltaicas 1%. As centrais térmicas a carvão abasteceram 22% e as centrais a gás natural de ciclo combinado e co-geração abasteceram respetivamente, 3% e 11% do consumo. O saldo importador reduziu-se este ano para 6% do consumo.[2] Figura 1.4: Repartição da produção, (fonte: REN)[2] A produção é ainda complementada com o saldo de importações de Espanha consoante as necessidades. A capacidade de interligação tem assumido uma importância especial quer no domínio, quer no de socorro mútuo entre as redes da ENTSO-E, particularmente a de Espanha. A figura 1.5 mostra a capacidade de transação de energia elétrica registada entre Portugal e Espanha em 2013, que apresentou um valor médio de 1.832MW de importações e 1.681MW de exportações, face aos 1.866MW e 2.080MW respetivamente registados no ano anterior. [3] 6Introdução Figura 1.5: Importação e exportação em 2013, Movimentos físicos (GWh) (fonte: REN)[3] A figura 1.6 mostra o diagrama representativo da carga da rede pública no dia da ponta anual registada no inverno de 2013, incluindo o tipo de produção a que se recorreu para o satisfazer. Figura 1.6: Diagrama de carga do dia da ponta anual 1.2.1.3 A indústria produtora Ilustrada a produção, mostra-se também pertinente a caraterização do tecido industrial eletroprodutor e a sua recente evolução em termos de capacidade de produção de energia elétrica.A figura 1.7 mostra a evolução da capacidade instalada em Portugal entre 2003 e 2008, que representa um período importante na história do setor energético português. Como se pode constatar, existiu a partir de 2005 um forte crescimento da capacidade instalada em produção em regime especial neste período, particularmente no que respeita à energia eólica, devido a opções políticas da altura que concretizaram aumento da capacidade de produção renovável, aumentando a quota de capacidade instalada em regime especial de cerca de 13% em 2003 para cerca de 31% em 2008. 1.2 A energia elétrica em Portugal 13 entidade gestora do sistema de liquidação. A 31 de Março de 2009, o mercado apresentava 30 entidades admitidas como membros negociadores, 14 membros compensadores e 24 agentes de liquidação. Mercado de serviços de sistema Os serviços de sistema em Portugal encontram-se divididos em (1) obrigatórios, que não são remunerados e onde estão englobados a regulação de tensão, a regulação de frequência e a manutenção da estabilidade, e (2) complementares, como a compensação síncrona e estática, a reserva, a regulação secundária, a interruptibilidade rápida, o arranque autónomo e o tele-arranque, que são passíveis de remuneração. Atualmente, apenas a regulação secundária e a reserva de regulação são remunerados sob a forma de mercado competitivo. Os restantes serviços de sistema podem ser contratualizados bilateralmente. Existe em acréscimo um processo de resolução de restrições técnicas, baseado em mecanismos de mercado.[4] A liberalização completa do mercado está em vigor desde setembro de 2006 e, no início de 2007, três fornecedores espanhóis estavam ativos no mercado de retalho Português, a vender principalmente para clientes comerciais. No entanto, apesar desse progresso, a parcela de energia fornecida através do mercado liberalizado caiu, quando comparado ao ano de 2006, e esta diminuição foi particularmente acentuada desde o início do segundo semestre do ano. Até o final de 2008, a EDP beneficiou de uma quota de mercado de 82%, enquanto que um pequeno número de retalhistas independentes têm partilhado 18% entre si. 1.2.3 A rede de transporte de energia No seguimento desta breve contextualização do sistema elétrico nacional, e dada a especial orientação deste trabalho a matérias de investimento infra-estrutural na rede de transporte de energia elétrica, mostra-se pertinente uma caraterização mais detalhada do operador, dos seus ativos e do seu ambiente regulatório. Para o objeto da dissertação, é-nos particularmente interessante analisar a remuneração de ativos, já que os ativos velhos continuam a ser agora sujeitos a remuneração. 1.2.3.1 Caraterização: O operador, a rede A REN A Rede Energética Nacional, SA (REN) foi estabelecida em 1994 enquanto uma unidade de negócio do Grupo EDP e, em Novembro de 2000, foi desacoplada do mesmo, no seguimento da sua privatização e a implementação da Diretiva 96/92/EC. Em 2005 passou a operar também a rede de transporte de Gás Natural, dando cumprimento à Resolução do Conselho de Ministros 169/2005 de 24 de Setembro, na qual o Governo decidiu concentrar todas os concessionários de transporte e todas as infraestruturas de transmissão de energia na REN, tendo esta, em Setembro de 2006, adquirido os ativos de gás natural da Galp Energia. 14 Introdução Em Junho de 2007, foi atribuída à REN, pelo Governo Português, uma concessão de 50 anos para o transporte de energia, por via da qual esta ficou responsável pela gestão técnica do sistema, assegurando a continuidade e qualidade do fornecimento de energia elétrica e o funcionamento integrado do SEN. Desde o início de 2007, a detenção da REN foi sujeita a uma série de alterações no seguimento da implementação do Decreto Lei 228/2006 de 22 de Novembro. Anteriormente, 70% das ações eram de órgão do estado ou empresas publicas e os restantes 30% da EDP. Depois da criação da Redes Elétricas Nacionais, a empresa foi privatizada em 49,9% e a quota da EDP reduziu para 5%, tomando lugar também neste ano a sua conversão numa holding, e a criação de mais duas empresas no grupo: a REN Trading e a REN Serviços, ficando a primeira com a gestão dos CAE’s herdados, nomeadamente da Tejo Energia e da Turbogás, segundo as novas regras de mercado.[14] A rede No final de 2013 compreendia 8.733km de linhas - 2.434km de 400kV, 3.565km de 220kV e 2.734km de 150kV - e 77 subestações com uma capacidade de transformação instalada de 34.984MVA. A rede MAT é suportada em linhas de 400kV dispostas de norte para sul do país, desde a geração em Sines ao centro produtor do Alto Lindoso com a interconexão a Espanha. Esta rede é complementada por linhas de transporte a 220kV, principalmente entre Lisboa e Porto, e diagonalmente de Coimbra a Miranda do Douro, acompanhando o rio Douro, e também no centro do país. Adicionalmente, existem linhas de 400kV este-oeste em Sines e em Rio Maior, que suportam a interconexão com Espanha Alqueva-Brovales, e de Pego-Cedillo, respetivamente. Finalmente, a rede de 150kV assegura as restantes necessidades da rede.[14] A figura 1.13 mostra o mapa atual da RNT. 1.2.3.2 Perdas no transporte de energia A figura 1.11 mostra a evolução da eficiência do transporte da rede. As perdas na RNT têm-se mantido dentro de valores adequados e comparáveis com as de outros TSO europeus, oscilando entre os 1,2% e os 2,9%, embora estejam sempre dependentes de fenómenos incertos, como a hidraulicidade ou a eolicidade. Figura 1.11: Perdas na Rede de Transporte, (fonte: REN) 1.2 A energia elétrica em Portugal 15 A figura mostra os valores registados ao longo de 2013, que verificou um aumento face a 2012 devido à forte contribuição hídrica e eólica, e consequente inibição da participação térmica na satisfação do consumo.[3] 1.2.3.3 Investimento A rede tem sido alvo constante de intervenção, em vista à sua reorganização, manutenção e expansão. Os dados técnicos de 2013 da REN concentram a evolução no gráfico da figura 1.12. Figura 1.12: Investimento na Rede de Transporte de Energia nos últimos anos OWorld Energy Outlook 2014 da IEA refere que, no período de 2014 a 2035, o setor elétrico vai necessitar de um investimento global de mais de 16,4 triliões de dólares, dos quais 6,2 são para os países da OCDE procederem à substituição de ativos obsoletos e cumprirem as metas de descarbonização. O bloco económico Europeu, segundo as previsões da IEA, necessitará de investir 2,2 triliões de dólares para este efeito, com as energias renováveis a representar três quartos do investimento em centrais de produção até 2035. Ainda assim, e apesar do excesso de capacidade instalada, serão necessários mais 100GW de capacidade térmica em 2025 para garantir o abastecimento fiável e o funcionamento seguro do sistema elétrico.[16] Ora, os principais componentes da RNT têm um período de vida útil entre 35 e 40 anos a partir da sua data de construção, com exceção das linhas que se mantêm durante 50. A primeira formação da RNT data de 1950 e, para fazer acompanhar as necessidades do sistema, tem sido, e terá de continuar a ser, sujeita a várias intervenções para a sua remodelação e expansão. De acordo com a legislação em vigor — Decreto-Lei no29/2006, de 15 de fevereiro, e DecretoLei no172/2006, de 23 de agosto, nas suas atuais redações — a REN deve, até 31 de março dos anos ímpares, enviar à Direção Geral de Energia e Geologia (DGEG), a sua proposta de Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte de Eletricidade (PDIRT). O plano de investimentos é também submetido para apreciação o regulador (ERSE) que, após aprovação do governo, dá aval aos investimentos, que mais tarde serão recuperados por via do modelo regulatório aprovado. 16 Introdução Figura 1.13: Mapa RNT 2014 1.2.4 Regulação do transporte de energia O novo quadro regulatório 2015-2017 da Entidade Reguladora do Setor Energético (ERSE) pretende conduzir o operador da rede de transporte a um melhor desempenho, dando-lhe mais liberdade e, simultaneamente, maior responsabilidade de atuação. Para tal, implementou os seguintes incentivos à atividade de Transporte de Energia Elétrica: •Mecanismo de valorização de novos ativos a custos de referência, destinado a promover a eficiência dos custos de investimento em novos equipamentos a integrar na rede de transporte, que premeia através da taxa de remuneração os investimentos considerados eficientes; •Incentivo à manutenção em exploração de equipamentos em fim de vida útil, destinado a manter os ativos totalmente amortizados em funcionamento, desde que garantam adequadas condições de segurança e de qualidade de serviço, permitindo diferir temporalmente 1.2 A energia elétrica em Portugal 17 investimentos de substituição; •Incentivo à diminuição dos custos de exploração, que estabeleceu limites máximos a aplicar a estes custos e que considerou custos de referência para a operação e manutenção dos ativos de rede, adaptados ao nível de atividade da empresa; •Incentivo ao aumento da disponibilidade dos elementos da rede de transporte, enquanto fator determinante da qualidade de serviço prestada aos utilizadores da rede.