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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO
INSTITUTO COPPEAD DE ADMINSTRAÇÃO
WELLINGTON HENRIQUE SENTER
GERAÇÃO EÓLICA E ATRATIVIDADE FINANCEIRA: uma análise crítica a partir
dos empreendimentos comercializados no novo ambiente de contratação no Brasil
RIO DE JANEIRO
2011
Wellington Henrique Senter
GERAÇÃO EÓLICA E ATRATIVIDADE FINANCEIRA: uma análise crítica a partir
dos empreendimentos comercializados no novo ambiente de contratação no Brasil
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 de Castro Ferreira, D.Sc.
Rio de Janeiro
2011
S474 Senter, Wellington Henrique.
Geração eólica e atratividade financeira: uma análise crítica a
partir dos empreendimentos comercializados no novo ambiente de
contratação. / Wellington Henrique Senter. – 2011. 84f. 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. Energia eólica. 2. Avaliação de projetos. 3. Administração -
Teses. I. Ferreira, Vicente Antônio de Castro. (Orient.). II.
Universidade Federal do Rio de Janeiro. Instituto COPPEAD de
Administração. III. Título. CDD 333.7923
Wellington Henrique Senter
GERAÇÃO EÓLICA E ATRATIVIDADE FINANCEIRA: uma análise crítica a partir
dos empreendimentos comercializados no novo ambiente de contratação no Brasil
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 Ferreira – Orientador
(COPPEAD/UFRJ)
__________________________________________________
Prof. Margarida Sarmiento Gutierrez – COPPEAD / UFRJ
__________________________________________________
Prof. Ronaldo Goulart Bicalho – IE / UFRJ
AGRADECIMENTOS
Agradeço em primeiro lugar a oportunidade de ter estudado no Coppead, instituição
que escolhi para me capacitar e me preparar para uma nova etapa de vida e da
carreira. Com certeza foi uma excelente escolha.
Agradeço ao meu orientador, professor Vicente Ferreira, pela ajuda na definição do
direcionamento desta pesquisa e por todas as contribuições dadas durante a fase
de elaboração. Agradeço também aos professores Margarida Gutierrez e Ronaldo
Bicalho, que gentilmente aceitaram participar da minha banca.
A todos os professores do mestrado pelos ensinamentos que aumentaram
enormemente minha bagagem intelectual. Aos funcionários da secretaria acadêmica
e da biblioteca, em especial para Eliane dos Santos, pelo grande apoio sempre que
solicitado. Também aos amigos da turma 2009, que proporcionaram um ótimo
ambiente durante o exaustivo período de estudos destes últimos 2 anos e meio.
As empresas e pessoas que se interessaram pela pesquisa, principalmente a BWP
Consultoria e a Chesf. Meu muito obrigado em destaque para Inês Baptista, grande
entusiasta do tema e com grande contribuição na elaboração da dissertação.
Aos meus grandes amigos pessoais, Alexandre, Braga, Júnior e Matoso, pela
paciência (mesmo com reclamações) com minha ausência nestes últimos anos.
A minha querida Carlinha, namorada, amiga, companheira e confidente, por toda a
energia positiva e a confiança passada. Com ela ficou mais fácil superar todos os
obstáculos encontrados no caminho.
A minha também querida família, a quem dedico este trabalho. Meu pai, Jorge,
minha mãe, Nair, meus irmãos William e Nayara, agradeço muito por terem tolerado
meu mau humor durante o tempo de mestrado. Foi difícil, muito difícil, mas é um
sonho que estou realizando, e tenho enorme satisfação em dedicá-lo a vocês.
Por fim, a Deus, por ter me dado a paciência, a serenidade e a perseverança que
permitiram que este trabalho fosse concluído.
RESUMO
SENTER, Wellington H. Geração eólica e atratividade financeira: Uma análise crítica a
partir dos empreendimentos comercializados no novo ambiente de contratação. Rio de
Janeiro, 2011. Dissertação (Mestrado em Administração) – Instituto de Pós-Graduação e
Pesquisa em Administração - COPPEAD, Universidade Federal do Rio de Janeiro, 2011.
A presente dissertação foi elaborada com a proposta de contribuir para o
entendimento da atratividade financeira do segmento de geração eólica com base
em empreendimentos recentemente negociados no Brasil. O objetivo da pesquisa
foi confrontar o retorno requerido por investidores em empreendimentos eólicos no
país com a taxa de remuneração esperada para esse tipo de investimento. O
trabalho foi conduzido como um estudo de campo a partir de informações do Leilão
de Energia de Reserva realizado em dezembro de 2009, primeiro evento de
contratação exclusivamente dedicado a geração eólica. Foram desenvolvidos os
fluxos dos 71 projetos comercializados no certame e estimada a taxa de retorno
obtida pelos acionistas. Para a elaboração dos fluxos foram consideradas as
características de comercialização acordadas no leilão. Adicionalmente foi calculada
uma taxa de remuneração considerada adequada para empreendimentos no setor
eólico. A partir do confronto entre a taxa de retorno dos acionistas e a taxa de
remuneração considerada adequada para o setor, foi encontrado o prêmio de risco
obtido pelos investidores neste evento de contratação. Ao final, os resultados
obtidos indicaram que o prêmio de risco médio obtido pelos investidores
participantes do leilão foi negativo em 4,3%.
Palavras-Chave: Avaliação de Projetos. Alternativas sustentáveis. Energia eólica. Taxa de retorno. Administração
ABSTRACT
SENTER, Wellington H. Geração eólica e atratividade financeira: Uma análise crítica a
partir dos empreendimentos comercializados no novo ambiente de contratação. Rio de
Janeiro, 2011. Dissertação (Mestrado em Administração) – Instituto de Pós-Graduação e
Pesquisa em Administração - COPPEAD, Universidade Federal do Rio de Janeiro, 2011.
The present thesis was done with the proposal to contribute to the understanding of
the financial attractiveness of the segment-based wind generation projects recently
traded in Brazil. The aim was to confront the return required by investors in wind
projects in the country with the expected rate of return for this type of investment.
The work was conducted as a field study of information from the Energy Reserve
Auction held in December 2009, first hiring event exclusively dedicated to wind
energy. It were developed 71 flows by projects sold at the event and estimated rate
of return obtained by shareholders. In developing the flow characteristics were
considered in the auction market agreed. Additionally was calculated the rate of
return deemed appropriate for projects in the wind sector. From the comparison
between the rate of return on stockholders and rate of return deemed adequate for
the industry, found the risk premium earned by investors in the event of
commercialization. In conclusion, the results indicated that the average risk premium
obtained by investors participating in the auction was a negative 4.3%.
Keywords: Project valuation. Sustainable alternatives. Wind energy. Rate of return.
