Introdução
Este artigo dá continuação ao artigo “Incentivo às avessas ao biometano no Rio de Janeiro” e busca compreender o motivo de não haver injeção de biometano na rede de distribuição de gás natural no estado do Rio de Janeiro, mesmo o estado sendo o maior produtor do biocombustível e havendo uma lei estatual que determina a compra obrigatória de biometano por parte das distribuidoras.
O primeiro artigo chega à conclusão de que, no estado do Rio de Janeiro, não há injeção de biometano na rede de distribuição pois a Política Estadual de Gás Natural Renovável determina um preço máximo para a aquisição do biometano muito inferior ao preço competitivo do biometano (i.e., o preço máximo que o biometano pode ser comercializado para ser competitivo com o gás natural na venda aos clientes finais). Sendo assim, os produtores de biometano preferem vender o biocombustível diretamente ao consumidor final.
Também foi apresentado que o mandato obrigatório cria uma reserva de mercado (611 mil m3/dia em 2020) superior ao potencial estadual de biometano proveniente de aterros sanitários e estações de tratamento de esgoto (593 mil m3/dia), que estão localizados próximos das redes de distribuição. Sendo assim, os riscos de se investir na produção de biometano no Rio de Janeiro seriam mínimos, uma vez que há demanda garantida. Portanto, o esperado é que houvesse injeção de biometano da rede de distribuição e um movimento de expansão da produção no estado, o que não é observado.
Este artigo continua a investigação sobre os motivos da ausência de injeção na rede de distribuição e de movimentos de expansão da produção de biometano no estado do Rio de Janeiro. Para tanto, busca-se avaliar se o preço regulado do biometano (i.e., o preço máximo estabelecido pela lei) é suficiente para remunerar o capital investido em plantas de biometano no estado.
Com esse objetivo, foi elaborado um modelo de fluxo de caixa que identifica o preço de equilíbrio que o biometano deve possuir para atingir diferentes níveis de Taxa de Interna de Retorno (TIR). Foi considerado como uma TIR adequada para remunerar o capital investido valores entre 10% e 15%.
Política Estadual de Gás Natural Renovável e o Preço Regulado do Biometano
A Política Estadual de Gás Natural Renovável (Lei 6.361/2012) do Rio de Janeiro foi regulamentada pelo Decreto 44.855/2014 alterado, posteriormente, pelo Decreto 46.476/2018 (RIO DE JANEIRO, 2012, 2014, 2018). O principal instrumento de incentivo ao biometano que a política traz é o estabelecimento de um mandato obrigatório de compra de biometano por parte das distribuidoras de gás do estado, a CEG e a CEG Rio. As companhias precisam adquirir um volume de 10% do gás natural distribuído por elas, não incluindo o volume destinado ao mercado térmico.
Todavia, o Decreto 46.476/2018 estabeleceu um preço máximo para a venda do biometano às distribuidoras de gás natural (RIO DE JANEIRO, 2018). O preço máximo estabelecido foi de R$ 1,20/m3, em valores de novembro de 2018 e sem impostos indiretos. Este preço é atualizado trimestralmente com base na variação do “Custo do Gás Demais” das tabelas tarifárias aprovadas pela Agência Reguladora de Energia e de Saneamento Básico do Estado do Rio de Janeiro (AGENERSA). Atualizando esse preço para valores atuais (trimestre iniciado em maio de 2021), o preço máximo para aquisição do biometano é de R$ 1,4788/ m3 para a CEG e R$ 1,4705/ m3 para a CEG Rio (AGENERSA, 2018a, 2018b, 2021a, 2021b).