[6] 1.2.4.1 Mecanismos de valorização dos investimentos a custos de referência O mecanismo dos custos de referência para os investimentos na rede de transporte foi introduzido no período regulatório de 2009-2011 e incorpora os resultados de um estudo que procedeu à classificação e custeio das tipologias de investimento na rede de transporte, tendo por base dados históricos de investimentos do seu operador, definindo também a metodologia de atualização dos custos de referência, recorrendo a índices económicos e a índices de matérias-primas. Adicionalmente, a regulamentação complementar da ERSE que publicou o mecanismo, estabeleceu que sobre os custos de referência atualizados incidem fatores de eficiência, publicados pela ERSE para cada período regulatório. No âmbito deste mecanismo, os princípios base para a verificação da eficiência do investimento suportam-se numa comparação dos custos reais com os respetivos custos de referência, atendendo às tipologias e quantidades físicas que caracterizam o investimento. Para cada obra ou projeto é calculado um rácio entre o custo real e o custo de referência, que determina a valorização a atribuir a esses ativos e a taxa de remuneração a aplicar. [6] A determinação do regulatory asset base,RAB (i.e. o valor líquido dos ativos da empresa), é um fator crucial para a sustentabilidade de uma utility, como é o caso da REN. O RAB é atualizado anualmente, somando o investimento e subtraindo o montante relativo à depreciação. 1.2.4.2 Incentivo à extensão da vida útil A regulação por custos aceites suportada pela remuneração do ativo líquido, incentiva o investimento em novos ativos, não promovendo a manutenção de ativos totalmente depreciados em exploração, independentemente da sua condição operacional. Pelo contrário, a regulação económica baseada em incentivos pode alterar o comportamento das empresas reguladas de forma a encontrarem as soluções economicamente mais eficientes no que diz respeito às decisões de investimento. No que respeita à Rede Nacional de Transporte existem ativos que se encontram totalmente amortizados, mas que continuam em condições operacionais que respeitam os padrões de segurança e qualidade de serviço. Além disso, os custos de operação e manutenção destes equipamentos podem considerar-se aceitáveis, apesar da idade dos equipamentos, não induzindo acréscimos assinaláveis nos custos de exploração da empresa. Perante uma regulação por custos aceites, o 18 Introdução operador da rede de transporte seria levado à substituição destes ativos, pelo facto dos respetivos custos com capital (remuneração do ativo e amortização), após o final da vida útil, serem nulos. Assim, no período de regulação 2009-2011 foi estabelecido o incentivo à manutenção em exploração do equipamento em fim de vida útil (MEEFVU), aplicável a linhas e transformadores de potência, com o objetivo de prolongar a vida operacional destes equipamentos que, apesar de se encontrarem totalmente amortizados, têm uma condição operacional que permite cumprir os padrões de segurança e qualidade de serviço. Assim, face ao elevado benefício do incentivo MEEFVU, no período regulatório 2015-2017, a ERSE optou por aceitar a proposta da empresa de estender a aplicação deste incentivo aos Sistemas de Comando e Proteção, mantendo-se a aplicação aos ativos de Linhas e Transformadores de potência totalmente amortizados. No entanto, foi alterado o parâmetro do incentivo de 50% para 85% com vista a balancear os benefícios na perspetiva da empresa e dos consumidores.[6] 1.2.4.3 Base de custos de exploração para 2015 e fator de eficiência para o período 2015 a 2017 Entre 1999 e 2008, os proveitos da atividade de TEE eram determinados através de custos aceites em base anual, tanto ao nível dos custos de operação (OPEX) como ao nível dos custos de capital (CAPEX). Com o objetivo de promover um comportamento mais eficiente por parte do operador da rede de transporte, foi implementado, no período regulatório de 2009-2011, um modelo de regulação assente num sistema de incentivos que se prolongou até à data. O período regulatório 2015-2017 pretende manter a metodologia de regulação do OPEX assente no mecanismo de custos incrementais (MCI). Assim, a escolha da base de custos é uma determinante fundamental no estabelecimento dos parâmetros de eficiência da empresa regulada. OOPEX real de uma empresa está dependente de uma multiplicidade de fatores exógenos à empresa regulada, tais como o ciclo económico (com as consequentes medidas de restrição orçamental, alterações fiscais, medidas de política monetária e medidas extraordinárias), a liberalização dos mercados, a evolução do preço das matérias primas, entre outros e está dependente de fatores endógenos correlacionados com a atividade operacional da empresa.[6] Base de custos Tendo em conta a performance em 2012 e 2013 e o OPEX aceite pela ERSE no período regulatório anterior, a base de custos para 2015-2017 resulta da média de OPEX real da REN entre 2012 e 2013. Ambos os valores são reais e devidamente auditados. Realça-se perante este cenário, que a base de custos para 2015-2017 resultará na aproximação do OPEX real da empresa com o OPEX aceite pela ERSE em 2013, confirmando assim uma convergência da empresa regulada para os valores definidos pelo regulador e permitindo a partilha com os consumidores do valor criado com a diminuição dos custos.[6] Indutores de custo Definido o OPEX que servirá como base de custos e tendo como ressalva o efeito-distorção 1.2 A energia elétrica em Portugal 19 acima enunciado, parte-se para a definição do OPEX que será aceite pela ERSE no novo período regulatório. Teoricamente, tal implica a definição de custos unitários incrementais associados a variáveis físicas medidoras da atividade da empresa. No período regulatório de 2012-2014, a ERSE utilizou como indutores de custo a evolução dos quilómetros de linhas de rede e do número de painéis em subestações. Tais indutores de custo, não são utilizados no estudo de benchmarking E3GRID2012 apresentado anteriormente. Contudo, é reconhecido que os quilómetros de rede correspondem a uma medida próxima da rede padronizada. Por outro lado, muito do investimento na expansão do transporte, está ligado à integração das energias renováveis. Para além deste indutor, a potência de transformação e de auto-transformação podem ser substitutos ou complementares dos indutores de custo adotados nos períodos regulatórios anteriores. Com base na performance da empresa nos últimos períodos regulatórios, a ERSE optou por manter para o período regulatório 2015-2017 os indutores de custo aplicados desde 2009. [6] Metas de eficiência Para providenciar robustez à escolha da meta de eficiência a aplicar no período regulatório 20152017, testam-se diferentes parâmetros de eficiência a aplicar ao cenário considerado como sendo a base de custos. A REN cumpriu a meta de eficiência no período regulatório anterior. Porém, dada a natureza do mercado em que a REN se insere – monopólio no upstream da cadeia de valor – não se pode indagar facilmente se o cumprimento da meta de eficiência por parte da REN tem um caráter estável ou meramente periódico. No entanto, as análises efetuadas permitem concluir que: •Nos anos de 2012 e de 2013, a REN cumpriu a meta de eficiência estabelecida, reduzindo substancialmente a sua base de custos; •O estudo de benchmarking conduzido pelo projeto E3GRID2012 confirma a melhoria da eficiência relativa da REN comparativamente com o estudo anterior conduzido no âmbito do projeto E3GRID2009. Existe, assim, um claro ganho de eficiência por parte da REN, cujo dinamismo importa manter, designadamente após a revisão da base de custos regulatórios, para os níveis efetivamente obtidos. A ERSE entende assim ser necessário manter a margem de atuação da REN, através da revisão em baixo do seu nível de eficiência para níveis próximos dos valores mínimos considerados para o progresso tecnológico, 1,5%.[6] Parâmetros A tabela1.4 apresenta os parâmetros definidos pela ERSE para o período regulatório 2015-2017, base de custos em 2015 e fatores de eficiência a aplicar nos anos de 2016 e de 2017. Refira-se que a evolução da base de custos, nos anos de 2016 e 2017, é efetuada de acordo com a seguinte expressão: 20 Introdução Custos operacionais líquidos de outros proveitost=ParteFixat1* (1 + IPIBt1–Xt)+ Parte variável com comprimento da redet1* (1 + IPIBt1–Xt)*Dcomprimento da redet+ Parte variável com painéis emSEt1*(1+IPIBt1–Xt)*DpainéisemSEt Tabela 1.4: Parâmetros de cálculo da base de custos para o Transporte de Energia Elétrica [6] Verifica-se que a base de custos para 2015 é inferior em cerca de 25,5% à base de custos fixada no período regulatório anterior e cerca de 6,3% face aos custos realmente ocorridos em 2012. 1.2.4.4 Mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade dos elementos da RNT O mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade dos elementos da RNT incide sobre os “Circuitos de Linha”, que englobam as linhas aéreas e os cabos subterrâneos, e os “Transformadores de Potência”, que englobam os transformadores de entrega à rede de distribuição e os auto-transformadores, incluindo-se em ambos os casos as indisponibilidades dos elementos dos painéis nos elementos de rede a que estão associados. Para os elementos da RNT referidos no ponto anterior, estabelecem-se as respetivas taxas de disponibilidade média que, ponderadas pela relação entre a capacidade térmica média dos circuitos de linha e a soma da capacidade térmica média dos circuitos de linha com a potência média dos transformadores de potência instalados, permitem o cálculo do indicador sobre o qual incide o mecanismo, a taxa combinada de disponibilidade. O acompanhamento e análise da aplicação do incentivo, desde a sua entrada em vigor, tem permitido identificar algumas melhorias a introduzir no respetivo mecanismo. Consequentemente, no decorrer do período regulatório 2015-2017, a ERSE pretende apresentar e discutir com o operador da rede de transporte (ORT) um conjunto de propostas de alteração ao mecanismo de incentivo, a ser revisto, que possam vir a ser aplicadas no período regulatório 2018-2020. Neste sentido, tendo em conta a necessidade de revisão do respetivo mecanismo de incentivo e considerando que o nível de disponibilidade combinada atingido pelos elementos da RNT é satisfatório, a ERSE propõe que o valor Idismax do incentivo seja nulo para o período regulatório 2015-2017. 