Administration
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Ilustração 1 – Custo do Capital Próprio calculado pela ANEEL................................35
Ilustração 2 – Distribuição dos custos iniciais em projetos de geração eólica..........53
Ilustração 3 – Resultados dos projetos negociados no LER DEZ/2009....................60
Ilustração 4 – Distribuição das taxas de retorno (TIR) dos projetos..........................65
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Investimento inicial dos empreendimentos negociados no LER
DEZ/2009...................................................................................................................55
Tabela 2 – Dados dos empreendimentos negociados no LER DEZ/2009................57
Tabela 3 – Receita bruta da venda de energia negociada no LER DEZ/2009..........57
Tabela 4 – Retorno dos empreendimentos negociados no LER DEZ/2009..............64
Tabela 5 – Correlações entre a TIR e características dos projetos...........................65
Tabela 6 – Resultado dos fluxos dos projetos por Unidade Federativa....................66
Tabela 7 – Descrição dos grupos acionistas.............................................................68
Tabela 8 – Resultados obtidos pelos grupos acionistas no LER DEZ/2009.............69
Tabela 9 – Correlações entre a TIR dos grupos acionistas e características dos
projetos......................................................................................................................70
Tabela 10 – Resultados dos grupos acionistas por segmento..................................71
Tabela 11 – Resultados da análise probabilística.....................................................72
Tabela 12 – Resultado da análise probabilística geral e por segmento....................73
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
BM&F – Bolsa de Mercadorias e Futuros
CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CAPM – Capital Asset Price Model
EPC – Engineering, Procurement & Constructiction
EPE – Empresa de Pesquisa Energética
FCD – Fluxo de Caixa Descontado
GW - Gigawatt
IPO – Inicial Public Offering
kW – Kilowatt
LER DEZ/2009 – Leilão de Energia de Reserva realizado em dezembro de 2009
MW – Megawatt
MWh – Megawatt hora
MDL – Mecanismo de Desenvolvimento Limpo
PCH – Pequena Central Hidrelétrica
Proinfa – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
RCE – Redução Certificada de Emissão
TIR – Taxa Interna de Retorno
TJLP – Taxa de Juros de Longo Prazo
TUST – Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
UNFCCC - United Nations Framework Convention on Climate Change
VPL – Valor Presente Líquido
WACC – Weighted Average Cost of Capital
WTPI - Wind Turbine Price Index
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO..........................................................................................................................................12
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA.....................................................................................................................17
2.1 ENERGIA EÓLICA – PANORAMA SETORIAL...............................................................................17
2.2 AVALIAÇÃO FINANCEIRA DE EMPREENDIMENTOS EÓLICOS.................................................26
2.2.1 Características dos projetos de geração eólica................................................................26
2.2.2 Avaliação de projetos e investimentos voltados ao setor eólico....................................27
2.2.3 Estimação do custo do capital para o setor de energia...................................................30
3. METODOLOGIA.......................................................................................................................................38
3.1 FLUXOS E RETORNOS DOS EMPREENDIMENTOS...................................................................39
3.1.1 Descrição da modelagem aplicada.....................................................................................39
3.1.2 Informações necessárias, fontes e coletas de dados.......................................................40
3.1.3 Limitações do Método..........................................................................................................42
3.2 TAXA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL......................................................................................43
3.2.1 Descrição da metodologia aplicada....................................................................................43
3.2.2 Informações necessárias, fontes e coletas de dados.......................................................46
3.2.3 Limitações do Método..........................................................................................................47
4. APLICAÇÃO E RESULTADOS................................................................................................................49
4.1 DESCRIÇÃO E MODELAGEM DOS FLUXOS E DO CUSTO DE CAPITAL DOS PROJETOS.....49
4.1.1 Visão geral dos projetos eólicos negociados no leilão....................................................50
4.1.2 Descrição dos parâmetros dos fluxos................................................................................52
4.1.2.1 Horizonte temporal.................................................................................................52
4.1.2.2 Investimento e Financiamento...............................................................................53
4.1.2.3 Projeção de receitas..............................................................................................56
4.1.2.4 Projeção de despesas...........................................................................................58
4.1.2.5 Demais parâmetros dos fluxos..............................................................................59
4.1.3 Determinação do custo de capital......................................................................................60
4.2 ANÁLISE DOS RESULTADOS.......................................................................................................64
4.2.1 Visão geral dos retornos dos projetos..............................................................................64
4.2.2 Retorno dos projetos na visão dos grupos acionistas....................................................66
5. CONSIDERAÇÕES FINAIS.....................................................................................................................74
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS............................................................................................................79
APÊNDICE...................................................................................................................................................84
12
1. INTRODUÇÃO
A parcela da energia elétrica gerada a partir da fonte eólica é bastante
reduzida atualmente. Segundo dados divulgados pelo Conselho Global de Energia
Eólica (GWEC)1, no fechamento do ano de 2010 a participação dessa fonte na
matriz energética global era pouco mais de 2%.
Por outro lado, a capacidade mundial da geração de energia a partir dos
ventos vem registrando altas taxas de crescimento nos últimos anos. Ainda segundo
o levantamento do GWEC, em 2001 a capacidade mundial era de 24 GW. Já em
2010, após um crescimento de 22,5% sobre o ano anterior, a capacidade se
aproximou dos 200 GW. O crescimento anual médio na última década foi de 26%,
sendo que em todos os anos acima dos 20%.
No Brasil o cenário é parecido. De acordo com dados da Empresa de
Pesquisa Energética (EPE)2, a geração eólica representava menos de 1% da
capacidade total do país no final de 2010. No entanto, o ritmo de crescimento, assim
como no cenário global, é bastante elevado.
Em 2001 a geração eólica era praticamente inexistente no país. Eram apenas
20MW instalados. Já em março de 2011 o país alcançou o primeiro GW de
capacidade de geração eólica. Comparada a capacidade do início da década são
mais de 5000% de crescimento, ou uma taxa anual de crescimento médio de 150%.
A energia eólica, assim como a energia solar, a geotérmica, biomassa, entre
outras, faz parte do grupo chamado de “fontes alternativas” (ou “outras fontes”). São
aplicações mais recentemente aproveitadas para a geração de eletricidade que,
segundo a Key World Energy Statistics da IEA (Agência Internacional de Energia, na
sigla em inglês)3, aumentou em 500% sua participação na matriz energética global
entre 1973 e 2006.
Ainda assim, a maior parte do abastecimento energético hoje provém das
“fontes tradicionais”. No mundo, segundo o World Energy Outlook 2010 divulgado
1 Annual market update 2010.
2 Plano decenal de expansão de energia 2019.
3 Edição de 2008
13
pela IEA, mais de 40% da energia é gerada a partir de plantas movidas a carvão e
cerca de 20% a partir de gás, as fontes mais representativas. No Brasil, segundo a
EPE, quase 70% da capacidade instalada são usinas hidrelétricas.