Análise Econômico-Financeira
Alguns estudos têm analisado qual seria o valor adequado para a TIR dos investimentos em energias renováveis no Brasil. Por exemplo, Rocha, Gutierrez e Hauser (2012), utilizando a metodologia de Capital Asset Pricing Model (CAPM), propõe que a TIR para investimentos em energia renováveis no Brasil deve variar entre 9,74% e 15,60%. Por outro lado, como destacado por EPE (2018), a ANEEL utiliza uma TIR de 15% em alguns de seus estudos de impactos regulatórios. A própria EPE (2018) também utiliza uma TIR 12% e 15% para fazer uma análise de sensibilidade do preço de equilíbrio dos investimentos em instalações de biometano. Neste artigo, para um investimento em uma planta de biometano no estado do Rio de Janeiro, define-se a TIR como sendo adequada quando esta estiver dentro da faixa de 10% a 15%.
Para identificar se o preço regulado do biometano no Rio de Janeiro garante uma TIR adequada, foi desenvolvido dois modelos de fluxo de caixa para os investimentos em instalações de biometano. O caso 1 refere-se a uma planta de larga escala e se baseia em informações técnicas e financeiras da planta de biometano da Gás Verde. O caso 2 representa uma planta de pequena escala e se baseia em informações da planta da GNR Dois Arcos.
Parâmetros técnicos, financeiros e tributários
Vale destacar que algumas hipóteses serão idênticas para ambos os casos. O fluxo de caixa será construído em termos reais, com base em maio de 2021[1], e não são considerados os impostos indiretos, uma vez que o preço do biometano estipulado pela Política Estadual de Gás Natural Renovável não contabiliza esses impostos. Em relação ao período do fluxo de caixa, considera-se que o tempo de construção será de 2 anos[2], enquanto o período operacional da planta será de 20 anos. Por simplificação, a estrutura de capital será composta por 100% de capital próprio. Além disso, as plantas de biometano terão um fator de utilização de 90% de sua capacidade instalada de produção.
Segundo Terraza e Willumsen (2009), no geral, as plantas de biometano de aterro possuem uma faixa de despesas operacionais (OPEX) anuais que varia entre 17% e 21% das despesas de capital total (CAPEX). Desta forma, assim como em EPE (2018), assume-se que o OPEX anual representa 17% do CAPEX em ambos os casos.
Por fim, os dois investimentos irão se enquadrar no regime tributário de Lucro Real. Desta forma, incidirá sobre o Lucro antes de Juros e Imposto de Renda (EBIT da sigla em inglês) o Imposto de Renda para Pessoa Jurídica (IRPJ), com uma alíquota de 25%[3], e a Contribuição Social sobre Lucro Líquido (CSLL), com uma alíquota de 9%. Cabe destacar que para o cálculo do EBIT foi utilizado uma depreciação fiscal linear, com ajuste inflacionário de 5% ao ano, uma vez que o fluxo de caixa está contabilizado em termos reais.
Caso 1
A Gás Verde possui uma capacidade instalada de produção de biogás de 480 mil m3/dia, equivalente a uma produção máxima de biometano de 204 mil m3/dia (ANP, 2021; GUERREIRO, 2020). Dado que o fator de utilização de 90%, no caso 1, a produção de biometano será de 183,6 mil m3/dia.
O investimento da Gás Verde teve início em 2018 e foi concluído em meados de 2019, custando cerca R$ 300 milhões (ENERGIA HOJE, 2019). Atualizando o CAPEX com base no Índice Nacional de Preço ao Consumidor Amplo (IPCA), chega-se a um CAPEX de aproximadamente R$ 346,3 milhões (valores de maio de 2021[4]). Dado que as despesas operacionais anuais correspondem a 17% do CAPEX, isso significa que o OPEX anual é de cerca de R$ 58,9 milhões.
Caso 2
A capacidade instalada de produção de biogás da GNR Dois Arcos é de 35 mil m3/dia, o que resulta em uma produção máxima de biometano de 16 mil m3/dia (ANP, 2021; GUERREIRO, 2020). Considerando o fator de utilização, a produção de biometano é de 14,4 mil m3/dia.
