UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO
ALAN PEREIRA SOUSA
ANÁLISE DE RISCO E RETORNO PARA OS EMPREENDIMENTOS DE
GERAÇÃO ELÉTRICA PÓS MARCO REGULATÓRIO DE 2004
RIO DE JANEIRO
2011
Alan Pereira de Sousa
ANÁLISE DE RISCO E RETORNO PARA OS EMPREENDIMENTOS DE
GERAÇÃO ELÉTRICA PÓS MARCO REGULATÓRIO DE 2004
Dissertação de Mestrado apresentada
ao Programa de Pós-Graduação em
Administração, Instituto COPPEAD de
Administração, Universidade Federal do
Rio de Janeiro, como parte dos
requisitos necessários à obtenção do
título de Mestre em Administração
Orientador: Prof. Vicente Antônio Ferreira de Castro, D.Sc.
Rio de Janeiro
2011
S725
Sousa, Alan Pereira de.
Análise de risco e retorno para os empreendimentos de geração
elétrica pós marco regulatório de 2004. / Alan Pereira de Sousa. –
2011.
119 p. il.
Dissertação (Mestrado em Administração) - Universidade
Federal do Rio de Janeiro, Instituto COPPEAD de Administração,
Rio de Janeiro, 2011.
Orientador: Vicente Antônio de Castro Ferreira
1. Setor elétrico. 2. Regulação. 3. Administração - Teses. I. Ferreira,
Vicente Antônio de Castro. (Orient.). II. Universidade Federal do Rio
de Janeiro. Instituto COPPEAD de Administração. III. Título.
CDD 333.7
Alan Pereira de Sousa
ANÁLISE DE RISCO E RETORNO PARA OS EMPREENDIMENTOS DE
GERAÇÃO ELÉTRICA PÓS MARCO REGULATÓRIO DE 2004
Dissertação de Mestrado apresentada
ao Programa de Pós-Graduação em
Administração, Instituto COPPEAD de
Administração, Universidade Federal do
Rio de Janeiro, como parte dos
requisitos necessários à obtenção do
título de Mestre em Administração
Aprovada em
____________________________________________________
Prof. Vicente Antônio Ferreira de Castro, D.Sc. - Orientador
(COPPEAD/UFRJ)
____________________________________________________
Prof. Margarida Sarmiento Gutierrez, D.Sc (COPPEAD/UFRJ)
____________________________________________________
Prof. Ronaldo Bicalho, D. Sc (IE/UFRJ)
AGRADECIMENTOS
Primeiramente, gostaria de agradecer à minha família pelo apoio
incondicional dado durante o período do mestrado. À minha irmã Aline, ao meu
pai Sady e à minha mãe Maria da Glória, agradeço profundamente o carinho e
o incentivo de vocês, não somente para que eu pudesse vencer a jornada do
mestrado, mas também para superar os outros desafios que aparecem na vida
de todos nós.
Ao Instituto COPPEAD e todos os seus colaboradores, pois nos deram
as ferramentas e a estrutura para que pudéssemos ter o máximo de
aproveitamento em nossos estudos.
Ao meu orientador Vicente Ferreira, pois além de me ajudar a tornar
realidade um desejo meu de estudar sobre o tema de energia, sempre foi
solicito com minhas dúvidas e me ajudou em meu trabalho de diversas formas,
especialmente ao me colocar em contato com os professores Edmar Fagundes
e Ronaldo Bicalho, do grupo de pesquisa de Economia da Energia do Instituto
de Economia da UFRJ, aos quais estendo o meu agradecimento, pois foram
importantíssimos para que eu pudesse aumentar substancialmente o meu
conhecimento sobre o tema.
Aos
professores
do
mestrado,
pois
com
suas
exigências
e
conhecimentos, fizeram que superássemos nossos limites. Um agradecimento
especial aos professores Celso Lemme e Margarida Gutierrez, pela devoção de
ambos em preparar excelentes aulas em matérias que eu tinha especial
interesse.
Aos meus colegas, ou melhor, amigos do mestrado, pois eles tornaram o
ambiente de estudo muito intenso em um clima saudável, com muita
colaboração entre todos. Um agradecimento especial aos companheiros de
finanças.
A Deus, por tornar tudo isso realidade, me colocar em contato com as
pessoas acima citadas e por estar ao meu lado em todos os momentos de
minha vida.
RESUMO
SOUSA, Alan Pereira. Análise de Risco e Retorno para os
Empreendimentos de Geração Elétrica Pós Marco Regulatório de 2004.
Rio de Janeiro, 2011. Dissertação (Mestrado em Administração) – Instituto
COPPEAD de Administração, Universidade Federal do Rio de Janeiro.
Em 2004, o setor elétrico brasileiro sofreu mudanças regulatórias que
visavam atingir os objetivos de modicidade tarifária, segurança do sistema e a
expansão do setor de geração. Para atingir esses objetivos, era necessário
criar regras e segurança jurídica que atraíssem investimentos privados para o
setor de geração, pois o setor público não possuía os recursos necessários.
Para atrair investimentos privados, é necessário que os projetos de geração
remunerem os investidores de acordo com o seu risco, o que indica uma
eficiência de mercado, de acordo com a literatura. Dentro dessa perspectiva,
esse trabalho visa analisar os retornos requeridos e os riscos percebidos pelos
investidores ao ofertarem os lances vencedores nos leilões de energia
provenientes de novos empreendimentos de geração. Para isso, serão
analisados os projetos leiloados de Usinas Hidrelétricas (UHE), Pequenas
Centrais Hidrelétricas (PCH) e Usinas Termelétricas a GNL (UTE), esperando
que os projetos de maior risco apresentem os maiores retornos, levando em
consideração as incertezas de cada tipo de empreendimentos. Os resultados
mostram que a relação é fraca, mesmo considerando os fatores de risco.
Contudo, ela fica mais forte ao levar em consideração outros fatores, como as
externalidades positivas geradas pelos empreendimentos e as possíveis
sinergias geradas por esses projetos dentro da cadeia de produção dos
investidores participantes.
Palavras-chave:
Setor
elétrico.
Regulação.
Economia
Infraestrutura. Eficiência de mercado. Risco e retorno.
da
energia.
ABSTRACT
SOUSA, Alan Pereira. Análise de Risco e Retorno para os
Empreendimentos de Geração Elétrica Pós Marco Regulatório de 2004.
Rio de Janeiro, 2011. Dissertação (Mestrado em Administração) – Instituto
COPPEAD de Administração, Universidade Federal do Rio de Janeiro
In 2004, the Brazilian electric sector has undergone regulatory changes,
aimed to achieve the goals of tariff modicity, system reliability, and power
generation expansion. To achieve them, it was necessary to create rules and
legal certainty that would attract private investors to the power generation
business, because the public sector did not have the required resources for the
needed expansion of the sector. To attract private investment, it is necessary
for the power generation projects to reward investors according to their risk,
which indicates an efficient market structure, according to the literature. Within
this perspective, this study aims to analyze the required returns and the risks
perceived by investors by looking at their winning bid in the energy auctions in
Brazil. For this, we will analyze auctioned projects of Hydroelectric Plants, Small
Hydro Powers, and LNG-fired thermal plants, expecting that higher risk projects
have the highest returns, taking into account the uncertainties of each project.
The results show, initially, that the relation of risk and return is weak, even
considering all the risk factors. However, it gets more relevant when other
factors are taken into consideration, such as the positive externalities of each
project and the synergy that they generate in the production chain of the
investing companies.
Keywords: Electric sector. Power generation in Brazil. Regulation. Energy
economics. Infra Structure. Market efficiency. Risk and return
.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Gráfico 1: Variação semanal do PLD no período de 2004 a 2010 ................................... 35
Gráfico 2: Freqüência Simulada de Despachos de uma UTE com CVU R$ 140/Mwh 48
Figura 1: Modelo de Liberalização do Setor Elétrico .......................................................... 21
Figura 2 : Potencial Hídrico Brasileiro ................................................................................... 39
LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Modelos regulatórios do setor elétrico brasileiro ............................................... 26
Tabela 2: Fator de Capacidade por Tipo de Usina ............................................................. 32
Tabela 3: Externalidades por Tipo de Geração Elétrica..................................................... 40
Tabela 4: Custo de Capital Próprio para o Setor Elétrico Brasileiro ................................ 51
Tabela 5: Dados dos projetos de UHE.................................................................................. 55
Tabela 6: Dados dos projetos de PCH.................................................................................. 56
Tabela 7: Dados de projetos de UTE .................................................................................... 56
Tabela 8: Estrutura de Cálculo do Fluxo de Caixa do Acionista para UHE e PCH ....... 57
Tabela 9: Construção da distribuição triangular para o custo de construção das UHEs
..................................................................................................................................................... 64
Tabela 10: Estrutura de Cálculo do Fluxo de Caixa do Acionista para UTE ................. 66
Tabela 11: Freqüência de despacho de uma UTE em um ano usando as simulações
do CMO ...................................................................................................................................... 69
Tabela 12: Resultado de Retorno e Volatilidade dos Empreendimentos Estudados .... 72
Tabela 13: Resultado médio consolidado por tipo de empreendimento.......................... 73
Tabela 14: Efeito na TIR dos fatores de risco para UHE e PCH ...................................... 73
Tabela 15: Análise Qualitativa dos Riscos ........................................................................... 75
Tabela 16: Estrutura societária dos empreendimentos de UHE ...................................... 77
Tabela 17: Coeficiente de regressão dos fatores de risco para UTE .............................. 79
Tabela 18: Investimentos por empresa nos leilões de UHE.............................................. 81
Tabela 19: Divisão dos investimentos entre empresas privadas e públicas nos leilões
de UHE ....................................................................................................................................... 81
Tabela 20: Setores econômicos das empresas investidoras nos leilões de UHE ......... 82
Tabela 21: Diferença na TIR Simulada Incluindo a Possibilidade de Extensão do Prazo
de Concessão das Usinas ...................................................................................................... 84
Tabela 22: Diferença na TIR levando em conta participação do empreendedor nos
lucros da atividade de construção ......................................................................................... 86
Tabela 23: Estatísticas de regressão de risco e retorno para todos os
empreendimentos estudados considerando mudanças na TIR das UHEs devido a
possíveis sinergias ................................................................................................................... 86
LISTA DE SIGLAS
ACL - Ambiente de Contratação Livre
ACR - Ambiente de Contratação Regulada
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
CAPM - Capital Asset Pricing Model
CCEAR - Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado
CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CEMIG - Centrais Elétricas de Minas Gerais
CMO - Custo Marginal de Operação
COFINS - Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social
CSLL - Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido
CVU - Custo Variável Unitário
EPE - Empresa de Pesquisas Energéticas
IBAMA - Instituto Brasileiro do Meio Ambiente
ICB - Índice Custo Benefício
MRE - Mecanismo de Realocação de Energia
OCDE - Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico
ONS - Operador Nacional do Sistema
P&D - Pesquisa e Desenvolvimento
PCH - Pequenas Centrais Hidrelétricas
PIS - Programa de Integração Social
PLD - Preço de Liquidação de Diferenças
PND - Programa Nacional de Desestatização
PNE - Plano Nacional de Energia
PPA - Purchase Power Agreement
PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
SIN - Sistema Interligado Nacional
TFSEE - Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica
TIR - Taxa Interna de Retorno
TMA - Taxa Mínima de Atratividade
TUST - Tarifa do Uso do Sistema de Transmissão
UHE - Usina Hidrelétrica
UTE - Usina Termelétrica
VPL - Valor Presente Líquido
WACC - Weighted Average Cost of Capital
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ..................................................................................................................... 14
1.1. PROBLEMA ..................................................................................................... 14
1.2. OBJETIVO ....................................................................................................... 15
1.3. RELEVÂNCIA................................................................................................... 16
1.4. DELIMITAÇÃO ................................................................................................. 17
2. REVISÃO DE LITERATURA ............................................................................................. 17
2.1 DINÂMICA DA INDÚSTRIA DO SETOR ELÉTRICO ....................................... 17
2.1.2. Reformas e Novos Modelos de Regulamentação do Setor Elétrico ........... 20
2.2. SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO .................................................................... 22
2.2.1. Nova Estrutura do Setor............................................................................. 24
2.2.1.2. Ambiente de Contratação Regulada .................................................. 27
2.2.1.3 Ambiente de Contratação Livre .......................................................... 27
2.2.1.4 Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) ......................................... 28
2.2.1.5 Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) ................................... 29
2.3 EMPREENDIMENTOS DE GERAÇÃO ........................................................... 30
2.3.1
Projetos de Usinas Hidrelétricas (UHE) ................................................. 30
2.3.1.1. Características das Usinas................................................................. 30
2.3.1.2 Fator de Capacidade ........................................................................... 31
2.3.2
Leilão das Usinas Hidrelétricas .............................................................. 32
2.3.3
Riscos no Setor de Geração Hidrelétrica ............................................... 33
2.3.3.1 Risco Hidrológico ................................................................................ 37
2.3.3.2. Risco Ambiental .................................................................................. 38
2.3.3.3. Risco de Construção .......................................................................... 40
2.3.3.4 Risco de Mercado ................................................................................ 41
2.3.4
Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) ................................................. 42
2.3.5.1 Leilões de Usinas Termelétricas ........................................................ 44
2.3.5.2 Fatores de Risco para as UTEs .......................................................... 45
2.3.5.2.1 Risco de Insumo .................................................................................... 45
2.3.5.2.2 Política da Petrobras na Compra de GNL ............................................. 45
2.3.5.2.3 Risco de Despacho................................................................................ 47
2.4 RISCO, RETORNO E VALOR ......................................................................... 48
2.5 HIPÓTESE DE MERCADO EFICIENTE .......................................................... 51
3
METODOLOGIA............................................................................................................... 53
3.1 LIMITAÇÃO ..................................................................................................... 54
3.2 ESTUDO DE CASO ........................................................................................ 54
3.3 CALCULO DA TAXA INTERNA DE RETORNO DOS EMPREENDIMENTOS E
DADOS UTILIZADOS ............................................................................................. 56
3.3.4
Avaliação de empreendimento das UHEs e PCHs ................................ 57
3.3.4.1. Construção do Fluxo de Caixa ............................................................ 57
3.3.4.2 Incertezas ............................................................................................. 63
3.3.5
Avaliação dos Empreendimentos de UTEs movidas a GNL................... 65
3.3.5.1. Construção do Fluxo de Caixa ............................................................. 65
3.3.5.2. Incertezas .............................................................................................. 68
4.
ANALISE DOS RESULTADOS .................................................................................... 71
4.1 ANÁLISES DOS RETORNOS DOS EMPREENDIMENTOS ........................... 72
4.2 ANÁLISE RISCO E RETORNO DOS PROJETOS .......................................... 80
5
CONCLUSÃO ................................................................................................................... 87
REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA ........................................................................................... 91
APÊNDICE ................................................................................................................................ 96
APÊNDICE A - FLUXO DE CAIXA DOS 24 PROJETOS ANALISADOS DE UHE,
PCH E UTE ............................................................................................................. 96
14
1. INTRODUÇÃO
1.1. PROBLEMA
O Brasil apresenta um parque energético concentrado, com 90% de sua
capacidade na esfera hidráulica, graças ao grande potencial hidrológico do país
e ao baixo custo de energia gerado por essa fonte, quando os reservatórios
estão em níveis satisfatórios. Apesar de o país possuir um potencial hidrelétrico
superior a sua atual capacidade instalada, principalmente na região da
Amazônia, grandes obras hidrelétricas requerem um investimento inicial
bastante alto e com riscos operacionais elevados, devido à complexidade da
obra. Em virtude desses e ao risco de racionamento, junto à crescente
demanda de energia ocasionada pelo crescimento econômico, tornou-se
atraente e necessária a diversificação do parque gerador brasileiro, com a
construção de usinas termelétricas (UTE) e pequenas centrais hidrelétricas
(PCH). A construção dessas tem um custo menor e sua elaboração não
depende de engenharia financeira complexa e entraves burocráticos e
ambientais como é o caso das grandes usinas hidrelétricas. Portanto, são
empreendimentos com riscos diferentes dos enfrentados pelas usinas
hidrelétricas (UHE).
Com o passar dos anos, a figura do investimento público no setor
elétrico deu espaço para o capital privado. Com a redução das taxas de juros, a
criação de um marco regulatório em 2004, o qual melhorou a segurança
jurídica dos investidores, e o interesse cada vez maior dos investidores nos
projetos de infra-estrutura do país, principalmente na área de energia elétrica, o
setor vem atraindo o interesse de investidores privados nacionais e
internacionais que estão dispostos a financiar esse tipo de projeto de longo
prazo. Para eles, é importante que a taxa de retorno em um investimento seja
compatível com os riscos percebidos para o mesmo projeto. Para conseguir
atingir o objetivo de atrair capital privado, é importante fazer com que o setor
remunere o capital investido de acordo com o risco do empreendimento.
Alguns estudos recentes fizeram a análise de atratividade de
investimentos no setor de geração após o novo marco regulatório. Castro
(2000) fez um estudo de avaliação de usinas termelétricas usando a teoria de
opções reais, para precificar o valor da flexibilidade desse tipo de investimento.
15
Aguiar Filho (2007) estudou a capacidade que setor elétrico tem de atrair o
capital privado, utilizando um protótipo de empreendimento estruturado de
acordo com o modelo vigente, auferindo a sua viabilidade econômica e seu
risco. Sousa (2009) estudou o setor termelétrico a gás natural liquefeito (GNL),
analisando seu desenvolvimento e a sua atratividade ao investidor.
Mello
(2008) analisou os empreendimentos de geração de energia hidrelétrica, em
que estudou o leilão da UHE Barra do Pomba, que estava sendo leiloada
naquele ano, e encontrou qual seria a tarifa necessária para que a
rentabilidade do projeto se igualasse ao custo de capital próprio do setor. Por
último, Braga (2008) fez um estudo sobre seleção de investimentos em
energia, sugerindo empreendimentos de energia hidrelétrica e térmica a gás
nas diversas regiões do país e propôs uma metodologia de avaliação de
investimentos sob incerteza, precificação de riscos e seleção de carteiras de
projetos de geração.
Analisando os estudos acima, percebe-se que nenhum deles fez uma
análise de atratividade levando em conta os lances oferecidos pelos
investidores nos leilões e poucos deles tentaram fazer uma análise do risco
percebido pelo investidor ao entrar no leilão.
1.2. OBJETIVO
Esse estudo objetiva verificar a relação entre os retornos requeridos e
riscos percebidos pelos investidores através dos lances ofertados nos leilões
de energia nova1. Ao analisar os resultados, verificar-se-á se existe uma
aproximação à eficiência de mercado no setor de geração elétrica brasileiro, ou
seja, que as informações contidas nos preços dos leilões refletem as
informações disponíveis para o empreendimento e se as taxas cobradas estão
de acordo com o risco percebido do investimento. A literatura que será
apresentada mostra que deve ser esperada uma relação positiva entre o risco
e retorno de um ativo, e que em mercados eficientes, não será possível obter
retornos extraordinários se a precificação de um ativo que, por ser falha, não
1
Energia proveniente de novos empreendimentos.
16
está devidamente ajustada ao seu risco. Ou seja, em mercados eficientes, a
relação risco e retorno se mantém.
A razão para a escolha desses três tipos de usinas deve-se ao fato de
que elas deverão receber a maior atenção dos investidores. As usinas
hidrelétricas continuarão a ser importantes devido ao seu custo marginal baixo,
à grande escala de produção, aliada ao potencial hídrico brasileiro. As PCHs se
tornam importantes pelos fatores ambientais e ao baixo custo de investimento.
Já as térmicas a gás, mais especificamente à GNL, tornam-se importantes
porque o país precisa utilizar usinas de picos, que são úteis para garantir a
segurança de suprimento do sistema elétrico brasileiro. Além disso, seus
preços são competitivos com outros combustíveis fósseis e ela é mais eficiente
do ponto de vista ambiental. Por conseguinte, esses fatores farão com que
esses três tipos de empreendimentos recebam a maior parte da atenção, tanto
do governo como dos investidores privados.
Um julgamento preliminar sobre os três tipos de projetos de geração
escolhidos para esse estudo (UHE, PCH e UTE) diria que o projeto de uma
usina hidrelétrica é o que contém o maior risco, pois é mais intensivo em capital
e contém incertezas que os outros dois projetos não possuem. As PCHs são
projetos que têm escala muito inferior aos das UHEs, mas ainda possuem
riscos que as UTE não possuem. Por sua vez, as UTEs deveriam apresentar o
menor risco, pois, como será mostrado, no modelo brasileiro suas receitas são
fixas e garantidas pela vigência do contrato, seus custos variáveis são cobertos
pelas suas receitas variáveis e seu suprimento de GNL é garantido. Portanto,
espera-se encontrar uma relação no qual os riscos e retornos são maiores para
a UHEs e posteriormente para as PCHs e UTEs.
1.3. RELEVÂNCIA
Estudos que traçam um panorama de uma indústria recém aberta ao
modelo competitivo são importantes, pois auferem o grau de sucesso das
reformas e vislumbram se o intuito de atração de capital para expansão do
parque energético terá sucesso ou não. Nessa vertente, esse estudo é de
suma importância para entender se o governo brasileiro está tendo sucesso em
17
seu propósito, iniciado com o novo marco regulatório de 2004, de incentivar a
competição no setor de geração, garantindo a expansão do sistema,
priorizando a modicidade tarifária e a segurança do setor.
1.4. DELIMITAÇÃO
Para conseguir o objetivo de análise da relação risco e retorno no setor
de geração, essa dissertação apresenta um estudo de caso com 24
empreendimentos diferentes, sendo treze UHEs, cinco PCHs e seis UTEs. O
critério de escolha foi baseado em usinas leiloadas em leilões de novos
empreendimentos, após a aprovação do novo marco regulatório até o ano de
2010. É importante frisar que estudar-se-á não uma amostra, mas sim todos os
projetos de UHEs e UTEs a GNL leiloados. Para as PCHs, não foi possível
encontrar dados confiáveis para uma usina leiloada. É importante mencionar
também que a maior parte das PCHs não são contratadas, ou seja, não
possuem receita cativa e por isso são empreendimentos com informações
muito escassas. Logo, o estudo das PCHs encontra essa limitação, de somente
ser possível estudar as usinas que foram leiloadas pela Agência Nacional de
Energia Elétrica-ANEEL.
2. REVISÃO DE LITERATURA
2.1
DINÂMICA DA INDÚSTRIA DO SETOR ELÉTRICO
O setor elétrico possui características próprias. Primeiramente, a
eletricidade não pode ser armazenada, o que faz com que o equilíbrio entre
demanda e oferta tenha que ser sempre mantido. Esse fato aumenta a
complexidade do setor, pois faz com que os diferentes agentes do lado da
oferta tenham que ter uma coordenação perfeita em um sistema complexo.
Esses agentes são: fornecedores de insumo para geração, geração,
transmissão e distribuição. (ARMSTRONG; COWAN; VICKERS, 1994).
18
Essa complexidade na relação entre os agentes é um dos motivos pelo
qual o setor era verticalizado em seu início, na metade do século passado. O
modelo verticalização-monopólio fazia com que os diversos agentes pudessem
atuar com mais sincronia e aumentar as suas economias de escala,
fundamental nas atividades do setor. Assim, grandes investimentos em capital
eram necessários para o setor, porque as economias de escala que esses
investimentos iriam gerar permitiam reduções maiores nos custos.
De acordo com Sidak e Spulber (1998), o setor elétrico também é
marcado pela presença de economia de escopo, onde é mais vantajoso para
uma firma produzir alguns bens diferentes do que ter várias firmas produzindo
esses diferentes bens. Uma situação de monopólio natural exige economia de
escopo, mas o inverso não se confirma. A razão da existência da economia de
escopo é muito relacionada com a duplicidade dos ativos fixos, geralmente
atribuídos aos custos comuns à produção, o que faz com que não sejam
atribuídos especificamente a produção de um determinado bem.
Exemplos de economia de escopo podem ser vistos no setor de
distribuição e transmissão. No caso das linhas de transmissão, é mais
econômico tê-las atendendo diversos geradores e consumidores do que a
construir linhas paralelas. O mesmo vale para a distribuição, onde a
duplicidade dos ativos fixos iria eliminar a economia de escala e de escopo,
tornando o investimento menos atrativo.
De acordo com Bicalho (2004), no fim da década de 70, o modelo
baseado nos altos investimentos em ativos fixos para capturar economias de
escala e escopo começava já não produzia os resultados financeiros
esperados. A combinação de recessão econômica, inflação e altas taxas de
juros fizeram com que a rentabilidade dos ativos elétricos no mundo todo fosse
afetada negativamente. Na parte política uma visão liberal que ia contra as
empresas monopolistas começou a ganhar força, culpando-as pela ineficiência
do setor. Nesse sentido, a indústria tinha que se desenvolver, pois a partir
daquele momento, ficaria inviável seguir com o modelo vigente, onde os
aumentos de custos das empresas do setor eram repassados por inteiro para
as tarifas. Com o intuito de enfrentar esse novo cenário, era necessário
19
desenvolver mecanismos de forte redução de custos, fator essencial ao
desenvolvimento da indústria.
Parte dessa estratégia de redução de custos vinha do desenvolvimento
tecnológico, e dentro desse panorama, a geração nuclear foi o grande foco da
indústria, pelo fato de ser mais barata, menos poluente e com maior escala do
que as energias tradicionais. No entanto, os juros altos da época, que
penalizavam investimentos em projetos intensivos em capital, junto com as
pressões regulatórias e políticas, fizeram que essa fonte de geração não fosse
utilizada em larga escala, sendo utilizada somente por um grupo pequeno de
países. Outro avanço tecnológico que beneficiou a redução de custos foi a
geração da turbina a gás e um melhor gerenciamento no controle de fluxos,
motivados pela tecnologia da inovação (BICALHO, 2004).
Essas novas tecnologias, no entanto, não sustentavam um processo
contínuo de redução de custos, assim, essa tarefa teria que ser alcançada por
outros meios. Na época, a estrutura do setor monopolista era apontada como a
razão principal de tal problema e a inserção da competição e liberalização dos
mercados eram vistos como soluções para o setor elétrico (BICALHO, 2004).
De acordo com Bacon e Besant-Jones (2001), as principais forças por trás das
reformas de liberalização do mercado eram: baixa performance das empresa
estatais provedoras de serviços elétricos, incapacidade do Estado de arcar com
os maciços investimentos necessários para operação e espansão do setor e
financiá-los, necessidade da diminuição dos subsídios governamentais
destinado a essa indústria e realocação desses recursos para outras áreas e
necessidade de obtenção de caixa com a venda de ativos para o setor privado.
Ainda sobre o insucesso do sistema monopolista, Pinto Junior et al. (2007, p.