Esse perfil de suprimento de energia, principalmente no que se refere ao
percentual oriundo de combustíveis fósseis em nível mundial e de fonte hídrica no
cenário brasileiro, poderá sofrer alterações nos próximos anos. A despeito de
questões envolvendo os desafios e as consequências da expansão da geração de
energia a partir das fontes tradicionais atualmente mais representativas, o que se
tem hoje é uma perspectiva de incremento da participação de fontes alternativas na
matriz energética, tanto em escala global como em termos de Brasil.
Especificamente para a geração eólica, as projeções da IEA indicam uma
participação na matriz energética já em 2020 de, no mínimo, 4,5%, podendo chegar
a 12%. Segundo o mesmo trabalho, para 2030 a projeção é que a participação fique
entre 5% e 20%, dependendo do cenário adotado. Isso significa que há a
possibilidade de, em 20 anos, 1/5 da energia consumida mundialmente ter como
fonte de suprimento a geração eólica. No Brasil, segundo o Plano Decenal 2019 da
EPE, em 2019 a capacidade eólica instalada no país será de mais de 6GW, portanto
seis vezes maior que a atual capacidade. De acordo com o trabalho, no final do
período a fonte representará 3,6% do parque gerador brasileiro. A EPE diz ainda
que os investimentos necessários na expansão da capacidade de acordo com seu
planejamento são da ordem de R$ 175 Bilhões, sendo que 27% deste total para a
energia gerada a partir de PCH’s, biomassa e eólicas.
Observa-se assim que, em escala mundial e no Brasil em particular, o
planejamento energético de longo prazo conta com um incremento de fontes
atualmente pouco representativas na matriz energética, entre elas a energia eólica.
Com isso, todas as formas de avaliação para empreendimentos neste segmento,
inclusive do ponto de vista financeiro, ganham em importância e utilidade.
Para que as projeções se confirmem, será preciso que elas sejam críveis não
apenas no exercício teórico, mas também na prática. Será preciso que os projetos
considerados na projeção de expansão da capacidade tornem-se de fato realidade.
Isso dependerá de fatores que, mesmo estimados nas projeções, somente se
tornarão conhecidos durante o desenvolvimento das situações reais. Um dos fatores
14
com essa característica e que será fundamental nesse processo de maior
aproveitamento eólico é a atratividade financeira dos empreendimentos.
Em alguns países o aproveitamento da geração eólica já está mais
estabelecido e a fonte se tornando representativa na matriz energética. São 20% do
suprimento total na Dinamarca, 15% em Portugal, 14% na Espanha e 9% na
Alemanha, os maiores exemplos. No Brasil o estágio do aproveitamento do setor é
de aprendizagem. Há, porém, sinais de avanços rumo a um novo patamar para o
setor, em especial a partir de 2009, principalmente observados no que se refere a
regulamentação setorial e ao volume de expansão de capacidade contratada para
os próximos anos.
A primeira medida de caráter estrutural para o setor no país foi o
desenvolvimento do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica (Proinfa) em 2003. Pacote de incentivos como condições facilitadas de
financiamento e garantias contra as incertezas inerentes aos projetos, o programa
tinha como objetivo aumentar em 1.100 MW a potência instalada no país (na época
22 MW) até 2006. Mesmo com críticas e sem ter alcançado a meta (a capacidade
de energia eólica no país era de 931 MW em dez/2010), a iniciativa deu mais
maturidade ao segmento no país.
Uma nova etapa para a comercialização de energia eólica teve inicio em
2008, quando foi criado um novo ambiente de contratação para energias
consideradas “alternativas”: o Leilão de Fontes Alternativas. Em dezembro de 2009,
num movimento para isolar as diferenças entre as diversas fontes alternativas, foi
realizado o primeiro leilão exclusivamente para projetos de energia eólica sob outro
ambiente de contratação, o Leilão para Energia de Reserva (LER DEZ/2009).
Com 334 empreendimentos inscritos e 71 efetivamente comercializados, o
leilão resultou na contratação de 1.805 MW, o que fará a capacidade total do país
atingir 2.407 MW em 2012 (um incremento de 0,6% na época do certame para 3%
na matriz elétrica projetada para 20124).
O LER DEZ/2009 representou um marco para o segmento. Diferente dos
projetos negociados sob o Proinfa, que venderam sua energia a uma tarifa de
4 EPE - Plano decenal de expansão de energia 2019.
15
R$ 290/MWh em média, o preço médio praticado no leilão foi R$ 148,33/MWh, com
deságios entre 19% e 31% sobre o preço inicial (R$ 189/MWh). Em termos de
volume de investimentos, foram contratados 3 vezes mais a capacidade existente
no país na época. Como consequência, autoridades do setor elétrico se dizem
satisfeitas com o resultado do leilão, tanto pelos preços praticados (em linha com a
modicidade tarifaria, um dos pilares da política energética) como pelo mecanismo de
venda (ambiente competitivo, outro dos pilares). O discurso é de que a expansão
eólica continuará se dando através dos leilões5.
Com o pouco tempo de aproveitamento da fonte no país, as adaptações
efetuadas na regulamentação setorial e a recente implantação de uma nova diretriz
regulatória e comercial, não há disponível um acervo muito vasto de avaliações de
empreendimentos eólicos sob as características atuais que sirvam de referências
para avaliações futuras. Tendo em vista o crescimento projetado para o setor nos
próximos anos e visando contribuir para a expansão do acervo de estudos sobre a
geração eólica no Brasil, esta pesquisa foi elaborada com a proposta de abordar o
ponto de vista financeiro dos projetos eólicos recentemente comercializados no
país.
O problema que norteou esta pesquisa foi estimar parâmetros que
permitissem que os empreendimentos comercializados sob o novo ambiente de
contratação fossem avaliados do ponto de vista financeiro. Por parâmetros
financeiros estão considerados a taxa de retorno dos projetos com os fluxos de
caixa gerados segundo as regras do LER DEZ/2009 e o custo de capital adequado
para o segmento.
O objetivo final da pesquisa é confrontar o retorno requerido pelos
investidores nos empreendimentos comercializados no leilão com a taxa de
remuneração esperada para esse tipo de investimento. Através deste confronto a
pesquisa pretende responder a seguinte pergunta:
Qual o prêmio de risco para o acionista implícito nos resultados do primeiro
leilão de energia eólica realizado no Brasil?
5 Em 2010 foram realizados outros dois leilões para empreendimentos eólicos, um sob a forma de Leilão de
Energia de Reserva e outro sob a forma de Leilão de Fontes Alternativas.
16
A partir dos preços contratados e das características dos projetos negociados
no primeiro leilão voltado exclusivamente para geração eólica, foi estimado o retorno
registrado pelos acionistas com seus empreendimentos e verificado se e quanto tais
retornos se distanciaram do custo de oportunidade associado, medido através da
taxa de remuneração do capital considerada adequada para o perfil do negócio.
