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7 Maio 2010
Energias Renováveis em Angola: Tornar uma Realidade
Agenda
I. Grupo ESCOM
II. Visão Preliminar do Potencial em Angola
III. Como Implementar
IV. Experiência do Grupo Espírito Santo no Sector Eólico
I. Grupo ESCOM
• O grupo Escom foi fundado em 1993 pelo Grupo Espírito Santo e por Hélder Bataglia
• Começou a sua actividade na área do trading, apostando posteriormente na diversificação dos investimentos
• Enfoque nos sectores não-financeiros em África
• Visão: “15 anos à frente do tempo”
• Presente na República do Congo desde 1999
• Escritórios em Luanda (Angola), Joanesburgo (África do Sul), Kinshasa (República Democrática do Congo) e Lisboa (Portugal)
Quem somos
4
O que fazemos
5
• Ser um investidor de referência na África Sub-Sahariana, actuando nos sectores de:
Estratégia de Parcerias
• Elo de ligação entre grandes grupos internacionais e parceiros locais
• JV’s com parceiros internacionais detentores de know-how em sectores específicos
• Gestão operac./financ. de projectos c/ transferência de know-how (RH locais > 90%)
6
Escom no Sector da Energia
• Angola: Potencial hidroeléctrico 17 Gw / Capacidade disponível actual 800 Mw (5%)
• Projecto Hidro-Luapasso: 3 minihídricas na Lunda Norte/Sul :
- Barragem da Samuela - 15 Mw
- Barragem da Luapasso - 40 Mw
- Barragem da Camanenga – 25 Mw
• Fornecer energia aos projectos diamantíferos
(incl. Luó) e comunidades locais
• Parceria com ENE e Mecamidi (França)
7
Espírito Santo
International Hold.
Rio ForteEspírito Santo
Financial Group
Banca Comercial
Investment Banking
Private Banking
Gestão de Activos
Corretagem
Seguros
Leasing
Capital de Risco
Hotéis
Agências de Viagens
Saúde & SPA
Agro-indústria
Imobiliário
Serviços
Escom
Construção
Grupo Espírito Santo
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II. Visão preliminar do potencial em Angola
Enquadramento Macroeconómico de Angola
10
• Estatísticas cada vez mais fiáveis e actualizadas e com difusão internacional são
fundamentais para a percepção de risco por parte de investidores internacionais
• Apoio FMI ($1,4 bn stand-by arrangement) para apoiar sector não-petrolífero
• Recuperação da crise já em 2010
Fonte: ES Research.
Enquadramento Macroeconómico de Angola (cont.)
11
• Crescimento com inflação controlada (12-14%)
reforça confiança dos investidores
• Recuperação do preço do barril de petróleo tem
contribuído para ultrapassar crise de 2009
• Sector non-oil com crescimento mais rápido
embora represente apenas 40% do PIB
22,71
34,64
15,66
2007 2008 2009
Receitas fiscais petrolíferas (em USD Bln)
11.99
17.40
12.90
2007 2008 2009 (NOV)
Reservas Internacionais (em USD Bln)
• Mas convém notar que Angola não foi imune à crise:
- Forte desaceleração do cresc. PIB (preço e produção de petróleo)
- Decréscimo em 75% das receitas fiscais ( ↓ Investimentos Públicos)
- Escassez de liquidez levou a: (i) maiores restrições no acesso a
USD, e (ii) política monetária restritiva ( ↑ reservas compulsórias de
15% para 30% e ↑ taxa de redesconto de 19% para 30%)
- Queda das reservas internacionais líquidas
- Pressão sobre o Kwanza - desvalorização acumulada de 19%
A Situação Energética neste momento
12
Capacidade Disp.
(MW)
Produção
(GWh)
Sistema Norte 721 2 690 3 137
Sistema Centro 39 159 500
Sistema Sul 33 184 162
Sistemas Isolados 60 207 500
Auto-Geração ≈ 1 000 (E)
Total 853 3 240 4 280
Fontes: Minea, IEA, World Bank.
• Necessidade de desenvolver o sector: <30% da população com acesso à
electricidade e consumo per capita baixo: 185 KWh/ano vs 4900 Port. e 5000 RSA
Consumo
(GWh)
78% Hidro
2008
22% Termo
Novo Plano Investimento => $18 Bn até 2018
Visão preliminar dos Recursos Eólicos
13
• Estudos simulatórios preliminares indicam que as região Sul e Centro apresentam
melhores condições para a implantação de projectos eólicos
Velocidade Média do Vento (m/s)
Unidade: m/s @ 80 m acima do solo.
Necessário conduzir Estudos de
Ventos localmente para obter
maior fiabilidade sobre:
• Velocidade do vento
• Regularidade vento
• Direcção do vento
• Impacto ambiental
Fonte: Vestas.