180) pondera que a remuneração garantida dos agentes do setor induzia o
sobreinvestimento e a escolha de tecnologias de capital-intensivas, o que
provocava ineficiências dos recursos aportados; e também,os reguladores do
setor elétrico não estavam sendo capazes de supervisionar os custos das
concessionárias, o que fazia com que estes não tivessem controle.
20
2.1.2. Reformas e Novos Modelos de Regulamentação do Setor Elétrico
De acordo com Bacon e Besant-Jones (2001), existem quatro modelos
de estruturas de mercado para os setor elétrico. O Modelo 1 é o monopólio
completo, sem competição em nenhum nível do setor e com uma estrutura
altamente monopolizada. Essa era a estrutura baseada na verticalização, tendo
o Estado como principal investidor. O Modelo 2 permite que um único
comprador escolha o fornecimento de energia de diferentes geradores do
sistema. Nesse modelo, forma-se o monopsônio que é formado para evitar que
os compradores, que não tenham escala no momento de negociação e por isso
possam vir a sofrer abusos por parte dos fornecedores, não saiam prejudicados
na negociação de fornecimento de energia elétrica. Nesse modelo, a estrutura
é baseada em competição por contratos de longo prazo, ou PPA (Purchase
Power Agreement). Durante a duração do contrato, o investidor estará
protegido dos riscos, e, essa mesma garantia de pagamento, se torna uma
excelente forma de financiamento do projeto (CAMARGO, 2005). O Modelo 3,
conhecido como modelo de atacado, permite que os agentes de compra e
venda de energia negociem livremente o preço do fornecimento, mas
transmitam essa energia por redes abertas a distribuidores que farão a entrega
de energia ao consumidor final. Isso faz com que o setor tenha um modelo
competitivo no atacado, mas não para o consumidor final.
Já o Modelo 4
permite que todos os consumidores escolham os seus fornecedores de
energia, com livre acesso à rede de transmissão e distribuição, o que faz com
que o setor tenha competição pura tanto no atacado quanto no varejo.
De acordo com os modelos acima, durantes os anos 90, diversos países
caminharam do modelo 1 para o modelo 3. No Brasil, onde a influência do
governo no setor elétrico é considerável, a taxa de expansão demandada do
segmento tem sido alta, o histórico de confiança no mercado é recente e com
alto risco de crédito, faz com que a melhor solução para a configuração do
setor elétrico possa ser a de comprador único como está configurado no
modelo 2 (CAMARGO, 2005). Por isso é que o atual modelo concebido pela
legislação de 2004 é uma mistura do modelo 2 com o modelo 3, uma vez que
ao mesmo tempo em que incentiva a criação do mercado atacadista de
21
energia, incentiva os contratos de longo prazo feitos através de um comprador
único. Além disso, no modelo brasileiro, os geradores têm livre acesso à rede
de transmissão, o que possibilita o fomento de competição na geração e não
nos outros níveis da indústria que são considerados monopólios naturais. Tal
nova estrutura do setor elétrico, que criou competição no segmento de
geração, também abriu espaço para a área de comercialização, onde os
distribuidores, geradores e consumidores livres compram e vendem energia no
mercado livre. Nagayama (2009), na figura 1, explicita os quatro modelos
acima explanados.
Figura 1: Modelo de Liberalização do Setor Elétrico
Fonte: Nagayama (2009)
Sobre a eficácia da liberalização do setor elétrico no mundo, Steiner
(2001) fez um estudo de painel com 19 países membros da OCDE entre 1987
e 1996. No estudo, foram comparados o ambiente regulatório, o grau de
verticalização e o nível de participação do setor privado para ver se estes
fatores influenciavam no preço e no nível de eficiência, sendo o último
determinado pela taxa de utilização da capacidade de produção. É esperado
que a eficiência do setor seja melhorada com a liberalização e os preços
fiquem mais baixos. O resultado do estudo indicou que não há indicação de
que a liberalização tenha influência nos preços, mas a eficiência teve um
coeficiente altamente positivo, indicando grande influência do processo de
liberalização. Em contra partida, os estudos de Hattori e Tsutsui (2004)
mostram que os preços são afetados negativamente pela liberalização. Zhang
et al. (2002), usando dados de 51 países entre 1995 e 2000, elaborou estudos
nos quais, através de variáveis dummie que identificavam a existência de
agências reguladoras independentes, existência de mercado de atacado,
presença de investidor privado, geração elétrica per capita, geração elétrica por
22
empregado e tarifas para o setor residencial e industrial. A análise mostrou que
a privatização sozinha ou a regulação sozinha não trazem ganhos econômicos,
mas quando esses dois fatores coexistem, trazem ganhos de produtividade e
de capacidade mais significativos, portanto, o estudo mostra que a montagem
de um sistema regulatório eficiente é primordial no processo de privatização.
2.2. SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
Nas últimas décadas, o sistema elétrico brasileiro sofreu grandes
mudanças. Devido à crise da década de 80, que prejudicou as contas públicas
dos governos, estados e municípios, a capacidade de investimento do ente
público em infra-estrutura, principalmente em energia elétrica ficou muito
prejudicada. Além disso, o modelo utilizado era altamente verticalizado, com
empresas públicas operando nos três segmentos de eletricidade: geração,
transmissão e distribuição. Esse monopólio de empresas públicas somado à
verticalização da época criou distorções tarifárias e alocação ineficiente de
recursos no sistema. Antigamente, o setor elétrico era gerido não somente de
forma a garantir a rentabilidade e operação do sistema, mas também como
política econômica. Segundo Castro et al. (2006), o sistema elétrico brasileiro
era utilizado para captar recursos, através de altos custos e sem vinculação
com investimentos; e para controlar a inflação, através da depreciação real das
tarifas. Um exemplo do exposto foi o período do plano cruzado, em que as
tarifas do setor foram congeladas em um nível incapaz de assegurar a
remuneração estabelecida para as concessionárias (DIAS, 2007). Ademais, na
época existiam subsídios às regiões do país onde a energia elétrica era mais
cara,
favorecendo
as
empresas
daquela
região
em
conglomerados localizados próximos aos grandes centros.
detrimento
dos
De acordo com
Bacon e Besant-Jones (2001), mesmo que as empresas do setor sejam bem
geridas, elas ainda podem ser muito pequenas para explorar economia de
escala ou muito grande para prevenir abusos de monopólio.
As reformas do setor no Brasil foram focadas em três áreas, segundo
Pinto Junior. et al. (2007, p. 221). Primeiro, definiu-se um marco regulatório que
ajustava a regulação existente de concessões, regulações de monopólios
23
naturais e regulação para facilitar competição. Segundo, definiu-se sistemas de
comercialização, cobrindo a compra e venda de energia excedente. Terceiro,
mudanças institucionais foram provocadas no governo e nas empresas do
setor controladas para que a implementação das duas primeiras medidas
pudessem tomar efeito.
O fator mais marcante para o setor elétrico brasileiro na década de 90 foi
a privatização de algumas empresas de distribuição. Na época, o Brasil
passava por problemas na captação de divisas internacional e problemas para
fechar o seu balanço de pagamentos. Por conseguinte, havia grande
necessidade do governo de gerar divisas através de desinvestimento de ativos;
com o setor elétrico não foi diferente. Segundo Dias (2007), o aspecto
financeiro ficou a frente de situações cruciais do setor elétrico, como a
construção de um marco regulatório e respeito à natureza do setor elétrico,
como o respeito aos monopólios naturais e a coordenação de todo o sistema.
Segundo Mendonça e Dahl (1999), outros problemas não foram resolvidos
antes da privatização, como o problema do baixo preço pago pelos
distribuidores aos geradores, tarifas essas que muita das vezes não cobriam o
preço de equilíbrio dos produtores. De acordo com o autor, nesse período no
Brasil, 40% do preço pago pelos consumidores finais eram para pagar os
custos de geração, contra uma média mundial de 60%, que se constituía uma
grande transferência de renda do setor de geração para o de distribuição.
Fatos como esses explicam o porquê de o governo ter tido um sucesso
substancial no programa de privatização do setor de distribuição, mas não no
setor de geração. Durante a privatização, de acordo com Mendonça e Dahl
(1999), grandes ágios foram pagos pelos compradores, em razão da renda
econômica excedente que estava sendo apropriada pelo setor de geração.
Contudo, na medida em que os contratos foram sendo renegociados com os
geradores, essa renda foi sendo perdida, afetando, assim, a saúde financeira
do setor de distribuição.
Outro grande entrave para a expansão do setor era o alto custo de
financiamento para os projetos. Na década de 90, os juros eram altíssimos
quando comparados a padrões internacionais. Historicamente, segundo Pinto
Junior et al. (2007, p. 208), a Eletrobrás usava como Taxa Interna de Retorno
24
(TIR) mínima para projetos de geração o valor de 10%. Entretanto, essa taxa
era muito inferior à exigida por investidores privados, por isso o setor de
geração ficou sem investimentos e a expansão da demanda foi sendo coberta
pelos investimentos feitos na década de 80.
Sem os investimentos necessários em geração, aliado à falta de
coordenação do sistema e à estiagem da época que diminuiu a níveis
alarmantes os reservatórios, o Brasil precisou enfrentar o problema do
racionamento de energia elétrica, que ocasionou a desaceleração da economia
nacional, causando grandes prejuízos ao setor de distribuição e uma busca por
coordenação, ainda que tardia, do setor elétrico brasileiro. Além disso, foram
feitos grandes investimentos em usinas termelétricas, para ajudar no
suprimento de energia durante a época de estiagem.
Após a crise energética e com a posse do novo governo, diversas
medidas feitas na reforma do setor elétrico brasileiro foram revista. Deu-se
mais ênfase à regulação e à coordenação do sistema ao invés de se assumir
uma postura pró-mercado. Esse novo modelo privilegiou a modicidade tarifária,
criação de um modelo que incentivasse os investimentos, adequando a
equação risco e retorno; planejamento da expansão do sistema, através da
criação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE); mitigação do risco
ambiental, com oferta de empreendimentos com licença ambiental previa;
compra conjunta de energia pelas concessionárias de distribuição para criar
escala na compra, diminuindo, assim as tarifas; concessão feita através de
leilões, no qual o venceria quem ofertasse a menor tarifa R$/Mwh, oposto do
que era praticado anteriormente, em que o vencedor era o agente que
ofertasse o maior valor pela Utilização do Bem Público (UBP); e outorga
concessões para novas linhas de transmissão. Essas mudanças no setor foram
feitas pela Lei n.º10.848/2004 (MELLO, 2008).
2.2.1. Nova Estrutura do Setor
Com a reestruturação, surgiram novas necessidades de fiscalização,
comercialização, regulação e planejamento. Por consequência a isso, fez-se
25
necessário o surgimento de novos agentes para cumprir essas atividades.
Esses agentes são:
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica – Essa autarquia tem a função
de regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização
de energia elétrica no país.
ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico – Tem a função de operar,
supervisionar e controlar a geração de energia elétrica no Sistema Interligado
Nacional e administrar a rede básica de transmissão de energia do Brasil.
CCEE– Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – tem por finalidade
viabilizar a comercialização de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional
nos Ambientes de Contratação Regulada e Contratação Livre. A CCEE é
responsável por apurar o preço de liquidação de diferenças (PLD), liquidação
financeira das operações de compra e venda de energia elétrica no mercado
livre e regulado e a contabilização dos montantes de energia elétrica
comercializados.
EPE - Empresa de Pesquisas Energéticas- De acordo com o artigo 2º da Lei
10.847 de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na
área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor
energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados,
carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre
outras.
Na reforma instituída no setor elétrico brasileiro, criou-se um modelo
híbrido com características do modelo 2 e 3. Sobre o modelo 2, tem-se como
características a criação de um grupo de compradores no momento do leilão de
energia elétrica e a instituição de uma obrigatoriedade de que, no mínimo, 50%
da energia elétrica negociada pelas concessionárias geradoras sejam de
contratos cativos de longo prazo. Esse ambiente é chamado de Ambiente de
Contratação Regulada (ACR). A característica do modelo brasileiro – que
pertence ao modelo 3 – é a formação do mercado atacadista de energia, ou o
26
Ambiente de Contratação Livre (ACL), no qual as relações comerciais são
pautadas por negociações bilaterais de compra e venda de energia em
contratos bilaterais e no mercado spot.
A tabela 1 mostra a transição que o Brasil viveu a partir na década de 80
em seu setor elétrico. Como pode ser notado, nos anos 90, buscou-se um
modelo que privilegiava o livre mercado. Apesar de o modelo que vigorou de
1995 a 2003 privilegiar os investimentos da iniciativa privada no setor e
estimular a competição nos níveis de geração e comercialização, o que se
notou foi uma reforma incompleta, que não fomentou o investimento na
geração e teve a participação da iniciativa privada somente nos processos de
comercialização e distribuição de energia, esse último sendo feito através das
privatizações das distribuidoras, como Light, CEMIG, Eletropaulo, entre outras.
Tabela 1: Modelos regulatórios do setor elétrico brasileiro
Modelo Antigo (até 1995)
Financiamento através de recursos públicos
Empresas verticalizadas
Empresas predominantemente Estatais
Monopólios - Competição inexistente
Consumidores Cativos
Modelo de Livre Mercado
(1995 a 2003)
Financiamento através de
recursos públicos e privados
Financiamento através de
recursos públicos e privados
Empresas divididas por
Empresas divididas por
atividade: geração, transmissão,
atividade: geração, transmissão,
distribuição, comercialização,
distribuição e comercialização
importação e exportação.
Abertura e ênfase na
privatização das Empresas
Competição na geração e
comercialização
Consumidores Livres e Cativos
Tarifas reguladas em todos os segmentos
Preços livremente negociados
na geração e comercialização
Mercado Regulado
Mercado Livre
Planejamento Indicativo pelo
Planejamento Determinativo - Grupo Coordenador do
Conselho Nacional de Política
Planejamento dos Sistemas Elétricos (GCPS)
Energética (CNPE)
Contratação : 85% do mercado
Contratação: 100% do Mercado
(até agosto/2003) e 95%
mercado (até dez./2004)
Sobras/déficits do balanço energético rateados entre
compradores
Novo Modelo (2004)
Sobras/déficits do balanço
energético liquidados no MAE
Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)
Convivência entre Empresas
Estatais e Privadas
Competição na geração e
comercialização
Consumidores Livres e Cativos
No ambiente livre: Preços
livremente negociados na
geração e comercialização. No
ambiente regulado: leilão e
licitação pela menor tarifa
Convivência entre Mercados
Livre e Regulado
Planejamento pela Empresa de
Pesquisa Energética (EPE)
Contratação: 100% do mercado
+ reserva
Sobras/déficits do balanço
energético liquidados na CCEE.
Mecanismo de Compensação de
Sobras e Déficits (MCSD) para
as Distribuidoras.
27
Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR)
Os CCEARs são contratos assinados pelos agentes vendedores
vencedores do leilão de energia nova ou velha e o pool de agentes
compradores, que vêm a ser os distribuidores de energia. Os CCEAR podem
ser contratados por quantidade ou por disponibilidade. OS CCEARs por
quantidade são na modalidade na qual os riscos hidrológicos são assumidos
em sua totalidade pelos geradores, sendo eles os responsáveis pelos custos
de fornecimento da energia contratada. Já nos contratos por disponibilidade, os
riscos são assumidos pelos consumidores regulados.
2.2.1.2. Ambiente de Contratação Regulada
De acordo com o decreto n° 51563/04, as empresas di stribuidoras terão
que ter 100% de energia segurada e serão obrigadas a participar do Ambiente
de Contratação Regulada, que são leilões de venda de energia cativa de novos
empreendimentos. Nesse ambiente, os agentes vendedores são os geradores,
e os compradores são os distribuidores que no ato do leilão, estipulam a sua
demanda futura e entram em um pool de compradores, formando um
monopsônio e comprando a energia destinada ao mercado cativo. O agente
vendedor, para vencer a concessão da geração da energia nova, estipula
lances para o fornecimento MW/h, e o dono do menor lance é o vencedor.
2.2.1.3 Ambiente de Contratação Livre
Nesse ambiente, a comercialização de energia elétrica é feita com
contratos bilaterais ou com negociação de curto prazo, através do mercado
spot. Esses contratos bilaterais são resultado da negociação entre agentes do
setor elétrico, que são grandes consumidores de energia, distribuidores e
geradores. No ACL podem participar os agentes de comercialização, geração,
de exportação, de importação, consumidores livres e consumidores especiais.
Dessa maneira, ficam de fora as distribuidoras de energia, que podem
comercializar o seu excedente. No segmento de geração, a participação no
28
mercado atacadista de energia é obrigatória para agentes com capacidade
instalada acima de 50 MW e facultativa para agentes que tenham capacidade
abaixo desse limite. O montante de energia comercializado no ACL são os
excedentes de oferta do ACR. Logo, se um gerador tem 85% da sua geração
direcionada para o mercado cativo, esse agente irá comercializar os 15%
restantes no mercado livre.
2.2.1.4
Preço de Liquidação de Diferenças (PLD)
Os agentes de energia elétrica, como mencionado, podem entrar em
contratos bilaterais, em contratos regulados (nos casos das distribuidoras) e
podem comercializar energia. Quando um agente consumir mais energia do
que estipulado em contrato, ele será obrigado a comprar essa diferença no
mercado de curto prazo, que são precificados através dos PLD, ou preço spot.
Os preços de mercado de curto prazo (spot) são obtidos através dos
dados do ONS para a otimização do sistema. Em função da preponderância de
usinas hidrelétricas do parque de geração brasileiro, são utilizados modelos
matemáticos para o cálculo do preço de curto prazo, que objetiva encontrar a
solução ótima de equilíbrio entre o benefício presente do uso da água e o
benefício futuro de seu armazenamento, medido em termos da economia
esperada dos combustíveis das usinas termelétricas. (CCEE, [20--?]).
A utilização da energia hidrelétrica é a forma de geração de larga escala
mais econômica que temos. Quanto maior o uso dessa fonte, mais barato será
o preço da energia elétrica. Mas tal uso, dependendo do nível do reservatório,
pode gerar riscos para o sistema e ocasionar déficits futuros de energia. Por
isso, é necessário, a fim de assegurar o sistema, que se preservem os níveis
dos reservatórios. Para isso, é preciso acionar as usinas térmicas, que
possuem um custo de energia mais elevado e são mais poluidoras do que a
energia proveniente de empreendimentos hidráulicos.
As condições hidrológicas, a demanda por energia elétrica, os preços de
combustível (óleo, gás e outros bicombustíveis), a entrada em funcionamento
de novos projetos de geração e a disponibilidade de equipamentos de geração
e transmissão irão determinar o nível ótimo entre segurança do sistema e
29
processos de geração mais econômicos. Desse processo, obtém-se o custo
marginal de operação (CMO), que é o custo por unidade de energia produzida
(Mwh) para atender ao acréscimo de carga no sistema. O preço de liquidação
de diferenças será, então, o CMO limitado a um teto e a um piso para os
valores. O preço máximo é delimitado pela ANEEL e é calculado como sendo o
custo variável mais alto das térmicas em geração. O preço mínimo também
depende do nível dos reservatórios. Se o sistema estiver operando em um
ponto alto da curva de risco do sistema, o mínimo será o custo de manutenção
das operações hidrelétricas. Se o sistema não apresentar risco de
abastecimento, o mínimo será o próprio valor mínimo de liquidação de
diferenças.
2.2.1.5
Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)
O Brasil possui vasta dimensão territorial em que existem diferenças
hidrológicas entre as regiões geográficas, propiciando diferenças quanto ao
índice de precipitação e umidade em diferentes áreas do país. Cada usina
hidrelétrica possui seu total de energia assegurada, com as quais, através de
análises de probabilidade de precipitação de certa área e a capacidade total da
usina, calcula-se o total de energia que as usinas hidrelétricas podem
comprometer em contratos de venda. Essas variações de precipitação em
diversas regiões representam riscos para as usinas, que podem, em uma
determinada época do ano, ter dificuldade de honrar a entrega prometida
através do ACR ou dos contratos bilaterais firmados no ACL. Por outro lado, o
sistema de energia brasileiro também possui uma quantidade de energia
assegurada. Para mitigar os riscos hidrológicos de cada usina garantir a
entrega de energia assegurada para o sistema, foi criado o Mecanismo de
Realocação de Energia, que funciona como uma espécie de hedge do sistema.
Quando uma usina hidrelétrica de certo submercado apresenta déficit de
geração comparada com sua garantia física, essa usina tem alocada ao seu
balanço, os Megawatts gerados por usinas do mesmo submercado que sejam
superavitária. A alocação de energia é prioritariamente feita dentro dos
submercados. Caso um submercado seja deficitário, este irá receber energia
30
de
um
submercado superavitário.
A
compensação financeira
dessas
transações é feita pelo Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) de cada
submercado. Ou seja, o vendedor vende ao preço de PLD de seu submercado
e o comprador compra ao preço PLD de seu submercado. Se a diferença
desses preços for positiva, tem-se o excedente financeiro, que não pertence a
nenhum agente e é utilizado para pagar eventuais exposições negativas que
possam haver com transações entre submercados. Esse mecanismo de
excedente financeiro tem por finalidade mitigar o risco de o agente comprador
de energia ficar exposto a preço de dois submercados (CCEE, [20--?]).
2.3
EMPREENDIMENTOS DE GERAÇÃO
2.3.1 Projetos de Usinas Hidrelétricas (UHE)
2.3.1.1. Características das Usinas
As usinas hidrelétricas são empreendimentos que utilizam o potencial
hidráulico presente em um rio e o transformam em energia. Essa
transformação ocorre por conta da força da água que passa pela casa de
máquina da usina e gira a turbina, faz girar o rotor do gerador, cujo campo
magnético, ao se deslocar, produz energia elétrica. É necessário que a força da
água seja grande o suficiente para fazer as turbinas girarem, e para isso,
necessita-se de uma vazão satisfatória do rio. Na ausência dessa vazão, são
construídos desníveis do curso do rio ou no leito do rio para criar vazão e
acionar essas turbinas (EPE, 2008).
As usinas que aproveitam a vazão do rio e não precisam de criação de
barragens para gerar o desnível do rio são chamadas de fios d’águas. Nelas, a
necessidade de alagamento das barragens é menor, já que aproveitam a força
do rio. Essas usinas se localizam ao longo do curso do rio para otimizar o
aproveitamento do potencial hidrológico. A grande vantagem dessas usinas é a
menor necessidade de alagamento de grandes áreas, o que diminui a
necessidade de desapropriação das populações locais e diminui o passivo
ambiental da obra, fato bastante observado nos dias de hoje. A grande
desvantagem se dá em relação ao fato que a diminuição dos tamanhos dos
reservatórios aumenta o risco do sistema, uma vez que a geração fica
comprometida em época de estiagem (EPE, 2008).
31
O outro tipo de usina hidrelétrica é a com reservatórios de acumulação,
que geram energia a partir de água acumuladas em reservatórios. Esses
reservatórios, ao mesmo tempo em que funcionam como uma reserva para
épocas de estiagem, também ajudam a gerar a força para que as turbinas
funcionem de maneira satisfatória de modo a passar energia cinética ao
gerador. A vantagem desse tipo de empreendimento é a maior segurança que
representa ao sistema, uma vez que a usina tem um reservatório grande que a
permite gerar energia em época de estiagem, diminuindo o risco de
fornecimento de energia elétrica. A grande desvantagem decorre do fato que é
necessário alagar uma grande área ao redor da usina, o que aumenta
consideravelmente os seus impactos ambientais e por consequência os custos
para abrandar tais impactos. Nos últimos leilões de usinas hidrelétricas no
Brasil, tem sido notada a preferência por usinas fio d’água, justamente por
causa dos riscos ambientais provenientes das usinas de reservatórios de
acumulação (EPE, 2008).
2.3.1.2
Fator de Capacidade
Uma usina hidrelétrica tem oscilações de capacidade durante a sua
operação. Fatores hidrológicos e operacionais fazem com que as usinas
forneçam energia inferior a sua potência instalada. A produção esperada pela
usina, com base em históricos de vazões, de acordo com que é calculado o
quanto de energia a usina poderá produzir no período crítico, sem que ela
ocasione déficit no sistema, é chamado de Energia Firme. O conceito de
energia assegurada é um enfoque probabilístico do nível de déficit, em que é
dado um tratamento estatístico às vazões, proporcionando um nível de
confiabilidade no suprimento. A diferença entre a energia firme e a assegurada
está na produção de energia para consumo próprio da usina e a incremental,
que resulta do ganho de geração provocado pela regularização do reservatório
de acumulação da usina. O fator de capacidade de uma usina é definido como
a energia firme de uma usina sobre a potência instalada da mesma. (EPE,
2008).
32
Como pode ser visto na tabela 2, as usinas de acumulação apresentam
fator de capacidade superior às usinas de fio d’água. Um fator de capacidade
maior significa uma produtividade maior da usina, o que gera benefícios
econômicos ao projeto, que, por conseguinte, resulta em um custo de produção
menor.
Tabela 2: Fator de Capacidade por Tipo de Usina
Fonte: Plano Nacional de Energia 2030 (EPE, 2008)
2.3.2 Leilão das Usinas Hidrelétricas
As usinas hidrelétricas de energia novas são leiloadas através do menor
preço por megawatt hora e tem que ter ao menos 50% da parcela da energia
vendida no mercado regulado (ACR). Vender energia no mercado cativo
garante previsibilidade no fluxo de caixa e isto pode funcionar como um
facilitador do financiamento do projeto. Contudo, a energia vendida no mercado
livre é vendida a um preço maior para os grandes produtores e pode aumentar
a rentabilidade do projeto. Muitas vezes, os consórcios participantes do leilão
oferecem uma tarifa baixa no ACR para conseguir vencer a disputa, para isso,
eles têm que negociar contratos vantajosos no ACL para garantir a viabilidade
do projeto. Assim, a expectativa dos agentes participantes dos projetos na
contratação de energia no mercado livre influência os lances dos leilões e pode
definir os ganhadores dos leilões de energia hídrica.
Os leilões de energia nova são diferentes entre os leilões de energia
existente. No caso dos leilões de energia de novos empreendimentos, a
licitação será realizada em prazos de cinco a três anos de antecedência em
relação ao ano de realização do mercado (A-5 e em A-3, respectivamente). As
primeiras visam à construção de plantas geradoras capazes de iniciar a
operação dentro de cinco anos e a segunda tem por objetivo a construção de
33
empreendimentos que possa ter a sua operação iniciada no prazo de três anos.
Os contratos firmados de nova geração devem englobar prazos de duração
entre 15 e 35 anos, dependendo do tempo necessário para a amortização do
investimento, e possuir incentivos à modicidade tarifária. Com essas medidas,
espera-se reduzir os riscos de investimentos dos geradores que poderão iniciar
um projeto com fluxo de caixa garantido, com taxas de retornos aceitáveis e
condizentes com o risco do projeto e a possibilidade de barateamento do
financiamento do empreendimento, principalmente por Project Finance e pela
vinculação dos recebíveis como garantia aos empréstimos cedidos pelas
instituições financeiras. (CORREIA et al., 2006).
