O PDE 2031 traz importantes informações sobre a estratificação dos encargos e tributos. Para fontes termelétricas despacháveis, tecnologias de armazenamento de energia e novas tecnologias, como Eólica Offshore e RSU, foi adotado para cálculo o regime de incidência não cumulativa (lucro real), informa o Ministério de Minas e Energia (MME).
PDE: estratificação dos encargos e tributos
Verifica-se que a maior parcela é referente ao Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (IR + CSLL) que, em média, correspondem a 37% do valor total de encargos e tributos dessas fontes, destaca o Ministério de Minas e Energia (MME).
Adicionados: valores de P&D, CFURH e UBP
Foram adicionados no cálculo os valores de P&D e outros encargos, como CFURH e UBP, para as usinas hidrelétricas, e incremento no custo de capital de terceiros (diante de restrições de financiamento), para usinas a carvão, informa o documento oficial.
Custos Variáveis Unitários das Usinas Termelétricas
As metodologias de cálculo do CVU adotadas no estudo do PDE encontram-se detalhadas na Nota Técnica “Metodologia e Cálculo CME – 2019” (EPE-DEE-NT-057/2019-r0), de setembro de 2019, e na Portaria do MME nº 42, de março de 2007.
As usinas termelétricas a gás natural e o cálculo do CVU
Segundo informa o Ministério de Minas e Energia (MME), para o cálculo do CVU das usinas termelétricas a gás natural, foram analisados valores atualizados de índices como Brent e Henry Hub, de preços de gás no mercado internacional, e informações disponíveis em relatórios internacionais, além de contatos realizados com agentes do mercado, que resultaram nos dados da tabela abaixo
Premissas utilizadas:
Custo de combustível e Taxa de câmbio: 2,49 US$/MMBTU (Preço do Henry Hub, Ref.2021) e 5,20 R$/US$ (Câmbio de Referência);
Encargos e Impostos: PIS (1,65%); COFINS (7,6%); P&D (1,0%); ICMS (12,0%);
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Custo de O&M variável e Perdas: 7 US$/MWh (O&M Variável) e 4,5% (Perdas da RB + Consumo Interno).
Já na estimativa do CVU das outras usinas indicativas termelétricas despacháveis foram avaliados dados de projetos nacionais, assim como referências internacionais, informa o Ministério de Minas e Energia (MME).
PDE 2031 e a repotenciação de UHE, Retrofit de UTE e RD
Sobre a repotenciação e Modernização de usinas hidrelétricas, o Ministério de Minas e Energia (MME) informa que as estimativas de custo tiveram como base informações de instituições internacionais, dados públicos e de projetos de viabilidade de R&M. Foram adotados 2 patamares de custos para as usinas hidrelétricas relacionadas, ao invés de custos individualizados:
Faixa 1 CAPEX Referência [R$/kW] 1.150 O&M [R$/kW.ano] 50
Faixa 2 CAPEX Referência [R$/kW] 2.250 O&M [R$/kW.ano] 50
Estimativas de custos de expansão da transmissão
Os estudos do Plano Decenal de Expansão de Energia 2031, informa que, com base nas premissas utilizadas para os cálculos do Custo Anual da transmissão, harmonizadas com a metodologia de cálculo da RAP-Teto dos leilões de transmissão, obtém-se uma relação entre o Custo Anual e o Investimento correspondente a 13%.
Esse fator é aplicado ao investimento, em R$/kW, associado a cada tronco de interligação, destaca o Ministério de Minas e Energia (MME).