Alguns dos obstáculos a abordar
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INTERLIGAÇÃO
SISTEMAS
ELÉCTRICOS
REGULAÇÃO /
ESTUDOS
TÉCNICOS FIÁVEIS
COBERTURA /
EFICIÊNCIA DA
REDE
TARIFAS
(nível ,cobrança)/
FINANCIAMENTO
LONGO-PRAZO
AUTO-GERAÇÃO
/ SUBSIDIAÇÃO
COMBUSTÍVEIS
III. Como implementar
• Mercado não-regulado ou estruturas de tarifa garantida
• PPA e CPA (certificados verdes) negociados bilateralmente com rede eléctrica local
• Risco de alteração legislativa repartido entre o Promotor e o Offtaker
• Restrições ambientais (due diligence específico)
• Processo de licenciamento moroso
• Actividade comercial (vender electricidade e/ou certificados verdes) requer clausulas
específicas no PPA/CPA (atender às fase de construção, timing da licença, etc)
• Ligação à rede (precedida provavelmente de upgrade tecnológicas antes da ligação)
• Regras de contratação públicas consistentes com construção e O&M
• Ter equipes locais durante construção/O&M (i.e. recursos alocados doutros países e
falta de parceiros locais dificulta alcançar estrutura integrada de EPC incl. O&M)
• Aerogeradores/O&M idealmente facturados em Eur/USD (gerir risco cambial l.prazo)
• Requer exigências adicionais (documentação, princípios do ecuador)
Principais Aspectos de um Projecto Eólico
16
Risco
Regulatório
Aspectos
Legais
Estrutura
Contratual
Risco
Cambial
Multilaterais
Acordos de Offtake
(PPA/CPA)
Bancos
Operador da
Rede
SPV
Promotores
Construção civil
Equipamento e
empreitadas eléctricas
Fabricantes
Aerogeradores
Subempreiteiros
Utility
Contratos de
Financiamento
Acordo de
Interconexão
Acordo subscrição
de capital
Contrato de
Operação do Parque
Prop. terrenos
Direitos de superficie
Empreiteiro
Geral
Contrato de
Empreitada
Entidades
Públicas
Licenças e
autorizações
Estrutura Contratual típica de um Projecto Eólico
Contratos de
Operação e
Manutenção
17
• Project finance / sem recurso
• Entre 80:20 e 90:10
• Equivalente ao prazo do PPA (ou +2-3 anos em função de mitigação riscos)
• 1,30x a 1,40x num cenário P50 (Base Case)
• 1,05x a 1,15x num cenário P90 (Worst Case)
• Spreads dependerão da divisa (USD vs AKZ), enquadramento dos principais
contratos (aerogeradores), estrutura tarifária e condições de mercado
• Comissões upfront de 2% a 3.5%
• Na ausência de um PPA ou após término do PPA, os rácios de cobertura e o
custo do financiamento serão revistos (cash sweep/ mitigação do risco)
Estrutura de Financiamento típica de um Projecto Eólico
18
Tipo
Rácio Dívida /
Fundos Próprios
Prazo
Rácios Cobertura
Serviço da Dívida
Custo
Dívida Sénior
Risco Comercial
• Conduzir estudos de ventos tendo em conta todas as condicionantes legais e/ou técnicas
• Escolher a solução técnica com consultores técnicos, financeiros, jurídicos e de seguros
• Contactar fornecedores experientes, avaliando suas propostas e negociando os contratos
(preço, LDs, garantias, etc) para o projecto ser bancável numa base sem recurso
• Todas as partes envolvidas têm de cumprir as restrições de licenciamentos/autorizações
e mitigam todos os potenciais impactos económicos no projecto
• Estruturas de financiamento podem varia durante as várias fases do projecto (bridge loans,
estruturas mini-perm, dívida de longo-prazo, mezzanine, capitais próprios permanentes)
• Vários tipos de facilidades de crédito disponíveis (construção, IVA, reserva Serviço Dívida)
• Garantir que o empreiteiro geral e todos os subempreiteiros cumprem o contrato de
engenharia, projecto e construção (EPC) e todos os contratos relacionados com este
• Confirmar que o parque eólico funciona na capacidade disponível e curva de potência
acordadas com o empreiteiro geral (EPC) / operador (O&M)
Fases de Desenvolvimento de um Projecto Eólico
Escolher Local
Escolher
Fornecedores
Quadro
Regulatório
Angariar
Financiamento
Fase de
Construção
O&M e período
de Garantia
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Factors Críticos de Sucesso para os Investidores
20
Maximizar
Recursos &
Capacidades
• As competências-chave que um Investidor deve ter para actuar em Angola consistem em:
Presença local consolidada
Conhecimento profundo do sector (directo ou via parceiras com importantes players internacionais)
Comprovada capacidade de montar financiamentos de Renováveis a nível local e internacional
IV. Experiência do Grupo Espírito Santo no Sector Eólico
Experiência do GES no Sector Eólico
22
• Grupo Espírito Santo tem uma vasta experiência no sector da energia eólica, nomeadamente
através do seu Banco de Investimento (BES Investimento)