2.3.3 Riscos no Setor de Geração Hidrelétrica
Projetos de infra-estrutura possuem características próprias que os
diferenciam de projetos de investimento tradicionais, por ter em grande volume
de investimento exigido, longo prazo de maturação e pelo fato de serem
essenciais para a sociedade. Por essa série de fatores, esses projetos são
fortemente afetados por considerações políticas e regulatórias, que aumentam
significativamente o risco deste investimento para o investidor privado. Em
função disso, o investimento privado fará o necessário ajuste ao risco
(BRANDÃO; SARAIVA 2006).
O setor de geração elétrica é intensivo na utilização de capital e tem
prazos de maturação muito elevados. No caso das usinas hidrelétricas, de
acordo com os leilões de energia nova, os investimentos foram feitos para
serem amortizados em um prazo de trinta anos. No caso das usinas térmicas, o
prazo de maturação para esses investimentos é estimado em quinze anos
(EPE, 2008).
Investimentos em projetos de geração têm como características serem
irreversíveis. Irreversibilidade, ou custo afundado, significa que o custo
incorrido não pode ser recuperado, por causa especificidade do setor
(CASTRO, 2000). Uma usina hidrelétrica, caso o seu retorno prove ser
insatisfatório, terá o seu valor de mercado depreciado, devido à expectativa
futura de fluxo de caixa menor. Como uma usina somente poderá ser usada
34
para a mesma finalidade – geração elétrica – e caso ela não proporcione valor
a um agente, dificilmente proporcionará valor ao outro, pois os fatores cruciais
para o sucesso do negócio, depois da usina já construída, são exógenos, como
preço da eletricidade e nível da chuva. Portanto, essas irreversibilidades dos
custos de capital são um fator extra de risco que é levado em consideração
pelos investidores ao tomarem a decisão de investir nessa indústria.
O mercado de eletricidade mostra comportamento único e extremamente
volátil no que diz respeito ao preço do mercado spot, como podemos ver a
figura 1. Porque energia não é armazenável, a relação oferta-demanda tem um
balanceamento difícil, e qualquer mudança na demanda, através da forte
sazonalidade dos consumidores finais ou pequenas alterações na quantidade
de energia gerada, podem provocar grandes mudanças nos preços de curto
prazo (CLEWLOW; STRICKLAND, 2000). Segundo Bicalho (2004), a não
estocabilidade do produto energia elétrica faz do mercado citado um mercado
futuro, ou seja, um mercado virtual com promessas de compra e vendas, no
qual há sempre uma lacuna de tempo a ser preenchida entre a contratação e a
realização do consumo e da produção. Essas lacunas entre o presente e o
futuro são preenchidas por expectativas, que são voláteis e acabam refletindo
na volatilidade dos preços, aumentando o risco do negócio.
35
Gráfico 1: Variação semanal do PLD no período de 2004 a 2010
600
Preço R$/MWh
500
400
300
200
100
2004
2004
2004
2004
2004
2005
2005
2005
2005
2006
2006
2006
2006
2006
2007
2007
2007
2007
2008
2008
2008
2008
2009
2009
2009
2009
2009
2010
2010
0
Ano
Fonte: CCEE e Elaboração Própria
No Brasil, com ao fato de termos mais de 80% de nossa energia gerada
por fontes hidráulicas, o mercado spot terá uma influência muito grande do
nível dos reservatórios. A volatilidade passada deste mercado é mais
correlacionada com a variação do nível dos reservatórios do que com a
demanda. O consumo de energia no Brasil não apresentou grandes variações
que justificassem o comportamento do preço spot. Por isso, o risco hidrológico
irá afetar não somente os empreendimentos de geração hidráulicos, mas todos
os outros, haja vista o preço de energia de novos projetos só serem viáveis se
tiverem seus preços de venda de energia compatíveis com os preços de
energia geradas pelas fontes hidráulicas que, por serem dominantes,
determinam o preço da energia elétrica no país.
Uma matriz energética segura necessita de usinas de geração de base e
de picos. As de base funcionam de forma ininterrupta e apresentam um custo
de capital alto e variável baixo. As de pico funcionam na forma contrária,
apresentam um custo de capital relativamente baixo, mas um custo variável, ou
de combustível alto. Projetos que são intensivos em capital necessitam de
escala, sendo essa a principal razão para sua inflexibilidade. Uma hidrelétrica e
usina nuclear são bons exemplos de usinas de base. A hidrelétrica é vista
36
como usina de base em países como o Brasil e as usinas nucleares são vistas
como usinas de base em países com França e Japão. A respeito dessa
relação, Gross (2008) fala que empreendimentos de base se beneficiam
quando os preços de eletricidade estão em alta, pois para eles é
economicamente importante gerar energia mesmo a preços baixos para não
deixar o capital ocioso. Por isso, tais usinas são chamadas de price takers,
uma
vez
que
para
elas
a
melhor
decisão
será
produzir
energia,
independentemente do preço demandado. No Brasil, essa relação é um pouco
diferente. Como visto anteriormente, as usinas hidrelétricas têm uma grande
parcela de sua energia vendida no mercado cativo. Nesse mercado, ela estará
com sua receita assegurada pelos próximos trinta anos, logo, um aumento do
preço de energia não surtirá qualquer efeito para o investidor no que tange a
receita, pois ela é fixa. No caso de a usina não conseguir gerar, em um
determinado período, a energia garantida, o empreendedor estará coberto pelo
mecanismo de hedge do MRE, que funciona como um hedge para esses
possíveis déficits de produção causados pelos fatores hidrológicos. Essa
relação descrita por Gross irá acontecer na parte direcionada aos
consumidores livres, em que os benefícios dos preços altos de energia poderão
ser melhor capturados pelos investidores das usinas hidrelétricas. As PCHs,
caso sejam participantes do PROINFA2, não se beneficiarão do aumento de
preço de energia, ao contrário das PCHs flexíveis, que vendem a maior parte
de sua energia no mercado livre. Para as usinas térmicas a gás, a questão do
preço não deve ser preponderante, pois elas recebem uma receita fixa para
estarem disponíveis para gerar energia ao sistema. Quando são acionadas,
elas pagam e recebem o custo variável de produção, que no caso é o preço do
gás.
2
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), editado no
Decreto n. 5.025 de 2004, foi criado para aumentar a participação da energia elétrica produzida
por empreendimentos de base em fonte eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas
(PCH) no Sistema Elétrico Interligado Nacional (SIN). A receita anual do produtor de energia
será calculada com base na energia de referência de seu empreendimento, homologada pela
ANEEL.
37
2.3.3.1
Risco Hidrológico
O risco hidrológico é caracterizado pela variação dos níveis de vazão
de um rio. Uma vez que ele afeta todo o sistema elétrico nacional, e o Brasil
utiliza majoritariamente a energia hidráulica. Uma hidrelétrica é afetada por
esse risco porque não pode produzir energia em sua capacidade máxima e
isso gera imprevisibilidade de fluxo de caixa. Para diminuir esse problema, foi
criado o Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, anteriormente
explicado.
Uma hidrelétrica que esteja em uma região onde a variabilidade das
chuvas é maior que em outras, será afetada pelo risco hidrológico mesmo
estando dentro do MRE, pois ela terá o risco de ficar improdutiva por grandes
períodos, fazendo com que o seu custo por Kw seja alto, afetando assim a
rentabilidade do empreendimento.
O risco hidrológico afeta um empreendimento antes mesmo de sua
operação. Muitas hidrelétricas são construídas em locais de difícil acesso e em
áreas dentro de floresta. Em época de cheia dos rios, algumas obras
necessitam ser interrompidas, por causa da inviabilidade de se manter algum
tipo de estrutura durante esse período. Por isso, um atraso de cronograma de
seis meses pode representar um atraso de mais de um ano. Segundo Dias
(2007), as mudanças climáticas que estão ocorrendo no mundo aumentam o
risco hidrológico, pois afetam a previsibilidade das chuvas para uma
determinada região e afeta o nível dos reservatórios, podendo fazer com que a
usina gere menos eletricidade do que o planejado durante sua concessão,
afetando desse modo, a taxa de retorno do empreendimento.
O risco hidrológico também afeta as usinas de outros tipos de fontes,
pois demanda energia desses quando o nível dos reservatórios se apresenta
baixo. Uma usina térmica ao ser despachada precisa providenciar rapidamente
o insumo para a geração de energia, seja este óleo combustível, GNL ou
carvão mineral. Isso exige uma logística eficiente e contratos de fornecimento
bem estruturados, para que o insumo não falte no momento do despacho,
porque além de gerar uma multa para o produtor, essa falta faz com que este
tenha prejuízos, pois terá que comprar energia no mercado livre para suprir
obrigações contratuais.
38
2.3.3.2. Risco Ambiental
O
risco
ambiental
é
uma
parte
preponderante
no
risco
do
empreendimento de geração, principalmente hidrelétrico. Antes de serem
levadas a leilão, as usinas precisam ter licenças prévias de funcionamento
obtidas junto ao IBAMA à EPE. Todavia, essas licenças são provisórias e
podem ter que ser renovadas e podem até ser revogadas após a concessão ao
setor privado. Custos ambientais podem aumentar, fazendo com que o custo
de construção da usina suba consideravelmente, afetando a taxa de retorno do
empreendimento.
Assim, o risco ambiental persiste durante toda a duração do
empreendimento hidrelétrico, aumentando as incertezas a respeito dos custos
e o risco do empreendimento, como consequência das licenças posteriores à
Licença Prévia. Segundo relatório do Banco Mundial (2008), os custos
ambientais representam cerca de 12% dos custos totais de uma obra de usina
hidrelétrica, podendo variar para mais dependendo das exigências feitas
posteriormente pelos órgãos reguladores.
Outro fator que fará os riscos ambientais aumentarem nos próximos
empreendimentos hídricos é a característica da nova fronteira de expansão de
energia hidrelétrica brasileira, que pode ser visto na figura 2, cujos dados
mostram que a expansão do potencial energético de fonte hidráulica será
proveniente da Amazônia. Para aproveitar o potencial da área, será necessário
incorrer em grandes riscos ambientais, visto que são áreas longínquas e mata
densa. Portanto, é necessário algum tipo de dano ao meio ambiente para
construir usinas na região amazônica, como devastação da floresta em um raio
grande ao da usina, desvios de cursos de rios e alagamento de regiões
próximas à usina, devido à construção de barragens. Essa nova fronteira de
expansão dos projetos hidrelétricos e a crescente preocupação com o meio
ambiente fazem com que os riscos ambientais para esses projetos sejam cada
vez maiores e sejam fatores preponderantes na análise de viabilidade desses
investimentos por parte do governo brasileiro e dos investidores.
39
Figura 2: Potencial Hídrico Brasileiro
Fonte: Plano Nacional de Energia 2030 (EPE, 2008)
Fora da bacia amazônica, os custos ambientais e sociais também
existem. Em áreas mais povoadas, a construção de uma UHE poderá provocar
impactos ambientais em menor escala, mas impactos sociais em escala maior.
Segundo Reis (2001), os maiores danos causados por essas hidrelétricas, no
caso do estudo, Simplício e Serra da Mesa, são com as perdas da atividade
agropecuária, impacto negativo da sedimentação do reservatório sobre
múltiplos usos e sobre a saúde ocupacional.
No que diz respeito ao impacto provocado pelas PCHs, essas oferecem
um risco ambiental muito menor, devido preponderantemente ao seu tamanho,
que propicia um impacto mínimo na região em que essa é instalada. Já o maior
impacto provocado pelas UTEs movidas a GNL se refere às emissões. No
entanto, o GNL, dentro da variedade de combustíveis fósseis usados para
geração de energia, é um dos menos poluentes e, por isso, apresenta-se como
40
alternativa interessante para a geração de usinas de pico. Além disso, a
construção de uma usina térmica oferece resistência inferior por parte dos
reguladores ambientais, fazendo com que seu risco seja menor.
Estudos da IER (2005) mostram externalidades custosas à sociedade –
não necessariamente, incluídas nas tarifas, mas arcadas por ela –. Como se
pode perceber, a energia hidrelétrica só causa externalidade menor que as
energias eólica e nuclear, apesar de algumas daquela, porém, serem
internalizadas através do custo de mitigação. Conforme foi visto anteriormente,
este é o custo ambiental que consiste em grande parcela dos custos totais de
um empreendimento. Ainda, interessante notar que as externalidades geradas
pelas térmicas a gás e a biomassa são grandes, mas parecem receber atenção
inferior da sociedade quando comparada com os projetos hidrelétricos, que
apesar de causarem menor externalidade, recebem atenção superior a todos
os outros tipos de projetos de geração de energia elétrica.
Tabela 3: Externalidades por Tipo de Geração Elétrica
Fonte: Plano Nacional de Energia 2030 (EPE, 2008)
2.3.3.3. Risco de Construção
O risco de construção pode ser definido como a variabilidade dos custos
de construção durante a sua concepção. O tamanho dos empreendimentos e o
desconhecimento geológico das áreas a serem construídas em projetos
hidrelétricos, com UHEs e PCHs, produzem custos que tendem a ser altos. A
falta de desconhecimentos geológico citado afeta em menor escalas as PCHs,
por causa do tamanho e da localização dessas, que, por tendência, são mais
próximas dos grandes centros. As UHEs, por sua vez, são construídas em
locais mais longínquos e pouco habitados, onde, apesar de estudos
preliminares serem feitos, não é possível calcular os custos de construção com
41
precisão exata, e,quão maior for o desconhecimento da área, maior tenderá a
ser esse risco. Segundo Reis (2001), os riscos de construção consistem na
quebra de eficiência de mão-de-obra e equipamentos destinados ao
empreendimento, erros de execução e planejamento do projeto, falhas na
produção e transporte dos equipamentos, risco e danos em razão de
decorrência de acidentes e riscos associados a eventos naturais e sociais.
Cabe destacar que o risco de construção pode ocasionar outro tipo de
risco
importantíssimo
para
o
empreendimento,
que
é
o
risco
de
atraso/adiantamento da obra. Em virtude de problemas na construção de uma
UHE e PCH, podem surgir problemas a respeito do cronograma de execução
da obra, que pode fazer com que essa seja concluída com atraso. Esses
problemas no cronograma prejudicam substancialmente a rentabilidade do
empreendimento, pois um atraso de receita logo no início do empreendimento
afeta o seu valor substancialmente e pode causar perdas grandes a TIR do
projeto. Por outro lado, um adiantamento no cronograma de obras pode
melhorar substancialmente a TIR do projeto, fazendo inclusive esse fato ser um
fator decisivo para superar que a TIR ultrapasse a taxa mínima de atratividade
(TMA) do projeto, garantindo assim a sua viabilidade econômica.
2.3.3.4
Risco de Mercado
Esse risco é proveniente da mudança dos preços de energia no mercado
livre. Como mencionado anteriormente, os preços no mercado livre são
definidos pelo PLD, que é afetado, em sua maior parte, pelo nível de
reservatórios e, em menor escala, pela relação oferta e demanda. A
variabilidade do preço de energia no mercado livre afeta, principalmente aos
empreendimentos que vendem energia ao mercado livre. A venda de energia
desses empreendimentos no mercado livre é feito, preponderantemente, por
contratos bilaterais, que tendem a ter a sua variação correlacionada com a
variação do PLD, com desvio padrão substancialmente menor, por ser um
contrato de prazo maior.
42
2.3.4 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH)
As
pequenas
centrais
hidrelétricas
são
empreendimentos
cuja
capacidade de geração é igual ou menor a 30 Mwh. As PCHs têm várias
vantagens em relação às UHEs, segundo informe do (BRDE [200--?]) dentre
elas:
• Possibilidade de comercialização de energia elétrica
livremente com consumidores de carga maior ou igual a
500Kw;
• Desconto de 50% nas tarifas de uso do sistema de
distribuição e transmissão;
• Não pagam royalties (compensação financeira pelo uso do
recurso hídrico);
• Tempo de construção consideravelmente inferior às
hidrelétricas;
• Complexidade de construção inferior às hidrelétricas,
possuindo assim um risco de construção menor;
• Menor impacto ambiental;
• Possibilidade de uso de crédito de carbono;
• Não precisa vender sua energia no mercado cativo;
• Programas de incentivo, como o PROINFA.
A desvantagem das PCHs é que sua produção não é controlada pelo
Operador Nacional do Sistema, o que faz com que sofram mais com os riscos
hidrológicos, contudo, se preferirem elas podes ingressar no MRE e ficarem
suscetíveis ao controle do ONS.
Os custos de operação e manutenção são uma diferença considerável
entre as usinas hidrelétricas e as pequenas centrais hidrelétricas, pois aquela
consegue obter grandes economias de escala. Usinas maiores têm custos de
energia gerada inferiores aos das usinas menores. E tal diferença será refletida
no preço cobrado em leiloes de usinas menores e PCHs, as quais terão tarifa
mínima exigida pelos investidores superiores aos preços das UHEs de grande
porte.
43
2.3.5
Usinas Termelétricas (UTE)
Existem dois tipos de UTEs a gás natural, as de ciclo simples e
combinado. O primeiro tipo utiliza somente turbinas a gás natural para gerar
energia elétrica e os gases resultantes da queima do referido gás para gerar
energia são descarregados diretamente ao ar livre. O ciclo combinado utiliza a
mesma técnica de queima do gás para gerar energia, e adicionalmente, utilizase o ciclo a vapor, que absorve o calor contido nos gases exauridos pela
turbina a gás, fato esse que permite o aumento da geração de energia. Devido
a esse aumento de eficiência, as usinas de ciclo combinado produzem energia
mais barata e poluem menos, sendo uma opção plausível para geração de
base, enquanto as de ciclo simples, por serem mais caras e mais poluidoras,
funcionam como geração de pico (SOUSA, 2009).
As UTEs no Brasil são usadas de modo complementar a energia
hidráulica, pois têm um custo de produção de energia substancialmente mais
caro dos que as primeiras. Esse fator faz com que elas sejam acionadas
somente quando o custo da energia proveniente das hidrelétricas se torna mais
caro ou quando a curva de risco
3
do setor estiva alta. A curva de risco e o
CMO, que é o custo marginal mais baixo de uma UHE, ditarão o funcionamento
das usinas térmicas. Se o CMO for compatível com o Custo Variável Unitário
4
(CVU) das usinas térmicas, a UTE com CVU mais baixo será acionada e a
ordem de acionamento das usinas térmicas respeitará o CVU das usinas.
O valor do CVU é informado livremente pelo agente gerador aos
reguladores, podendo ser esse acima ou abaixo de seu valor econômico. O
CVU é explicado pela variação dos preços do insumo das usinas e na
configuração dessas usinas. Usinas que estão mais distantes da produção de
gás natural e que possuem nível de eficiência baixo terão um CVU mais alto.
3
A curva de risco representa a evolução ao longo do período dos requisitos mínimos de
armazenamento de energia de um subsistema, necessários para que todo o sistema elétrico
seja atendido em sua plena carga.
4
Custo incorrido para a produção de um Mwh adicional por uma usina termelétrica.
44
2.3.5.1
Leilões de Usinas Termelétricas
O leilão de usinas térmicas é caracterizado por ser um leilão A-3 e o
lance vencedor é o que tem o menor ICB (Índice Custo Beneficio), que é
expresso pela equação:
sendo:
RF = Receita Fixa, expressa em R$/ano. Essa é a receita fixa requerida pelo
empreendedor para cobrir os custos do empreendimento, tais como
investimento em capital e custo de operação e manutenção.
QL = Quantidade de lotes ofertados. Expressa em (NW médios)
COP = Custo de Operação Flexível, expresso em R$/ano. Esse custo é
calculado pela EPE de acordo com o nível de inflexibilidade da usina e os
custos O&M declarados pelo empreendedor. Esse é o custo que a usina
agregará caso seja despachada pelo ONS.
CEC = Valor esperado do custo econômico de curto prazo. Esse valor
corresponde à diferença entre o CVU da usina e o PLD simulado. Muitas vezes
é mais barato para a UTE comprar energia no curto prazo para atender a
garantia física do que produzir energia. Outras vezes a UTE, quando
despachada, poderá não ter condições de atender a garantia física e terá que
comprar energia no mercado de curto prazo.
GF = Garantia Física da usina
∆K = Valor incremental esperado relacionado ao despacho antecipados para
UTEs a GNL.
Segundo Sousa (2009), como o CVU é informado pelo proprietário, eles
podem não informar esse valor corretamente. No entanto, pelo fato de o CVU
ser inversamente proporcional à garantia física da usina, caso ele opte por
colocar um CVU muito alto, a quantidade de energia que o empreendedor
poderá vender será menor, por consequência a sua receita fixa também será
menor.
As receitas das UTEs são fixas e variáveis. A fixa é garantida em leilão
pelo prazo de fornecimento estabelecido em contrato. Já as receitas variáveis
45
são de acordo com a venda despachada da usina, entretanto, essa receita
variável é anulada pelo custo variável, caso não haja compra de energia no
mercado de curto prazo e o CVU esteja estimado corretamente.
2.3.5.2
Fatores de Risco para as UTEs
As UTEs, como as hidrelétricas, também contêm risco de construção.
Todavia, esse risco é de menor escala pelo fato de a obra ter proporção menor
e de o ambiente de instalação da usina não propiciar tantas incertezas que
acarretem em atrasos das obras e na mudança de seu custo estimado.
Ao se comprar a UTE com uma usina hidrelétrica, tem-se que a primeira
não apresenta exigência de grandes compensações ambientais, apesar de
existirem riscos ambientais, por ser poluidora. Além disso, como seu
funcionamento não é constante, esse passivo ambiental é mitigado.
Os riscos mais importantes para uma UTE, que merece um
aprofundamento, são os riscos de insumo e o risco de demanda, ou risco de
despacho.
2.3.5.2.1
Risco de Insumo
Toda UTE que vai a leilão é obrigada a apresentar um contrato de
fornecimento com a Petrobras pelo período da concessão. Porém, a política de
compra de gás pela Petrobras apresenta riscos, que poderão ocasionar em
escassez desse insumo no mercado nacional.
2.3.5.2.2 Política da Petrobras na Compra de GNL
A estratégia de compras da Petrobras para o GNL está baseada em
compras do mercado spot. O preço pago pelo gás nesse mercado pode ser
bem mais caro do que os contratos de longo prazo, mas acomoda a demanda
cíclica de gás natural pelo Brasil. Segundo Lapip (2007), a compra em
contratos spot permite certa diversificação da oferta de gás natural para a
indústria nacional, pois tem-se um maior número de ofertantes sem que a
compra tenha quer ser feita de maneira contínua, o que se adapta às
necessidades do país.
A partir de 2007, a Petrobras passou a ser flexível também com os seus
consumidores para a venda de gás natural. Antes desse período, a empresa
46
ainda utilizava contratos de take-or-pay em seus contratos. Especialmente para
a indústria de geração elétrica, o que era bastante nocivo. A prova disso é que
apenas cinco empreendimentos de energia nova foram leiloados desde 2004
(LAPIP, 2007).
Essa estratégia de compra apresenta vários riscos. Primeiramente, o
risco de preço, pois o GNL que vem para o Brasil pertence à rota do Atlântico e
seu preço é cotado de acordo com os do Henry Hub, que apresenta uma
volatilidade alta. Como a demanda de gás nacional é cíclica, mas necessita de
opções de fornecimento de longo prazo, como, por exemplo, no caso das
térmicas nos quais os contratos de fornecimento têm que ter a duração de 15
anos, uma volatilidade alta pode inibir futuros investimentos.
O outro risco relacionado a essa estratégia é o risco volume. Em
contratos de longo prazo, o contratante tem garantido seu fornecimento, não
importe o que acontecer com o mercado spot. O único risco de não
fornecimento é o fornecedor não honrar os contratos ou a demanda superar o
valor estimado em contrato, fato que é minimizado por cláusula rump up, que
permitem um aumento no volume de compra com o passar dos anos. Apesar
disso, nada garante que a empresa contratada no mercado spot consiga ter as
mesmas condições futuras de abastecimento. O mercado spot depende de
vários fatores, dentre eles a capacidade de armazenamento no mundo, que é
afetada pela demanda mundial. Atualmente, temos um cenário em que o
consumo de GNL importado nos EUA é baixo, o que faz com que a rota do
GNL que abastece os EUA possa ser desviada para outros países sem
maiores problemas, como o Brasil (IEA, 2009). Ainda, a atividade econômica
mundial não voltou a níveis pré-crise, e isso se reflete na capacidade ociosa
das plantas de GNL ao redor do mundo. Caso haja mudança nesses fatores,
poderemos ter uma migração do mercado spot para o mercado de longo prazo,
que poderá resultar em um aumento substancial dos preços spot (IEA, 2009).
Carregamentos de GNL que antes eram destinados ao mercado spot, poderão
ser desviados para atender ao mercado cativo, deixando quem necessita de
flexibilidades nas compras sem gás, como é o caso da Petrobras.
Essas incertezas a respeito de preços e volumes são inibidores do
aumento de demanda no Brasil. A indústria do gás no Brasil cresceu
47
sustentada na indústria e no comércio, diferentemente do que ocorre no resto
do mundo, lugares onde a indústria de geração elétrica é a grande demandante
desse tipo de insumo e isso é a grande causa da demanda cíclica que ocorre
no país. Para mudar essa situação e expor o país a menores riscos, a
Petrobras planeja construir plantas de liquefação em alto mar, para poder
monetizar as reservas de gás que atualmente são reinjetadas ou queimadas.
Ademais, é necessário aumentar o consumo de gás natural das indústrias e
das usinas termelétricas. Para isso, é necessário que haja confiança de que os
preços não serão muito voláteis no longo prazo e que o preço do gás natural
será competitivo em relação a outras fontes energéticas. (LAPIP, 2007).
2.3.5.2.3
Risco de Despacho
Segundo Castro et al. (2010), as térmicas flexíveis apresentam alta
mobilização de capital e também altos investimentos na cadeia de suprimento
dos insumos. É necessário construir uma cara infraestrutura de produção e
transporte sem que se possa ter uma previsão confiável de consumo desses
insumos. A estocagem desses insumos é cara e limitada e devido a possíveis
problemas logísticos, a UTE pode não conseguir atender ao chamado para
gerar energia.
O outro problema ligado ao despacho é relativo ao valor divulgado pelos
empreendedores do CVU. Como mencionado anteriormente, um CVU acima do
valor econômico diminui a receita fixa, mas permite ao empreendedor lucrar
quando ele é despachado, pois estará vendendo energia a um preço acima de
seu custo. No lado contrário, quando se tem um CVU baixo, tem-se uma
receita alta, mas o despacho afetaria a rentabilidade da UTE, pois ela teria que
vender energia a um preço abaixo de seu custo.