1.2.4.5 Custo capital Para o ano de 2015, a ERSE aplicará um custo de capital nominal, antes de impostos, de 6,40% para remunerar o ativo da atividade de Gestão Global do Sistema e o ativo valorizado a custos reais da atividade de Transporte de Energia Elétrica. Para os ativos valorizados a custos de referência da atividade de Transporte de Energia Elétrica é adicionado um spread de 0,75 pontos percentuais, perfazendo um custo de capital nominal, antes de impostos, de 7,15%. 1.3 Objetivos da Dissertação 21 Conforme referido, a atualização do RoR far-se-á com base na evolução das cotações médias diárias das Obrigações do Tesouro da República Portuguesa a 10 anos publicadas pelo Banco de Portugal durante o período compreendido entre o mês de outubro do ano anterior, até ao mês de setembro do ano de aplicação das tarifas. Também a par do definido para o anterior período regulatório, e do que existe no gás, o mecanismo apresenta um limite superior (cap) e um limite inferior (floor).[17] 1.3 Objetivos da Dissertação No mundo industrial/empresarial, a gestão de risco é denominador comum de um sem número de operações. Os métodos de otimização, racionalização, reorganização dos recursos e as invariáveis opções da gestão, podem significar imediatas reduções nos custos fixos da entidade e também diretas melhorias no seu funcionamento. Esta Dissertação objeta a formulação de uma metodologia de análise de custo-benefício para investimentos em infraestruturas energéticas e ativos da Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. 1.4 Estrutura da Dissertação Para além da introdução, esta dissertação contém mais quatro capítulos. No capítulo 2,é descrito o estado da arte e são apresentados trabalhos relacionados. No capítulo 3, é proposta a arquitetura da metodologia de análise de custo-benefício para investimentos em infraestruturas energéticas. No capítulo 4, a metodologia proposta é aplicada a três casos práticos recolhidos do Plano de Desenvolvimento e Investimento na Rede de Transporte de Eletricidade 2014-2030 (PDIRT). No capítulo 5, de conclusão, são discutidos os resultados e são tecidas algumas considerações sobre a robustez da metodologia proposta e são apresentadas perspetivas sobre o trabalho futuro a desenvolver nesta área. 22 Introdução 2.1 Revisão sobre metodologias de CBA 29 parque dentro de um raio de 10km, ou que o parque pode ser um habitat de animais selvagens raros. 2.1.4 Análise financeira A análise financeira é uma ferramenta essencial para a avaliação do desempenho das infraestruturas pelos seu investidores e proprietários, pois tem como objetivo a projeção do comportamento financeiro do ativo ou infraestrutura em termos da sua rentabilidade e da sua vida útil. Resulta do estudo de dois indicadores: o Valor Atual Líquido (VAL) e a Taxa Interna de Rentabilidade (TIR). Na senda de um estudo preciso, devemos também considerar nos nossos cálculos as alterações monetárias a acontecer no período do investimento, pois os custos e benefícios de projetos analisados com CBA raramente ocorrem dentro de um curto período de tempo e os efeitos da inflação podem alterar significativamente o valor de custo ou benefício no futuro.[7] Um fator determinante da precisão da análise financeira é a discount rate (Taxa de desconto), que representa a depreciação ou valorização temporal do dinheiro. Deve ser cuidadosamente escolhida para que não represente uma sub-valorização do investimento a médio ou longo prazo, mas sim um reflexo justo do risco capital do mesmo. A metodologia de Discounted Cash Flow, proposta por [8] assume-se bastante completa e útil para a análise pragmática do desempenho financeiro futuro de um equipamento, elencando três princípios basilares: •só são consideradas entradas e saídas do fluxo de caixa (sendo desconsideradas depreciações, fundos sociais, reservas e etc.); •a determinação dos fluxos de caixa do projeto são feitas na base das diferenças entre dois cenários alternativos de execução do mesmo (business as usual edo minimum por exemplo); •a agregação de fluxos de caixa no transcurso do tempo deve respeitar as taxas de desconto financeiro já referidas. Também este documento refere a conveniência da adoção de boas práticas de análise contabilística, pelo que sugere a organização do estudo financeiro pelos seguintes centros de custo: •Custos totais de investimento; •Receitas e custos totais de operação; •Retorno financeiro em relação ao custo de investimento: VAL eTIR; •Fontes de financiamento; •Sustentabilidade financeira. Os custos totais do investimento correspondem aos custos identificados no capítulo anterior, os de operação compreendem as despesas diretas de produção, despesas administrativas e de venda 30 Estado da Arte a retalho/distribuição, não sendo aqui incluídos impostos ou custos relativos a depreciações ou à inflação. As receitas são aqui representadas por uma previsão simples do resultado da venda de serviços em função da procura durante o horizonte temporal escolhido. Devemos também ter presente a noção de capital disponível, ou seja, da liquidez financeira do projeto, para que não corra riscos de endividamento excessivo, sendo assim importante ter uma estimativa razoável da diferença entre os ativos (dividas de terceiros, stocks, caixa) e passivos (dividas a fornecedores e prestadores de serviços). 2.1.4.1 Retorno financeiro Feita a recolha dos dados relativos aos custos e receitas possíveis do projeto, procede-se ao cálculo dos indicadores de desempenho anteriormente apresentados. OVAL é o resultado da diferença entre os custos e as receitas previstas, após a aplicação da taxa de desconto. VAL = n  t=0 atSt=S0 (1+i)0+S1 (1+i)1+... +Sn (1+i)n(2.1) St - fluxo de caixa em t at - fator de desconto ATIR é o fator de desconto para o qual o VAL é igual a 0, medindo portanto a capacidade das receitas produzidas ao longo do horizonte temporal pagarem o investimento. Estes dois indicadores permitem-nos avaliar o desempenho do investimento independentemente das suas condições de financiamento, ou seja, de um ponto de vista mais técnico-financeiro e crítico à proposta de investimento em si. A tabela 2.4 seguinte apresenta um conjunto de valores de referencia de rentabilidade dos projetos de investimento consoante a sua natureza, que poderá ser bastante útil no desenvolvimento da dissertação. Tabela 2.4: Valores de referência de Taxa de Rentabilidade por setor de atividade [8] 2.1 Revisão sobre metodologias de CBA 31 Um projeto de investimento será financeiramente viável sempre que não houver probabilidades de incorrer em risco de prejuízos no futuro. A diferença entre os fluxos de entrada e de saída mostrará, como veremos na tabela 2.5, o défice ou o excesso acumulado a cada ano do horizonte temporal escolhido. Tabela 2.5: Exemplo de análise financeira sustentável [8] Tabela 2.6: Exemplo de análise financeira insustentável [8] 32 Estado da Arte 2.1.5 Avaliação do risco Em boa verdade, a avaliação de um projeto é um exercício de previsão, e como qualquer outro, não estará isento de riscos na sua execução ou de incertezas na sua elaboração. Como ilustra o manual da Comissão Europeia sobre CBA [8] raramente os dados de trabalho são irrefutáveis, e nenhum equipamento dá 100% de garantias de funcionamento face a todas as situações. A avaliação de risco consiste em estudar a probabilidade de sucesso de desempenho de um projeto e resulta de um conjunto de estudos tipicamente composto por: 1. Análise de sensibilidade; 2. Distribuição de probabilidades; 3. Análise de risco. 2.1.5.1 Análise de sensibilidade Na análise de sensibilidade o analisador propõe-se determinar os parâmetros cujas variações têm impacto no comportamento do modelo elaborado para o projeto. Estes são posteriormente sujeitos a testes de elasticidade, nos quais se analisa o seu reflexo nos valores do VAL e da TIR,e se identifica a sua dimensão no processo de avaliação e decisão do investimento. A tabela 2.7 sumaria a maior parte das variáveis por tipo de de projeto. Tabela 2.7: Variáveis de sensibilidade [8] Este processo deve ser executado de forma minuciosa, a fim de evitar a contagem dupla de variáveis inter-dependentes (como a consideração da produção em trabalho de um operário e a produção global da empresa). Importa também garantir que a sua análise é feita de forma desagregada, ou seja, da forma mais positiva para o efeito pretendido (a análise da variável receitas pode não ser tão profícua como a análise do preo e da quantidade de venda). Pode também proporcionar-se uma análise de cenário, caso se pretenda analisar o impacto conjunto de várias 2.1 Revisão sobre metodologias de CBA 33 combinações dos valores das variáveis críticas, podendo desenhar cenários otimistas e pessimistas. 2.1.5.2 Distribuição de probabilidades Finalmente, o estudo da sensibilidade do investimento tem sempre de ser acompanhado de uma previsão devidamente fundamentada das hipóteses que realmente existem da sua verificação. Então, para cada uma das variáveis identificadas deve existir uma distribuição da sua probabilidade de acontecimento, podendo esta ser derivada de estudos de terceiros. A forma mais útil de apresentar o resultado é expressá-la em termos da distribuição de probabilidade ou da probabilidade acumulada do VAL no intervalo de valores resultante, conforme a figura 2.2. Figura 2.2: Distribuição de probabilidade e probabilidade acumulada do VAL A distribuição acumulada permite-nos verificar se a probabilidade acumulada é maior ou menor do que um valor de referência considerado critico. Assim, como exemplificado na figura, podemos determinar também a probabilidade de o VAL (ou TIR) serem menores de que um certo valor de referencia (VAL=0 ou TIR=0,05), detetando a probabilidade de 30% de o VAL ser negativo. 