b Represa de Priest Rapids

Em ordem de grandeza, 50% da potência instalada em operação pertence ao governo federal (sendo a maior usina a Grand Coulee, de 7 GW); 25% a empresas públicas estaduais ou municipais (sendo a maior usina a Robert Moses-Niagara, de 2,75 GW); e 25% à iniciativa privada (sendo a aio à usi aà aà Hell sà Ca o ,à deà , à GW .à áà usi aà deà P iestà ‘apidsà à aà ªà aio à hid el t i aà regulada dos EUA. As vinte principais usinas não-federais nos EUA, licenciadas e reguladas pela FERC, são indicadas na Tabela 9 que se segue.

22 _{A FERC é responsável pelo licenciamento de novos projetos, re-licenciamento de projetos antigos e pela} fiscalização da operação de projetos existentes, incluindo segurança da usina e monitoramento ambiental (este último compartilhado com outros órgãos).

Tomando como exemplo a usina de Priest Rapids, licenciada pela última vez em 2008 (FERC, 2016), verifica-se que o operador solicitou a renovação de sua licença; porém, a FERC incluiu exigências que acabaram aumentando o valor do MWh gerado, já que sua análise não é somente pelo menor valor do MWh, e sim pelo custo-benefício do projeto (uso múltiplo da água, e não somente da geração hidrel t i a .àNaàa lise,àaàFE‘Càfazàaàsegui teàpe gu ta:à ua toà ustaàoàMWhàdaàfo teà alte ati aà aisà a ataàatual e te? .àEsteà alo àdoàMWhà aisà a ato àdispo í elà atual e teà térmicas a gás) é multiplicado pela quantidade de energia proposta pela usina, chegando-se no alo à deà e ado àda uelaàe e gia.àOà alo àdoàMWhàp opostoàpeloàope ado ,à ultipli adoàpelaà es aà ua tidadeàdeàe e gia,à e osàesteà alo à deà e ado àd àoà ustoà a ual àtotalàdoàp ojeto,à que é avaliado pela Agência frente ao benefício gerado pelo projeto (benefício este que pode ser uma repotenciação da usina; a criação de instalações de recreação para pesca / lazer ao redor do reservatório; etc).

Tabela 9: Maiores usinas hidrelétricas não-federais dos EUA

Nome da Usina Vencimento da Licença

Emissão da Licença

Cap.

(MW) Operador atual Estado

Robert moses-niagara (ps&con)

August 31, 2057

March 15,

2007 2.756 NEW YORK POWER AUTHORITY NY Bath county pumped

storage December 31, 2026 January 10, 1977 2.484 ALLEGHENY GENERATING CO VA South swp hydropower (ps&con) January 31, 2022 March 22, 1978 1.679 CALIFORNIA DEPT-WTR RESOURCES CA Ludington pumped

storage June 30, 2019 July 30, 1969 1.658 CONSUMERS ENERGY CO MI Priest rapids March 31,

2052 April 17, 2008 1.410 PUD NO 2 OF GRANT COUNTY WA Eagle mountain pumped

storage May 31, 2064 June 19, 2014 1.300 EAGLE MOUNTAIN ENERGY CO CA Hells canyon July 31, 2005 August 4,

1955 1.167 IDAHO POWER CO OR

Blenheim gilboa pumped

storage April 30, 2019 June 6, 1969 1.160 NEW YORK POWER AUTHORITY NY Northfield mountain

pumped storage April 30, 2018 May 14, 1968 1.080

FIRSTLIGHT HYDRO

GENERATING CO. MA

Bad creek pumped

storage July 31, 2027

August 1,

1977 1.065 DUKE ENERGY CAROLINAS, LLC. SC Helms pumped storage April 30, 2026 May 18, 1976 1.053 PACIFIC GAS AND ELECTRIC CO CA Upper american river

(ps&con) June 30, 2064 July 23, 2014 1.037

SACRAMENTO MUNICIPAL UTIL

DIST CA

Boundary February 28, 2055

March 20,

2013 1.003 SEATTLE CITY OF WA

Coosa river May 31, 2043 June 20, 2013 961 ALABAMA POWER CO GA St. Lawrence - fdr September 30, October 23, 912 NEW YORK POWER AUTHORITY NY

Nome da Usina Vencimento da Licença

Emissão da Licença

Cap.