A figura abaixo, fruto de um estudo de Castro (2010), mostra uma
simulação de despachos de uma usina com um CVU de R$ 140/ MW. Nela,
percebe-se que em 45% dos casos essa UTE não será despachada e que em
12 % dos cenários, a usina será despachada integralmente. Com esse gráfico,
tem-se uma noção da incerteza que afeta o setor.
48
Gráfico 2: Freqüência Simulada de Despachos de uma UTE com CVU R$ 140/Mwh
Fonte: (CASTRO, 2010)
2.4
RISCO, RETORNO E VALOR
Markowitz (1952) conceituou risco como uma relação de média-variância
entre os títulos. Segundo ele, o investidor, ao analisar um investimento, deveria
levar em consideração a relação risco e retorno entre os títulos. Para
Markowitz, um investidor racional deverá sempre maximizar o retorno para um
determinado nível de risco. Para atingir o objetivo de diminuição de risco, o
autor propõe a diversificação de títulos como a solução para a diminuição do
risco da carteira. Contudo, é importante levar em consideração nessa
diversificação a correlação entre os títulos, pois quanto menor a correlação
entre eles, mais eficaz será a diversificação no objetivo de redução de risco.
Sharpe (1964) mostra que existe uma relação linear positiva entre o
risco sistêmico (risco de mercado ou não diversificável) e o retorno esperado
do ativo. Considerando a racionalidade dos investidores, esses irão diversificar
seus investimentos para evitarem o risco não sistemático ou único (risco
diversificável ou risco inerente às empresas), exigindo retorno apenas pelo
risco sistemático. Não é a variância total dos retornos que afeta os retornos
esperados, mas somente a parte da variância dos retornos que não pode ser
eliminada com a diversificação dos investimentos. Isso quer dizer que se os
49
investidores puderem eliminar todo o risco não sistemático por meio da
diversificação, eles não poderão demandar retornos mais altos pelo fato de
terem assumidos esses riscos únicos (ELTON et al., 2004, p. 266).
A expressão do modelo “Capital Asset Pricing Model”, que explicita a teoria de
Sharpe (1964) mencionada acima, é dada por:
Ra = Rf + β (Rm – Rf)
sendo que:
Ra é o retorno esperado para o ativo que se está analisando;
Rf é a taxa de retorno do ativo livre de risco;
Rm é a taxa de retorno do mercado; e
β é dado pela seguinte expressão:
β = Cov (Ra, Rm) / σ2 (Rm)
Para empreendimentos no setor elétrico para o setor de distribuição,
segundo a ANEEL (2007), incorporam-se prêmios de risco adicionais,
associados às especificidades do mercado local, como o prêmio de risco Brasil
Rb e o prêmio de risco cambial Rx e o risco político regulatório Rr:
Ra = Rf + β (Rm – Rf) + Rp+ Rx + Rr
Segundo a ANEEL (2007):
O prêmio de risco Brasil é definido pela ANEEL como a
diferença entre o prêmio de risco soberano do Brasil e o prêmio de
risco de crédito do Brasil. O prêmio de risco soberano é o spread que
um título de renda fixa do governo brasileiro em dólares paga sobre a
taxa livre de risco dos EUA. O prêmio de risco de crédito Brasil é
calculado como o spread sobre a taxa livre de risco que paga os
bônus
emitidos
por
empresas
dos
EUA,
com
classificação
semelhante a do Brasil. Assim, para o cálculo do prêmio de risco
soberano, a ANEEL utilizou a série histórica diária do índice Emerging
Markets Bonds Index para o Brasil (EMBI+BR), de abril de 1994 a
junho de 2006, que resultou no valor médio de 7,87%. Para o cálculo
50
do prêmio de risco de crédito Brasil, foram selecionadas empresas
com classificação de risco Ba2 (classificação do Brasil pela Moody´s
em 2006), que tinham série de títulos de longo prazo com liquidez
calculada no período de abril de 1994 a junho de 2006. Calculando a
média dos spreads dessas empresas ao longo da série, determina-se
uma taxa média de 2,96% como prêmio de risco de crédito Brasil.
Mello (2008) diz que não existem referências claras do Beta dos novos
empreendimentos de geração. Para o autor, o novo modelo de comercialização
do setor fez uma ruptura no risco dos novos negócios, uma vez que o novo
modelo regulatório diminui as incertezas devido à vinculação de contratos de
suprimento de energia de longo prazo, o que demanda um beta menor. Para o
cálculo
do
Beta,
ele
usou
como
referência
o
mercado
americano,
desalavancando o Beta e realavancando para expressar a realidade da
estrutura de capital do Brasil.
Para o risco regulatório, a ANEEL adicionou ao Beta realavancado o
valor de 0.24 para refletir os riscos regulatórios do setor elétrico brasileiro.
Mello (2008) cita que apesar de o prêmio de risco regulatório adicionado ser
para o setor de distribuição, o mesmo pode ser aplicado para o setor de
geração, que também possui riscos regulatórios.
Utilizando a metodologia proposta pela ANEEL para os setores de
distribuição e transmissão, atinge-se o custo de capital próprio para o setor de
distribuição elétrica, segundo os dados na tabela 4.
51
Tabela 4: Custo de Capital Próprio para o Setor Elétrico Brasileiro
Custo de Capital Próprio
2007
2008
2009
2010
D
0,30
57,16%
34%
0,27
65,00%
34%
0,30
65,00%
34%
0,33
64,87%
34%
A
0,55
0,218
0,59
0,67
0,77
6,09%
0,59
6,01%
Beta Desalavancado
Grau de Individamento
Alíquota de Imposto Marginal
ß
D/A
IR
Beta Alavancado
Risco Regulatório
ß
rr
Beta Alavancado Final
Prêmio de Risco de Mercado
B
(rm-rf)
Prêmio de Risco do Ativo
ß (rm-rf)
4,70%
3,56%
3,66%
3,76%
Taxa Livre de Risco
rf
5,32%
5,15%
5,09%
4,96%
Prêmio de Risco Cambial
rx
1,78%
Prêmio de Risco Brasil
Custo de Capital Próprio Nominal
Inflação EUA
Custo de Capital Próprio Real
rB
4,91%
16,71%
2,60%
13,75%
6,22%
14,93%
2,68%
11,93%
6,07%
14,83%
2,71%
11,80%
AF
AF
0,65
xxxx
0,67
5,45%
0,65
5,78%
xxxxx
Fonte: ANEEL (2007-2010)
Após 2007, a ANEEL entendeu ser desnecessário incluir o risco cambial
e regulatório no cálculo do capital próprio. A razão é que o risco Brasil já deve
contemplar esse risco e, além disso, o setor elétrico tem captação de recurso
atrelado ao câmbio muito pequena, inferior a 3% do total e por esse motivo o
risco cambial foi tirado do cálculo. Já sobre o risco regulatório, a ANEEL
considerou a metodologia de cálculo até 2007, sendo esse risco efeito da
diferença dos regimes de price cap e do custo de serviço, sendo o primeiro
praticado no Brasil e o segundo nos EUA. Esse risco vem da percepção que o
regime de price cap, que limita a tarifa que os distribuidores poderiam cobrar
por lei, estaria sujeito aos custos imprevisíveis ou variações de custos que não
podem ser diversificadas, tornando assim esse regime mais arriscado. Nesse
sentido, seria necessário calcular a exata diferença entre as diferentes regras
dos países. Ainda é necessário considerar que o risco regulatório já deverá
estar incluído no risco país e no risco de negócio (Beta) (ANEEL 2007).
2.5 HIPÓTESE DE MERCADO EFICIENTE
Fama (1988) introduziu no mundo das finanças o conceito de eficiência de
mercados, o qual utiliza para testar se os preços dos títulos financeiros refletem
integralmente todas as informações disponíveis. Essa hipótese provoca alguns
entendimentos controversos a respeito de seu conceito. Segundo Elton et al.
(2004), alguns acadêmicos exigem que os preços reflitam corretamente as
4,42%
13,14%
2,48%
10,40%
52
informações para que um mercado seja eficiente. No entanto, segundo os
autores, a hipótese de mercado eficiente trata a velocidade na qual a
informação é incorporada, mas não discutem se é propriamente incorporada
aos preços.
Em um artigo posterior, Fama (1982) classificou a eficiência de mercado
como “fraca”, pois as informações contidas em preços passados estão
completamente refletidas nos preços correntes; “semi-forte”, que atesta se as
informações disponíveis publicamente estão por inteiro refletidas nos preços
correntes dos títulos e “forte”, que verifica se toda a informação, disponível ao
público ou não, está integralmente refletida nos preços dos títulos.
Segundo Malkiel (2003), a idéia de mercado eficiente está diretamente
ligada ao conceito de “passeio aleatório”. As variações dos preços futuros
deste conceito não têm nada a ver com a variação dos preços passados, sendo
esse determinado de forma aleatória. Para esse autor, o termo “eficiência de
mercado” diz que um investidor não poderá ganhar retornos acima da média se
não incorrer em riscos também acima da média. Lo e Mackinlay (1999)
encontram que a correlação entre as diferentes séries temporais não é zero e
que a existência de muitos movimentos na mesma direção nas séries dos
títulos permite a ele rejeitar a hipótese de mercado eficiente.
Alguns estudos mostram que existem alguns fatores que podem explicar
os retornos das empresas. Banz (1981) publicou um artigo sobre o efeito
tamanho das empresas nos retornos extraordinários dos títulos. Nesse estudo,
o autor identificou que quem tivesse investido em empresas menores no
período de 1936-1977, obteria retornos excedentes e que esse efeito tem o
mesmo efeito estatístico do Beta na explicação dos retornos. Roll (1970) e
Reinganum (1981) concluíram que os betas dessas ações seriam viesados
para baixo porque são negociados menos frequentemente do que as ações de
empresas maiores e isso pode causar subestimação do beta, produzindo um
retorno alto para um risco erroneamente baixo. Para eles, a relação risco e
retorno se mantinha, mas o risco estava sendo subestimado. Chan e Chen
(1991) argumentaram, em seus estudos, que o risco elevado das empresas
pequenas se devia a uma menor eficiência produtiva e endividamento. Por fim,
Amihud e Mendleson (1991) alegaram que os investidores exigiam retorno
53
esperados mais altos de ações menos líquidas por causa de um custo de
transação mais alto que estas envolvem.
O que há de comum nos estudos de mercado eficientes é que para que
um mercado seja eficiente,
os investidores
só podem
ter retornos
extraordinários acima da média de forma aleatória. Nessa teoria, pressupõe-se
que os investidores sejam racionais. De acordo com Elton et al. (2004), se os
mercados forem racionais, não devem haver diferenças entre o preço das
ações e o valor intrínseco do título, baseado nas expectativas futuras de fluxo
de caixa. A racionalidade do investidor implicará que ele não aceitará investir
em um título ou negócio em que a relação risco e retorno seja desvantajosa
para ele, e se os mercados forem eficientes, ele não conseguirá obter retornos
adicionais constantes e caso esse fato ocorra, ele poderá subestimar os riscos
envolvidos em seu investimento.
3 METODOLOGIA
A metodologia de estudo será examinar as taxas de retorno dos
empreendimentos de geração hidráulica, tanto das Pequenas Centrais
Hidrelétricas (PCH), que possuem potência igual ou inferior a 30 MW e as
usinas hidrelétricas de energia (UHE), com potência superior a 30MW desde o
novo modelo regulatório do setor elétrico de 2004 e as Usinas Termelétricas
(UTE) de GNL.
Com os dados retirados das fontes primárias (ANEEL, EPE, CCEE e
Empresas Geradoras) e das fontes secundárias (estudos posteriores sobre o
assunto), calcular-se-á a rentabilidade de cada empreendimento, utilizando os
lances oferecidos pelos investidores no leilão, ou seja, o fluxo de caixa será
reconstruído de maneira reversa de acordo com as especificidades dos
investimentos.
Após a construção do fluxo e o cálculo da rentabilidade estática do
projeto, serão agregadas à análise as incertezas de cada projeto. Essas
incertezas serão colocadas para criar variações na TIR do acionista e serão
estimadas de modo qualitativo, através de observação das características dos
projetos e de estimativas de mercado. Essas incertezas são os riscos de
54
construção/ambiental, de cronograma da obra e de mercado para as UHEs e
PCHs e os riscos de construção e de despacho para as UTEs. Para isso, será
necessário o uso de simulação de Monte Carlo para gerar diferentes cenários.
Essas incertezas possibilitarão o cálculo da volatilidade dos projetos e,
posteriormente, a comparação dos retornos estáticos e simulados para cada
projeto, analisando se há alguma relação entre eles.
Após o cálculo dos valores estáticos e simulados para as taxas de
retorno e da volatilidade de cada projeto, será feita uma análise quantitativa
através do cálculo de regressão linear simples para a relação estatística da
volatilidade sobre o retorno do projeto.
Adiante será feita uma análise qualitativa de cada empreendimento,
tentando explicar os riscos pertinentes e retornos aqui convenientes, e
analisando os resultados das análises qualitativas.
3.1 LIMITAÇÃO
Os empreendedores de geração elétrica não divulgam as suas
expectativas para o risco de construção, e, por esse motivo, há uma
necessidade de se inferir as possíveis alterações de previsões de custos
desses empreendimentos.
Outro fator importante é a questão da amostra. Como a regulamentação
do setor é nova, temos um número reduzido de projetos para avaliar, o que
pode afetar a análise quantitativa e por esse motivo é que uma análise
qualitativa se faz necessária para medir a relação risco e retorno do setor.
3.2
ESTUDO DE CASO
As UHEs estudadas são provenientes do leilão A-5 de 2005, leilão A-5
de 2006, leilão da Usina de Santo Antônio e Jirau de 2007, Baixo Iguaçu de
2008 e Belo Monte de 2010. No que range as PCHs, foram estudadas cinco
PCHs leiloadas no primeiro leilão de fonte renováveis de 2009. Para as
térmicas, foram analisadas as usinas leiloadas n° 6 º e 7º leilões T-15 de outras
fontes, que totalizam seis empreendimentos no total. Para as UHEs, estudou-
55
se todas as usinas leiloadas até o presente momento, o que aumenta a
confiabilidade dos resultados. Para as UTEs a gás, exclui-se somente uma
usina, a do Atlântico, que é de gás natural de co-geração. Todas as outras
usinas leiloadas do início do novo modelo estão presente nesses estudos. Para
as PCHs, foi desconsiderada somente a usina “Pampeana” devido à falta de
dados. As tabelas 5, 6 e 7 mostram as principais características dos referidos
investimentos que serão objetos de estudo de caso nesse trabalho.
Tabela 5: Dados dos projetos de UHE
UHE Belo Monte UHE Baixo Iguaçu
Empreendimento
Data Leilão
2010
2008
Início das Obas
2011
2009
Vendedor
Norte Energia
Neoenergia
Rio
Xingu
Iguaçu
Ano de Suprimento
2015
2013
Sub-Mercado
N
S
Preço Teto
R$/Mwh
R$
81,00 R$
123,00
Preço de Venda R$
77,91 R$
98,98
Custo / Capacidade
Maxima
Custo/ Garantia
UHE Santo Antônio
2008
2009
Energia Sustentável
Rio Madeira
2013
N
UHE Jirau
UHE Dardanelos
UHE Mauá
UHE Baguari
UHE Simplício UHE Paulistas UHE Foz do Rio Claro UHE Retiro Baixo UHE Passo São João UHE São José
2007
2006
2006
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2008
2007
2007
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
Jirau Energia
Aripuana Cons. Energia Sul
Baguari (1)
Furnas
Furnas
Alusa
Orteng
Eletrosul
Alusa
Rio Madeira
Aripuana
Tibaji
Doce
Paraíba do Sul
São Marcos
Claro
Paraopeba
Ijuí
Ijuí
2012
2011
2011
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
N
SE
S
SE
SE
SE
SE
SE
S
S
R$
R$
122,00 R$
78,87 R$
91,00 R$
71,37 R$
125,00 R$
112,68 R$
125,00 R$
112,96 R$
125,00 R$
116,00 R$
125,00 R$
115,88 R$
125,00 R$
114,72 R$
125,00 R$
108,20 R$
125,00 R$
115,37 R$
125,00 R$
113,30 R$
125,00
115,80
R$
1.693,04 R$
3.116,90 R$
3.014,02 R$
2.633,33 R$
2.199,67 R$
2.220,21 R$
3.482,26 R$
4.715,43 R$
6.005,83 R$
3.448,25 R$
3.200,22 R$
3.475,27 R$
4.097,76
Fisica
R$
Energia Contratada -
4.160,60 R$
6.313,16 R$
4.281,06 R$
4.399,33 R$
3.706,35 R$
3.929,45 R$
6.078,76 R$
7.535,32 R$
6.596,57 R$
5.634,94 R$
6.816,05 R$
6.861,43 R$
6.874,54
Mw(Lotes)
Energia Habilitada
3.199,70
121
1.552,60
1382,71
147
192
77
185
47
41
36
37
30
Mw
Percentual
Contratado
Potência Instalada
Mw
Garantia Fisica
Principal -MW
Fator Capacidade
4.571
173
2.218
1.975
155
209
80
191
49
41
39
39
30
70,00%
70,02%
70,00%
70,00%
94,90%
91,87%
96,01%
96,71%
96,31%
100,00%
93,51%
94,87%
98,68%
11.233
350
3.150
3.300
261
370
140
306
54
67
82
77
51
4.571
173
2.218
1.975
155
209
80
191
49
41
39
39
30
41%
49%
70%
60%
59%
57%
57%
63%
91%
61%
47%
51%
60%
Grande
Grande
Grande
Grande
Media
Grande
Media
Grande
Media
Media
Media
Classificacao de
Tamanho
Custo do Estudo
capex
Capex Estimado
Custo do
Estudo/Capex
R$ 143.654.193 R$
9.455.306 R$
48.471.405 R$ 49.010.214 R$ 16.503.266 R$ 6.074.721 R$ 3.785.453 R$ 14.796.665 R$ 6.759.401 R$
R$ 19.018.115.000 R$ 1.090.914.120 R$ 9.495.381.160 R$ 8.690.000.000 R$ 574.113.830 R$ 821.255.370 R$ 487.516.620 R$ 1.441.505.800 R$ 321.912.550 R$
R$ 30.000.000.000 R$ 782.000.000 R$ 13.500.000.000
R$ 1.100.000.000 R$ 512.000.000 R$ 2.200.000.000
0,76%
0,87%
0,51%
0,56%
2,87%
Fonte: ANEEL, EPE, CCEE e Elaboração Própria
l
0,74%
0,78%
1,03%
2,10%
Media
Media
2.507.006 R$
231.032.620 R$
R$
2.420.741 R$
262.417.880 R$
277.000.000
1,09%
0,92%
1.629.751 R$ 1.145.266
267.595.880 R$ 208.985.970
0,61%
0,55%
56
Tabela 6: Dados dos projetos de PCH
Empreendimento
Pedra F urada
Arv oredo
Varginha
Santa Luzia Alto
Ibira ma
Vendedor
AKEP
C EM
C EM
C GL
IBIRAMA
Tipo
PC H
PC H
PC H
PC H
PC H
Submercado
NE
S
SE
S
S
Estado
PE
SC
MG
SC
SC
3,00
7,00
4,00
14,00
13,00
Energia
C ontratada- Mw
(lotes)
Preço de Venda
(R$/MWh)
Potência
Instalada -Mw
Energia
Assegurada-MW
% para o
Mercado Livre
% Para o
Mercado C ativo
C apex /Potência R$/Mw
Valor do Investimento
R$
R$
134,97
R$
135,00
R$
135,00
R$
135,00
R$
134,98
6,50
11,00
7,00
28,50
21,00
3,42
7,20
4,40
18,42
13,92
12,40%
2,78%
9,09%
24,00%
6,61%
87,60%
97,22%
90,91%
76,00%
93,39%
2.849.230,77
R$ 18.520.000,00
R$
4.828.460,00
R$ 53.113.060,00
R$
4.683.490,00
R$ 32.784.430,00
R$
3.900.721,05
R$ 111.170.550,00
R$
3.445.000,00
R$ 72.345.000,00
Fonte: Fonte: ANEEL, EPE, CCE e Elaboração Própria
Tabela 7: Dados de projetos de UTE
USINA
Leilão Garantia Física Potência Nominal Investimento Receita Fixa Receita Fixa2 O&Mfixo O&M Var CVU
INVEST/RF ICB
Mw
Mw
R$
R$/ano
R$/MWh
R$/kW/ano R$/MWh R$/MWh anos
José de Alencar A-3
173,3
300 631.249.000,00 87.159.929,67
58,87
46,5
1,47 195,27
7,2
130
Linhares
A-3
98,7
204 283.148.000,00 46.550.026,54
55,35
27,14
2,01 237,87
6,1 131,44
Cacimbaes
A-5
66,2
127 261.572.000,00 41.432.552,31
73,9
45
21 209,86
6,3
145
Escolha
A-5
194,1
337 634.363.000,00 123.667.598,10
74,69
45
12 191,42
5,1 144,5
Joinville
A-5
233,3
330 685.867.000,00 161.905.421,72
82,14
30
7,44 142,22
4,2
146
João Neiva
A-5
233,3
330 685.867.000,00 161.905.421,72
82,14
30
7,44 142,22
4,2
146
Média
186,4767
Fonte: ANEEL, EPE e Sousa(2009)
3.3
CALCULO
DA
TAXA
INTERNA
DE
RETORNO
DOS
EMPREENDIMENTOS E DADOS UTILIZADOS
Para o cálculo da Taxa Interna de Retorno de cada projeto, foi usada a
estrutura mostrada na tabela 3.1. Para o cálculo do fluxo de caixa do acionista,
junto à fonte dos dados usados e com os respectivos valores comuns a todos
os cálculos dos fluxos de caixa das UHEs, PCHs e UTEs estudadas nessa
dissertação.
57
Tabela 8: Estrutura de Cálculo do Fluxo de Caixa do Acionista para UHE e PCH
Item
Descrição
1 Receita Total
2
3
4 Imposto sobre Receita (-)
5
6 Despesas (-)
Receita Cativo
Receita Livre
PIS/COFINS
Compras Mercado Spot
7
8
TUST
9
P&D
10
UBP
11
Taxa CCEE
12
Taxa Fiscalização ANEEL
13
Operação e Manutenção
14
Seguro
15
Royalties
16
Custo do Estudo
17
Depreciação (-)
18 Lajir (=)
19 Imposto de Renda (-)
20
Acima 240 K
21
CSLL
22 Lucro Operacional (=)
23 Depreciação (+)
24 Capex (-)
25 Fluxo do Projeto (=)
26 Isenção Tributária (+)
27 Financiamento (+)
28 Juros (-)
29 IR sobre Juros (+)
30 Amortização (-)
31 Fluxo de Caixa do Acionista (=)
Valores
(1)+(2)
Valores ofertados em leilão
R$ 140/Mhw
(5)
8,20% sobre receita total (1), deduzidas de TUST (8)
(7)+(8)+(9)+(10)+(11)+(12)+(13)+(14)+(15)+(16)+(17)
Quando usina atrasar = -(Garantia Física * Preço spot), se adiantar =
(Garantia Física * Preço Mercado Livre)
Potência Instalada* TUST (R$/Kw.mês) * 1000*12
1% da receita líquida de impostos [(1)-(4) *1%]
0,5% da Receita Total [0,5% * (1)]
0,06 R$/Mwh
Potência Instalada* R$ 331,33/kw * 0,5%
Energia Gerada * Custo O&M R$/Mwh
0,5% do Valor Total do Investimento
Energia Gerada *6,75*R$55,94/Mwh
Valor estipulado em Edital
Linear 30 Anos
(1)-(4)-(6)
(20)+(21)
25% do Lajir
8% do Lajir
(18)-(19)
(17)
Divulgado em Edital pela EPE
(22)+(23)-(24)
75% do IR por 10 anos para UHEs da Região Amazônica
% Financiado pelo BNDES * Capex (24)
Juros da Divida do BNDES
Benefício Fiscal da Dívida = 36% * Juros
Amortização da Dívida - SAC
(25)+(26)+(27)-(28)+(29)-(30)
Fonte
Calculado
EPE, CCEE e ANEEL
Premissas baseadas em dados da EPE, CCEE e ANEEL
Calculado
Receita Federal do Brasil
Calculado
Calculado somente para TIR simulada
Mello (2008), EPE e ANEEL
EPE
EPE
Mello (2008) e EPE
Mello (2008), Aguiar Filho (2008) e EPE.
Mello (2008), Aguiar Filho (2008) e EPE.
EPE
Aguiar Filho (2008), EPE e ANEEL
EPE
EPE
Calculado
Calculado
Receita Federal e EPE
Receita Federal e EPE
Calculado
EPE
EPE
Calculado
EPE
BNDES e EPE
BNDES e EPE
BNDES e EPE
Calculado
Fonte: Elaboração Própria
3.3.4 Avaliação de empreendimento das UHEs e PCHs
3.3.4.1. Construção do Fluxo de Caixa
Receita
As receitas do mercado cativo (ACR) e do mercado livre serão dadas
pelas seguintes equações:
Receita ACR = (quantidade de lotes vendidos)*365*24*(preço de venda
vencedor)
Receita ACL = [(energia assegurada-quantidade de lotes vendidos)*365*24*
(Preço ACL)]*[1-(percentual de perda de energia e consumo próprio)]
Como visto acima, as quantidades geradas e vendidas são em megawatt
(MW), sendo necessário transformá-los para total de megawatt hora anual
(Mwh). Ainda, segundo Mello (2008), há perda na transmissão de energia
gerada e também consumo próprio por partes dos geradores que totalizam em
4,5% da energia gerada. Outros estudos, inclusive o da EPE (PNE 2030)
58
apontam para perdas de 3%, sendo então esse o valor que será usado no
trabalho.
A tarifa do ACR será usada levando em conta a tarifa vencedora de cada
empreendimento do leilão. Para o ACL foi usada uma estimativa baseada em
relatórios de empresas do setor financeiro e energético, que calculam essa
energia em uma faixa de 130-150 R$ /Mwh. Para esse trabalho o valor estático
para a energia do ACL será de R$ 140/Mwh.
Impostos sobre a Receita
Segundo dados da Receita Federal do Brasil, os impostos incidentes
sobre a receita são o PIS e Confins, de 1,6% e 7,6% respectivamente. Os
custos de transmissão são dedutíveis desses encargos, portanto a base fiscal
para PIS/CONFIS é:
Base Fiscal PIS/CONFIS = Receita Bruta – Tarifa de Transmissão
ENCARGOS SETORIAIS
Custos de Transmissão
As
tarifas
de
transmissão
(TUST)
são
pagamentos
feitos
às
transmissoras para o uso do sistema. Essa tarifa varia para cada usina e seu
custo é influenciado pela localização da usina e pela economia de escala e
escopo das linhas de transmissão da região. Para esse estudo, utilizamos os
números divulgados pela EPE para os estudos técnicos das usinas Mauá,
Dardanelos, Baixo Iguaçu, Santo Antônio, Jirau e Belo Monte. Para as outras
usinas e PCHs, devido à falta de informação especifica para esses
empreendimentos, utilizou-se estimativas baseadas nos estudos de Mello
(2008). Frisa-se que para as PCHs, como forma de incentivo governamental,
os custos de transmissão possuem um desconto de 50%. O cálculo é feito
através da multiplicação das tarifas TUST pela potência nominal da usina. É
necessário transformar o valor em MW, multiplicando o total por 1000. Depois,
multiplica-se por 12 para levar a valores anuais. As PCHs têm isenção de 50%
dessa tarifa.