34 Estado da Arte 2.2 Revisão sobre metodologias de CBA aplicadas a projetos de investimento em infraestruturas energéticas ACBA tem servido, ao longo dos anos, de base de trabalho para a produção de uma série de metodologias de avaliação de investimentos nos vários setores da economia e da indústria. No setor energético, é cada vez mais comum o recurso a este mecanismo para avaliar as opções de investimento e para consubstanciar os planos de desenvolvimento infraestrutural dos operadores de transporte e de distribuição. Neste capítulo serão compilados os métodos de abordagem aplicados em análises de custo benefício para infraestruturas energéticas. 2.2.1 Revisão de literatura e assessment frameworks OGuideline for CBA of Grid Development Projects foi elaborado pela ENTSO-E em 2013, com o objetivo de propor, no quadro do Ten Year Network Development Plan (TYNDP) - plano de desenvolvimento da rede energética europeia, uma metodologia de avaliação de projetos de investimento em interligações entre os Estados-Membros da União Europeia. Este prevê, em primeira instância, a representação de cenários futuros do panorama económico e energético no âmbito da análise do projeto de investimento. Estes cenários são estruturados em torno de vários horizontes temporais e da interação de vários parâmetros de natureza económica, financeira, energética, tecnológica ou temporal, conduzindo assim à formalização das necessidades da rede relativamente a um conjunto particular de acontecimentos. Ou seja, de casos de planeamento ilustrativos de um momento exato do horizonte temporal, com conceções objetivas sobre um determinado fenómeno ou sobre o desenvolvimento da rede nesse quadro de acontecimentos. A ponderação destes casos é feita segundo um conjunto de critérios escolhidos em compromisso com da melhoria da rede de transporte, contribuindo, em conjunto com a análises de sensibilidade e das externalidades associadas ao desempenho do projeto para a sistematização de uma metodologia de CBA precisa, completa e objetiva. Figura 2.3: ENTSO-E Framework Numa perspetiva um pouco diferente, o Guidelines for Conducting a Cost-Benefit Analysis of Smart Grid Projects, desenvolvido pelo Joint Research Center da União Europeia para o estudo do projeto Inovgrid - investimento em Smart Grids da EDP na cidade de Évora, distingue a abordagem em dois tipos de análise globalizada: 2.2 Revisão sobre metodologias de CBA aplicadas a projetos de investimento em infraestruturas energéticas 35 •Análise económica - que tem em conta todos os custos e benefícios monetizáveis, desde os gerados pelo projeto na rede de eletricidade (aumento de capacidade dos equipamentos, melhorias na distribuição, eficiência no transporte, etc.) aos que tem implicações diretas no ambiente onde este se insere. Integra a definição de cenários, a identificação dos custos e benefícios e a análise da resposta da CBA à variação dos parâmetros mais relevantes, mais concretamente através das suas repercussões nos valores do VAL e da TIR - indicadores de análise económica já estudados. O resultado deve ver estipulado um modelo de contabilização de custos e benefícios, bem como as fórmulas de monetização/quantificação de parâmetros de custo ou benefício. •Análise qualitativa de impacto - considera as externalidades globais não monetizáveis como a segurança do abastecimento ou melhorias do funcionamento do mercado, sendo necessária um descrição detalhada do seu impacto (positivo ou negativo) que possa ser combinada com os resultados obtidos anteriormente.[9] Figura 2.4: InovGrid Framework De forma geral, as preocupações com o estabelecimento de condições prévias, com a complementação dos estudos com análises financeiras ou económicas, a definição objetiva de soluções e a configuração de uma matriz de critérios de avaliação que possa fornecer ao decisor político um resultado quantificado da viabilidade económica e social de um projeto estão patentes nos vários documentos de CBA em infraestruturas energéticas elaborados no curso da última década. Um dos primeiros estudos feitos sobre este tema, pela CAISO - California Independent System Operator em 2004, apresentou a metodologia TEAM - Transmission Economic Assessment Methodology, que "integra cinco princípios chave para a definição quantificável de benefícios 36 Estado da Arte numa metodologia compreensiva que suporte decisões sobre investimentos a longo prazo necessários para o desenvolvimento da rede: framework de benefícios, representação da rede de energia, preços de mercado, incerteza, formulação de alternativas."[18] Em suma, os mais atuais documentos a respeito deste tema - da ENTSO-E[5] e do EUJRC[9]- apresentados no início deste capítulo, consideram os impactos do projeto em toda a cadeia de valor e na sociedade em geral, transpondo os limites da análise monetária e da simples identificação dos custos e benefícios dos intervenientes. Não desconsiderando a referencia a outros modelos de CBA desenvolvidos para este efeito, o desenvolvimento desta dissertação basear-se-á na comparação direta destes dois documentos, uma vez que são representativos de dois tipos de abordagens, distintamente direcionadas à avaliação de infraestruturas de transporte de energia e à avaliação de aquisição/substituição de equipamentos na rede energética. Estes dividem a CBA em cinco fases elementares, de forma bastante semelhante à exposta no capítulo anterior: 1. Definição de cenários; 2. Identificação do projeto; 3. Metodologia de análise custo-benefício; 4. Análise de sensibilidade; 5. Apresentação de resultados. 2.2.2 Definição de cenários De acordo com o referido nos capítulos anteriores, a avaliação deve ser conduzida ao encontro das condições específicas do ambiente onde o projeto será inserido, já que as suas características geográficas e demográficas se refletirão na quantificação dos seus custos e benefícios. Os cenários de planeamento são uma descrição plausível do futuro, resultante da previsão das interações dos aspetos económicos e financeiros mais importantes e configuram um meio para abordar a incerteza e o risco das variáveis principais, adaptando-as às especificações dos projetos e consubstanciando as opções tomadas no progresso da análise. AENTSO-E defende que o número de cenários utilizado deve ser grande o suficiente para obter uma imagem completa dos efeitos que um projeto pode ter sob diferentes condições de futuros possíveis. No entanto, é também importante que os cálculos em cada cenário sejam realizados de uma maneira suficientemente pormenorizada e precisa. Assim impõe-se a escolha dos parâmetros cuja variação nos irá indicar as possíveis previsões dos panoramas futuros que se apresentam de seguida. 2.2.2.1 Horizonte temporal Uma vez que o tempo de construção de uma infraestrutura energética é em média igual ou superior a 10 anos, o horizonte temporal de previsão do cenário terá de ir além desse período. 2.2 Revisão sobre metodologias de CBA aplicadas a projetos de investimento em infraestruturas energéticas 37 Os projetos de infraestruturas energéticas são geralmente avaliados durante um período de 2030 anos.[8] Todavia, uma previsão a esta distancia temporal tem, naturalmente, implicações na plausibilidade do seu resultado sendo que, o objetivo macro deve ser o da definição de diversas percepções de desenvolvimento que possam convergir para uma previsão realista do que o futuro pode reservar. Como explanado na figura 2.5,aENTSO-E defende que os cenários devem ser representativos de pelo menos dois horizontes temporais alternativos, desde curto, médio, longo ou muito longo prazo.[5] Figura 2.5: Horizonte temporal, [5] 2.2.2.2 Discount rate A taxa de desconto assume aqui uma importância especial, visto que a grande maior parte dos projetos de investimento em infraestruturas energéticas implicarão elevados investimentos iniciais, cujo ressarcimento estará dependente não só da rentabilidade da infraestrutura como da taxa de recuperação do dinheiro aplicado em função do seu valor futuro. Mais ainda, é necessário sublinhar que no setor energético os preços de mercado também são afetados por flutuações da moeda, o que se repercutirá na faturação da utility. Para a definição da taxa de desconto existem opiniões diversas. A ENTSO-E propõe uma taxa social fixa, ou seja, a menor taxa a que a sociedade pode emprestar dinheiro a longo prazo. Em concordância, o EUJRC defende que a taxa de desconto deve reconhecer o valor social dos investimentos, cujos impactos afetam uma ampla gama de intervenientes da sociedade, e portanto deve também refletir o risco para o estado, sendo especificada pelo órgão estatal competente, até para determinar se o projeto será financiado por fundos públicos. Ainda assim, considera também que, se a taxa de desconto significa um reflexo justo dos riscos relativos dos projetos, então deve ser aplicada uma taxa maior aos investimentos de risco mais elevado, podendo tal subestimar alguns benefícios, particularmente os que se manifestam após longos períodos de tempo. A nível europeu, as taxas de desconto sociais foram estabelecidas entre 3,5%, 4% e 5,5%.[8] Todavia, podem ser propostos valores diferentes, desde que se vejam justificados à luz das condições macro-económicas de um país específico e das suas restrições de capital. Em qualquer caso, deve ser fornecida uma explicação clara da escolha feita, devendo este parâmetro ser sempre sujeito à análise de sensibilidade.