Para alcançar o objetivo foi realizada a modelagem dos fluxos de todos os
projetos negociados no leilão. Foram também desenvolvidos parâmetros para
subsidiar a aplicação do modelo utilizado na estimação do custo de oportunidade
para um setor ainda em estagio inicial de aproveitamento no país, a geração eólica.
Após este primeiro capítulo, o restante da pesquisa está dividido da seguinte
forma: no segundo capítulo está contemplado um levantamento bibliográfico
pertinente ao entendimento de questões que envolvem o problema e objetivos da
pesquisa; o terceiro descreve a metodologia empregada e indica as fontes de
dados, além de apontar as limitações do método e das premissas adotadas; no
quarto capítulo estão mostrados os resultados da aplicação e, por fim, o quinto
capítulo apresenta as considerações finais do estudo e sugestões para novas
pesquisas.
17
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
Neste capitulo estão apresentados alguns trabalhos relativos à geração
eólica de energia elétrica e aos aspectos financeiros pertinentes para análises de
projetos no setor.
2.1 ENERGIA EÓLICA – PANORAMA SETORIAL
A capacidade global de geração eólica cresceu 22,5% em 2010, alcançando
194 GW. A China, com um crescimento anual de mais de 63%, atingiu 42,2 GW de
potência instalada e alcançou a liderança no ranking do setor, superando os
Estados Unidos (42 GW e 15% de crescimento). O ritmo de crescimento do setor
está bastante forte. Em 2005 a capacidade instalada mundial havia mais do que
dobrado em relação a 2001, atingindo 59 GW contra 24 GW no primeiro ano da
década. A capacidade de 2010, por sua vez, representa um crescimento de mais de
200% em relação à capacidade de 2005 e é mais de 10 vezes o total instalado no
inicio da década. Durante todos os anos da última década a taxa de crescimento
anual foi superior a 20% (GWEC, 2010).
O Brasil ocupa atualmente o 22º lugar no ranking mundial. A capacidade
instalada no país cresceu 53% em 2010, totalizando 931 MW no final do ano. A
expectativa é de crescimento (GWEC, 2010). Somando os parques eólicos do
Proinfa e os contratados nos leilões de 2009 e 2010, existem no país 4.990,1 MW
em potência já contratada (EPE, 2010).
Segundo Mauricio Tolmasquim, presidente da EPE, “entre as fontes novas
renováveis, (a energia eólica) é a que tem tido melhor perspectiva, estando numa
espécie de círculo virtuoso: a demanda cresce, isso atrai a indústria, a
competitividade aumenta e os preços ficam menores” (Brasil Energia, 2011a).
De fato o preço da energia gerada a partir da fonte eólica vem se tornando
competitivo, sobretudo nos últimos dois anos. As usinas do Proinfa, que somaram
18
1.136,6 MW de potência, venderam sua energia por R$ 290/MWh, em média. No
leilão exclusivo para a fonte em 2009, que negociou 1.805,7 MW, o preço médio
caiu para R$ 148,39/MWh. E em 2010, no leilão de fontes alternativas, quando
foram comercializados 2.047,8 MW em projetos eólicos, o preço médio ficou em R$
130,86/MWh – menos da metade do valor desembolsado no programa de incentivo
(Brasil Energia, 2011a).
O crescimento do setor é resultado do aumento da competitividade em nível
mundial que, com o aumento da demanda, vem amadurecendo mais a tecnologia. A
maturidade tecnológica e os efeitos do aprendizado vêm ajudando a tornar a
geração de energias renováveis mais competitivas. No contexto europeu, por
exemplo, hidrelétricas e eólicas já podem competir com tecnologias fósseis e
nucleares, e em breve a geração eólica onshore será competitiva à geração a partir
de gás natural (UNEP, 2004).
A energia eólica é em geral mais cara que a geração térmica devido à
imprevisibilidade da fonte energética (fluxo de ventos) e ao fato da indústria ser
capital-intensiva: 75% dos custos referem-se aos investimentos iniciais no parque,
enquanto nas térmicas 40-70% dos custos referem-se ao combustível e custos de
operação e manutenção, diluídos ao longo da vida do projeto (EWEA, 2009).
A viabilidade de parques eólicos é mais dependente da estabilidade
regulatória, de contratos de venda de energia de longo prazo, e de preços que
remunerem o risco de geração. Além disso, a regulação é importante para que
externalidades positivas da energia eólica sejam capturadas nas decisões de
investimento (DALBEM; GOMES, 2010a).
Todos os países que utilizam fonte eólica para geração de energia possuem
políticas especificas para o setor. São exemplos de histórias de sucesso as políticas
de países como EUA, Canadá, Dinamarca, Alemanha, Turquia, Austrália, China,
Japão e Coréia do Sul. Para esses países, a existência de uma política específica
para energia eólica resultou em um significativo crescimento da capacidade
instalada. Em geral, as políticas da maioria dos países incluem isenção fiscal,
sistemas de cotas, tarifas Feed-in, envolvimento de instituto de pesquisa, metas de
implantação, legislação especifica para o setor, entre outras. Alguns elementos de
política regulatória, como uma bem definida e estável estrutura legal que apóie e
19
proteja o investimento privado e que levem em conta atributos específicos para
energia eólica, são eficazes na promoção do desenvolvimento de uma indústria de
energia eólica (WINROCK, 2004).
De acordo com WINROCK (2004), o desenvolvimento da energia eólica pode
ser apoiado através de uma variedade de incentivos numa tentativa de estimular o
mercado, ou provendo um mercado para garantir que o desenvolvimento da energia
eólica ocorra. Uma forma de estimular o desenvolvimento da energia eólica é
reduzir os custos através de incentivos fiscais ou através de programas de subsídio
de financiamento. Entretanto, reduzir os custos pode não resultar na expansão do
desenvolvimento se não houver compradores para a eletricidade. Obrigatoriedade e
outros requisitos de compra criam um mercado para a produção de projetos de
energia eólica sem a necessidade de redução de custos. Ainda segundo o estudo,
exemplos de políticas e regulamentações atualmente usadas por governos para
apoiar a geração de energia eólica incluem:
• Compra governamental de energia eólica;
• Financiamento apoiado pelo governo para os custos de construção de projetos de
energia eólica;
• Programa de preço fixo de compra;
• Obrigatoriedade de compra de quantidade fixa (capacidade instalada);
• Portfólio padrão de energia renovável (solicitação de uma quantidade mínima de
energia proveniente de fontes renováveis);
• Garantir e premiar financiamento;
• Reembolsos e incentivos fiscais.