(MW) Operador atual Estado

2053 2003

Rocky mountain pumped storage

December 31, 2026

January 21,

1977 904 GEORGIA POWER CO GA

Muddy run pumped storage August 31, 2014 September 21, 1964 880 EXELON GENERATING COMPANY L..L.C. PA Keowee -toxaway (ps&con) August 31, 2016 September 1,

1966 868 DUKE ENERGY CAROLINAS, LLC. SC Rocky reach January 31,

2052

February 19,

2009 866 PUD NO 1 OF CHELAN COUNTY WA

Wells October 31, 2052 November 9, 2012 774 PUD NO 1 OF DOUGLAS COUNTY WA Fonte: FERC, 2016.

No documento ORDER ISSUING NEW LICENSE / Project No. 2114-116 é possível verificar:

Para determinar se uma nova licença para uma hidrelétrica existente deve ou não ser emitida, a FERC considera diversos fatores de interesse público, incluindo os benefícios econômicos da usina. Pela metodologia da FERC para avaliar a viabilidade econômica da hidrelétrica, a FERC usa os custos presentes da usina para serem comparados com os custos propostos no novos projeto [de renovação da licença], bem como com os custos equivalentes para a geração alternativa [em outra fonte]. O propósito desta análise é estimar o custo-benefício do projeto. (...)

Aplicando esta análise ao Priest Rapids Project, consideramos duas opções: (a) a proposta dada pelo Public Utility District (PUD) de Grant County (WA); e (b) a proposta ora apresentada e licenciada.

(a) _{Como proposto pelo PUD, os custos anuais nivelados de operação do projeto} são de US$134,2 milhões, ou US$14,85/MWh. O projeto gerará uma média de 9.039.634 MWh por ano. Quando multiplicamos esta quantidade de energia pelo custo médio de energia alternativa disponível, de US$38,69/MWh, temos um valor total do projeto de US$349,7 milhões. Para determinar se a proposta é economicamente viável, o custo do projeto é subtraído do custo da energia. Assim, no primeiro ano de operação continuada, o projeto custará US$215,5 milhões, ou US$23,84/MWh, menos do que o custo da energia alternativa.

(b) _{Como licenciado aqui (...) o custo anual de operação do projeto será de} aproximadamente US$133,1 milhões, ou US$14,73/MWh. Baseado na estimativa de geração anual de 9.039.634 MWh, o projeto produzirá energia avaliada em US$349,7 milhões quando multiplicado pelo valor de US$38,69 do custo final da energia. Assim, o projeto custará US$216,6 milhões, ou US$23,96 / MWh.

As exigências do novo projeto incluíam repotenciação da usina, bem como diversos outros investimentos de uso múltiplo da água. O documento emitido pela FERC possui 225 páginas, com os detalhes do projeto e os prazos para realização de cada investimento.

Assim, nota-se que, a cada renovação, a Agência aproveita a oportunidade para transformar um ativo Brownfield, 100% amortizado, em um ativo Greenfield, com investimentos a serem recuperados entre 30 e 50 anos, dependendo do aporte financeiro realizado (neste exemplo, o prazo de renovação foi fixado em 44 anos).

Portanto, observa-se queà aà ta ifaà à ego iada à o à aà FE‘Cà aà adaà e o ação,à de e doà se à apresentado um plano de investimentos que é criticado pela agência, sendo a tarifa acordada entre as partes por um período que também é fixado dependendo do investimento a ser realizado.