A planta da GNR Dois Arcos entrou em operação em agosto de 2014 com um investimento de R$ 20 milhões (CLEAN ENVIRONMENT BRASIL, 2020). Atualizando esse valor, em maio de 2021, o CAPEX da planta seria de cerca de R$ 29,5 milhões.[5] Assim, o OPEX anual é aproximadamente de R$ 5 milhões.
Resumo dos parâmetros adotados
A Tabela 1 resume os parâmetros adotados nos modelos de fluxo de caixa.
Tabela 1 – Quadro resumo dos parâmetros adotados nos modelos de fluxo de caixa
Fonte: Elaboração própria.
Resultados
O Gráfico 1 apresenta o resultado do modelo de fluxo de caixa, destacando a relação entre a TIR e o preço do biometano nos dois casos. Pode-se notar que o preço regulado do biometano não gera uma TIR adequada. Precisamente, o preço regulado na área de concessão da CEG (R$ 1,4788) resulta em uma TIR de 5,72%, no caso 1, e 3,66%, no caso 2. Já na área de concessão da CEG Rio, o preço regulado (R$ 1,4705) resulta em uma TIR de 5,57% e 3,50%, para o caso 1 e para o caso 2, respectivamente.
Gráfico 1 – Relação entre TIR e preço do biometano
Fonte: Elaboração Própria.
O modelo indica que, para atingir uma TIR adequada (10%-15%), o preço do biometano deve variar entre R$ 1,75 a R$ 2,13, no caso 1, e entre R$ 1,90 a R$ 2,31, no caso 2. Nitidamente, existe um efeito de escala, de tal maneira que no caso 1 os preços que propiciam uma TIR adequada são significativamente menores quando comparados ao caso 2.
Cabe destacar que os preços competitivos do biometano (apresentados no artigo anterior – “Incentivo às avessas ao biometano no Rio de Janeiro”), tanto para os clientes industriais quanto para os postos de combustíveis, são maiores do que o limite inferior do preço que garante uma TIR adequada em ambos os casos. Portanto, caso as empresas forneçam o biometano diretamente aos clientes finais e os custos do transporte do biometano via BioGNC sejam factíveis, a TIR alcançada é superior àquela atingida com o preço regulado, como mostra o Gráfico 1.
Conclusão
O Rio de Janeiro é, atualmente, o maior estado produtor de biometano do Brasil e um dos poucos estados que possuem uma política dedicada ao fomento deste biocombustível. Tal política é ambiciosa, uma vez que obriga as distribuidoras de gás natural a adquirirem o biometano em uma proporção de 10% do total de gás natural não-térmico distribuído por elas. Essa política cria uma reserva de mercado para o biometano superior ao potencial técnico de produção do biocombustível, como apresentado na primeira parte dessa série de artigos.
Porém, como mostra o primeiro artigo, apesar de haver essa obrigatoriedade, desde 2017, quando a ANP especificou as características do biometano de aterros sanitários, ainda não houve no estado a venda de biometano entre as empresas produtoras e as distribuidoras, mesmo estas últimas sendo obrigadas a comprar o biometano e os produtores estarem próximos à rede de gasodutos. Todas as vendas têm sido realizadas entre as produtores de biometano e os clientes finais.
Na ocasião do primeiro artigo, identificou-se que o motivo para ineficiência do mandato de mistura de biometano é o estabelecimento de um preço máximo para o biocombustível muito inferior ao preço competitivo do biometano. Ou seja, considerando que o custo de transporte via BioGNC não seja impeditivo, as empresas irão preferir comercializar o biometano com os consumidores finais, uma vez que o preço de venda a estes clientes pode atingir valores superiores ao preço de venda as distribuidoras, que é regulado pela Política Estadual de Gás Natural Renovável.
Com o primeiro artigo dessa série ficou claro que, na verdade, o que se tem no estado do Rio de Janeiro é um desincentivo ao uso do biometano, pois a tributação do ICMS é 8 pontos percentuais superior ao ICMS cobrado pelo gás natural.