WINROCK (2004) diz ainda que países em particular e características locais
precisam ser considerados para a adaptação desses mecanismos à situações
específicas. Situações políticas, econômicas e de infra-estrutura são únicas, e
governos decidem sobre políticas por diferentes razões. Assim, nenhuma
abordagem particular é correta para todas as situações. Por exemplo, o objetivo
primordial de um país pode ser alcançar reduções obrigatórias dos níveis de dióxido
20
de carbono, enquanto que outro país pode estar procurando diversificar seu setor
indústria e criar empregos. O fomento da criação de uma indústria doméstica de
energia eólica atingiria ambos esses objetivos, no entanto, os incentivos para atingi-
los poderiam ser estruturados de maneira muito diferente. Além do mais, incentivos
que seriam apropriados para um país relativamente pequeno (em termos de
população e geografia) com poucos recursos nativos tradicionais e um forte setor
elétrico cooperativo, por exemplo, podem ser muito diferentes dos que funcionariam
para um país grande com reservas importantes de petróleo e gás e com uma
concessionária estatal verticalmente integrada.
Dutra (2007) concorda com essa tese, e diz que a presença de uma
legislação específica para o desenvolvimento das fontes alternativas de energia
mostra-se de fundamental importância para um crescimento do uso dessas
tecnologias. Segundo o autor, a presença de uma legislação específica para o
desenvolvimento das fontes alternativas de energia possibilita a aceleração do
crescimento tanto da indústria local quanto da participação dessas tecnologias no
parque gerador de energia elétrica. Ao conhecer os mecanismos de
desenvolvimento de fontes renováveis e as experiências de diversos países na
adoção de diversos mecanismos adaptados às necessidades locais, cada país deve
avaliar quais caminhos seguir para o desenvolvimento local das fontes renováveis
em geral.
O Brasil tem um histórico recente de diversas tentativas de estabelecer
políticas de incentivos a fontes renováveis, em especial a energia eólica. O
interesse em fontes alternativas para geração de energia elétrica no Brasil iniciou-se
nos primeiros anos da década de noventa, especificamente após a Reunião das
Nações Unidas sobre o Meio Ambiente, realizada no Rio de Janeiro em 1992 – ECO
92. Esse evento possibilitou o início de vários projetos piloto em fontes alternativas
no país, entre elas a energia eólica.
Brasil Energia (2011a) traça um breve histórico da energia eólica no Brasil:
“1992 – Instalação pela Celpe da primeira turbina eólica do país no arquipélago de
Fernando de Noronha (PE). Com 17m de diâmetro e 23m da altura, tinha
capacidade de 75 kW, o suficiente para suprir 10% do consumo da ilha.
21
1998 – Lançamento do Atlas Eólico da Região Nordeste, que levou à elaboração do
Panorama do Potencial Eólico no Brasil, o primeiro estudo a calcular o potencial da
fonte no país.
2001 – Lançamento do Atlas do Potencial Eólico Brasileiro pelo Centro de
Referência para Energia Solar e Eólica (Cresesb/Cepel), ainda hoje o mais
atualizado do país, que estima em 143 GW o potencial nacional. Lançamento
também do Proeólica, primeiro programa estruturado para o setor.
2002 – Instituição pelo Governo do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica (Proinfa), pela lei 10.438/2002.
2004 - Início das chamadas públicas do Proinfa, que resultaram na contratação de
3.299,40 MW de fontes alternativas, incluindo 54 eólicas com capacidade total de
1.422,92 MW.
2006 – Entrada em operação da primeira usina eólica do Proinfa do país, em Osório
(RS), com 50 MW de capacidade instalada.
2009 – Realização do primeiro leilão exclusivamente voltado à energia eólica do
Brasil, com a contratação de 1.805,7 MW, no formato de Leilão de Energia de
Reserva."
O primeiro programa relevante de incentivo a eólicas no país foi o Proeólica,
lançado em 2001, que nunca gerou resultados práticos devido ao risco regulatório e
financeiro (COSTA et al, 2008), já que a tarifa oferecida era muito baixa (DUTRA;
SKLO, 2008).
Em meio à crise energética de 2001/2002, um novo programa foi desenhado,
o Proinfa. A primeira fase – Proinfa 1 - determinava que 3,3 GW de energia
proveniente de eólicas, térmicas a biomassa e PCHs deveriam ser conectadas ao
sistema até 2006. A mesma lei previa uma segunda etapa – Proinfa 2 – que tinha
como objetivo atingir 10% da matriz elétrica em fontes renováveis alternativas em
2022 (DALBEM; GOMES, 2010a).
Dalbem e Gomes (2010a) comentam as características do Proinfa 1, cujas
principais são:
22
- venda total da energia para a Eletrobrás, via contratos de 20 anos, por tarifas fixas,
o Valor Econômico da Tecnologia Específica/VETEF, reajustáveis anualmente pela
inflação (IGP-M) e definidas de modo a garantir a viabilidade econômico-financeira
de projetos padrão, no local de implantação do projeto. Dutra e Szklo (2008)
consideram esse critério vago uma das barreiras ao sucesso do Proinfa;
- originalmente, projetos controlados por outras empresas de geração, transmissão
e distribuição não eram enquadráveis no programa;
- as plantas deveriam iniciar produção em dezembro 2006;
- 60% de índice de nacionalização dos equipamentos (no Proinfa 2 o índice seria
aumentado para 90%);
- garantia da Eletrobrás, durante o período de duração do financiamento, de que os
empreendimentos eólicos aufeririam pelo menos 70% da receita prevista em
contrato;
- não fornecimento de estimativas/compromissos de geração por parte dos
geradores;
- Financiamento de 70% do investimento das eólicas pelo BNDES, por até 10 anos
(posteriormente alterado de modo a financiar até 80% por 14 anos);
- Disponibilidade de financiamento também pelo BNB, que usa recursos do FNE
(Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste), por até 20 anos, a taxas
fixas e subsidiadas e com 2 anos de carência;
- 50% de redução nas tarifas de transmissão e distribuição para parques eólicos
menores que 30 MW (Res. ANEEL 219, 23.04.2003);
- Enquadramento do setor, em setembro de 2007, no REIDI - Regime Especial de
Incentivos para o Desenvolvimento de Infraestrutura – o qual prevê isenção de
tributos como o PIS/Pasep e Cofins nas importações e nos investimentos e serviços
adquiridos.
Em 2010, seis anos após sua criação, a primeira fase do Proinfa ainda não
havia acabado, enquanto a possibilidade de novas etapas do programa havia sido
descartada. A data limite para a operação dessas usinas, após vários atrasos e
23
revisões no cronograma, era 31 de dezembro de 2010. Entretanto, 16 projetos, em
um total de 540,7 MW, sequer tinham obras iniciadas. A fonte mais problemática é a
eólica: todos os 16 projetos ainda sem obras iniciadas são eólicos. Das 54 usinas
inscritas no Proinfa (1.422 MW), apenas 26 (572,5 MW) estão em operação e 12
(309,6 MW) estão em construção (Brasil Energia, 2010b).