59
Custo de Transmissão = TUST (R$/Kw/mês)* Potência nominal*1000*12
Pesquisa e Desenvolvimento
Outro custo importante é o de P&D, que foi criado pela lei n° 9941, de
24/07/2000, a qual estabelece o dever das empresas de geração de investir
anualmente, pelo menos, 1% de sua receita operacional líquida em pesquisa e
desenvolvimento no setor elétrico. As PCHs são isentas desse encargo.
Utilidade do Bem Público - UBP
Ainda existe o custo de utilização do bem de utilidade pública (UBP),
conforme artigo 20, do decreto 5163, de 30/6/2004. O valor da UBP varia, de
acordo com a atratividade do projeto, de 0,5% a 1% da Receita Bruta. Para
esse estudo, foi utilizado o valor de 0,5% da receita bruta, o mesmo percentual
recomendado nas análises técnicas da EPE para as usinas de Dardanelos,
Mauá e Barra do Pomba (não licitada). As PCHs são isentas desse encargo.
Taxa CCEE
A taxa do CCEE, criado pelo artigo 36 da convenção de Comercialização
de Energia Elétrica, aprovada por meio da Resolução Normativa da ANEEL n°
109, de 26/10/24, estabelece que os custos totais para o funcionamento da
CCEE, serão divididos entre todos os agentes da CCEE. Mello (2008), em sua
análise, usou o valor da taxa de R$0,06/Mwh, o que será também utilizado
nesse trabalho.
Taxa Fiscalização ANEEL
A taxa de fiscalização da ANEEL foi criada pela lei n° 9.427, de
26/12/1996. Essa taxa intenta constituir receita para a cobertura do custeio das
atividades da agência reguladora. Para essa taxa, utilizou-se o valor de R$
0,29/Mwh, o mesmo utilizado em Mello (2008).
Operação e Manutenção (O&M)
60
Segundo Mello (2008) e estudos da EPE (PNE 2030), os custos de
Operação e Manutenção (O&M), variam de usina para usina, de acordo com o
seu grau de automação, localização, e outros fatores. Esses custos abrangem
serviços de inspeção e manutenção da usina e são vitais para o bom
funcionamento da mesma. Para esse encargo, utilizou-se o valor de
R$7,00/Mwh, que é condizente com as estimativas de Schaeffer (2004) e com
os relatórios técnicos das usinas supracitadas, e também, das usinas não
licitadas de Barra do Pomba e Cambuci. Para as PCHs, foi utilizada a
estimativa de Schaeffer (2004), segundo a qual o custo de O&M variável é de
R$19,2/Mwh.
Seguros
Os projetos de hidrelétrica envolvem diversos tipos de seguros, tanto na
fase de construção, como na fase operacional (Mello, 2008). O seguro ajuda a
mitigar o risco e se transforma num importante instrumento para criação do
Project Finance (Barreto, 2003). Para esse estudo, foi utilizada a taxa de 0,5%
do investimento do projeto, que é uma aproximação utilizada pela EPE em
seus diversos estudos técnicos.
Royalties
Estabelecida pela lei n° 7.990, de 28/12/1989, a co mpensação financeira
pela utilização de recursos hídricos é um custo obrigatório e tem por objetivo
compensar Estados e Municípios que sejam afetados de alguma forma pela
operação do empreendimento hidrelétrico. O cálculo desse encargo considera
a Tarifa Atualizada de referência, que é revista a cada quatro anos. Para o
nosso estudo, utilizou-se a TAR de R$59.95/Mwh, que vem a ser o valor
definido em 2008. A fórmula para o cálculo da compensação é:
Royalties Devido = Energia Gerada * TAR*6,75%
Depreciação
Foi utilizado o critério da EPE, para o qual a depreciação é linear por um
período de 30 anos.
61
Custo do Estudo
Antes de um empreendimento ser posto em leilão, são contratados
agentes especializados que fazem os estudos necessários para a obtenção
dos preços de referência do leilão e do valor do investimento. O vencedor do
leilão tem que ressarcir esses custos, cujos valores são especificados nas
análises técnicas de cada empreendimento. Como não se tem informação à
falta dessa informação para as PCHs, utilizou-se a média do percentual dos
custos de estudos relativos aos custos de investimentos das UHEs.
Imposto de Renda (IR) e Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido
(CSLL)
O IR e CSLL, de acordo com a Receita Federal do Brasil, são de 25% e
9%, respectivamente do Lucro Líquido antes do Imposto de Renda (LAIR).
Valor do Investimento (CAPEX)
O valor do investimento é divulgado em notas técnicas da EPE. Neles
constam os custos ambientais, equipamentos, conexão, construção e outros
custos indiretos. O cronograma de desembolso dos investimentos foi divulgado
para os empreendimentos Dardanelos, Mauá, Barra do Pomba e Cambuci (as
duas últimas não licitadas). Para Dardanelos e Mauá, foram usados os valores
de desembolso explicitados em suas notas técnicas. Para os restantes das
UHEs e PCHs, foi usada uma estimativa da EPE no PNE 2030. O gráfico 3
mostra o cronograma de desembolso do projeto da UHE Baixo Iguaçu, que é
assimilado ao fluxo de caixa de outros empreendimentos hidrelétricos e o
gráfico 4 mostra o fluxo de caixa do acionista acumulativo, levando em
consideração o CAPEX e o financiamento da obra.
Financiamento
O BNDES possui um programa especial para financiamento de geração
em energia elétrica. Os projetos são financiados até 80% dos itens financiáveis.
O custo desses empréstimos tem como base a TJLP, acrescido de spread
básico e spread de risco. Com a TJLP a 6,25% a.a., em média, nos anos de
construção das UHEs, estipulou-se um custo total de 9% para os projetos de
62
UHE. O total financiado para cada usina foi estipulado em 75% de capital do
BNDES, exceto para Belo Monte, Jirau e Santo Antônio, que por pertencerem à
região amazônica, contam com incentivos adicionais e têm 80% dos custos das
usinas financiados pela iniciativa pública. Para as PCHs, por causa de um
spread de risco maior e incentivos menores, considerou-se um custo total de
10% a.a. O período de amortização para as UHEs é de 20 anos a partir do
início das operações, exceto para Belo Monte, Jirau e Santo Antônio, que
contam com incentivos especiais e podem amortizar os investimentos em até
25 anos. Para as PCHs, esse valor cai para 14 anos, todos pelo método SAC.
Gráfico 3: Fluxo de Caixa de um Projeto UHE
Milhões
200
100
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
-100
-200
-300
-400
-500
Fluxo de Financiamento
Fonte: Elaboração própria
Fluxo Acionista
63
Milhões
Gráfico 4: Fluxo de Caixa do Acionista Acumulado para UHE
R$ 1.400,00
R$ 1.200,00
R$ 1.000,00
R$ 800,00
R$ 600,00
R$ 400,00
R$ 200,00
R$ 0,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
(R$ 200,00)
(R$ 400,00)
Fonte: Elaboração própria
3.3.4.2
Incertezas
As incertezas modeladas no fluxo de caixa de todos os projetos de UHE
e PCHs são custo de construção/ambiental, custo de equipamento, preço de
energia no mercado livre, possibilidade de adiantamento e atraso nas obras.
Risco de Construção/Meio Ambiente
Como mencionado anteriormente, o risco de construção é um fator muito
relevante ao definir o retorno que o projeto dará ao investidor. Mudanças nesse
custo podem provocar alterações bruscas na rentabilidade de um projeto.
Buscando proteção contra esse risco, os empreendedores podem
contratar empresas em construção através do contrato de Turn Key, no qual o
contratado (construtora) é responsável por toda a execução do projeto, sendo
obrigada a entregar o empreendimento pronto para operação. Quando o risco
do empreendimento é alto, o risco da obra é negociado entre contratante e
contratada. No caso dos projetos de geração, um preço máximo pode ser
estipulado para proteger o contratado, de modo que a construtora esteja
protegida se o custo de construção variar depois de o contrato ser assinado,
64
fato corrente em obras de grande risco. Isso é uma maneira de diminuir o risco
da obra para o contratado, pois permite repassar aumentos de custos vindo de
fatores que não puderam ser previstos no momento da assinatura do contrato,
e reduzir o risco do contratante, pois limita o risco de ver o custo de seu
investimento atingir níveis muito altos, comprometendo assim a rentabilidade
de um projeto de grande magnitude.
Para calcular o risco de construção, será usada uma estimativa de alta
no custo de até 30% para projetos de UHE, 20% para PCHs e 10 % para
UTEs. Essas premissas foram escolhidas baseadas na mudança dos custos de
alguns projetos hidrelétricos previamente leiloados para UHEs. Partindo da
premissa para as UHEs, inferiu-se que as PCHs e UTEs apresentam riscos
menores, como previamente comentados. A tabela 9 mostra como serão
simulados os fatores de risco de construção para os três tipos de
empreendimentos.
Tabela 9: Construção da distribuição triangular para o custo de construção das UHEs
Tipo de Usina
UHE
PCH
UTE
Risco de Construção - Distribuição Triangular
Moda e Valor Mínimo
Custo Previsto pela EPE
Custo Previsto pela EPE
Custo Previsto pela EPE
Valor Máximo
30% acima do previsto
20% acima do previsto
10% acima do previsto
Fonte: Elaboração Própria
Risco de Cronograma da Obra
As UHEs e PCHs são suscetíveis à mudança de cronograma. Muitos
empreendedores tentam acelerar os investimentos, pois ao adiantar o início
das operações, eles podem vender a energia no mercado livre a um preço
maior e, além, consegue antecipar a receita na fase mais crítica da
sensibilidade da rentabilidade do projeto, que é em seu início. Por outro lado,
atrasos em obras também são possíveis, pois pode haver atrasos em relação
às licenças ambientais, com desapropriações, mudança de projeto e até
mesmo o início do período de chuvas, que impossibilita a continuação da obra
por alguns meses.
Para a modelagem dessa incerteza para as UHEs, usou-se a
probabilidade discreta, onde haveria chance de 80% da obra ser concluída a
tempo, com 10% de chance de haver atrasos e 10% de haver adiantamento,
65
ambos de um ano. Para as PCHs, em razão da complexidade inferior da obra,
as probabilidades estimadas são de 5%, 90% e 5% respectivamente. Para as
UTEs, o risco de cronograma não foi incluído na análise, pois como
mencionado anteriormente, as incertezas relacionadas às construções de
termelétricas são menores que as apontadas para hidrelétricas. Além disso, as
térmicas não ficam suscetíveis a grandes atrasos oriundos da chegada da
temporada de chuvas, fato que impossibilita a continuidade das obras na
hidrelétrica.
Outro fator relevante no risco de cronograma é que ao atrasar a obra, o
empreendedor terá que comprar energia no mercado spot para cumprir os
contratos de entrega assinados no ato de assinatura de outorga. Desse modo,
um atraso de um ano na obra corresponde a uma despesa de:
Compra no mercado spot = Quantidade ACR (MW.ano) * Preço do Spot
(R$/Mwh)
3.3.5 Avaliação dos Empreendimentos de UTEs movidas a GNL
3.3.5.1. Construção do Fluxo de Caixa
As térmicas estudadas neste trabalho são contratadas, ou seja, recebem
uma receita fixa para estarem com sua capacidade disponível para eventual
despacho pelo SIN. Por isso, os seus custos variáveis devem ser cobertos
pelas receitas variáveis à medida que a usina for despachada. O gráfico 3
mostra o fluxo de caixa usado neste trabalho para auferir a rentabilidade dos
empreendimentos térmicos ofertados no 6º leilão de energia A-3 e 7º leilão de
energia A-5, ambos em 2008. A tabela 10 mostra como foi estruturado o fluxo
de caixa do projeto para auferir a rentabilidade das usinas térmicas a GNL.
66
Tabela 10: Estrutura de Cálculo do Fluxo de Caixa do Acionista para UTE
Item
Descrição
1 Receita Total
2
Receita Fixa
3
Receita Variável
4 Imposto sobre Receita (-)
5
PIS/COFINS
6 Despesas (-)
7
Diferencial a Pagar
8
P&D
9
Taxa CCEE
10
Taxa Fiscalização ANEEL
11
Operação e Manutenção
12
Seguro
13
Depreciação (-)
14 Lajir (=)
15 Imposto de Renda (-)
16
Acima 240 K
17
CSLL
18 Lucro Operacional (=)
19 Depreciação (+)
20 Capex (-)
21 Valor Residual
22 Fluxo do Projeto (=)
23 Isenção Tributária (+)
24 Financiamento (+)
25 Juros (-)
26 IR sobre Juros (+)
27 Amortização (-)
28 Fluxo de Caixa do Acionista (=)
Valores
Fonte
(1)+(2)
Calculado
Valores ofertados em leilão
EPE, CCEE e ANEEL
Max {0;(CVU -Média dos CVU leiloados)}*Energia Despachada (Mw.ano)Premissas baseadas em dados da EPE e Sousa (2009)
(5)
Calculado
8,20% sobre receita total (1)
Receita Federal do Brasil
(7)+(8)+(9)+(10)+(11)+(12)+(13)+(14)
Calculado
Max {0;(Média dos CVU leiloados)-CVU }*Energia Despachada (Mw.ano)Premissas baseadas em dados da EPE e Sousa (200)
1% da receita líquida de impostos [(1)-(4) *1%]
EPE
0,06 R$/Mwh
Mello (2008) e EPE
Potência Instalada* R$ 331,33/kw * 0,5%
Mello (2008), Aguiar Filho (2008) e EPE.
Energia Gerada * Custo O&M R$/Mwh
Sousa(2009) e EPE.
0,5% do Valor Total do Investimento
EPE
Linear 20 Anos
Sousa(2009) e EPE.
(1)-(4)-(6)
Calculado
(19)+(20)
Calculado
25% do Lajir
Receita Federal e EPE
8% do Lajir
Receita Federal e EPE
(14)-(15)
Calculado
(13)
Sousa(2009) e EPE.
Valores de Acordo com Sousa (2009)
Sousa(2009)
Capex - Depreciação acumulada durante duração do projeto (15 anos) Calculado
(18)+(19)-(20)+(21)
Calculado
75% do IR por 10 anos para UHEs da Região Amazônica
EPE
% Financiado pelo BNDES * Capex (23)
BNDES e EPE
Juros da Divida do BNDES
BNDES e EPE
Benefício Fiscal da Dívida = 36% * Juros
Amortização da Dívida - SAC
BNDES e EPE
(22)+(23)+(24)-(25)+(26)-(27)
Calculado
Fonte: Elaboração Própria
Receitas Fixa e Variável e Diferencial a Pagar
Como mencionado anteriormente, as receitas das térmicas são fixas e
estipuladas no ato do leilão. As receitas variáveis, caso o CVU esteja próximo à
realidade econômica, devem se anular. Se o CVU estiver maior que seu
verdadeiro
custo,
essa
diferença
se
converterá
em
receita
para o
empreendedor. Como comentado anteriormente, os produtores, para serem
competitivos no leilão, podem ofertar uma receita fixa mais alta e um CVU
abaixo do custo econômico. Tal estratégia, segundo Sousa (2009) pode ser
usada se o empreendedor espera que a sua usina não seja despachada muito
frequentemente. Por outro lado, se o produtor espera que o preço de energia
se mantenha alto, este pode adotar uma estratégia inversa e ofertar um CVU
acima do custo real e receber uma receita fixa menor.
Ao analisar o último leilão de UTE a GNL em 2008, Sousa (2009) e
alguns analistas de mercado observaram que o CVUs ofertados nos leilões
eram muito baixos, especialmente para as UTEs MC2 Joinville e MC2 João
Neiva. Os analistas, então, estipularam que o CVU de UTEs a GNL estavam
em
R$190/Mwh.
Motivada
por
esse
fator,
a
rentabilidade
desses
67
empreendimentos foi posta em xeque. Também foi observado que algumas
térmicas ofereceram lances de receita fixa muito baixa com CVU muito altos, o
que poderia ser um indício que o CVU estaria acima do custo real. Para
analisar a rentabilidade desses empreendimentos, era necessário levar em
consideração esses fatores de incerteza, que podem aumentar a dispersão dos
fluxos de caixa.
Para o cálculo da receita variável e o diferencial a pagar, calculamos o
CVU médio das térmicas leiloadas em 2008 e assumimos a premissa que esse
valor é o mais próximo do custo real do CVU para uma térmica a GNL. Essa
diferença seria recebida ou devida quando a térmica fosse despachada,
alterando o seu fluxo de caixa e aumentando a volatilidade do projeto. Para as
usinas estudadas, o valor médio do CVU foi de R$ 186,47/Mwh. A tabela 7
mostra os dados das seis usinas estudadas e nos mostra a grande
discrepância nos valores de Receita Fixa e CVU.
Se [(CVUusina > CVUmédia ) * Energia Despachada (Mwh)]= Receita
Se [(CVUusina < CVUmédia ) * Energia Despachada (Mwh)]= Custo
É importante frisar que a receita variável e o diferencial a pagar serão
valores simulados e não entrarão no calculo da TIR estática, ou caso-base.
Esse será o valor usado para a obtenção do fluxo de caixa com
incertezas, quando o CVU da usina for inferior ao CVU do mercado, quando a
usina for despachada.
Custo de Transmissão
Apesar de uma termelétrica não operar na maior parte do tempo, ela terá
que assegurar um espaço na rede de transmissão de acordo com sua
capacidade instalada, sendo esse considerado um encargo fixo para a térmica
(EPE, 2008b). Portanto, o cálculo da TUST será o mesmo mencionado
anteriormente para as UHEs e PCHs.
Operação e Manutenção (O&M)
Os custos de O&M que serão levados em consideração na montagem
do fluxo serão somente os fixos, pois os variáveis serão compensados pelas
receitas variáveis quando a usina for despachada. Os valores desses custos
encontram-se na tabela 7 e o seu custo anual é:
O&M Fixo = Potência Instalada * O&M Fixo (R$/Kw/ano)*1000
68
Depreciação e Valor Residual
Segundo Sousa (2009) e EPE (PNE 2030), a vida útil estimada para
uma termelétrica é de 20 anos. Contudo, os contratos firmados para
fornecimento de gás e com o ONS, para fornecimento de energia, são de
somente 15 anos. Para adaptar essa discrepância, será calculado o valor
residual da usina ao final do projeto, que será o seu valor de custo menos a
depreciação acumulada de 15 anos.
Valor do Investimento (CAPEX)
O valor do investimento para esses empreendimentos foi estimado pela
EPE como sendo de R$ 900/Kw, o que é um valor que está dentro dos padrões
de usinas térmicas a gás natural de ciclo combinado, de acordo com o PNE
2030 (2008).
Financiamento
Para o financiamento de UTEs, o BNDES financia até 80% do valor total
dos itens financiáveis, o que representa um valor aproximado de 70% do valor
total da obra. O custo do empréstimo é o mesmo do que o explicado
anteriormente para as UHEs e PCHs, por isso será usado a taxa de 8,5%. O
prazo para amortização de uma termelétrica, entretanto, é mais baixo que para
hidrelétricas e PCHs, com um prazo de 14 anos.
3.3.5.2. Incertezas
Risco de Construção e Cronograma
Uma UTE, como explicado anteriormente, tem um risco de construção
menor, pelo fato de ser mais difícil a ocorrência de eventos que modificam o
custo durante a obra e por ser uma obra menos complexa do que a de grandes
hidrelétricas e de PCHs. Por esse motivo, usar-se-á uma distribuição triangular
com moda 0, limite inferior de -10% e limite superior de +10% sobre o custo
total da obra. Já o risco de cronograma da obra será desconsiderado para as
UTE, por entender que o cronograma é mais previsível que o de uma
hidrelétrica.
Risco de Despacho
Para calcular a probabilidade de uma usina térmica ser despachada,
utilizou-se a série de simulações do CMO de 2007 a 2014, feita pela EPE. A
69
usina será despachada quando o CVU, no mês simulado for igual ou menor ao
preço simulado pela EPE. A tabela 11 abaixo traz o resultado da comparação
dos valores simulados de CMO e compara a série com os valores do CVU das
usinas. Quando valor do CMO for igual ao CVU da usina, essa será
despachada. A tabela abaixo mostra a freqüência que as usinas de CVU
diferente serão despachadas em um ano. Esses resultados serão usados para
o cálculo das simulações de despacho através de probabilidade discreta.
Tabela 11: Freqüência de despacho de uma UTE em um ano usando as simulações do CMO
Frequência
Meses
por Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Preço R$/Mwh
140
190
200
230
60,24%
8,67%
5,14%
4,02%
2,68%
2,45%
2,24%
2,03%
2,13%
1,95%
1,89%
2,08%
4,48%
71,38%
7,72%
4,53%
3,24%
2,08%
1,65%
1,37%
1,15%
1,18%
1,14%
0,96%
1,36%
2,24%
73,01%
7,68%
4,23%
2,85%
2,04%
1,52%
1,27%
1,02%
1,21%
0,94%
0,95%
1,26%
2,03%
76,25%
7,03%
3,93%
2,53%
1,75%
1,38%
0,99%
0,93%
0,87%
0,72%
0,87%
1,04%
1,72%
Fonte: Adaptado de Castro (2010)
Risco de Mercado – Variação no Mercado Livre (ACL) e SPOT (PLD)
O mercado livre é composto por contratos bilaterais, onde o produtor de
energia negocia diretamente com o consumidor livre. Como esses contratos
não são divulgados ao público, sendo de conhecimento somente das partes
integrantes, é difícil de obter uma estimativa de um histórico desses preços.
Porém, vários relatórios financeiros e de empresas do setor fazem projeções
de longo prazo. Para esse trabalho, estimou-se um preço de longo prazo de
R$140/Mwh para o preço do ACL. Para a o mercado spot, foi utilizado a média
das simulações feitas pela CCEE, com o programa NEWAVE5, para o leilão de
5
Programa utilizado pela EPE que simula os preços do CMO utilizando variáveis como: série
de chuvas, demanda de energia e oferta de energia no sistema.
70
energia de A-3, de 2008, onde foram simulados os preços mensais do CMO de
2007 à 2014, cujo resultado foi de R$ 57,42/Mwh
Para o cálculo da volatilidade do preço spot e do ACL, será feita uma
simulação utilizando o processo estocástico de reversão “a média de OrnsteinUhlenbeck”. Brandão (2008) em seu trabalho sobre precificação das
flexibilidades de uma PCH através de opções reais utiliza o Movimento
Geométrico Browniano (MGB) para gerar a volatilidade de energia. O MGB, por
ser um processo de Wiener, considera que cada movimento do processo é
independente de movimentos anteriores (BRANDÃO, 2010). Segundo Brandão
(2010), muitos ativos como petróleo e outras commodities têm o seu preço
correlacionado com o seu custo marginal de produção, apesar de sofrer
variações aleatórias no curto prazo. À medida que o preço varia, os produtores
irão aumentar a produção para se beneficiar dos preços altos e isso irá forçar
os preços a baixarem e reverterá o valor ao equilíbrio em longo prazo. Para o
mercado de energia, o alto preço da energia contribui para que novos
empreendedores entrem no setor, mas, acima disso, a regularização dos
índices hidrológicos levará o valor a um equilíbrio de longo prazo, mantida
relação constante entre aumento da oferta e aumento da demanda por energia.
Por tal motivo, será utilizado nesse trabalho o processo de reversão “a média
de Ornstein-Uhlenbeck”, onde:
dV =η(V−Vm)dt +σ dz
em que:
onde:
η= Velocidade de reversão
Vm = Média de longo prazo para a qual V tende a reverter
σ= Desvio padrão dos retornos dos preços
dz = N(0,1)
Para esse estudo, será usada a equação de modelos discretos proposta
Dixit e Pyndick (1994), que segue um processo estacionário auto-regressivo de
primeira ordem, AR(1) e modificada por Fonseca (2006), para que o preço
resultante da fórmula não seja negativo., Dado que a parte aleatória segue uma
71
distribuição normal, sem as modificações necessárias os valores poderiam
inviabilizar o estudo.
A série utilizada para o cálculo do desvio-padrão e da velocidade de
reversão a média será a mediana das séries geradas pelas 2000 simulações
feitas pela EPE. Após gerar essa série de medianas, será rodada uma
)]. Como
regressão linear simples, em que: ࢚ = ૙ + ૚ [࢚ି૚ − ( o coeficiente βଵ será
, então η=ln (1)/∆t. Como os dados são mensais, é
necessário multiplicar η por 12. Para o cálculo do desvio padrão, utiliza-se a
fórmula: ln (Pt/ Pt-1) * √
.
Com a fórmula acima aplicada à série proposta, achou-se um η de 2,2 e
um σ de 0,72 e esses serão os parâmetros, junto às médias de R$ 140/Mwh
para o ACL e R$ 57,7 Mwh para o mercado spot, que serão usados para
simular o preço desses valores na análise de sensibilidade dos investimentos.
Volatilidade Final do Projeto
A volatilidade final do projeto será calculada usando o grau de dispersão
relativo das taxas internas de retornos dos projetos, através do coeficiente de
variação de cada um dos 23 projetos, fornecido pela fórmula:
CV = σ TIR/µTIR
4. ANALISE DOS RESULTADOS
A tabela 12 mostra os resultados obtidos com a construção dos fluxos de
caixa de cada projeto e a inserção das incertezas para o aferimento dos
rendimentos médios e das volatilidades. As taxas de retorno abaixo foram
calculadas do modo estático, sem as incertezas, e do modo simulado, com os
72
fatores de risco presentes nos projetos. Pode-se observar que existem grandes
discrepâncias entre a TIR do acionista estática e as simuladas para diversos
projetos. Essa diferença é mostrada na coluna Hedge TIR, que mostra o
quanto o investidor pode colocar uma margem de segurança na rentabilidade
requerida no ato do leilão para acomodar os fatores de risco. Isso, faz
necessário olhar com maior atenção os fatores de risco que causam essa
diferença e analisar as causas dos retornos.