Neste segundo artigo, aprofunda-se essa análise, pois busca-se avaliar se o preço regulado do biocombustível no estado do Rio de Janeiro é suficiente para remunerar o capital investido em plantas de biometano. A análise foi feita por meio de um modelo de fluxo de caixa que considerou o caso de uma empresa de pequeno porte e outra de grande porte. Para ambos os casos, ficou claro que o preço regulado do biometano não é o suficiente para atingir uma TIR adequada.
Por outro lado, avaliando o preço competitivo do biometano (i.e., o preço máximo que o biometano pode ser comercializado para ser competitivo com o gás natural na venda aos clientes finais), observa-se que a TIR adequada é atingida. O que corrobora com que observado atualmente no Rio de Janeiro, onde toda a produção de biometano é comercializada diretamente com o consumidor final e não há injeção na rede.
Conclui-se que, apesar do estado ser um grande produtor de biometano, a Política Estadual de Gás Natural Renovável teve pouca influência na criação dessa indústria. Ela se mostrou ineficiente. Isso porque, aliado ao mandato de compra obrigatória, foi estabelecido um preço máximo para o biometano que é insuficiente para remunerar o capital investido, tanto em um projeto de larga escala como em um projeto de pequena escala. O surgimento do mercado de biometano se deu principalmente pela própria competitividade dos produtores do biocombustível, uma vez que estes comercializam exclusivamente o biometano com consumidores finais, sem a venda direta às distribuidoras.
Caso o estado do Rio de Janeiro queira impulsionar a exploração do seu amplo potencial de biometano, é necessária uma revisão da Política Estadual de Gás Natural Renovável. Precisamente, se faz necessário uma revisão do preço máximo de aquisição do biometano estipulado pela essa política. Este preço, além de garantir uma TIR adequada, deve considerar em sua formulação o preço competitivo do biometano e seu custo de transporte.
Notas
[1] Até o fechamento deste artigo, essa data correspondia a última atualização tarifária das distribuidoras de gás natural do estado do Rio de Janeiro.
[2] O CAPEX será divido igualmente entre os anos de construção da planta.
[3] Vale destacar que a alíquota de 25% do IRPJ refere-se à uma alíquota base de 15% e uma alíquota adicional de 10% incidente sobre o EBIT anual acima de R$ 240 mil.
[4] Data a falta de informação sobre o mês de início da construção do projeto e do fluxo das despesas de capital, foi assumido que a construção do projeto se iniciou em janeiro de 2018 e todo o montante investido foi gasto neste mês. Desta forma, o mês de janeiro de 2018 foi utilizado como mês base do IPCA para atualização, gerando um IPCA acumulado entre janeiro de 2018 e abril de 2021 de 115,45.
[5] Dada a falta de informação sobre o mês de início da construção do projeto e do fluxo das despesas de capital, foi assumido que a construção do projeto se iniciou em janeiro de 2014 e todo o montante investido foi gasto neste mês. Desta forma, o mês de janeiro de 2014 foi utilizado como mês base do IPCA para atualização, gerando um IPCA acumulado entre janeiro de 2014 e abril de 2021 de 147,36.
Referências
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Sugestão de citação: Rocha, F. F. & Soares, G. (2021). O preço de equilíbrio do biometano no estado do Rio de Janeiro: A ineficácia da Política Estadual de Gás Natural Renovável. Ensaio Energético, 19 de julho, 2021.
Felipe Freitas da Rocha
Formado em Economia, mestre e doutor em Economia pela UFRJ. Pesquisador do Instituto de Energia da PUC-Rio e consultor na Prysma E&T Consultores.
Autor do Ensaio Energético. Formado em Economia, mestre e doutorando em Economia pela UFRJ. Pesquisador do Grupo de Estudos em Bioeconomia da Escola de Química da UFRJ. É consultor na Prysma E&T Consultores atuando no mercado de gás natural e de biocombustíveis no Brasil.