Entre as causas para o atraso do Proinfa, Costa et al (2008); Dutra e Szklo
(2008); PROINFA (2009); Pereira e Lima (2008); Costa, Casotti e Azavedo (2009) e
Dalbem e Gomes (2010a), destacam:
- Dificuldades encontradas pelos empreendedores em atender aos pré-requisitos
para o financiamento. O BNDES aplicou critérios de crédito incompatíveis com a
característica dos project finance dos projetos, e isso só foi alterado em 2006;
- A exclusão das grandes empresas do setor elétrico, com maior poder financeiro, o
que resultou, para alguns projetos, na admissão de novos sócios, tendo que passar
por revisões técnico-econômicas;
- Dificuldades para o cumprimento do índice de nacionalização, dada a capacidade
nacional na época de apenas 250 MW/ano em equipamentos - e 50% voltada para o
mercado externo, onde a demanda estava muito aquecida. A incerteza regulatória
não estimulava novos entrantes. Apesar de o país contar com a fabricante Wobben
(grupo Enercon), alegava-se que o monopólio gerava assimetria nas negociações;
- Período de fortes investimentos em outros países, nos EUA em especial, durante o
lançamento do Proinfa 1, o que causou aumento nos preços das turbinas;
- Concentração de projetos em poucos empreendedores;
- Priorização de projetos que primeiro obtiveram a licença ambiental prévia, e não
de acordo com o custo de geração ou o nível de eficiência;
- Demora na obtenção de novas licenças ambientais, dado o acréscimo de
exigências, assim como regras mais restritivas dos órgãos estaduais;
- Entraves na conexão à rede, em especial no Centro-Oeste e no Nordeste;
- A própria prorrogação de prazos, que implicava em aditamento dos contratos.
24
Aos tropeços do Proinfa 1, aliaram-se as mudanças do novo modelo
energético e o foco em leilões para comercialização de energia. No Leilão de Fontes
Alternativas em junho de 2007 e no Leilão de Energia de Reserva de agosto de
2008, nenhuma eólica foi contratada.
A concorrência com fontes mais baratas no mesmo leilão era objeto de
críticas recorrentes do setor eólico; desta forma, o MME decidiu fazer um leilão
específico para o setor em 2009 no formato de Leilão de Energia de Reserva.
Embora o Proinfa continue em vigor, o leilão de 2009 pode ser considerado um
ensaio de um programa mais permanente para o setor (COSTA; CASOTTI;
AZEVEDO, 2009).
As regras deste leilão definiram então algumas mudanças significativas na
política de incentivos ao setor. As principais foram apontadas e comentadas por
Dalbem e Gomes (2010a):
- Embora não seja explicitamente exigido um índice mínimo de nacionalização para
os equipamentos, o financiamento BNDES disponibilizado para as eólicas
comercializadas no leilão exige conteúdo nacional mínimo de 60%;
- Somente foram aceitos aerogeradores importados com potência superior a 1,5
MW;
- Contratos de 20 anos com entrega da geração a partir de 01 de julho de 2012;
- Preço da energia fixado em leilão e corrigido anualmente pelo IPCA, o mesmo
utilizado no financiamento do BNDES, em contraste com o Proinfa 1, que adotou o
IGPM;
- Riscos de geração dos projetos reduzidos pelos seguintes mecanismos:
i) flexibilidade para a geração ser até 30% a maior e 10% a menor que o
estipulado no contrato, sem qualquer penalização imediata: o gerador continuará
recebendo em parcelas mensais como se tivesse gerado o volume originalmente
comprometido. O acerto será feito ao final de cada quadriênio, quando será apurado
o saldo acumulado dos desvios que ocorreram dentro desta faixa de (10%) a +30%.
Caso o saldo seja positivo, o crédito pode ser repassado para o próximo quadriênio,
ou recebido em forma de 24 parcelas mensais pelo preço vigente do contrato, isto é,
25
corrigido pelo IPCA. O crédito também pode ser cedido para outro projeto,
contratado no mesmo leilão, e que esteja com um saldo de desvios negativo. Caso
o saldo seja negativo, o projeto deve ressarci-lo em 12 parcelas mensais, também
ao preço vigente do contrato, ou comprar créditos de outros projetos superavitários
que tenham participado do mesmo leilão;
ii) desvios anuais acumulados fora da faixa de tolerância de (10%) a +30%
terão que ser recebidos ou pagos em 12 parcelas mensais, no ano seguinte ao
desvio. Desvios positivos serão recebidos a 70% do preço vigente do contrato e
desvios negativos representarão um custo para o projeto de 115% do preço
contratado;
iii) o volume compromissado de geração anual que valerá em cada
quadriênio será o menor entre: o valor médio gerado nos quadriênios anteriores ou
o valor que faltaria para cumprir a geração acumulada, até aquele ponto, que foi
contratada originalmente no leilão. Desta forma, caso o projeto esteja gerando
consistentemente abaixo do esperado, o compromisso de geração também cai.
Caso o projeto esteja gerando mais do que o esperado, o compromisso pode até ser
reajustado para maior, porém apenas o suficiente para manter o compromisso total,
até aquele ponto, que havia sido originalmente acordado;
iv) se a geração for consistentemente abaixo do esperado, o empreendedor
tem a opção de expandir o parque para chegar ao volume compromissado.
- O empreendedor deve entregar a energia no centro de gravidade do seu
submercado, assumindo as tarifas de conexão;
- O projeto pode se beneficiar da venda de créditos de carbono. Nos parques
Proinfa 1, a beneficiária dos créditos de carbono é a Eletrobrás.
Em linha com as diretrizes do novo modelo energético e com a modicidade
tarifária, compras de energia eólica acontecendo via leilões introduzem soluções
inteligentes para problemas enfrentados no passado: o índice de correção dos
preços é consistente com o índice que referencia o custo dos empréstimos
subsidiados, e o contrato é flexível a ponto de permitir que os projetos se adaptem
aos cenários que se revelarão apenas no futuro. Porém, a experiência de outros
países que adotaram leilões de energia eólica não foi bem sucedida. França, Irlanda
26
e Reino Unido adotaram leilões de eólicas por vários anos e acabaram substituindo
o mecanismo em razão de resultados decepcionantes. Hoje nenhum dos países do
EU-15 adota leilões de preço, preferindo usar modelos como o de certificados
verdes, preço fixo ou prêmio fixo. Na China, a experiência com leilões também foi
negativa: os preços da energia caíram à metade, porém as usinas geraram
prejuízos por vários anos até que, recentemente, o país voltou a adotar preço fixo
(DALBEM; GOMES, 2010b).