- Liderança (Mandated Lead Arranger – “MLA”) na montagem de financiamentos de projectos num
valor global superior a €5 mil milhões em Portugal, Espanha, França, Alemanha, Austrália e USA
- Participação em 175 projectos de energias renováveis com capacidade instalada de 4.500 MW
- #1 Assessor Financeiro e #8 MLA em termos mundiais em 2009 (Infrastructure Journal)
• Experiência em mercados geográficos e ambientes regulatórios differentes
• Experiência na condução de processos de due diligence cumprindo prazos rigorosos
• Experiência na optimização da alavancagem em função do perfil de geração de cash flows
Exemplo – Parque Eólico de Arganil
• Vários projectos em que o Grupo Espírito Santo esteve envolvido podem constituir exemplos
relevantes para Angola: nessa perspectiva, o parque eólico de Arganil é um caso interessante
• Em Dezembro de 2008, o ESI concluiu um financiamento de €141.5 milhões para desenvolver o
parque eólico de Arganil em Portugal com 102 MW
Portugal
2008
Mandated Lead Arranger
€ 141,5 million
Parque Eólico de Arganil (PEA)
Toita , Arouca/Silva and Vale Grande / Burela
Parque Eólico
102 MW
Sobrevento – Energias
Alternativas
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Parque Eólico de Arganil – Estrutura Contratual
24
Power Purchase
Agreement
• No quadro da legislação aplicável, o Projecto beneficia de um PPA com a rede eléctrica nacional (REN)
• O PPA prevê uma tarifa fixa durante um período que será o menor entre (i) 15 anos ou (ii) até ao momento
em que a produção atinja 33 GW/h por MW instalado (previsto ocorrer no ano 13 do caso base)
• Após o PPA extinguir-se, o Projecto funcionará a preços de mercado
Contrato de
Construção/
Fornecimento de
Aerogeradores
• O Projecto beneficia de um contrato “chave na mão” em que a Vestas fornece 34 turbinas de 3MW cada
• No âmbito deste contrato, o risco de construção e implementação são transferidos para a Vestas
• Vestas garante ainda a capacidade instalada durante 2 anos após a adjudicação do parque eólico
Contrato de
Operação &
Manutenção
• O Projecto beneficia de um contrato de O&M com a Vestas nos primeiros 5 anos de operação
• No âmbito do contrato de O&M , a Vestas garante uma disponibilidade média do parque eólico de 92% nos
primeiros anos e de 95% nos restantes
• No quadro dos contratos de financiamento, quando o contrato de O&M terminar, a sociedade-veículo
deverá assinar um novo contrato com termos e condições aceitáveis pelos bancos
Due Diligence
• Processo de due diligence aprofundado foi conduzido pelo banco e por reputados consultores contratados
por este, cobrindo diversas áreas: legal, seguros, auditoria do modelo financeiro, áreas técnicas e de vento
• Due diligence detalhado sobre os ventos, analisando-se diferentes cenários probabilísticos que serviram
para estruturar o financiamento e determinar o montante máximo de dívida que o projecto pode suportar
Parque Eólico de Arganil – Estrutura de Financiamento
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Facilidades de
Crédito
• Facilidade de longo prazo: €111 milhões para financiar o investimento do Projecto
• Facilidade de IVA: €11.5 milhões para financiar IVA dedutível
• Facilidade de Fundo de Maneio: €5 milhões para financiar necessidades de fundo de maneio
• Facilidade para reserva do serviço da dívida: €7 milhões para financiar 6 meses do serviço da dívida
• Facilidade de garantia: €7 milhões para prestação de garantias exigidas no quadro do Projecto
Rácios de
Cobertura
• Capitais Alheios / Capitais Próprios: 84% / 16%
• Rácios de cobertura do serviço da dívida do Caso Base: ADSCR 1.37 e LLCR 1.51
• Lock-up ratios: ADSCR 1.10 e LLCR 1.25
• Rácios de incumprimento: ADSCR<1.10x e LLCR<1.15x
Maturidade • 17 anos no caso da linha crédito de longo prazo
Mecanismo de
Cash Sweep
• Para mitigar a exposição ao risco de mercado quando as tarifas garantidas cessarem, o Projecto dispõe de
um mecanismo de Cash Sweep que permite o reembolso antecipado dos financiamentos
• O mecanismo de Cash Sweep prevê que, nos últimos 5 anos de tarifas garantidas, o cash flow disponível
(após O&M e impostos) seja utilizado integralmente para reembolsar os financiamentos no caso do ADSCR
ser inferior a 1.3x (1.35x após o período de tarifas garantidas)
Cobertura de
Risco de Taxa de
Juro
• Durante o período de construção: 100% dos financiamentos têm uma taxa de juro fixa
• Durante os primeiros12 anos de operação: 75% dos financiamentos têm uma taxa de juro fixa
• Após esses período: taxa variável
Muito Obrigado
***
FIM