[9] 38 Estado da Arte 2.2.2.3 Impacto da ação regulatória e de fatores macroeconómicos Atendendo à natureza dos operadores de redes energéticas, estas empresas representam monopólios naturais, sujeitos a ação regulatória, devendo esta constituir também uma variável, uma vez que está diretamente relacionada com a receita financeira e consequente retorno de investimento do promotor do investimento. Aliados à alteração das tarifas, vários parâmetros económicos têm implicações não só na previsão das receitas dos operadores, como também no desenho da curva de oferta e procura de energia, ou no custo das suas matérias primas. Por esta razão, a caraterização do mercado deve ser feita e analisada monitorizando os seguintes aspetos: •Evolução do consumo de energia anual; •Evolução das pontas máximos; •Carateriação do sistema eletro-produtor; •Custo de investimento e O&M das centrais de produção (carvão, gás natural, eólica, solar, hídrica, fuelóleo, nuclear e biomassa); •Custo do CO2; 2.2.2.4 Tecnologia implementada Existe muita ponderação a fazer no que toca à relação entre a arquitetura de projeto e as tecnologias que vão viabilizar a sua ação. Os projetos energéticos, sendo na sua essência tecnológicos, implicam frequentemente a aquisição de equipamentos, cuja escolha pode perturbar muito o resultado da CBA. OEUJRC diz que os proponentes dos projetos devem identificar várias alternativas ao cenário "business as usual"e reforça a identificação das reduções de custos que estes investimentos provocam para que sejam também contabilizadas segundo os seguintes items: •Taxa de eficiência; •Disponibilidade; •Taxas de emissão de CO2,SO2eNO2; •Potência de reserva; •Equipamentos de funcionamento obrigatório; •Exportação de energia excedente; •Estado de funcionamento dos equipamentos[5] 2.2 Revisão sobre metodologias de CBA aplicadas a projetos de investimento em infraestruturas energéticas 45 dos investimentos. Os valores destes indicadores são normalmente definidos por previsões que, mesmo sendo prováveis, podem não corresponder aos valores efetivamente detetados no decurso temporal do projeto, provando-se assim importante a execução de testes à resposta das previsões a alterações de um conjunto de parâmetros importantes. Para os projetos de investimento em infraestruturas energéticas, existe um conjunto de variáveis que são objetos inquestionáveis desta análise: •Ponta máxima; •Percentagem de perdas de eletricidade nos níveis de Transporte e Distribuição; •Energia não fornecida; •Valor da energia não fornecia; •Discount rate; 2.2.5 Apresentação de resultados A apreciação global do projeto deve abordar tanto benefícios quantificáveis como não quantificáveis [8]. Assim, devemos encontrar uma forma de agregar os resultados obtidos no processo de análise numa matriz de comparação geral que possa traduzir a interação dos parâmetros, independentemente de estes serem objeto de monetização ou de análise posterior de sensibilidade. É também nesta fase da CBA que se identificam e avaliam todos os custos e benefícios que transbordam do projeto para a sociedade e que não são monetizados nem incluídos na análise económica: as externalidades. 2.2.5.1 Análise custo benefício - Resultado da análise económica No plano económico, existem vários métodos de comparação direta de custos e benefícios que facilitarão ao decisor diferentes perspetivas sobre a rentabilidade financeira do seu projeto.[19] •Comparação anual - compilação dos custos e benefícios anualmente durante o horizonte temporal. (fig.2.8) Figura 2.8: Comparação anual 46 Estado da Arte •Comparação cumulativa - apresenta os custos e benefícios acumulados durante o horizonte temporal, sendo o custo de um ano representativo do acumulado pelos seus antecessores. Esta perspetiva é útil para identificar o momento em que o projeto passa a ser rentável e o investimento está pago.(fig. 2.9) Figura 2.9: Comparação cumulativa •Valor atual líquido (VAL)- soma dos VAL’s dos fluxos de caixa individuais para todo o horizonte temporal. Começa-se pela subtração dos custos aos benefícios a cada ano, aplicase a taxa de desconto financeiro e somam-se os valores descontados. (fig. 2.10) Figura 2.10: Comparação Valor Atual Líquido 2.2.5.2 Quantificação de parâmetros - Key Performance Indicators Como vimos no início deste capítulo, existem várias formas para capturar qualitativamente o mérito de um projeto e complementar a quantificação monetária resultante da CBA. Tanto o EUJRC como a ENTSO-E dão preferência aos Key Performance Indicators (KPI’s), cuja essência é a avaliação de benefícios, segundo uma escala de valor definida pelo investigador. Para este efeito, e em concordância com o mapeamento de funcionalidades a benefícios do Inovgrid[9], a Taskforce para as Smart Grids da Comissão Europeia baseia-se numa matriz na qual os benefícios 2.2 Revisão sobre metodologias de CBA aplicadas a projetos de investimento em infraestruturas energéticas 47 e os KPI’s correspondentes são dados em colunas conforme as suas funcionalidades, agrupando estes em clusters chamados serviços. Como demonstrado no exemplo da figura 2.11, cada projeto, a matriz deve ser completada em duas etapas: •identificação das ligações entre benefícios/KPI’s e funcionalidades; •para cada célula, explicar a ligação e atribuir um peso (de 0-1, neste caso). Através da soma dos valores das células ao longo das colunas é possível quantificar o impacto do projeto em termos das funcionalidades, sendo portanto ao longo das linhas é possível quantificar em termos de benefícios. O somatório de todas as colunas e linhas resulta nos gráficos da figura 2.11, que traduzem o impacto do projeto e a sua cobertura. Figura 2.11: Método de avaliação por KPI’s 2.2.5.3 Externalidades e impactos sociais O conceito de internacionalização dos custos e as vantagens foi destacado no Livro Branco de Jacques Delors sobre o crescimento, a competitividade e o emprego de 19993[10]. Corresponde à integração a custo de base de monetização de impactos diferentes daqueles para os quais a utilização está destinada. No setor energético, como refere Samuele Furfari, qualquer utilização de energia provoca um impacto direto e indireto tão múltiplo como variado, com escolhas políticoideológicas que complicam o debate científico sobre as metodologias da sua monitorização. O problema é ainda mais exacerbado quando se tenta a inclusão dos custos e benefícios externos, 48 Estado da Arte para a qual o EUJRC recomenda que todas as externalidades sejam expressas em termos físicos através da definição de um indicador para cada uma que seja quantificável por via de cálculos ou, em caso de não ser possível,de uma descrição detalhada dos impactos estimados do projeto para dar aos decisores toda a gama de elementos para a avaliação. •Emprego e segurança - A análise pode incluir uma estimativa do número de empregos criados/perdidos na oferta e na cadeia de valor operacional.É importante que as empresas tomem a iniciativa para garantir que tanto os seus funcionários diretos como os de terceiros têm acesso a formação adequada; •Impacto ambiental - Esta análise pode considerar os impactos sobre o meio ambiente em termos de ruído (redução de ruído ou o aumento de ruído) e mudanças na paisagem. Se a monetização da redução das emissões de CO2e de poluentes atmosféricos não foi realizado na CBA, esses impactos devem ser considerados aqui; •Tempo perdido/salvo por consumidores ou utilizadores - A análise deve tentar capturar e quantificar (por exemplo, em termos de minutos ), o impacto da implementação de tecnologias de Smart Grid no tempo economizado/perdido pelos consumidores. Desenvolvimento de novos serviços e aplicações e entrada no mercado por conta de terceiros; •Supressão de falhas em know how e habilidades de recursos humanos - Esta análise pode abordar o impacto do projeto na falta de pessoal técnico qualificado, devido à percentagem destes em condições de atingir a idade de reforma, bem como analisar o impacto do projeto na criação de novas competências e aumento do know-how e competitividade. AENTSO-E mantém a coerência na abordagem e resume este passo à definição de dois critérios representativos do: •Impacto ambiental - Caracteriza o impacto do projeto de acordo com a avaliação feita nos estudos preliminares e objeta a projeção da sensibilidade ambiental a ter em conta no projeto; •Impacto social - Caracteriza o impacto do projeto na população local que é diretamente afetada, também de acordo com o desenvolvido nos estudos preliminares a projeção da sensibilidade social a ter em conta no projeto. Todos estes aspetos são avaliados com recursos a normas comunitárias ou à legislação nacional aplicável no âmbito do ruído, planeamento urbano, proteção de monumentos, proteção de habitats naturais, enfim, diretivas sociais a que qualquer projeto que se insira na sociedade está sujeito. 2.2.5.4 Resultado CBA Na metodologia da ENTSO-E, os resultados da avaliação são representados na forma de uma tabela de avaliação, incluindo as sete categorias de benefícios acima mencionadas, bem como os 2.3 Enquadramento regulamentar para CBA 49 dois indicadores de impacto sócio-ambiental. É utilizado um sistema de cores para categorizar o impacto dos efeitos (ligeiro, médio ou forte) que correspondem a intervalos de valores em eou KPI’s no seu cálculo individual. Figura 2.12: Avaliação ENTSO-E 2.3 Enquadramento regulamentar para CBA O processo de revisão bibliográfica desta dissertação englobou também uma pesquisa sobre as iniciativas regulamentares e legislativas de incentivo à utilização de análises de custo benefício. Legislação Nacional No âmbito nacional encontrou-se a primeira exigência deste método no Decreto-Lei no111/2012, que estabelece a criação da unidade técnica de acompanhamento de projetos e refere: "Deste modo, para além de se passar a exigir uma análise de comportabilidade orçamental e a realização de análises de sensibilidade, com vista à verificação da sustentabilidade de cada parceria face a variações de procura e a alterações macroeconómicas, contempla-se ainda uma análise custo benefício e a elaboração de uma matriz de partilha de riscos, com uma clara identificação da tipologia de riscos assumidos por cada um dos parceiros, sempre que se prepare um novo projeto de parceria."