2.2 AVALIAÇÃO FINANCEIRA DE EMPREENDIMENTOS EÓLICOS
2.2.1 Características dos projetos de geração eólica
Uma turbina eólica obtém energia por converter a força dos ventos agindo na
hélice em eletricidade. A quantidade de energia gerada depende principalmente de:
velocidade do vento, densidade do ar e o diâmetro da hélice. A energia gerada é
sensível a velocidade do ar, e este é o parâmetro mais importante na determinação
da geração energética. Não existe combustível associado à energia eólica, portanto
o custo do investimento e os custos operacionais são os principais determinantes
dos custos de geração (National Energy Board, 2006).
De acordo com Salles (2004), os principais dados para a avaliação financeira
de um projeto elétrico são:
I – Cronograma físico-financeiro das despesas de investimento;
II – Estrutura de financiamento: Participação de recursos próprios e
composição de recursos de terceiros, como por exemplo, o conjunto de títulos da
empresa para financiar o investimento do projeto, proporções relacionadas às
dívidas de curto e longo prazo e capital próprio;
III – Condições de financiamento: Fontes de captação em moeda nacional ou
estrangeira, taxas de juros, carência, prazo para amortização;
27
IV – Características técnicas do projeto elétrico: Potência total instalada, fator
de disponibilidade, fator de capacidade, vida útil, tarifa de energia, cronograma de
instalação das unidades geradoras, entre outros;
V – Impostos e outros custos: Aluguel do terreno, custo de rede, O&M,
Contribuições, ICMS, COFINS, Imposto de Renda, Contribuição Social, Fiscalização
ANEEL, etc.
Em geral, as principais variáveis que compõem o custo de geração de
energia (US$/MWh) são os custos de investimento, de combustível e de operação e
manutenção (O&M). No caso da energia eólica não há dependência do custo de
combustível, mas o custo de investimento é maior que o das fontes convencionais.
Um fator extremamente importante que contribui para elevar o custo da energia
eólica é o seu fator de capacidade, em geral em torno de 30%, atingindo o máximo
de 40%, enquanto das plantas convencionais varia entre 40 e 80%. Não existe um
único valor de preço e de custo de energia para o parque eólico. Ambos dependem
da localização, do tamanho e da quantidade de turbinas, além de serem
influenciados por políticas de incentivo ou subsídios concedidos pelos governos. Os
custos iniciais de investimento – custo de equipamento, estudo de viabilidade,
instalação, etc - e de O&M são essenciais para se determinar os custos finais da
tecnologia. A variabilidade da velocidade do vento é uma das principais dificuldades
encontradas tanto na viabilidade financeira como operacional em projetos de
geração eólica (Salles, 2004).
2.2.2 Avaliação de projetos e investimentos voltados ao setor eólico
De acordo com WINROCK (2004), a avaliação econômica de um projeto de
energia eólica inclui:
- Um grande investimento inicial para a compra de equipamentos,
desenvolvimento do projeto e execução da construção;
- Relativamente pequenos pagamentos anuais referentes a operação,
manutenção e reparos nas turbinas eólicas e a despesas correntes como
arrendamento da propriedade, encargos e impostos;
28
- Recebimento de receitas oriundas da venda da energia eólica;
- Pagamentos periódicos de qualquer empréstimo obtido como parte do
financiamento do projeto;
- Análise do retorno sobre o capital investido.
O estudo diz ainda que o tamanho relativo e a periodicidade das receitas da
venda de energia comparadas ao custo de investimento inicial e às despesas
correntes determinam se um projeto é economicamente atraente, e afirma que uma
abordagem típica para avaliar os aspectos econômicos de um projeto eólico é usar
um modelo de fluxo de caixa descontado para determinar o retorno sobre o
investimento.
Esta abordagem para a avaliação de investimentos, utilizando o método do
fluxo de caixa descontado em combinação com um indicador de retorno sobre o
investimento é recomendada e verificada em livros texto no campo de finanças,
como Copeland et al (2006), Martelanc, Pasin e Cavalcante (2006) e Brealey, Myers
e Allen (2008). Segundo pesquisas dos autores, 75% das empresas dizem utilizar
sempre (ou quase sempre) o valor presente líquido (VPL) e a taxa interna de retorno
(TIR) como critério de decisão de investimentos, ao passo que 60% preferem
trabalhar com duas abordagens na decisão.
Dutra (2001) trabalha essa combinação de critérios em seu pioneiro trabalho
de viabilidade econômica de projetos eólicos no Brasil. O valor da TIR foi utilizado
como árbitro de viabilidade econômica e foi assumindo que as taxas de retorno de
investimentos em geração de energia elétrica, por parte das concessionárias,
devessem ser superiores a 10%. Alterando variáveis como o preço da energia, o
custo das turbinas, impostos incidentes e a estrutura de financiamento, foi possível
identificar situações onde a TIR dos investimentos apresentou valores superiores ao
valor mínimo de atratividade.
Salles (2004), que também considera como critérios de avaliação financeira
dos projetos a TIR e o VPL utilizando o método do fluxo de caixa descontado,
aborda um desses fatores de sensibilidade. Diferente de Dutra (2001), que realiza a
análise de diferentes possibilidades para determinadas variáveis através da
construção de cenários, o trabalho da autora foca na modelagem de um dos fatores
29
de incerteza: o comportamento dos ventos. O objetivo da pesquisa foi o estudo da
dispersão dos retornos financeiros presentes quando modeladas as incertezas. A
partir de um estudo de caso para uma planta hipotética no estado do Pará, foram
criadas séries sintéticas de ventos através de dois métodos, a Simulação de Monte
Carlo e o método Box&Jenkins. Ao final foi identificado como resultado que o VPL
estocástico, construído através das séries sintéticas de ventos, ficou bastante
próximo do VPL determinístico.
Outras pesquisas já foram realizadas para estudar incertezas presentes em
empreendimentos eólicos utilizando o Método das Opções Reais em complemento
ao critério VPL/TIR. Usando esta metodologia, Yang, et al. (2009) realizam um
trabalho relacionando o acesso ao MDL e a regulamentação do setor com o retorno
de projetos de geração eólica de energia na China. O foco da pesquisa eram as
alterações no VPL e no prêmio de risco dos projetos devido a incertezas dos
créditos de carbono quanto ao cenário de preços. Como conclusão o estudo
mostrou que incertezas nos preços das RCE afetam o VPL dos projetos, e quanto
maior a incerteza, maior o prêmio de risco exigido pelos investidores. Já Batista
(2007) avalia o incremento de valor gerado no VPL decorrente de receitas advindas
da venda das RCE em projetos de geração de energia a partir de fontes renováveis
no Brasil, no caso empreendimentos eólicos e de PCH’s. Foi encontrado que,
dependendo das condições do projeto, o mercado de carbono aumenta a
rentabilidade do empreendimento. Venetsanosa, Angelopouloua e Tsoutsos (2002),
Méndez e Goyanes (2009) e Dykes e Neufville (2007) abordam as opções de
expansão e de abandono existentes nos projetos, considerando como incerteza o
preço da energia. Méndez e Goyanes (2009), entretanto, citam também como
incerteza a produção energética do empreendimento, esta dependente do
comportamento dos ventos da região do projeto. Em seu estudo eles concluem que
as incertezas consideradas afetam mais o valor potencial do projeto do que as
opções estudadas.