Tabela 12: Resultado de Retorno e Volatilidade dos Empreendimentos Estudados
Empreendimento
João Neiva
Joinville
Escolha
Linhares
Cacimbaes
Jose de Alencar
Maua
Santo Antonio
Dardanelos
Baguari
Baixo Iguaçu
Belo Monte
Foz do Rio Claro
São José
Paulistas
Passo São João
Retiro Baixo
Jirau
Simplicio
Santa Luzia Alto
Pedra Furada
Ibirama
Varginha
Arvoredo
Tipo TIR Projeto Estático TIR Projeto Simulado TIR Acionista Estático TIR Acionista Simulado VPL Estático
UTE
9,40%
7,01%
18,57%
13,34%
UTE
9,40%
7,01%
18,57%
13,34%
UTE
6,48%
6,35%
12,21%
11,91%
UTE
4,84%
6,44%
8,15%
11,93%
UTE
4,36%
4,33%
7,33%
7,27%
UTE
3,29%
3,35%
4,65%
4,79%
UHE
8,14%
7,37%
15,33%
13,86%
UHE
5,77%
5,13%
13,06%
11,53%
UHE
8,06%
7,28%
15,40%
13,96%
UHE
7,44%
6,76%
14,02%
12,84%
UHE
5,99%
5,34%
10,13%
8,85%
UHE
6,82%
6,13%
17,71%
16,03%
UHE
7,08%
6,39%
12,65%
11,34%
UHE
6,21%
5,56%
10,71%
9,38%
UHE
6,33%
5,68%
10,72%
9,46%
UHE
5,86%
5,22%
10,34%
9,05%
UHE
6,01%
5,36%
10,17%
8,88%
UHE
4,27%
3,70%
8,58%
7,35%
UHE
5,42%
4,84%
8,81%
7,68%
PCH
9,89%
9,01%
17,27%
15,37%
PCH
8,18%
7,55%
12,03%
11,05%
PCH
8,53%
7,69%
14,15%
12,40%
PCH
5,06%
4,35%
7,10%
5,85%
PCH
5,28%
4,57%
7,56%
6,30%
VPL Simulado
R$ 99.153.241,93
R$ 99.153.239,39
R$ 5.051.743,39
(R$ 21.498.485,32)
(R$ 22.114.616,81)
(R$ 92.366.790,56)
R$ 31.929.836,04
R$ 216.463.089,35
R$ 16.873.932,28
R$ 2.469.608,26
(R$ 43.985.585,62)
R$ 3.231.581.804,66
(R$ 4.875.756,92)
(R$ 11.739.393,76)
(R$ 19.455.227,80)
(R$ 16.669.704,77)
(R$ 17.622.009,32)
(R$ 748.956.898,38)
(R$ 132.833.725,11)
R$ 26.458.451,86
R$ 1.440.197,61
R$ 9.496.355,22
(R$ 3.904.891,34)
(R$ 5.286.479,48)
Sharpe VOL TIR
R$ 21.510.697,46 46,41%
R$ 21.511.898,10 46,16%
R$ 1.266.408,76 169,13%
R$ 213.991,88 25,66%
(R$ 23.196.264,81) 30,36%
(R$ 93.678.098,37) -1,96%
(R$ 6.395.397,61) 39,13%
(R$ 177.972.791,15) 21,80%
(R$ 3.895.839,71) 32,17%
(R$ 13.130.463,32) 31,43%
(R$ 86.274.040,16) 18,37%
R$ 2.414.398.536,97 42,01%
(R$ 13.057.117,70) 29,26%
(R$ 19.206.151,18) 22,19%
(R$ 30.859.253,45) 23,86%
(R$ 25.913.427,08) 20,61%
(R$ 26.930.444,23) 19,87%
(R$ 1.069.623.710,29) 6,42%
(R$ 178.891.733,96) 14,77%
R$ 19.958.164,52 87,56%
R$ 532.560,31 55,70%
R$ 5.183.259,45 66,48%
(R$ 5.792.413,32) 5,76%
(R$ 8.242.334,44) 8,98%
Hedge TIR
(Estática - Simulada)
17,96%
18,06%
4,08%
27,01%
7,47%
10,65%
22,64%
29,96%
27,85%
24,94%
20,95%
26,26%
21,65%
19,75%
18,71%
19,65%
19,54%
36,56%
18,15%
11,85%
10,86%
11,13%
14,84%
14,50%
Fonte: Elaboração Própria
4.1 ANÁLISES DOS RETORNOS DOS EMPREENDIMENTOS
Como mencionado anteriormente, os projetos de hidrelétricas devem ser
considerados como os que possuem os maiores risco e isso foi confirmado em
nossos resultados. Como podemos ver na tabela 13, as UHEs possuem uma
volatilidade média de 23,59%, contra 12,64% das PCHs e 14,21% das UTEs, o
que corrobora nossas expectativas. Para entender o motivo de essa
volatilidade ser razoavelmente maior, é importante observar a tabela 14, que
5,23%
5,23%
0,30%
-3,78%
0,06%
-0,15%
1,47%
1,52%
1,44%
1,18%
1,28%
1,68%
1,32%
1,33%
1,25%
1,29%
1,29%
1,24%
1,13%
1,89%
0,98%
1,74%
1,25%
1,26%
73
mostra os coeficientes de regressão para cada fator de risco de um projeto
hidrelétrico.
Tabela 13: Resultado médio consolidado por tipo de empreendimento
Empreendimento
UTE
UHE
PCH
TIR Acionista Estático TIR Acionista Simulado VPL Estático
VPL Simulado
11,58%
10,43%
R$ 11.229.722,00
12,12%
10,79%
R$ 192.552.305,30
11,62%
10,20%
R$ 5.640.726,77
(R$ 12.061.894,50)
R$ 58.634.474,39
R$ 2.327.847,30
Sharpe Volatilidade
52,6%
24,8%
44,9%
14,21%
23,59%
12,64%
Fonte: Elaboração Própria
A diferença de retorno que se vê em alguns projetos hidrelétricos pode
ser explicada como o risco percebido que o investidor tem no negócio e o
quanto ele tem que ter de margem de segurança para atingir a TIR esperada,
que é a que realmente importa para ele, pois levam em conta os riscos do
empreendimento. Vemos que em Belo Monte, a TIR, de acordo com as
informações oferecidas pela EPE, é de 17%. Contudo, colocando os fatores de
risco nos projetos, temos uma diminuição de 1,68% no rendimento, que é o que
o investidor deveria levar em conta ao decidir sua participação em um projeto.
Tabela 14: Efeito na TIR dos fatores de risco para UHE e PCH
Fatores de Risco
Variação
Belo Monte
Passo São João
Jirau
São José
Santo Antônio
Baguari
Retiro Baixo
Paulistas
Foz do Rio Claro
Mauá
Dardanelos
Simplício
Baixo Iguaçu
Pedra Furada
Arvoredo
Varginha
Santa Luzia
Ibirama
Cronograma de Obra Custo de Construção
Variacao ACL
1 ano no cronograma Mudança %
1 desvio padrão
de obra
nos custos
no preço de energia
0,0316
-0,0143
0,0503
0,0136
0,0171
0,0141
0,0237
0,0246
0,0130
0,0138
0,0193
0,0248
0,0295
0,0092
0,0131
0,0067
0,0033
0,0020
0,0093
0,0051
-0,0095
-0,0102
-0,0098
-0,0126
-0,0112
-0,0094
-0,0093
-0,0108
-0,0122
-0,0127
-0,0088
-0,0094
-0,0078
-0,0080
-0,0077
-0,0119
-0,0106
0,0020
0,0538
0,0015
0,0536
0,0066
0,0029
0,0016
0,0026
0,0081
0,0071
0,0013
0,0256
0,0058
0,0004
0,0023
0,0161
0,0021
74
Fonte: Elaboração própria
Nos projetos analisados, nota-se que o maior fator de risco das usinas é
o risco de construção, seguido pelo risco de cronograma da obra. Os
empreendimentos que possuem uma parte considerável da energia vendida
para o mercado livre possuem esse fator de risco como sendo dominante na
variação da taxa interna de retorno. Pode-se observar que ano a ano, o fator de
risco associado ao mercado livre diminui o impacto na formação da taxa. Isso
se deve ao valor do dinheiro no tempo e faz com que flutuações no mercado de
energia nos anos iniciais do empreendimento tenham um impacto mais forte no
retorno do empreendimento do que flutuações futuras. A situação posta acima
é
benéfica
para
o
empreendedor,
porque
reduz
os
impactos
nos
empreendimentos dos erros de previsões do preço de energia em prazos mais
distantes. Como esses preços são difíceis de serem previstos, então o
investidor não é penalizado por erros de previsão, que certamente irão ocorrer.
Contudo, se os impactos do preço de energia ao longo dos trinta anos do
projeto forem somados, perceber-se-á que para empreendimentos que vendem
para o mercado livre, como Belo Monte, Jirau, Santo Antônio, Baixo Iguaçu e
PCH Santa Luzia, os impactos somados ao longo do tempo tornam o fator
preço de energia no mercado livre como o mais importante a ser levado em
consideração para medir o risco do projeto, sendo que o peso dessa
importância
se
concentra
nos
primeiros
anos
de
operação
dos
empreendimentos.
Como mostrado na tabela 14, o que torna um projeto hidrelétrico mais
arriscado é seu grau de exposição ao mercado livre, a variabilidade dos custos
das obras e o risco de cumprimento de cronograma. A variabilidade dos custos
das obras afeta cada hidrelétrica em diferentes níveis, dependendo do custo da
hidrelétrica por megawatt instalado e o seu fator de capacidade. O quão maior
for o custo por megawatt gerado da hidrelétrica, maior será o impacto dos
custos de construção no retorno do empreendimento.
É possível também obter uma análise qualitativa dos riscos dos
empreendimentos de geração. Na tabela 15, classifica-se dois tipos de risco, o
de mercado, que leva em consideração a exposição da usina em relação aos
preços no mercado livre e no mercado spot; e os riscos de construção. Para
75
classificar os riscos de construção, considera-se o tamanho da usina, pois
como obras civis são maiores, podem sofrer mudanças nos custos originais em
escala maior que os empreendimentos menores; a localidade da usina, visto
que usinas localizadas perto de áreas de proteção ambiental, como a Floresta
Amazônica e Pantanal, têm maiores risco ambientais, riscos de atraso e os
custos da usina por kW gerado, visto que uma usina com um custo por kW
gerado alto, será mais impactada por mudanças no custo original do
empreendimento.
Tabela 15: Análise Qualitativa dos Riscos
Empreendimento
Tipo de Usina
Risco de Mercado - Variação do Preço do ACL e SPOT
UTE
Alto - CVU informado é substancialmente menor do que a
média de CVU informado pela EPE
Joinville
UTE
Alto - CVU informado é substancialmente menor do que a
média de CVU informado pela EPE
Escolha
UTE
Baixo - CVU informado de acordo com o CVU estimado pela EPE
Linhares
UTE
Baixo - CVU muito superior ao CVU estimado pela EPE.
Por isso, risco de ser despachada é baixo.
Cacimbaes
UTE
Baixo - CVU informado de acordo com o CVU estimado pela EPE
Jose de Alencar
UTE
Baixo - CVU informado de acordo com o CVU estimado pela EPE
Mauá
UHE
Médio - Baixo percentual de energia vendida no mercado livre
João Neiva
Santo Antonio
UHE
Dardanelos
UHE
Baguari
UHE
Baixo Iguaçu
UHE
Belo Monte
UHE
Foz do Rio Claro
UHE
São José
UHE
Paulistas
UHE
Passo São João
UHE
Retiro Baixo
UHE
Jirau
UHE
Simplicio
UHE
Santa Luzia Alto
PCH
Pedra Furada
PCH
Ibirama
PCH
Varginha
PCH
Arvoredo
PCH
Risco de Construção/Ambiental
e Cronograma de Obra
Baixo - Licenças ambientais não são dificeis de
conseguir como as das UHEs e PCHs. Custo de
obras são mais fáceis de serem estimados.
Baixo - Licenças ambientais não são dificeis de
conseguir como as das UHEs e PCHs. Custo de
obras são mais fáceis de serem estimados.
Baixo - Licenças ambientais não são dificeis de
conseguir como as das UHEs e PCHs. Custo de
obras são mais fáceis de serem estimados.
Baixo - Licenças ambientais não são dificeis de
conseguir como as das UHEs e PCHs. Custo de
obras são mais fáceis de serem estimados.
Baixo - Licenças ambientais não são dificeis de
conseguir como as das UHEs e PCHs. Custo de
obras são mais fáceis de serem estimados.
Baixo - Licenças ambientais não são dificeis de
conseguir como as das UHEs e PCHs. Custo de
obras são mais fáceis de serem estimados.
Médio - Custo por kw gerado baixo. Localizada
perto de grandes centros e longe das regiões do
Pantanal e Amazônica
Alto - Longe dos grandes centros, localizada em
área sensível do ponto de vista ambiental,custo
Alto - Alto percentual de energia vendida no mercado livre
de construção elevado e custo/kw gerado baixo
Alto - Longe dos grandes centros, localizada em
área sensível do ponto de vista ambiental, mas
Médio - Baixo percentual de energia vendida no mercado livre
possui um índice custo/kw gerado.
Médio - Relação custo/kw gerado alto, porém
localizadas longe das regiões do Pantanal e
Baixo - Quade toda a energia gerada é vendida no mercado cativo Amazônica.
Alto - Localizada em área sensível do ponto de
vista ambiental, o custo / kw gerado é alto e
Alto - Alto percentual de energia vendida no mercado livre
custo de construção total alto
Alto - Longe dos grandes centros, localizada em
área sensível do ponto de vista ambiental, mas
Alto - Alto percentual de energia vendida no mercado livre
possui um índice custo/kw gerado baixo
Médio - UHE de tamanho médio de custo de
construção baixo, distante das regiões da
floresta amazônica e Pantanal.
Baixo - Quade toda a energia gerada é vendida no mercado cativo
Médio - UHE de tamanho médio de custo de
construção baixo, distante das regiões da
floresta amazônica e Pantanal.
Baixo - Quade toda a energia gerada é vendida no mercado cativo
Médio - UHE de tamanho médio, distante das
regiões da floresta amazônica e Pantanal.
Baixo - Quade toda a energia gerada é vendida no mercado cativo
Médio - UHE de tamanho médio, distante das
regiões da floresta amazônica e Pantanal.
Baixo - Quade toda a energia gerada é vendida no mercado cativo
Médio - UHE de tamanho médio de custo de
construção baixo, distante das regiões da
floresta amazônica e Pantanal.
Baixo - Quade toda a energia gerada é vendida no mercado cativo
Alto - Longe dos grandes centros, localizada em
área sensível do ponto de vista ambiental e de
Alto - Alto percentual de energia vendida no mercado livre
custo de construção elevado
Médio - Baixo fator de capacidade. Localizada
perto de grandes centros e longe das regiões do
Baixo - Energia vendida no mercado cativo
Pantanal e Amazônica
Baixo - obra de porte menor do que os das
UHEs. Custo de obras são mais fáceis de serem
Alto - Alto percentual de energia vendida no mercado livre
estimados que às UHEs
Baixo - obra de porte menor do que os das
UHEs. Custo de obras são mais fáceis de serem
Médio - Baixo percentual de energia vendida no mercado livre
estimados que às UHEs
Baixo - obra de porte menor do que os das
UHEs. Custo de obras são mais fáceis de serem
Baixo - Quade toda a energia gerada é vendida no mercado cativo estimados que às UHEs
Baixo - obra de porte menor do que os das
UHEs. Custo de obras são mais fáceis de serem
Médio - Baixo percentual de energia vendida no mercado livre
estimados que às UHEs
Baixo - obra de porte menor do que os das
UHEs. Custo de obras são mais fáceis de serem
Baixo - Quade toda a energia gerada é vendida no mercado cativo estimados que às UHEs
Fonte: Elaboração própria
Risco do Empreendimento
Médio
Médio
Baixo
Baixo
Baixo
Baixo
Médio
Alto
Alto
Médio
Alto
Alto
Médio
Médio
Médio
Médio
Médio
Alto
Médio
Médio
Baixo
Baixo
Baixo
Baixo
76
Na tabela 15 acima, vemos que empreendimentos mais arriscados são
os localizados na região amazônica. Um exemplo disso é Belo Monte.
Localizada em Altamira no Pará, um lugar de difícil acesso, tem um projeto que
é tido como complexo, fruto de discussões que já somam três décadas. Seus
custos ambientais são difíceis de prever, a sua licença corre o risco de ser
revogada a qualquer momento e seu fator de capacidade é muito baixo,
fazendo com que esse projeto possua uma volatilidade muito grande. A TIR de
Belo Monte é considerada satisfatória, contudo é baseada em custos de
construção divulgados pela EPE que são questionados por outros investidores.
Outras hidrelétricas, como Jirau e Santo Antônio, possuem alta participação do
mercado livre nas receitas. Observa-se que nos primeiros leilões de 2005, os
projetos eram menores e possuíam volatilidade menor. A causa disso era a
venda de quase 100% da energia garantida para o mercado cativo, o que
diminuía sensivelmente o risco do empreendimento. Com o passar do tempo,
empreendimentos com crescente participação no mercado livre foram sendo
leiloados, como Dardanelos, Mauá, Baixo Iguaçu, Jirau, Santo Antônio e Belo
Monte. Esse incremente de risco e a conseqüente possibilidade de aumento de
ganhos, atraiu os empreendedores privados, como podemos ver na tabela 16,
que mostra a crescente participação de empreendedores privados nos leiloes
de 2006, 2007, 2008 e 2009, ao contrario dos leiloes de 2005 que foram
majoritariamente vencidos por empresas do setor publico.
77
Tabela 16: Estrutura societária dos empreendimentos de UHE
Ramo
Pública/Privada
Allen
Empresas
Construção
Privada
Alusa
Construção
Privada
Baguari
Ano
Foz do Rio Claro
2005
Andrade Gutierrez
Construção
Privada
Bolzano Participações
Fundo de Pensão
Privada
Caixa Cevix
Fundo de Participação
Pública
Camargo Correa
Construção
Privada
Cemig
Energia
Pública
Chesf
Energia
Passo São João
Paulistas
2005
Retiro Baixo São José Simplício Dardanelos Mauá
2005
2005
2005
2005
Energia
Pública
Energia
Pública
Eletronorte
Energia
Pública
EletroSul
Energia
Pública
Privada
FIP (Banif, Santander e FI-FGTS)
Fundo de Participação
Funcef
Fundo de Pensão
Pública
Furnas
Energia
Pública
Gaia
Autoprodutora de Energia
Privada
GDF Suez
Energia
J. Malucelli Energia,Queiroz Galvão, OAS, Contern,
Construção
Cetenco, Galvão, Mendes Junior e Serveng.
Logos Engenharia
Construção
2006
2006
Jirau Baixo Iguaçu Santo Antônio Belo Monte
2007
2008
2008
2010
10,00%
100,00%
100,00%
12,40%
10,00%
5,00%
9,90%
34,00%
10,00%
Pública
Copel
Eletrobras
Neoenergia
2005
24,50%
20,00%
15,00%
51,00%
15,00%
24,50%
20,00%
100,00%
49,00%
20,00%
20,00%
2,50%
15,00%
100,00%
49,00%
100,00%
39,00%
9,00%
Privada
50,10%
Privada
12,50%
Privada
15,50%
Energia
Privada
Odebrecht
Construção
Privada
Orteng
Equipamento de Energia
Privada
51,00%
51,00%
100,00%
Petros
Fundo de Pensão
Pública
10,00%
Sinobras
Autoprodutora de Energia
Privada
1,00%
18,60%
25,50%
Fonte: ANEEL e Elaboração Própria
Ao comparar a TIR do acionista dos projetos com os respectivos custos
de
capital
próprio,
mostrados
na
tabela
12,
vemos
que
dezesseis
empreendimentos possuem VPL negativo, sendo duas PCHs, duas UTEs e
doze UHEs. Como vimos anteriormente, em um mercado eficiente, os retornos
deveriam estar ajustados ao seu risco e retornos anormais seriam raros. Nessa
visão, deveríamos ter um VPL para esses projetos próximos a zero, pois eles
deveriam
estar
remunerando
somente
o
custo
de
capital
dos
empreendimentos. Nos resultados mostrados, nota-se que a maior parte
desses resultados adversos são das UHE leiloadas no inicio do novo regime
regulatório. Naquela época, como mencionado acima, a participação estatal
ainda era grande e o custo de capital próprio era alto, fazendo com que a
atratividade do setor naquele momento fosse baixa. Com o incremento da
participação privada, era esperado que ocorresse uma aproximação à
eficiência de mercado, mas a tabela 12 mostra que isso não ocorreu. Contudo,
os leilões foram realizados com lances competitivos e com a participação do
setor privado. Para que isso ocorra, existem duas alternativas: o custo de
capital ser diferente do que o projetado na tabela 4 ou a existência de fatores
que melhorem a rentabilidade do investidor, como opções reais ou ganho de
rentabilidade em outros negócios de seu portfólio devido ao investimento feito
nos projetos de geração. Nakamura (2010) estudou cálculos alternativos de
custo de capital ao modelo proposto para a revisão tarifária da ANEEL em 2006
78
para o setor de distribuição e encontrou um custo de capital (WACC) de
11,58% contra o de 9,95% da ANEEL, utilizando o modelo de CAPM Global.
Isso mostra que os investidores podem estar utilizando cálculos de custo de
capital diferente aos propostos pela ANEEL, ou que o setor de geração tenha
custos de capital substancialmente diferente aos setores de transmissão e
distribuição.
Sobre o retorno das UHEs, é importante notar que é fundamental a
participação do BNDES nesses projetos. Podemos ver que a diferença da taxa
do projeto para a taxa do acionista é substancial e que sem a participação
expressiva dessa entidade no financiamento do setor elétrico, a expansão não
seria possível com a modicidade tarifaria requerida, pois as taxas dos projetos
são pouco atrativas, como pode ser visto na tabela 12. Além disso, para tornar
alguns projetos de hidrelétricas viáveis, como em Belo Monte, Jirau e Santo
Antônio, que são usinas de grande porte localizadas na bacia amazônica, o
governo ofereceu um desconto de 75% por dez anos no imposto de renda para
os empreendedores e, além disso, aumentou o prazo para amortização do
pagamento da divida com o BNDES. Essas medidas mostram que o mercado
de geração necessita da interferência governamental para garantir a
modicidade tarifária, pelo contrário, a expansão se daria com tarifas de energia
muito mais altas do que as leiloadas, e esse custo para a sociedade poderia
ser maior do que os subsídios dado pelo BNDES ao setor.
As volatilidades dos projetos das PCHs são consideravelmente mais
baixas do que os projetos de UHE. Um dos fatores que causou essa diferença
foi a adoção de premissas, onde as PCHs têm um risco menor de cronograma
de obra e de construção, o que está refletido no cálculos dos fatores de
regressão da tabela 14. Outra consideração importante é que essas PCHs
foram leiloadas em procedimento formal pela ANEEL e tem a maior parte de
seus contratos de receita atrelados ao mercado cativo, o que garante a
demanda pelo prazo de trinta anos, diminuindo assim as incertezas desses
projetos.
Para as usinas térmicas, os resultados dos seis empreendimentos
estudados são consideravelmente discrepantes. Ao analisar a TIR estática,
temos empreendimentos com retorno de 18,57%, 12,2%, 8,15% e 7,33%. Ao
79
analisar essas taxas e comparar aos empreendimentos sem os fatores de risco
surge a duvida de qual seria a diferença entre esses projetos para justificar
uma diferença tão substancial entre os retornos, sendo que grande parte deles
são localizados próximos uns aos outros. A resposta para essa duvida pode
estar nos fatores de risco considerados para esses projetos. Como mencionado
anteriormente, em estudos da EPE, o CVU de uma usina térmica a GNL a uma
de aproximadamente R$190/Mwh. Para esse estudo, consideramos que o valor
de R$187,00, que é a taxa média dos CVUs ofertados pelos empreendedores
no ato do leilão. As usinas com CVU alto recebem uma receita fixa mais baixa
do que as que divulgam um CVU baixo. Nos resultados acima, percebe-se que
as térmicas com taxas estáticas muito altas, fato incomum para um projeto
considerado de risco baixo, perderam rendimentos nas simulações, pois essas
usinas perdem rentabilidade ao serem despachadas por estarem com o CVU
estimado abaixo do CVU real. Essa redução de TIR para as usinas com CVU
baixo e o aumento da TIR para as usinas que possuíam o CVU muito alto
fizeram com que as taxas das térmicas convergissem, ocasionando uma
distribuição de retorno mais adequada para os respectivos riscos dos projetos.
A tabela 17 mostra quais são as usinas térmicas mais suscetíveis ao risco
despacho, que podem tanto beneficiar quanto penalizar o retorno do
empreendimento.
Tabela 17: Coeficiente de regressão dos fatores de risco para UTE
Empreendimento
Risco Construção
Variação
Escolha
Linhares
João Neiva
Joinville
José de Alencar
Cacimbaes
Mudança %
nos custos
-0,0044
-0,0050
-0,0048
-0,0048
-0,0036
-0,0038
Fonte: Elaboração Própria
Risco Despacho
Meses de
despacho por ano
0,0072
0,1075
-0,0815
-0,0814
0,0141
0,0138
80
4.2
ANÁLISE RISCO E RETORNO DOS PROJETOS
Ao fazer uma regressão linear simples entre a volatilidade dos projetos e
as taxas de retorno estáticas e simuladas, nota-se que essas duas variáveis
não apresentam relação, tendo um R2 baixo e um e uma estatística F não
significante.
Esse
resultado
mostra
que
os
riscos
percebidos
dos
empreendimentos não estão compatíveis com as respectivas taxas de retornos
requeridas pelos investidores no ato do leilão. Como pode ser visto na tabela
13, o premio de risco das hidrelétricas, representado pelo índice de Sharpe6, é
inferior aos das PCHs e das UTEs. Esse resultado mostra que o investidor
exige um retorno menor para cada unidade de risco de uma hidrelétrica do que
para uma PCH e UTE. Para hidrelétricas, o índice de Sharpe médio é de 24.8%
contra um índice de 44.9% para as PCHs e 52,6% para as UTEs. Isso é
conflitante com as teorias de risco e retorno mostradas anteriormente, onde o
investidor exige remuneração pelo risco incorrido.
Ainda
analisando
o
índice
de
Sharpe,
vemos
que
alguns
empreendimentos apresentam números muito distantes dos demais. Do lado
positivo, temos UTE Escolha e as PCH Santa Luzia Alto e Ibirama, com índices
de 100%, 88% e 64%. Do outro lado, temos as hidrelétricas de Jirau e UTE
José de Alencar, com aproximadamente 4% e 0% de prêmio por unidade
adicional de risco. Como o número de projetos estudados é reduzido, qualquer
projeto que tenha a relação risco e retorno muito discrepante, irá afetar
sensivelmente para baixo o coeficiente explicativo da regressão.
Como a relação risco e retornos das hidrelétricas são baixas, era de se
esperar que houvessem poucos projetos leiloados, o que não ocorreu. Houve
cancelamento de leilões devido à falta de interessados ou a outros problemas
6
Índice que mede o prêmio recebido por uma unidade a mais de risco incorrido. É
representado pela fórmula ߠ =
5% para todos os projetos.