[21] Também neste documento, o artigo 6odiz: "f) A clara enunciação dos objetivos da parceria para o setor público, especificando os resultados pretendidos e as vantagens daí decorrentes, numa perspetiva de análise custo benefício;"[21] Legislação Europeia O Parlamento Europeu aprovou em 2013 o Regulamento no1303/2013, que estabelece disposições comuns relativas ao Fundo Europeu de Desenvolvimento Regional e ao Fundo Social Europeu, entre outros. O seu artigo 101oexpõe as condições necessárias para a aprovação de grandes projetos: "Antes da aprovação de um grande projeto, a autoridade de gestão assegura-se de que as seguintes informações estão disponíveis: 50 Estado da Arte ... e) Uma análise de custo benefício, incluindo uma análise económica e financeira, e uma avaliação do risco; ... A Comissão adota atos de execução que estabeleçam o método a utilizar com base nas melhores práticas reconhecidas para a análise de custo-benefício, referida na alínea e) do presente número. Esses atos de execução são adotados pelo procedimento consultivo a que se refere o artigo 150o,n o2."[22] Capítulo 3 Arquitetura CBA Neste capítulo é apresentada a arquitetura da metodologia de análise custo-benefício para investimentos em infraestruturas energéticas. O método aqui apresentado é um primeiro passo de um caminho bastante longo a percorrer nesta matéria. Como foi constatado na fase de pesquisa, existem poucas iniciativas, sejam elas de natureza legislativa ou não, que incentivem a análise de custo benefício dos investimentos no setor da energia. Estes investimentos são decisões delicadas, com uma série de implicações no domínio externo e, como diz Samuele Furfari, pensar que são puramente matematizáveis e informatizáveis de forma a apresentar respostas parametrizadas a qualquer projeto de investimento, em quaisquer circunstâncias, é ficção científica. Pretende-se assim que os resultados das análises de custo benefício executadas segundo o método proposto sejam o produto de duas componentes: uma técnico-científica decorrente da análise financeira do projeto, e uma componente empírica fruto do conhecimento técnico e da experiência profissional do avaliador. A metodologia baseia-se em quatro fases elementares: 1. Estabelecimento de condições e definição de cenários - onde serão descritos e estabelecidas as previsões de evolução de fatores chave ao resultado e ao desempenho do projeto; 2. Descrição do projeto - contemplará uma identificação detalhada das funcionalidades e do propósito de aquisição de determinado ativo. Daqui resultará também a definição de casos práticos para a solução do problema identificado. tipicamente dois casos/cenários: o BAU e o"do something"; 3. Custos e Benefícios - serão recolhidos os dados relativos aos custos diretos do projeto (TOTEX) e estabelecidos os critérios de benefício para posterior quantificação; 4. Apresentação de resultados - considerará as análises de risco e de sensibilidade e agregará a informação a respeito do investimento da melhor forma. 51 52 Arquitetura CBA 3.1 Estabelecimento de condições e definição de cenários Os resultados da análise devem primar pela objetividade, mas não podem ignorar a complexidade imposta pela consideração de toda a sua envolvente, sob o risco de se reduzirem a simples juízos de valor a respeito da exequibilidade de certo investimento. A descrição do ambiente de inserção do projeto é um elemento indispensável à robustez da CBA e, para o caso prático das infraestruturas energéticas, deve retratar, à luz de diferentes circunstâncias demográficas, económicas, sociais e ambientais os cenários plausíveis do futuro do setor energético. Para esse efeito, a análise de cenários deve projetar-se em estudos aprofundados sobre a variação do consumo e dos preços da energia, da garantia de abastecimento e das alterações ao seu quadro regulatório, para que possa focar-se na concepção de alternativas e no dimensionamento coerente de investimentos que fundamentem as opções tomadas em resposta à alteração de circunstâncias prevista. A título de exemplificação, e também em vista ao suporte da análise dos casos práticos feita no capítulo seguinte desta dissertação, proceder-se-á ao estabelecimento das condições elementares de análise de projetos de investimento em infraestruturas energéticas. Para o efeito recorrer-seá ao Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2014-2030 (RMSA), e ao Orçamento de Estado aprovado para 2015. 3.1.1 Evolução da procura e do sistema eletro-produtor O RMSA mostra-se bastante útil à definição adequada dos cenários de estudo das CBA’s uma vez que começa por definir duas alternativas de evolução do sistema elétrico nacional, sob as quais executa os métodos de previsão da evolução do SEN, respeitando trajetórias de continuidade e de rutura das tendências observadas nos últimos anos. A figura 3.1 apresenta as conclusões do estudo. Figura 3.1: Análise da evolução do sistema eletro-produtor 3.1 Estabelecimento de condições e definição de cenários 53 3.1.1.1 Evolução do consumo energético Com base nos pressupostos da DGEG, na figura 3.2 é apresentado o cenário central de evolução do consumo de eletricidade referido à produção líquida utilizado na trajetória “Base”, que considera os efeitos das medidas de eficiência energética e inclui o consumo dos veículos elétricos.[11] Figura 3.2: Evolução da procura de eletricidade até 2030 3.1.1.2 Evolução do sistema eletro-produtor Na Figura 3.3 é representada a evolução do sistema eletro-produtor ao longo do período 20132030, resultante das desclassificações de centrais existentes e da entrada em serviço da nova capacidade de produção assumidos.[11] Em termos absolutos, a DGEG prevê que em 2030 a potência instalada em regime especial atinja um total de 10.435MW que, face ao valor verificado em 2010, corresponde a um aumento da ordem dos 70%. As metas vinculativas de 31% em 2020 de renováveis no consumo final de energia definidas no Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis (RCM no20/2013) vão motivar um crescimento previsto de 40% na primeira década e de 20% na segunda. A capacidade em regime ordinário irá decrescer no setor termoelétrico com a desclassificação da central de Sines e de Lavos em 2017, sendo reforçada a produção hídrica que em 2022 atingirá 9.650MW - quase o dobro da atual. 54 Arquitetura CBA Figura 3.3: Evolução do sistema eletro-produtor até 2030 3.1.1.3 Evolução dos preços da matéria prima Os dados sobre a evolução dos preços das matérias primas para produção de eletricidade dispostos na tabela 3.1 e são provenientes de um conjunto de previsões feitas por parte da IEA e do Ministério das finanças. Tabela 3.1: Evolução dos preços da matéria prima É necessário referir que, apesar destes dados serem as previsões oficiais da Direção Geral de Energia e Geologia, e por isso serem os dados acreditados para as previsões do setor energético, é sabido que não correspondem à verdade dos factos recentemente comprovados. No caso do preço do petróleo por exemplo, a demasiada oferta que se tem registado e a manutenção das quotas de produção por parte da Organização dos Países Exploradores de Petróleo (OPEP) tem levado os indicadores de mercado desta matéria prima (WTI eBrent) aos valores mais baixos dos últimos anos - cerca de 50$/barril. 3.3 Análise de custo benefício 61 3.3.1.1 Custos totais e receitas do projeto Para a análise da viabilidade financeira é necessária a recolha de informação sobre os custos reais do projeto (Creal) - facilmente obtidos junto de fornecedores; para que através da sua comparação com os custos de referência estipulados pelo regulador (Cre f ) seja encontrado o valor da sua remuneração, que constituirá o proveito financeiro a considerar na análise, conforme o disposto no capítulo 3.1.4. 3.3.1.2 Valor atual líquido Para a avaliação da viabilidade financeira do projeto é proposta a utilização do valor atual líquido (VAL), para o qual se utilizará a taxa de atualização prevista no WACC, eventualmente acrescida de prémio de investimento eficiente. No planeamento de investimentos a longo prazo, os projetos têm viabilidade quando o VAL é maior ou igual a 0, e o seu cálculo é feito da seguinte forma: 1. É escolhido o período de vida útil do ativo (10 ou 30 anos) e calculado montante das prestações anuais; 2. É calculado o quociente Creal/Cre f eoRAB de acordo com o estipulado em 3.1.4, definindose a taxa de atualização (WACC); 3. A cada ano o RAB sofre a depreciação (DP) do montante calculado em (1); 4. Os cash flows anuais são determinados segundo a formula 3.11; 5. É calculado o VAL segundo a fórmula 3.12; 6. É calculada a TIR. CF t=RABt⇥RoR +DP (3.11) VAL(i)= N  t=0 CF t 1+WACCt(3.12) 3.3.2 Critérios de benefício A seleção dos benefícios foi feita na sequência de uma série de entrevistas a responsáveis das áreas operacionais da REN, e deverá, no seu conjunto, refletir o valor acrescentado de cada projeto de desenvolvimento para o sistema de transporte de energia, para a ação da REN enquanto TSO e, por via disso, para a sociedade e os consumidores em geral. Desta forma, a viabilidade económica e social está exposta nos termos da qualidade do serviço, da eficiência operacional, da competitividade e segurança no abastecimento, e da política energética. 62 Arquitetura CBA 3.3.2.1 Qualidade do serviço A avaliação da capacidade do sistema de fornecer energia em circunstâncias normais a uma região específica. A avaliação deste benefício é feita por meio de dois indicadores: a continuidade do serviço e a qualidade da onda. A continuidade do serviço caracteriza e avalia as ocorrências de interrupções de serviço aos pontos de entrega da rede. Estas quebras de compromisso dos padrões de qualidade do operador da rede para com o cliente, origina o direito a uma compensação, paga através da fatura de energia elétrica, sem que o cliente necessite de a solicitar. Para o efeito, estão estabelecidos indicadores e padrões anuais associados à frequência e duração das interrupções, bem como à avaliação do seu impacto. •ENF – Energia Não Fornecida: Valor estimado de energia não fornecida nos pontos de entrega da rede de transporte, devido a interrupções de fornecimento. A estimativa é baseada na potência cortada e na duração da interrupção; •TIE – Tempo de Interrupção Equivalente: Representa o tempo de interrupção da potência média fornecida expectável (no caso de não ter havido interrupções); •END – Energia Não Distribuída: Valor estimado de energia não distribuída, nos pontos de entrega, devido a interrupções de fornecimento; •TIEPI – Tempo de Interrupção Equivalente da Potência Instalada: Representa o tempo de interrupção equivalente da potência instalada das redes de distribuição; •SAIFI – Frequência Média de Interrupções do Sistema: Representa o número médio de interrupções verificadas nos pontos de entrega; •SAIDI – Duração Média das Interrupções do Sistema: Representa a duração média das interrupções verificadas nos pontos de entrega; •SARI – Tempo Médio de Reposição do Serviço: Representa o tempo médio de reposição de serviço.[13] Os consumidores de energia elétrica fornecidos a partir das redes de transporte e distribuição, têm, em circunstâncias normais, à sua disposição uma tensão alternada sinusoidal com frequência e amplitude que se deverão manter razoavelmente constantes ao longo do tempo. No entanto, durante a operação e exploração das redes de energia elétrica existe um conjunto de fatores com capacidade de induzir alterações à qualidade da onda de tensão e, consequentemente, afetar o normal funcionamento de instalações e equipamento, originando por vezes interrupções de processos produtivos industriais e consequentes perdas económicas e de competitividade. A qualidade da onda pode ser monitorizada pelos operadores através dos seguintes indicadores: •Frequência; 3.3 Análise de custo benefício 63 •Valor eficaz da tensão; •Cavas de tensão; •Tremulação (flicker); •Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões; •Distorção harmónica. Key Performance Indicators Continuidade do serviço; Qualidade da onda; Duração e frequência de interrupções; Capacidade de resposta a picos de carga. 3.3.2.2 Eficiência operacional A eficiência na gestão da rede traduz-se na otimização dos processos da sua operação de forma a reduzir os encargos e a melhorar a resposta do sistema em diferentes circunstâncias. Isto consegue-se através de funcionalidades de automação, monitorização, proteção e operação em tempo real. A identificação célere de falhas em equipamentos e a sua resolução irá melhorar a ação diária da empresa, bem como o acesso a relatórios de diagnóstico e comportamento da rede poderá auxiliar à definição de estratégias de desenvolvimento e portanto, incrementar a eficácia e diligência da REN enquanto operador da RNT Portuguesa. Key Performance Indicators Custos de Operação e Manutenção; Monitorização da rede e dos equipamentos (diagnóstico e avarias); Tempo de operação/correção de falhas; Telecomando/acesso remoto; Análise de comportamento e ocorrências. 3.3.2.3 Competitividade e segurança do abastecimento Reflete a capacidade da rede transportar eletricidade entre dois locais, melhorando a segurança do abastecimento e a integração de novos centros produtores. Este critério concentra parte dos investimentos considerados obrigatórios, que surgem na sequência de desenvolvimentos do tecido produtor, da rede de distribuição, mas também dos que se concretizam na integração de sistemas de monitorização do SEN entre os seus operadores ou no aumento das interligações a Espanha no âmbito do cumprimento de novas orientações políticas ou diretivas europeias. Key Performance Indicators Aumento das interligações; Aumento da Grid Transfer Capability (GTC); Redução de congestionamento; Capacidade de reserva; Expansão/eletrificação de zonas rurais; Ligação de novos centros produtores. 64 Arquitetura CBA 3.3.2.4 Política energética As preocupações ambientais estão no topo das prioridades da agenda da política energética mundial. O aumento da quota de energias renováveis no mix de produção energética nacional só se concretiza se a rede estiver capacitada para integrar nova produção, em detrimento de centrais antigas, de consumo fóssil. Também no âmbito deste critério se poderão encaixar os investimentos com impactos ambientais como a redução de ruído, a redução de emissões de CO2ou a flexibilidade de novos sistemas que permitam a racionalização do consumo de recursos no ato da operação e manutenção da rede. Key Performance Indicators Integração de produção renovável; Redução de emissões de CO2; Mais potencialidades de intervenção remota; Menos despesas de manutenção. 3.3.3 Análise de sensibilidade Para complementar a avaliação deve proceder-se à análise de sensibilidade do resultado obtido e, função de possíveis alterações dos pressupostos previamente estabelecidos que possam ocorrer em determinado período. Assim, deve-se começar pela seleção das variáveis cujas alterações terão tradução expressiva no resultado final da análise. No caso do transporte de energia, existem alguns aspetos que merecem atenção especial nesta medida, uma vez que têm implicações diretas na valorização financeira do ativo ao longo do tempo: a RoR, o prémio do incentivo ao investimento eficiente, as yeld das Obrigações do Tesouro e quaisquer alterações que decorram de alterações da ação do regulador, que se renova de dois em dois anos, ou seja, cerca de 15 vezes durante o tempo de vida económica de uma linha de 400kV. Uma vez que o conjunto de alterações possível culmina na taxa de remuneração a aplicar ao RAB, testar-se-á, para cada projeto, o impacto da sua variação na rentabilidade financeira do investimento, mais concretamente no valor do VAL e da TIR. Tabela 3.5: Tabela de análise financeira e de sensibilidade 3.3 Análise de custo benefício 65 Numa perspetiva menos financeira da análise posterior dos resultados, deverão ser também identificadas as externalidades circundantes ao projeto e expressá-las em termos físicos (por exemplo: usar dB’s para quantificar o benefício da redução de ruído). Este procedimento é algo que deve ser cuidadosamente executado para evitar a dupla consideração de possíveis benefícios do projeto em causa. Nos projetos de investimento em infraestruturas energéticas, poderemos considerar externalidades como a criação de empregos, aumento da segurança dos equipamentos, impactos ambientais ou no sistema em geral. Nesta fase da avaliação, a variável RoR representa a taxa de atualização para o cálculo do VAL, tendo o valor base de 6,4%, incrementados de 0,75p.p. respetivos ao prémio de investimento eficiente (conforme definido pelo regulador). Assume-se este valor porque, como será mostrado no capítulo seguinte, para os efeitos práticos de aplicação desta metodologia serão sempre utilizados os custos de referência, garantindo o investimento eficiente em todos os casos. 3.3.4 Apresentação de resultados No final da análise, a apresentação dos resultados deve resumir as avaliações feitas e organizar a informação delas resultante segundo os dois casos definidos; comparando o plano de investimento com a perspetiva “business as usual”. Para tal, deverá ser disposta a seguinte informação: 1. Identificação do propósito do investimento e descrição da resposta atual do sistema; 2. Demonstração da rentabilidade financeira do projeto, em função do seu tempo de execução e planeamento; 3. Descrição e mapeamento das funcionalidades do investimento através de KPI’s, preenchendo a tabela 3.6 com uma avaliação de 0 a 10, que resultará no gráfico da figura 3.4; 4. Avaliação de benefícios e caraterização das externalidades. Tabela 3.6: Tabela de avaliação por KPI’s 66 Arquitetura CBA A tabela mostra os indicadores de performance (KPI’s) dos critérios de benefício, que serão avaliados de [1 a 10] pelo investigador. A média das avaliações dos KPI’s de cada critério será disposta no gráfico da figura 3.4. Figura 3.4: Área de impacto em benefícios do projeto de investimento 3.3.5 Aplicação web para análises de custo benefício Para facilitar a aplicação da metodologia de análise de custo benefício proposta na Dissertação foi desenvolvida uma ferramenta informática capaz de calcular os indicadores económicos, como de mostrar a análise de critérios de benefício por indicadores de performance. Para este efeito, assumindo a portabilidade e facilidade de instalação como caraterísticas prioritárias, foi desenvolvida uma aplicação com recurso a ferramentas bastante recentes de desenvolvimento web que, vista desnecessária a ligação cliente/servidor foi direcionada ao front-end: •Markup language:HTML •Scripting language:Javascript (Libraries: jquery, d3js) •Styling:CSS3 (Libraries: bootstrap) A figura 3.5 mostra um exemplo de utilização da aplicação implementada. 3.3 Análise de custo benefício 67 Figura 3.5: Aplicação web 68 Arquitetura CBA Capítulo 4 Casos de estudo Neste capítulo será demonstrada a aplicação da metodologia proposta a três casos práticos do Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte de Energia (PDIRT) 2014-2023. Os projetos escolhidos inserem-se no pacote de investimentos do período 2014-2016, que conta com uma verba de cerca de 624Medistribuídos estrategicamente segundo as necessidades da rede, como mostra a figura 4.1. Figura 4.1: Distribuição do investimento previsto para o período 2014-2023 Como se pode verificar, há uma aposta clara na integração de energias renováveis e na qualidade e segurança de abastecimento, representando respetivamente 37% e 27,2% do investimento total. Nestas rubricas está previsto o reforço da rede na fronteira Transporte/Distribuição e o estabelecimento de ligações aos centros de produção que entrarão em exploração nos próximos anos, de acordo com o Programa Nacional de Barragens com Elevado Potencial Hidroelétrico (PNBEPH). As capacidades de interligação internacional também se vêem contempladas por via do reforço das ligações a Espanha nas zonas do Minho e do Algarve, em vista a alcançar o objetivo de 3.000MW de interligação estabelecido pelo Governo de Portugal e o Reino de Espanha. A restante parcela destina-se à reconstrução de instalações e remodelação de sistemas e equipamentos secundários obsoletos, cujo estado operacional e funcional tem prejudicado a continuidade e qualidade de serviço. Esta quota representa, juntamente com os 3,3% previstos para a promoção da qualidade socio-ambiental das infraestruturas, 23,3% do volume do montante total, que será aplicado de forma responsável, fundamentada e eficiente. 