ோ ିோ
ఙ
. A taxa livre de risco real usada foi de
81
de ordem legal, mas a grande parte do cronograma dos leilões foi mantida,
com ocorrência de lances competitivos, indicando concorrência, o que mostra a
atratividade desses empreendimentos. Para melhor compreender o interesse
por eles, foi feita uma análise de todos os consórcios vencedores dos leiloes
para analisar de qual atividade econômica pertenciam os seus membros e qual
seria o possível interesse deles ao entrar em projetos de geração elétrica.
Na tabela 18, vemos que as maiores investidoras em geração de energia
elétrica para novos empreendimentos de geração dentro do novo modelo de
2004 são empresas públicas, especialmente empresas do sistema Eletrobrás.
Vemos também que as grandes construtoras são participantes ativas desse
processo, sendo que respondem por 15,59% dos investimentos totais feitos
nesses 13 empreendimentos desde 2004.
Tabela 18: Investimentos por empresa nos leilões de UHE
Empresa
Atividade Econômica
Furnas
Energia
Chesf
Energia
GDF Suez
Energia
Eletronorte
Energia
Eletrobras
Energia
EletroSul
Energia
J. Malucelli Energia,Queiroz Galvão, OAS,
Contern, Cetenco, Galvão, Mendes Junior e
Serveng.
Construção
Bolzano Participações
Fundo de Pensão
Petros
Fundo de Pensão
FIP (Banif, Santander e FI-FGTS)
Fundo de Participação
Odebrecht
Construção
Gaia
Autoprodutora de Energia
Neoenergia
Energia
Andrade Gutierrez
Construção
Cemig
Energia
Caixa Cevix
Fundo de Participação
Camargo Correa
Construção
Funcef
Fundo de Pensão
Alusa
Construção
Copel
Energia
Sinobras
Autoprodutora de Energia
Orteng
Fabricante de Equipamentos
Logos Engenharia
Construção
Allen
Construção
Total
Tipo de Empresa
Pública
Pública
Privada
Pública
Pública
Pública
% dos Investimentos
13,21%
11,03%
10,15%
9,19%
6,65%
5,61%
Privada
Privada
Pública
Privada
Privada
Privada
Privada
Privada
Pública
Pública
Privada
Pública
Privada
Pública
Privada
Privada
Privada
Privada
5,54%
4,43%
4,43%
4,43%
4,12%
3,99%
3,80%
2,74%
2,60%
2,22%
2,00%
1,11%
1,03%
0,98%
0,44%
0,16%
0,09%
0,06%
100,00%
Investimento em R$ % da Potência Instalada Potência Instalada - MW
R$ 5.668.329.256,60
8,48%
1.649,14
R$ 4.731.375.138,35
12,39%
2.408,91
R$ 4.353.690.000,00
8,50%
1.653,30
R$ 3.944.280.888,35
11,89%
2.310,57
R$ 2.852.717.250,00
8,67%
1.684,97
R$ 2.408.011.011,30
4,72%
918,25
R$ 2.377.264.375,00
R$ 1.901.811.500,00
R$ 1.901.811.500,00
R$ 1.899.076.232,00
R$ 1.766.140.895,76
R$ 1.711.630.350,00
R$ 1.632.345.649,50
R$ 1.177.427.263,84
R$ 1.115.293.766,80
R$
950.905.750,00
R$
860.310.000,00
R$
475.452.875,00
R$
440.018.590,00
R$
418.840.238,70
R$
190.181.150,00
R$
66.916.559,40
R$
40.674.771,40
R$
26.241.788,00
R$ 42.910.746.800,00
7,22%
5,78%
5,78%
3,24%
3,01%
5,20%
2,85%
2,01%
1,87%
2,89%
1,68%
1,44%
0,61%
0,97%
0,58%
0,11%
0,07%
0,04%
100,00%
Fonte: ANEEL e Elaboração Própria
Tabela 19: Divisão dos investimentos entre empresas privadas e públicas nos leilões de UHE
Tipo de Empresa
Pública
Privada
Fonte: ANEEL e Elaboração Própria
% Investido
57,02%
42,98%
% da Potência Instalada
59,10%
40,90%
1.404,14
1.123,31
1.123,31
630,08
585,97
1.010,98
554,51
390,65
362,64
561,66
326,70
280,83
118,00
188,65
112,33
20,91
12,71
8,20
19.440,70
82
Tabela 20: Setores econômicos das empresas investidoras nos leilões de UHE
Atividade Econômica do Investidor % Investido
% da Potência Instalada
Energia
63,21%
60,34%
Construção
15,59%
14,64%
Fundo de Pensão
9,97%
13,00%
Autoprodutora de Energia
4,43%
5,78%
Fabricante de Equipamentos
0,16%
0,11%
Fonte: ANEEL e Elaboração Própria
A respeito dos investidores privados na área energética, destacam-se
dois grupos empresariais, que são a francesa GDF Suez e a Neoenergia, do
grupo espanhol Iberdrola. Comparando a participação desse tipo de investidor
em empreendimentos UHE com projetos de UTE e PCH, vemos que a
participação
privada
relativa
nesses
últimos
empreendimentos
é
substancialmente superior a participação privada nos projetos de UHE. Isso
pode ser explicado primeiramente pela escala dos investimentos requeridos por
grandes projetos hidrelétricos e o tamanho dos grupos empresariais
participantes dos consórcios vencedores. Em um simples cálculo, seriam
necessários para os grandes investidores privados diversos projetos de PCH e
de UTEs para que obtivessem VPLs semelhantes ao de uma única usina
hidrelétrica. Além disso, essas empresas podem atuar em outras atividades do
setor elétrico e a participação delas em geração pode gerar sinergia em outros
negócios, melhorando assim o desempenho do grupo como um todo.
A grande participação de empresas públicas nos leilões de energia
elétrica não causa surpresa, pois mesmo tendo um marco regulatório que
incentiva a participação do capital privado, tem-se uma estrutura que impede a
participação desses entes, como o alto nível do investimento, juros altos, pouco
acesso a crédito e a própria incerteza regulatória, que aumenta o risco do
empreendimento. O investidor privado não teve uma grande participação no
leilão A-5 de 2005, tendo uma participação maior nos leilões de 2006 de
Dardanelos e Mauá e principalmente nos projetos do rio madeira, onde sua
participação foi majoritária. Esses investidores públicos, ao entrarem em
projetos de geração, não têm como principal objetivo a remuneração de seus
83
acionistas. O compromisso está na sustentação dos três pilares do novo marco
regulatório. Caso a iniciativa privada não consiga atender esses pilares, o ente
público aumentará a sua participação para atingir esse objetivo e isso se
refletirá em taxas de retorno mais baixas. Os exemplos dessas ações do setor
público são inúmeros, especialmente nos leilões de 2005, onde os retornos
requeridos foram baixos comparados aos custos de capital da época, no leilão
de Belo Monte, onde o governo ajudou a estruturar o consorcio vencedor com
grande participação da Chesf e nos contratos de fornecimento de gás para as
térmicas pela Petrobras, onde obrigou a empresa a incorrer em riscos grandes
para garantir o fornecimento de gás às termelétricas, diminuindo assim as
incertezas para o investidor privado.
O governo, ao medir o retorno de seus investimentos, através de suas
empresas, leva em consideração as externalidades positivas que eles causarão
à sociedade. Energia é um fator altamente impactante na sociedade.
Sobressaltos causados na indústria energética de um país podem ocasionar
danos a economia e ao bem estar da população. Portanto, para o poder público
é necessário levar essas questões em consideração, além dos retornos
financeiros que esses empreendimentos irão causar.
Uma análise adicional que deve ser feita é a possibilidade de os
investidores incluírem na conta da rentabilidade a possibilidade de renovação
da concessão para a geração de energia no final do prazo estipulado, de trinta
anos para as UHEs e PCHs e de quinze anos para as UTEs. Para analisar
esse fator, construiu-se a tabela 21 com os resultados da extensão desses
prazos. Para o preço de energia a ser adotada, foi estipulado que o preço de
energia velha7 seria de 70% do preço que a usina vendia no mercado cativo.
Esse preço foi estipulado com base nos deságios médios do preço de energia
velha com os leilões de energia nova em períodos semelhantes.
7
Refere-se à quantidade de energia elétrica leiloadas pelas usinas pré-existentes, que já foram
totalmente amortizadas e, por se encontrarem nessa posição, podem cobrar tarifas mais
baixas que as usinas novas.
84
Tabela 21: Diferença na TIR Simulada Incluindo a Possibilidade de Extensão do Prazo de
Concessão das Usinas
Empreendimento
João Neiva
Joinville
Escolha
Linhares
Cacimbaes
Jose de Alencar
Maua
Santo Antonio
Dardanelos
Baguari
Baixo Iguaçu
Belo Monte
Foz do Rio Claro
São José
Paulistas
Passo São João
Retiro Baixo
Jirau
Simplicio
Santa Luzia Alto
Pedra Furada
Ibirama
Varginha
Arvoredo
Tipo de Usina
UTE
UTE
UTE
UTE
UTE
UTE
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
PCH
PCH
PCH
PCH
PCH
Diferença na
TIR
3,40%
3,40%
3,85%
4,28%
5,52%
7,18%
0,20%
0,19%
0,18%
0,27%
0,38%
0,09%
0,36%
0,54%
0,52%
0,57%
0,59%
0,28%
0,76%
0,19%
0,57%
0,35%
1,05%
1,46%
Fonte: Elaboração Própria
Como mostra a tabela 21, a possibilidade de extensão de prazo não
causa grandes impactos na TIR das UHEs e das PCHs, mas causa um impacto
significativo nas UTEs. A razão disso é o valor do dinheiro no tempo, pois
grandes incrementos de fluxo de caixa em trinta anos não impactam a sua
rentabilidade da mesma forma que incrementos no fluxo em quinze anos, como
no caso das UTEs. Contudo, esse ganho incremental das térmicas pode ser
anulado pelos investimentos necessário para aumentar a vida útil da usina,
pois de acordo com a EPE (2008), o tempo de vida útil de uma usina térmica é
de vinte anos e a maior parte de seus custos de construção é de
equipamentos, ao contrário das usinas de fonte hidráulicas, que são
depreciadas em trinta anos, mas podem ter a sua vida útil aumentada com
investimentos muito inferiores ao de uma usina nova, pois grande parte de
seus custos se dá com a construção das barragens e não com os
85
equipamentos. Por isso, podemos dizer que a extensão de prazo é um fator
que não deve afetar a decisão do investidor no ato do leilão.
Além da grande participação do setor público, outro fator que pode
explicar as baixas taxas de retorno são as empresas que tem a construção de
usinas e geração de energia elétrica como parte importante de sua cadeia
produtiva. As tabelas 19 e 20 mostram a grande participação de construtoras e
de empresas que tem grande presença no setor de distribuição de energia nos
leilões de geração. Para as construtoras, a participação nesses projetos
hidrelétricos é interessante, pois lhe permite obter receita substancial na
construção do empreendimento, visto que o custo do empreendimento orçado
pela EPE leva em consideração a margem de lucro na construção. Para elas,
pode ser vantajoso ter um ganho inferior no projeto de geração e um ganho
mais robusto no projeto de construção da usina, onde pode mitigar o risco da
construção, pois possui a expertise no setor. Dados de balanços de empresas
como a Odebrecht e a Mendes Júnior expõem que cerca de 10% do valor de
um contrato de construção se transformam em fluxo de caixa livre. Adaptando
esse valor ao fluxo de caixa dos projetos de geração de UHE, podemos ter
uma melhora na TIR Simulada de mais de 2%, como mostra a tabela 22. O
mesmo efeito ocorre com as empresas distribuidoras de energia, só que em
posição diferenciada, pois a geração, para elas, encontra-se no upstream da
cadeia produtiva. Nos resultados da tabela 22, foi considerado que todos os
participantes dos consórcios vencedores teriam os ganhos incrementais de
fluxo de caixa equivalentes aos das construtoras, pois a grande maioria dos
consórcios são formadas por construtoras e empresas de energia elétrica, que
obtém ganhos incrementais em outros negócios ao participar em projetos de
geração.
86
Tabela 22: Diferença na TIR levando em conta participação do empreendedor nos lucros da
atividade de construção
Emprendimento
Maua
Santo Antonio
Dardanelos
Baguari
Baixo Iguaçu
Belo Monte
Foz do Rio Claro
São José
Paulistas
Passo São João
Retiro Baixo
Jirau
Simplicio
Média
Diferença na TIR
2,12%
2,21%
2,23%
1,95%
1,67%
2,43%
1,83%
1,71%
1,59%
1,65%
1,65%
1,84%
1,54%
1,88%
Fonte: Elaboração Própria
Para comparar as estatísticas de regressão para diferentes incrementos
a TIR simulada, construiu-se a tabela 23 que acrescenta ao resultado de TIR
Simulada os incrementos de taxa mostrados nas colunas da mesma tabela,
mantendo as outras variáveis constantes. O que ela nos mostra é um aumento
explicativo da regressão quando os projetos de hidrelétrica ganham retornos
incrementais devido a possíveis sinergias dos grupos econômicos vencedores
dos leilões. Isso nos permite dizer que quanto maior for a sinergia ou a
externalidade positiva gerada pelo projeto de UHE, maior será o retorno
incremental da TIR e mais equilibrada será a relação risco e retorno para os 24
projetos estudados. Isso pode explicar a crescente verticalização das empresas
do setor elétrico.
Tabela 23: Estatísticas de regressão de risco e retorno para todos os empreendimentos
estudados considerando mudanças na TIR das UHEs devido a possíveis sinergias
Mudança na TIR
Interseção
Variável Independente
P-Valor Interseção
P-Valor Variável Independente
2
R
Fonte: Elaboração Própria
0%
0,0907
0,0795
0,0000
0,3587
2%
0,0843
0,1700
0,0001
0,0601
3%
0,0812
0,2153
0,0002
0,0231
4%
0,0780
0,2605
0,0004
0,0095
0,0384
0,1515
0,2132
0,2684
87
Como mostrado na revisão de literatura, o novo modelo brasileiro preve
a desverticalização do setor, o que de fato ocorreu no início de sua vigência,
com empresas atuando separadamente na área de geração, transmissão e
distribuição. Contudo, essa desverticalização vem se revertendo, pois como é
mostrado acima, é benéfico para as empresas do setor atuar em todos os
ramos da cadeia produtiva de energia do setor de geração hidrelétrica. Um
exemplo disso é a CEMIG, que está expandindo seus investimentos em outros
setores além do da distribuição.
Para os empreendimentos de térmicas e PCHs estudados, não são
encontrados empresas de grande porte atuando nesses segmentos. Destacamse como grandes investidores de PCH o grupo Cornélio Brennand e alguns
fundos de participação. No setor termelétrico também se observam alguns
fundos de participação, o grupo Thermes, especializado em geração de energia
térmica, e o frigorífico Bertin.
A grade participação de fundos de participação e de pensão deve-se às
características de investimentos buscadas por esses fundos. Eles necessitam
de investimento de longo prazo, que rendam acima da taxa de juros padrão de
mercado e que sejam relativamente seguros. O setor de infraestrutura oferece
essas condições, especialmente o setor elétrico. Com uma TIR real média de
11 a 12%, como mostrado na tabela 13, os investidores terão rendimentos
acima dos oferecidos por títulos do governo para um mesmo período. Em
época de expectativa de queda da taxa de juros, os projetos no setor elétrico
tornam-se bastante atraentes para esses investidores.
5
CONCLUSÃO
Esse trabalho teve como objetivo analisar a relação risco percebido e
retorno requerido pelos investidores no setor de geração elétrica para os novos
empreendimentos para usinas hidrelétricas, pequenas centrais hidrelétricas e
usinas termelétricas a GNL. Além disso, analisamos o setor para saber se a
88
relação risco e retorno dos empreendimentos mostrava que o setor se
aproximava da eficiência de mercado, como definido na revisão da literatura.
Era esperado que os projetos de UHE fossem mais arriscados que os de
PCH e que os menos arriscados fossem os das UTEs. Conforme previso, as
UHEs possuem volatilidade maior, mas as PCHs e UTE possuem um nível de
volatilidade e retorno semelhante. As UHE, apesar de possuirem um risco
maior, possuem uma taxa de retorno incompatível com o seu risco, o que
contrariaria a relação risco e retorno e enfraquece a idéia que o setor elétrico
brasileiro é eficiente, pois se assim fosse, os ativos teriam a taxa de retorno
compatível com todas as informações disponíveis para o projeto e um retorno
devidamente ajustado ao seu risco. Contudo, vimos que os investidores de
UHE podem ter ganhos incrementais ao participarem dos projetos de geração
hidrelétricos e esses possíveis ganhos podem equilibrar a relação risco e
retorno do empreendimentos estudados. Esses ganhos de sinergia estão
incorporados na taxa de retorno e podem explicar um prêmio de risco mais
baixo exigido pelo investidor no ato do leilão. Por esse motivo, não se pode
rejeitar que o mercado de energia elétrica seja eficiente.
Sobre os projetos de geração, vimos a crescente participação do setor
privado. Para as UHEs, ainda temos uma participação muito grande de
empresas do governo, mas com o passar dos anos, cresce o interesse do setor
privado nos projetos, sejam eles no ramo de construção civil ou grandes
empresas do setor de energia, como a GDF Suez e a Neoenergia. Para as
PCHs, o setor privado é dominante. Já no caso das UTEs, o setor privado
também continua sendo dominante, mas ele não vem se desenvolvendo devido
aos riscos de abastecimento de GNL ao Brasil. Podemos dizer que novas
térmicas a GNL no Brasil somente estão sendo construidas devido ao fato de a
Petrobras estar arcando com o risco de insumo, que é o principal fator de risco
para esse tipo de empreendimento.
Ao olhar para as taxas de retornos dos acionistas e a competitividade
nos leilões, temos a impressão de termos um mercado de energia elétrica
89
funcionando de modo satisfatório, o que é verdade. Mas, olhando
cuidadosamente para esses projetos, vemos que sem ajuda do governo, por
meio do BNDES, a expansão do setor contemplando a segurança do sistema e
a modicidade tarifária não se sustentaria. Para as UHEs, temos os incentivos
do BNDES e descontos de imposto de renda concedidos para algumas usinas.
Para as PCHs, temos além do BNDES, descontos em encargos setoriais. Nas
UTEs, temos a Petrobras atuando fortemente no fornecimento de GNL e a
cobertura, por parte dos consumidores, dos custos fixos das usinas
termelétricas. Sem esses incentivos, não teríamos investimentos privados na
magnitude necessária para a obtenção do objetivo do novo marco regulatório
ou teríamos tarifas de energia elétrica substancialmente mais altas, que
afetariam negativamente a competitividade de nossa economia.
É importante notar, também, que os custos ambientais afetam
sensivelmente a taxa de retorno dos empreendimentos. Esses custos, que
compõe a maior parte do risco de construção, influenciam bastante as taxas de
retorno dos empreendimentos. Além disso, esses riscos ambientais podem
causar grandes atrasos nos empreendimentos. Uma maneira de reverter essa
situação e diminuir esse risco seria criar regras mais claras para o investidor,
dificultando que uma licença previamente liberada seja revogada, ou que uma
obra seja paralisada por causa de algum entrave ambiental que deveria ter sido
analisado pelos orgãos reguladores competentes antes do leilão. Medidas
como essa diminuiriam a incerteza do investidor, reduzindo a taxa de retorno
exigida, podendo atenuar também o preço da energia elétrica.
Para
estudos
futuros,
sugere-se
que
seja
examinado
mais
cuidadosamente os efeitos dos riscos ambientais nos projetos de geração. Por
ser de dificil mensuração, seus efeitos são muitas vezes negligenciados, mas
eles podem transformar um bom projeto em um empreendimento com baixo
retorno. Além disso, sugere-se que no futuro sejam realizados mais análises
com um número maior de hidrelétricas, PCHs e térmicas leiloadas, pois com
um número maior de observações, será possível verificar de uma forma mais
90
apurada se a relação risco e retorno dos empreendimentos mantém uma
relação positiva.
Por último, seria de grande importância para o setor elétrico o estudo de
como usar a diversificação na escolha de portfólio de projetos de geração. Para
isso seria necessário mensurar a correlação na volatiliade dos retornos entre
os empreendimentos de geração. Esse estudo, utilizando a teoria moderna de
portfólio, seria importante para analisar se o empreendedor poderia diversificar
os riscos indiossicráticos no setor de geração elétrica e otimizar a relação risco
e retorno dos projetos em que ele investe.