69 70 Casos de estudo Importa também referir que, de acordo com o ponto 5 b) do artigo 30odo DL no29/2006, na sua atual redação, a elaboração do PDIRT deve contemplar as medidas de articulação necessárias ao cumprimento dos compromissos assumidos pela REN ao nível do plano decenal não vinculativo de desenvolvimento da rede à escala comunitária (“Ten-Year Network Development Plan” - TYNDP) que, para 2022, estabelece cinco projetos prioritários, repartidos por vários investimentos contemplados no PDIRT, apesar de parte deles ter sido protelada por falta de liquidez financeira. As prioridades estabelecidas são: •Reforço da capacidade de Interligação entre Portugal e Espanha; •Integração de nova produção renovável no Norte, maioritariamente hídrica e eólica; •Integração de nova produção renovável na região Centro, maioritariamente eólica e hídrica; •Melhoria na segurança de abastecimento na área de Lisboa e Península de Setúbal; •Integração de nova produção renovável no Sul, maioritariamente solar. Em paralelo, impõe-se também o disposto na estratégia da Europa 2020, lançada a 26 de março de 2010 pelo Conselho Europeu, segundo a qual uma das prioridades é o crescimento sustentável, que deverá ser alcançado através da promoção de uma economia mais eficiente em termos de recursos, mais sustentável e mais competitiva. Esta estratégia considerou as infraestruturas energéticas como um aspeto fulcral da iniciativa “Uma Europa eficiente em termos de recursos”, sublinhando a necessidade de modernizar urgentemente as redes da Europa, interligando-as a nível continental, em especial para integrar as fontes de energia renováveis.[1] O Regulamento 347/2013 da UE estabelece, no âmbito desta estratégia, os PIC - Projetos de Interesse Comum, que surgem da identificação de 12 prioridades estratégicas em matéria de infraestruturas energéticas transeuropeias identificadas entre os Estados Membros cuja realização deverá acontecer até 2020. Estes projetos foram identificados como prioritários no sector da eletricidade, uma vez que Portugal está inserido no corredor prioritário das “Interligações Norte-Sul de eletricidade na Europa Ocidental” (NSI West Electricity): interligações com e entre os EstadosMembros da região mediterrânica, nomeadamente para integrar a eletricidade produzida a partir de fontes de energia renovável e reforçar as infraestruturas da rede interna, a fim de promover a integração do mercado na região.[1] Os casos práticos foram escolhidos pela sua proximidade à cidade do Porto e pelo tipo de investimento que representam. A evolução da RNT nesta zona do país assenta essencialmente na melhoria das condições de abastecimento, na remodelação de instalações em fim de vida útil e ainda na reformulação de partes da estrutura da RNT, nomeadamente alguns troços de tipologia de circuito aéreo para subterrâneo. Neste capítulo complementar-se-ão as análises e justificações expostas no PDIRT a respeito da Remodelação dos Sistemas de Comando e Proteção de Vermoim, da construção de um Novo eixo a 400kV entre a zona do Porto e a zona do Minho, e da Introdução de um transformador de 400/60kV em Viana do Castelo. 4.3 Introdução de transformador de 400/60kV em Vila do Conde/Póvoa do Varzim 77 CBA Figura 4.5: Análise de benefícios por indicadores de performance para a construção de um novo eixo a 400kV entre a zona do Porto e a zona do Minho 4.3 Introdução de transformador de 400/60kV em Vila do Conde/Póvoa do Varzim 4.3.1 Enquadramento Este caso de estudo, muito embora não tenha execução prevista para o período 2014-2016, encontra-se no seguimento dos dois últimos e entende demonstrar, numa perspetiva mais geral, que a identificação dos projetos deve ser muito cuidada porque, neste setor, a probabilidade de eles se desencadearem progressivamente é bastante elevada - o que tanto pode criar sinergias 78 Casos de estudo interessantes como obrigar a vários investimentos desnecessários por decorrência de determinado projeto. O transformador de 400/60kV surge do reforço de produção e capacidades de transporte previsto na zona norte, tanto na RNT como na RND. A garantia de entrega de potência na fronteira Transporte/Distribuição é uma das áreas de intervenção identificadas na estratégia do PDIRT em vista à melhoria e garantia dos padrões da qualidade do serviço. 4.3.2 Perceção do Operador da Rede de Transporte Para este caso de estudo foi recolhido o depoimento do departamento de gestão de ativos da REN, que o enquadrou na reconstrução/remodelação de subestações, referindo essencialmente a necessidade de acompanhamento do desenvolvimento previsto não só da rede de transporte de energia (aproveitando demais investimentos que possam formar pequenos clusters de investimento que possam rentabilizar a ação com o aumento de massa critica na negociação com fornecedores. Este é um investimento compreensível, uma vez que se trata também de um ativo primário e um equipamento estritamente necessário ao aproveitamento das novas centrais de produção, conseguindo canalizar a sua energia até ao operador da rede de distribuição. Daí também justificarse o facto de este vir a acontecer apenas em 2017, aquando da entrada em exploração das novas centrais e do cumprimento do planeamento de execução dos reforços descritos anteriormente. 4.3.3 Resumo Objetivo e descrição do projeto Consta deste objetivo a reconstrução, renovação, modernização de subestações e/ou de Sistemas de Comando e Controlo e Proteções. Reforço de alimentação às cargas da zona do Minho para melhoria das condições de alimentação aos consumos e acompanhar a evolução da estrutura da RND na região. Análise financeira CBA 4.3 Introdução de transformador de 400/60kV em Vila do Conde/Póvoa do Varzim 79 Tabela 4.5: Tabela resumo da descrição do projeto de introdução de um novo transformador de 400/60kV em Vila do Conde/Póvoa do Varzim Tabela 4.6: Análise financeira e de sensibilidade do projeto de introdução de um novo transformador de 400/60kV em Vila do Conde/Póvoa do Varzim Figura 4.6: Análise de benefícios por indicadores de performance para a introdução de um novo transformador de 400/60kV em Vila do Conde/Póvoa do Varzim 80 Casos de estudo Capítulo 5 Conclusão 5.1 Objetivo e resultados Nestas últimas décadas têm sido notáveis os avanços no domínio da partilha de recursos e, especialmente, das infra-estruturas de transação de matérias primas e de energia. Em Portugal, o tema da energia tem inevitáveis contornos financeiros, dado o seu elevado saldo importador, as suas obrigações ambientais e as políticas de liberalização do mercado que tem implementado. O setor do transporte de energia vive num ambiente de elevada pressão regulatória e social, e tem vindo a ser desafiado a imprimir cada vez mais transparência e ponderação designadamente nas suas ações de expansão e de investimento. Esta doutrina de investimento eficiente e crescimento sustentável que se tem seguido a nível europeu e internacional, obrigou os operadores do setor energético a deixarem de escudar do domínio publico as suas práticas de funcionamento e de investimentos financeiros, e levou os reguladores a exigir mais justificação e fundamentação aos agentes do setor, designadamente no que respeita ao estudo da viabilidade dos seus projetos de investimento. O objetivo desta dissertação foi o desenvolvimento de uma metodologia de análise de custo benefício que pudesse assistir o operador de transporte de energia elétrica no cumprimento deste desafio. Pretendeu-se dar um primeiro passo neste âmbito, teorizando sobre a conceção de uma metodologia normalizada de análise aos investimentos em infra-estruturas energéticas da RNT que obrigue à reflexão sobre a expansão da rede, e à sustentabilização de vários processos do setor. Na prossecução dos objetivos desta dissertação, procurou-se formalizar uma metodologia direta e simples de aplicar aos investimentos do Plano de Desenvolvimento e Investimento na Rede de Transporte, mas que não descorasse a complexidade dos aspetos económicos, financeiros, estruturais e de recursos que são inegáveis componentes de qualquer intervenção desta natureza. A aplicação da metodologia revelou resultados positivos na sua maior parte, mas conseguiu identificar os prós e contras de cada projeto de forma sistematizada, e que poderá ser desenhada em detalhe para cada tipo de investimento. Conclui-se que a metodologia implementada é benéfica ao e que constitui uma ferramenta que se pode revelar muito útil, tanto ao regulador como Operador da Rede de Transporte. 81 82 Conclusão 5.2 Trabalho futuro Embora a abordagem aplicada ao longo desta dissertação seja suficientemente robusta para imediata aplicação, existem aspetos que podem aumentar bastante a sua fiabilidade e escalabilidade nas análises que se vierem a submeter a este método, procurando melhores resultados. Os desenvolvimentos futuros podem abordar os seguintes aspetos: •Desenvolvimento de métodos de previsão das taxas de remuneração; •Casos de estudo com custos de investimento reais; •Monetizar os indicadores de performance de forma a traduzir o valor económico; •Adaptar a metodologia a outro tipo de projetos de investimento em infra-estruturas energéticas, nomeadamente centrais de produção de eletricidade, dispositivos de armazenamento de energia, sistemas de demand-response e mobilidade elétrica; •Incluir nesta metodologia CBA a perceção dos stake-holders (ERSE, DGEG, Concedente, ENTSO-E e ONG’s) relativamente a cada um dos indicadores da análise KPI; Referências [1] S.A. Redes Energéticas Nacionais, SGPS. Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte 2014-2023. REN. [2] S.A. Redes Energéticas Nacionais, SGPS. Dados Técnicos 2013. REN. [3] S.A. Redes Energéticas Nacionais, SGPS. Caraterização da Rede Nacional de Transporte. REN, 2013. 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