91
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96
APÊNDICE
APÊNDICE A - FLUXO DE CAIXA DOS 24 PROJETOS ANALISADOS DE UHE, PCH E UTE
UHE Belo Monte
Re ce i ta Tota l
2010
2011
2012
2013
Lu cro Ope ra ci o na l (=)
De p re ci a çã o (+)
Ca p e x (-)
Fl uxo do Proje to (=)
Is e nçã o Tri butá ri a (+)
Fi na n ci a me n to (+)
Ju ro s (-)
IR s obre Ju ro s (+)
Amorti za çã o (-)
Fl uxo de Ca i xa do Aci o ni s ta (=)
(143.654)
(766.240)
(1.688.143)
(1.745.197)
(794.006)
2028
3.635.373
2.118.255
1.517.118
(190.851)
(190.851)
(1.192.582)
0
(673.986)
(38.262)
(18.177)
(2.282)
(18.591)
(209.138)
(95.091)
(137.057)
0
(633.937)
1.618.003
(550.121)
(404.501)
(145.620)
1.067.882
633.937
0
1.701.819
0
0
(262.068)
95.000
(570.543)
964.207
2029
3.635.373
2.118.255
1.517.118
(190.851)
(190.851)
(1.192.582)
0
(673.986)
(38.262)
(18.177)
(2.282)
(18.591)
(209.138)
(95.091)
(137.057)
0
(633.937)
1.618.003
(550.121)
(404.501)
(145.620)
1.067.882
633.937
0
1.701.819
0
0
(240.229)
87.083
(570.543)
978.130
2030
3.635.373
2.118.255
1.517.118
(190.851)
(190.851)
(1.192.582)
0
(673.986)
(38.262)
(18.177)
(2.282)
(18.591)
(209.138)
(95.091)
(137.057)
0
(633.937)
1.618.003
(550.121)
(404.501)
(145.620)
1.067.882
633.937
0
1.701.819
0
0
(218.390)
79.166
(570.543)
992.052
2031
3.635.373
2.118.255
1.517.118
(190.851)
(190.851)
(1.192.582)
0
(673.986)
(38.262)
(18.177)
(2.282)
(18.591)
(209.138)
(95.091)
(137.057)
0
(633.937)
1.618.003
(550.121)
(404.501)
(145.620)
1.067.882
633.937
0
1.701.819
0
0
(196.551)
71.250
(570.543)
1.005.974
2032
3.635.373
2.118.255
1.517.118
(190.851)
(190.851)
(1.192.582)
0
(673.986)
(38.262)
(18.177)
(2.282)
(18.591)
(209.138)
(95.091)
(137.057)
0
(633.937)
1.618.003
(550.121)
(404.501)
(145.620)
1.067.882
633.937
0
1.701.819
0
0
(174.712)
63.333
(570.543)
1.019.897
Imp os to s o bre Re ce i ta (-)
PIS/COFINS
De s pe s a s (-)
Compras Mercado Spot
TUST
P&D
UBP
Taxa CCEE
Taxa Fiscalização ANEEL
Operação e Manutenção
Seguro
Royalties
Custo do Estudo
De p re ci a çã o (-)
La ji r (=)
Imp os to de Re nda e CSLL (-)
IR
CSLL
UHE Belo Monte
Re ce i ta Tota l
Receita Cativo
Receita Livre
Imp os to s o bre Re ce i ta (-)
PIS/COFINS
De s pe s a s (-)
Compras Mercado Spot
TUST
P&D
UBP
Taxa CCEE
Taxa Fiscalização ANEEL
Operação e Manutenção
Seguro
Royalties
Custo do Estudo
De p re ci a çã o (-)
La ji r (=)
Imp os to de Re nda e CSLL (-)
IR
CSLL
Lu cro Ope ra ci o na l (=)
De p re ci a çã o (+)
Ca p e x (-)
Fl uxo do Proje to (=)
Is e nçã o Tri butá ri a (+)
Fi na n ci a me n to (+)
Ju ro s (-)
IR s obre Ju ro s (+)
Amorti za çã o (-)
Fl uxo de Ca i xa do Aci o ni s ta (=)
0
0
0
0
(15.024)
0
0
0
0
0
0
0
(15.024)
0
0
0
(15.024)
0
0
0
(15.024)
0
(3.004.862)
(3.019.886)
0
2.253.647
0
0
0
0
0
0
0
(47.831)
0
0
0
0
0
0
0
(47.831)
0
0
0
(47.831)
0
0
0
(47.831)
0
(6.561.250)
(6.609.080)
0
4.920.937
0
0
0
0
0
0
0
(81.112)
0
0
0
0
0
0
0
(81.112)
0
0
0
(81.112)
0
0
0
(81.112)
0
(6.656.340)
(6.737.453)
0
4.992.255
0
0
0
2014
0
0
0
0
(143.654)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
(143.654)
0
(143.654)
0
0
0
(143.654)
0
0
(143.654)
0
0
0
0
0
Receita
ReceitaCativo
Livre
0
0
0
0
(95.091)
0
0
0
0
0
0
0
(95.091)
0
0
0
(95.091)
0
0
0
(95.091)
0
(2.795.663)
(2.890.753)
0
2.096.747
0
0
0
2015
3.635.373
2.118.255
1.517.118
(190.851)
(190.851)
(1.192.582)
0
(673.986)
(38.262)
(18.177)
(2.282)
(18.591)
(209.138)
(95.091)
(137.057)
0
(633.937)
1.618.003
(550.121)
(404.501)
(145.620)
1.067.882
633.937
0
1.701.819
412.591
0
(545.975)
197.916
(570.543)
2016
3.635.373
2.118.255
1.517.118
(190.851)
(190.851)
(1.192.582)
0
(673.986)
(38.262)
(18.177)
(2.282)
(18.591)
(209.138)
(95.091)
(137.057)
0
(633.937)
1.618.003
(550.121)
(404.501)
(145.620)
1.067.882
633.937
0
1.701.819
412.591
0
(524.136)
189.999
(570.543)
2017
3.635.373
2.118.255
1.517.118
(190.851)
(190.851)
(1.192.582)
0
(673.986)
(38.262)
(18.177)
(2.282)
(18.591)
(209.138)
(95.091)
(137.057)
0
(633.937)
1.618.003
(550.121)
(404.501)
(145.620)
1.067.882
633.937
0
1.701.819
412.591
0
(502.297)
182.083
(570.543)
2018
3.635.373
2.118.255
1.517.118
(190.851)
(190.851)
(1.192.582)
0
(673.986)
(38.262)
(18.177)
(2.282)
(18.591)
(209.138)
(95.091)
(137.057)
0
(633.937)
1.618.003
(550.121)
(404.501)
(145.620)
1.067.882
633.937
0
1.701.819
412.591
0
(480.458)
174.166
(570.543)
2019
3.635.373
2.118.255
1.517.118
(190.851)
(190.851)
(1.192.582)
0
(673.986)
(38.262)
(18.177)
(2.282)
(18.591)
(209.138)
(95.091)
(137.057)
0
(633.937)
1.618.003
(550.121)
(404.501)
(145.620)
1.067.882
633.937
0
1.701.819
412.591
0
(458.619)
166.249
(570.543)
2020
3.635.373
2.118.255
1.517.118
(190.851)
(190.851)
(1.192.582)
0
(673.986)
(38.262)
(18.177)
(2.282)
(18.591)
(209.138)
(95.091)
(137.057)
0
(633.937)
1.618.003
(550.121)
(404.501)
(145.620)
1.067.882
633.937
0
1.701.819
412.591
0
(436.780)
158.333
(570.543)
2021
3.635.373
2.118.255
1.517.118
(190.851)
(190.851)
(1.192.582)
0
(673.986)
(38.262)
(18.177)
(2.282)
(18.591)
(209.138)
(95.091)
(137.057)
0
(633.937)
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Receita Total
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TUST
P&D
UBP
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Taxa Fiscalização ANEEL
Operação e Manutenção
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Custo do Estudo
Depreciação (-)
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Imposto de Renda e CSLL (-)
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Custo do Estudo
0
Depreciação (-)
-316.513
Lajir (=)
646.556
Imposto de Renda e CSLL (-)
-219.829
IR -161.639
CSLL
-58.190
Lucro Operacional (=)
426.727
Depreciação (+)
316.513
Capex (-)
0
Fluxo do Projeto (=)
743.239
Isenção Tributária (+)
0
Financiamento (+)
0
Juros (-)
-95.408
IR sobre Juros (+)
34.585
Amortização (-)
-356.077
Fluxo de Caixa do Acionista (=)
326.340
2028
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734.442
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-80.381
-763.686
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-18.875
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-5.214
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0
-316.513
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-58.190
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316.513
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743.239
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0
-81.778
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-356.077
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2029
1.807.135
1.072.693
734.442
-80.381
-80.381
-763.686
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2030
1.807.135
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2031
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-80.381
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-80.381
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2015
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2016
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2017
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2018
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2019
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102
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P&D
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Royalties
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Receita Cativo
Receita Livre
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PIS/COFINS
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Compras Mercado Spot
TUST
P&D
UBP
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Operação e Manutenção
Seguro
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Custo do Estudo
Depreciação (-)
Lajir (=)
Imposto de Renda e CSLL (-)
IR
CSLL
Lucro Operacional (=)
Depreciação (+)
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Lajir (=)
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-9.083
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2039
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2040
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2026
162.085
104.915
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-9.083
-9.083
-37.698
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-14.952
-1.712
-810
-88
-579
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-5.455
-5.292
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-12.527
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-40.909
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109
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33,33
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2014
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2015
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2016
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2018
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2021
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2022
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0,00
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0,00
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0,00
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0,00
-7.500,60
0,00
5.185,60
0,00
0,00
0,00
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0,00
0,00
-496,23
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-810,25
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0,00
0,00
-465,22
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-810,25
2.150,07
0,00
0,00
-434,20
157,40
-810,25
2.150,07
0,00
0,00
-403,19
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-810,25
2.150,07
0,00
0,00
-372,17
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-810,25
2.150,07
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0,00
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-810,25
2.150,07
0,00
0,00
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-810,25
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0,00
0,00
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-810,25
2.150,07
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0,00
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0,00
0,00
-217,10
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-810,25
2.150,07
0,00
0,00
-186,09
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-810,25
2.150,07
0,00
0,00
-155,07
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-810,25
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-2.315,00
-1.902,21
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1.122,33
1.142,10
1.161,87
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1.201,42
1.221,19
1.240,96
PCH Pedra Furada
Receita Tota l
Receita Cativo
Receita Livre
Imposto sobre Receita (-)
PIS/COFINS
Despesas (-)
Compras Mercado Spot
TUST
TUSD
P&D
UBP
Taxa CCEE
Taxa Fiscalização ANEEL
O&M Fixo
Operação e Manutenção
Seguro
Royalties
Custo do Estudo
Depreciação (-)
La jir (=)
Imposto de Renda e CSLL (-)
IR
CSLL
Lucro Opera ciona l (=)
Depreciação (+)
Capex (-)
2026
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4.049,10
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-298,70
-298,70
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0,00
0,00
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0,00
0,00
-617,33
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-789,59
-580,58
-209,01
1.532,74
617,33
0,00
2027
4.357,46
4.049,10
308,36
-298,70
-298,70
-1.119,11
0,00
-97,50
0,00
0,00
0,00
-1,93
-1,08
0,00
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-92,60
0,00
0,00
-617,33
2.322,33
-789,59
-580,58
-209,01
1.532,74
617,33
0,00
2028
4.357,46
4.049,10
308,36
-298,70
-298,70
-1.119,11
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-97,50
0,00
0,00
0,00
-1,93
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0,00
0,00
-617,33
2.322,33
-789,59
-580,58
-209,01
1.532,74
617,33
0,00
2029
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4.049,10
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-298,70
-1.119,11
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-97,50
0,00
0,00
0,00
-1,93
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0,00
0,00
-617,33
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-580,58
-209,01
1.532,74
617,33
0,00
2030
4.357,46
4.049,10
308,36
-298,70
-298,70
-1.119,11
0,00
-97,50
0,00
0,00
0,00
-1,93
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0,00
0,00
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-209,01
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0,00
2031
4.357,46
4.049,10
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-298,70
-298,70
-1.119,11
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-97,50
0,00
0,00
0,00
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0,00
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-580,58
-209,01
1.532,74
617,33
0,00
2032
4.357,46
4.049,10
308,36
-298,70
-298,70
-1.119,11
0,00
-97,50
0,00
0,00
0,00
-1,93
-1,08
0,00
-926,00
-92,60
0,00
0,00
-617,33
2.322,33
-789,59
-580,58
-209,01
1.532,74
617,33
0,00
2033
4.357,46
4.049,10
308,36
-298,70
-298,70
-1.119,11
0,00
-97,50
0,00
0,00
0,00
-1,93
-1,08
0,00
-926,00
-92,60
0,00
0,00
-617,33
2.322,33
-789,59
-580,58
-209,01
1.532,74
617,33
0,00
2034
4.357,46
4.049,10
308,36
-298,70
-298,70
-1.119,11
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-298,70
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0,00
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1.532,74
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0,00
2037
4.357,46
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-298,70
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2038
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0,00
2039
4.357,46
4.049,10
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-298,70
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-580,58
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1.532,74
617,33
0,00
2040
4.357,46
4.049,10
308,36
-298,70
-298,70
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-97,50
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-580,58
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1.532,74
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2.150,07
2.150,07
2.150,07
2.150,07
2.150,07
2.150,07
110
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0,00
-21.245,22
2012
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8.514,72
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-539,50
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2014
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2.054,55
1.770,44
0,00
2015
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8.514,72
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-539,50
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0,00
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1.770,44
0,00
2016
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8.514,72
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2.054,55
1.770,44
0,00
2017
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0,00
-1.770,44
3.112,96
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1.770,44
0,00
2018
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0,00
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2019
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8.514,72
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0,00
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1.770,44
0,00
2020
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8.514,72
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2.054,55
1.770,44
0,00
2021
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0,00
-1.770,44
3.112,96
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-778,24
-280,17
2.054,55
1.770,44
0,00
2022
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8.514,72
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-539,50
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0,00
0,00
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0,00
0,00
-1.770,44
3.112,96
-1.058,41
-778,24
-280,17
2.054,55
1.770,44
0,00
2023
8.514,72
8.514,72
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-539,50
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-165,00
0,00
0,00
-3,78
-1,82
-2.655,65
-265,57
0,00
0,00
-1.770,44
3.112,96
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-778,24
-280,17
2.054,55
1.770,44
0,00
2024
8.514,72
8.514,72
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-539,50
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0,00
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0,00
-1.770,44
3.112,96
-1.058,41
-778,24
-280,17
2.054,55
1.770,44
0,00
2025
8.514,72
8.514,72
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-539,50
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-1.770,44
3.112,96
-1.058,41
-778,24
-280,17
2.054,55
1.770,44
0,00
Fluxo do Projeto
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0,00
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14.871,66
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0,00
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3.824,99
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0,00
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3.824,99
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0,00
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-2.323,70
3.824,99
0,00
0,00
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-2.323,70
3.824,99
0,00
0,00
-1.067,34
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3.824,99
0,00
0,00
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3.824,99
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0,00
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3.824,99
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0,00
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0,00
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0,00
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0,00
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3.824,99
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0,00
-266,84
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-2.323,70
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1.217,78
1.274,48
1.331,18
PCH Arvoredo
Receita Tota l
Receita Cativo
Receita Livre
Imposto sobre Receita (-)
PIS/COFINS
Despes as (-)
Compra Spot
TUST
P&D
UBP
Taxa CCEE
Taxa Fiscalização ANEEL
Operação e Manutenção
Seguro
Royalties
Custo do Estudo
Depreciaçã o (-)
La jir (=)
Imposto de Renda (-)
Acima 240 K
CSLL
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Depreciaçã o (+)
Ca pex (-)
2026
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8.514,72
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-539,50
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0,00
-3,78
-1,82
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-265,57
0,00
0,00
-1.770,44
3.112,96
-1.058,41
-778,24
-280,17
2.054,55
1.770,44
0,00
2027
8.514,72
8.514,72
0,00
-539,50
-539,50
-3.091,82
0,00
-165,00
0,00
0,00
-3,78
-1,82
-2.655,65
-265,57
0,00
0,00
-1.770,44
3.112,96
-1.058,41
-778,24
-280,17
2.054,55
1.770,44
0,00
2028
8.514,72
8.514,72
0,00
-539,50
-539,50
-3.091,82
0,00
-165,00
0,00
0,00
-3,78
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-2.655,65
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1.770,44
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2029
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8.514,72
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2031
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8.514,72
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-539,50
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2032
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-539,50
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2041
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8.514,72
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Fluxo de Caixa do Acionista (=)
111
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Receita Cativo
Receita Livre
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PIS/COFINS
Despesas (-)
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TUST
P&D
UBP
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Operação e Manutenção
Seguro
Royalties
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2024
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2025
5.429,10
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-328,34
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-332,18
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0,00
-2,41
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0,00
0,00
-1.092,81
1.869,05
-635,48
-467,26
-168,21
1.233,58
1.092,81
0,00
Fluxo do Projeto
Isenção Tributária (+)
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Juros (-)
IR sobre Juros (+)
Amortiza ção (-)
-7.589,67
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0,00
0,00
0,00
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0,00
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0,00
0,00
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0,00
-878,43
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-1.434,32
2.326,39
0,00
0,00
-823,53
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-1.434,32
2.326,39
0,00
0,00
-768,63
278,63
-1.434,32
2.326,39
0,00
0,00
-713,73
258,73
-1.434,32
2.326,39
0,00
0,00
-658,83
238,82
-1.434,32
2.326,39
0,00
0,00
-603,92
218,92
-1.434,32
2.326,39
0,00
0,00
-549,02
199,02
-1.434,32
2.326,39
0,00
0,00
-494,12
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-1.434,32
2.326,39
0,00
0,00
-439,22
159,22
-1.434,32
2.326,39
0,00
0,00
-384,32
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-1.434,32
2.326,39
0,00
0,00
-329,41
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-1.434,32
2.326,39
0,00
0,00
-274,51
99,51
-1.434,32
2.326,39
0,00
0,00
-219,61
79,61
-1.434,32
2.326,39
0,00
0,00
-164,71
59,71
-1.434,32
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-2.999,85
-4.032,48
-4.098,05
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402,07
437,07
472,07
507,07
542,07
577,07
612,07
647,07
682,07
717,07
752,07
787,07
PCH Varginha
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Receita Cativo
Receita Livre
Imposto sobre Receita (-)
PIS/COFINS
Despesas (-)
Compra Spot
TUST
P&D
UBP
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Seguro
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Depreciaçã o (-)
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IR
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Depreciaçã o (+)
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2026
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5.203,44
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-328,34
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0,00
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0,00
0,00
-1.092,81
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-635,48
-467,26
-168,21
1.233,58
1.092,81
0,00
2027
5.429,10
5.203,44
225,66
-328,34
-328,34
-2.138,89
0,00
-332,18
0,00
0,00
-2,41
-1,16
-1.639,22
-163,92
0,00
0,00
-1.092,81
1.869,05
-635,48
-467,26
-168,21
1.233,58
1.092,81
0,00
2028
5.429,10
5.203,44
225,66
-328,34
-328,34
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0,00
-332,18
0,00
0,00
-2,41
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0,00
0,00
-1.092,81
1.869,05
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-467,26
-168,21
1.233,58
1.092,81
0,00
2029
5.429,10
5.203,44
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-328,34
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-332,18
0,00
0,00
-2,41
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-1.639,22
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0,00
0,00
-1.092,81
1.869,05
-635,48
-467,26
-168,21
1.233,58
1.092,81
0,00
2030
5.429,10
5.203,44
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-328,34
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0,00
-332,18
0,00
0,00
-2,41
-1,16
-1.639,22
-163,92
0,00
0,00
-1.092,81
1.869,05
-635,48
-467,26
-168,21
1.233,58
1.092,81
0,00
2031
5.429,10
5.203,44
225,66
-328,34
-328,34
-2.138,89
0,00
-332,18
0,00
0,00
-2,41
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0,00
0,00
-1.092,81
1.869,05
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-467,26
-168,21
1.233,58
1.092,81
0,00
2032
5.429,10
5.203,44
225,66
-328,34
-328,34
-2.138,89
0,00
-332,18
0,00
0,00
-2,41
-1,16
-1.639,22
-163,92
0,00
0,00
-1.092,81
1.869,05
-635,48
-467,26
-168,21
1.233,58
1.092,81
0,00
2033
5.429,10
5.203,44
225,66
-328,34
-328,34
-2.138,89
0,00
-332,18
0,00
0,00
-2,41
-1,16
-1.639,22
-163,92
0,00
0,00
-1.092,81
1.869,05
-635,48
-467,26
-168,21
1.233,58
1.092,81
0,00
2034
5.429,10
5.203,44
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-328,34
-328,34
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0,00
-332,18
0,00
0,00
-2,41
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-1.639,22
-163,92
0,00
0,00
-1.092,81
1.869,05
-635,48
-467,26
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1.233,58
1.092,81
0,00
2035
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-328,34
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0,00
-332,18
0,00
0,00
-2,41
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0,00
0,00
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1.092,81
0,00
2036
5.429,10
5.203,44
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0,00
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0,00
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0,00
0,00
-1.092,81
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1.233,58
1.092,81
0,00
2037
5.429,10
5.203,44
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-328,34
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0,00
-332,18
0,00
0,00
-2,41
-1,16
-1.639,22
-163,92
0,00
0,00
-1.092,81
1.869,05
-635,48
-467,26
-168,21
1.233,58
1.092,81
0,00
2038
5.429,10
5.203,44
225,66
-328,34
-328,34
-2.138,89
0,00
-332,18
0,00
0,00
-2,41
-1,16
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0,00
0,00
-1.092,81
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1.092,81
0,00
2039
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5.203,44
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0,00
-332,18
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0,00
-2,41
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0,00
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0,00
2040
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5.203,44
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0,00
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0,00
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-467,26
-168,21
1.233,58
1.092,81
0,00
2041
5.429,10
5.203,44
225,66
-328,34
-328,34
-2.138,89
0,00
-332,18
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0,00
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0,00
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-635,48
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-168,21
1.233,58
1.092,81
0,00
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0,00
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2.326,39
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0,00
0,00
0,00
0,00
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0,00
0,00
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0,00
0,00
0,00
2.326,39
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0,00
0,00
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0,00
0,00
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0,00
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2.326,39
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2.326,39
2.326,39
2.326,39
2.326,39
2.326,39
2.326,39
2.326,39
Fluxo de Caixa do Acionista (=)
112
PCH Santa Luzia
Receita Total
Receita Cativo
Receita Livre
Impos to s obre Receita (-)
PIS/COFINS
Des pes as (-)
Compra Spot
TUST
P&D
UBP
Taxa CCEE
Taxa Fiscalização ANEEL
Operação e Manutenção
Seguro
Royalties
Custo do Estudo
Depreciação (-)
Lajir (=)
Impos to de Renda e CSLL (-)
IR
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Ca pex (-)
2009
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2010
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0,00
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-333,51
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0,00
0,00
-333,51
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0,00
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-555,85
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0,00
0,00
-555,85
0,00
0,00
0,00
-555,85
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-44.468,22
2012
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2013
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2014
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2015
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2016
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0,00
2017
25.943,69
21.783,49
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-1.788,46
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0,00
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-4.723,10
-3.472,87
-1.250,23
9.168,38
3.705,69
0,00
201 8
25.943,69
21.783,49
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-3.472,87
-1.250,23
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3.705,69
0,00
2019
25.943,69
21.783,49
4.160,19
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-1.788,46
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0,00
-427,50
0,00
0,00
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0,00
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0,00
2020
25.943,69
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2022
25.943,69
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-1.788,46
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0,00
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-3.705,69
13.891,48
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2023
25.943,69
21.783,49
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0,00
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0,00
-3.705,69
13.891,48
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-3.472,87
-1.250,23
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3.705,69
0,00
2024
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21.783,49
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2025
25.943,69
21.783,49
4.160,19
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-1.788,46
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0,00
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0,00
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0,00
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P&D
UBP
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3.705,69
0,00
2027
25.943,69
21.783,49
4.160,19
-1.788,46
-1.788,46
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-427,50
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0,00
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13.891,48
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-3.472,87
-1.250,23
9.168,38
3.705,69
0,00
2028
25.943,69
21.783,49
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-1.788,46
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0,00
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3.705,69
0,00
2029
25.943,69
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2030
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2031
25.943,69
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2032
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2033
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2034
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2038
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2039
25.943,69
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3.705,69
0,00
2040
25.943,69
21.783,49
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-1.788,46
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9.168,38
3.705,69
0,00
2041
25.943,69
21.783,49
4.160,19
-1.788,46
-1.788,46
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0,00
-3.705,69
13.891,48
-4.723,10
-3.472,87
-1.250,23
9.168,38
3.705,69
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Fluxo do Projeto
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Financiamento (+)
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IR sobre Juros (+)
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12.874,06
12.874,06
12.874,06
12.874,06
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Fluxo de Ca ixa do Acionis ta (=)
113
PCH Ibirama
Receita Total
2009
2010
2011
Receita Cativo
Receita Livre
Imposto sobre Receita (-)
PIS/COFINS
Despesas (-)
Compra Spot
TUST
P&D
UBP
Taxa CCEE
Taxa Fiscalização ANEEL
Operação e Manutenção
Seguro
Royalties
Custo do Estudo
Depreciação (-)
Lajir (=)
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IR
CSLL
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0,00
-1.072,35
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0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
-217,04
0,00
-1.353,40
0,00
-217,04
0,00
0,00
0,00
-217,04
0,00
-28.938,00
0,00
0,00
0,00
0,00
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0,00
2041
16.768,60
16.459,33
309,27
-1.151,45
-1.151,45
-5.658,30
0,00
-315,00
0,00
0,00
-7,45
-3,48
-3.617,25
-361,73
0,00
-1.353,40
-2.411,50
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4.981,25
2.411,50
0,00
Fluxo do Projeto
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0,00
0,00
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0,00
0,00
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-3.165,09
7.392,75
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
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0,00
0,00
0,00
0,00
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0,00
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7.392,75
7.392,75
7.392,75
7.392,75
7.392,75
7.392,75
7.392,75
7.392,75
7.392,75
7.392,75
7.392,75
PCH Ibirama
Receita Total
Receita Cativo
Receita Livre
Imposto sobre Receita (-)
PIS/COFINS
Despesas (-)
Compra Spot
TUST
P&D
UBP
Taxa CCEE
Taxa Fiscalização ANEEL
Operação e Manutenção
Seguro
Royalties
Custo do Estudo
Depreciação (-)
Lajir (=)
Imposto de Renda e CSLL (-)
IR
CSLL
Lucro Operacional (=)
Depreciação (+)
Capex (-)
114
UTE Escolha
Re ce i ta Tota l
2008
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0,00
0,00
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0,00
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2009
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0,00
0,00
-501,15
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-1.595,42
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2011
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-2.705,56
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-3.171,82
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2013
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123.667,60
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-6.710,83
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0,00
2014
123.667,60
123.667,60
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-6.710,83
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31.718,15
0,00
2015
123.667,60
123.667,60
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-6.710,83
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2016
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123.667,60
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31.718,15
0,00
2017
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123.667,60
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-6.710,83
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-4.938,27
36.213,99
31.718,15
0,00
Va lor Re s idua l
Fluxo do Projeto
Is e nçã o Tri butá ria (+)
Fina nci a me nto (+)
J uros (-)
IR s obre J uros (+)
Amortiza çã o (-)
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
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67.932,14
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67.932,14
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67.932,14
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2018
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123.667,60
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-13.717,42
-4.938,27
36.213,99
31.718,15
0,00
2019
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123.667,60
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-6.710,83
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0,00
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2020
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123.667,60
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-6.710,83
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0,00
2021
123.667,60
123.667,60
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-6.710,83
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2022
123.667,60
123.667,60
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-6.710,83
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0,00
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2023
123.667,60
123.667,60
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-6.710,83
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-4.938,27
36.213,99
31.718,15
0,00
2024
123.667,60
123.667,60
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-6.710,83
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31.718,15
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2025
123.667,60
123.667,60
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-6.710,83
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-618,34
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-3.171,82
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-31.718,15
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-18.655,69
-13.717,42
-4.938,27
36.213,99
31.718,15
0,00
2026
123.667,60
123.667,60
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-6.710,83
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-618,34
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-31.718,15
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-18.655,69
-13.717,42
-4.938,27
36.213,99
31.718,15
0,00
2027
123.667,60
123.667,60
0,00
-6.710,83
-6.710,83
-30.368,94
0,00
-10.110,00
-1.303,78
0,00
0,00
-618,34
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-3.171,82
0,00
0,00
-31.718,15
54.869,68
-18.655,69
-13.717,42
-4.938,27
36.213,99
31.718,15
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67.932,14
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0,00
-10.926,83
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-31.718,15
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67.932,14
0,00
0,00
-9.712,73
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67.932,14
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67.932,14
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67.932,14
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67.932,14
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67.932,14
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0,00
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67.932,14
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0,00
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-31.718,15
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67.932,14
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-1.214,09
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-31.718,15
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226.522,89
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0,00
0,00
0,00
0,00
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30.022,12
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33.118,05
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34.666,02
35.440,00
226.522,89
Recei ta Fixa
Receita Variável
Impos to s obre Rece ita (-)
PIS/COFINS
De s pe s a s (-)
Diferença a pagar
TUST
P&D
UBP
Taxa CCEE
Taxa Fiscali zação ANEEL
Operação e Manutenção
Seguro
Royal ties
Custo do Estudo
De pre cia çã o (-)
La jir (=)
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IR
CSLL
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De pre cia çã o (+)
Ca pex (-)
UTE Escolha
Re ce i ta Tota l
Recei ta Fixa
Receita Variável
Impos to s obre Rece ita (-)
PIS/COFINS
De s pe s a s (-)
Diferença a pagar
TUST
P&D
UBP
Taxa CCEE
Taxa Fiscali zação ANEEL
Operação e Manutenção
Seguro
Royal ties
Custo do Estudo
De pre cia çã o (-)
La jir (=)
Impos to de Re nda e CSLL (-)
IR
CSLL
Lucro Ope ra ciona l (=)
De pre cia çã o (+)
Ca pex (-)
Va lor Re s idua l
Fluxo do Projeto
Is e nçã o Tri butá ria (+)
Fina nci a me nto (+)
J uros (-)
IR s obre J uros (+)
Amortiza çã o (-)
Fluxo de Ca ixa do Acionis ta (=)
115
UTE Cacimbaes
Receita Tota l
Receita Fixa
Receita Variável
Impos to s obre Receita (-)
PIS/COFINS
Des pes a s (-)
Diferença a pagar
TUST
P& D
UBP
Taxa CCEE
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Operação e Manutenção
Seguro
Royalties
Custo do Estudo
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La jir (=)
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IR
CSLL
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Ca pex (-)
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2009
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2016
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P& D
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2027
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2028
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9.812,14
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UTE Cacimbaes
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Fluxo de Ca ixa do Acionis ta (=)
116
UTE João Neiva
Rece ita Tota l
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Fluxo do Projeto
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Fluxo de Ca ixa do Acionis ta (=)
UTE João Neiva
Rece ita Tota l
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Impos to s obre Re ceita (-)
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TUST
P&D
UBP
Taxa CCEE
Taxa Fiscalização ANEEL
Operação e Manutenção
Seguro
Royalties
Custo do Estudo
Deprecia çã o (-)
La jir (=)
Impos to de Re nda e CSLL (-)
IR
CSLL
Lucro Opera ciona l (=)
Deprecia çã o (+)
Ca pex (-)
Va lor Res idua l
Fluxo do Projeto
Is ençã o Tributá ria (+)
Fina ncia mento (+)
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Fluxo de Ca ixa do Acionis ta (=)
2009
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2014
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161.905,42
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2015
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117
UTE Joinville
Receita Tota l
Receita Fixa
Receita Variável
Impos to s obre Receita (-)
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P&D
UBP
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Operação e Manutenção
Seguro
Royalties
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Deprecia çã o (-)
La jir (=)
Impos to de Renda e CSLL (-)
IR
CSLL
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Deprecia çã o (+)
Ca pex (-)
Va lor Res idua l
Fluxo do Projeto
Is ençã o Tributá ria (+)
Fina ncia mento (+)
Juros (-)
IR s obre Juros (+)
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UTE Joinville
Receita Tota l
Receita Fixa
Receita Variável
Impos to s obre Receita (-)
PIS/COFINS
Des pes a s (-)
Diferença a pagar
TUST
P&D
UBP
Taxa CCEE
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Operação e Manutenção
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Deprecia çã o (-)
La jir (=)
Impos to de Renda e CSLL (-)
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Lucro Opera ciona l (=)
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Fluxo do Projeto
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2009
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2025
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87.159,9 3
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2026
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87.159,93
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-3.820,99
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24.324,63
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-2.189,22
16.054,26
31.562,45
0,00
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205.428,96
Fluxo de Ca ixa do Acionis ta (=)
119
UTE Linhares
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46.550,03
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2014
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46.550,03
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2015
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2016
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46.550,03
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2017
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P&D
UBP
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Operação e Manutenção
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46.550,03
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2019
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2022
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2024
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2025
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2026
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46.550,03
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