Nenhum destes estudos, contudo, tem como alvo de avaliação os
empreendimentos participantes em leilões de energia de reserva, que fazem parte
de uma forma recente de comercialização da energia. Projetos negociados nesse
ambiente de contratação foram estudados por Porrua et al (2010) e Dalbem e
Gomes (2010b). Porrua et al (2010) avalia os empreendimentos comercializados no
30
leilão e considera que, ao preço inicial do certame (R$ 189/MWh) e em
determinadas circunstâncias, projetos considerados bons (fator de capacidade
acima de 40%) poderiam gerar uma TIR de 12%. Com o preço do resultado final do
leilão (deságio de 21%) e considerando características comuns a todos os projetos,
a TIR encontrada para mais de 50% dos empreendimentos ficou abaixo dos 10%.
Os autores citam a possibilidade de custos de equipamentos inferiores ao utilizados
no estudo (R$ 4500/kW), a possibilidade da presença de fabricantes dos
equipamentos nos consórcios vencedores e o eventual interesse numa venda
posterior dos projetos, sob a forma de Oferta Pública de ações ou para um
investidor estratégico, como eventuais explicações para os baixos retornos
encontrados. Os autores contestam se a comercialização dos projetos eólicos
através de leilões é adequada em vista do estágio de maturidade do setor e o perfil
da matriz energética do país.
Dalbem e Gomes (2010b) também contestam os leilões como forma de
comercialização de projetos eólicos no país. O trabalho, que avalia os resultados do
certame sob a ótica da teoria dos jogos aplicados a leilões, diz que os participantes
eram assimétricos em termos de custos dos investimentos e em termos da
subjetividade em relação a perspectivas futuras do mercado. Segundo os autores,
isso pode permitir que projetos menos competitivos influenciem o resultado do
evento de contratação ao possivelmente serem vencedores frente a outros de
melhor qualidade. Baseados nos resultados do Leilão de Energia de Reserva de
2009 e respeitando as limitações do método utilizado na pesquisa, os autores
consideram que a comercialização de empreendimentos eólicos via leilão trazem a
ameaça de projetos financeiramente inviáveis serem contratados, a exemplo do já
ocorrido na China.
2.2.3 Estimação do custo do capital para o setor de energia
Os dois indicadores mais usuais para a avaliação financeira de projetos
dependem de um custo de capital para serem utilizados. A Taxa Interna de Retorno
(TIR) compara o custo de capital com a TIR encontrada para o projeto. Já o método
do Valor Presente Líquido (VPL) utiliza o custo de capital para descontar os fluxos
de caixa do projeto. Em ambos os casos, a taxa utilizada deve refletir o risco
31
envolvido no projeto (DE OLIVEIRA; LEMME; LEAL, 2010 apud BREALEY;
MEYERS, 2003).
Tanto credores quanto acionistas esperam ser remunerados pelo custo de
oportunidade de investimento ao investir seus recursos em uma determinada
empresa em vez de outra de risco semelhante (COPELAND, 2002).
O custo de capital deve compensar o investidor pelo risco corrido ao investir
em determinado ativo, seja ele um credor da empresa ou um acionista. O custo de
capital da empresa como um todo será uma média ponderada dos custos de capital
próprio e de terceiros (acionistas e credores) a que se dá o nome de WACC (do
inglês Weighted Average Cost of Capital). O WACC é ponderado pelo peso de cada
tipo de capital no capital total da empresa, levando-se em conta o benefício fiscal da
dívida (HAUSER, 2005).
A fórmula do WACC é a seguinte:
onde:
Custo do capital próprio;
Custo do capital de terceiros;
Capital próprio;
Capital de terceiros;
Alíquota de imposto.
A estimativa do custo médio ponderado de capital envolve a estimativa de um
custo do capital próprio e do custo de capital de dívida. O custo de capital de dívida
pode ser mais facilmente observado e estimado por meio de um estudo de caso do
passivo da empresa juntamente com o custo do endividamento de empresas com
classificação de risco similar. Entretanto, o custo do capital acionário envolve um
processo de estimação muito mais subjetivo e com um número de fatores
desconhecidos a priori (LEAL, 2002).
Cornell et al. (1997) apud Leal (2002) citam quatro propriedades importantes
para a estimação do custo do capital próprio: (1) ela deve fazer sentido e ser
32
consistente com o senso comum e ficar de 2% a 8% acima do rendimento de títulos
do tesouro dos EUA de longo prazo; (2) ela deve gerar um prêmio de risco da
empresa que deve ser estável por períodos curtos de tempo; (3) ela deve ser
aplicável ao longo prazo; (4) a técnica usada para estimá-la deve ser simples e clara
para que possa ser entendida, aplicada e facilmente ajustada por praticantes
qualificados.
Adicionalmente, Rocha, Camacho e Fiuza (2006) recomendam que a opção
metodológica esteja em linha com as práticas amplamente aceitas e com a
experiência internacional e que seja baseada em sólida fundamentação teórica.
Questões pertinentes à apuração da taxa de remuneração de capital de
setores de infra-estrutura estão presentes em diversos trabalhos como apresentado
em Alexander, Estache e Oliveri (1999); Estache, Guasch e Trujillo (2003); Estache,
Pardina e Sember (2003); Estache e Pinglo (2004); e Sirtaine et al (2005). Um
denominador comum a esses estudos concentra-se no reconhecimento de que, no
longo prazo, o investidor deve recuperar ao menos seu custo de oportunidade de
capital, incluindo o risco país, o risco do negócio, o risco regulatório e outros
específicos dos projetos no qual opera. A taxa de remuneração ou custo de capital
deve então ser entendida como uma taxa de retorno que espelhe o risco do setor
em que se insere a empresa e seus serviços, de forma a garantir a atratividade
adequada ao investimento (ROCHA; CAMACHO; FIUZA, 2006).
Atualmente, a metodologia-padrão para se estimar o custo de capital,
especialmente de setores regulados, como o caso do setor elétrico, compreende os
método WACC e o modelo CAPM. Essa é a modelagem utilizada pela quase
totalidade de agências reguladoras, na Inglaterra, Austrália, Nova Zelândia, Estados
Unidos, Espanha, Argentina e Chile. O WACC engloba a remuneração de todo o
capital da empresa e, como tal, abrange tanto a parcela da remuneração relativa ao
capital próprio quanto o de terceiros, incluindo-se os benefícios fiscais gerados pelo
endividamento. Já o CAPM, desenvolvido por Sharpe (1964), Lintner (1965) e
Mossin (1966) a partir dos princípios de diversificação de carteiras de Markowitz
(1952), é o modelo mais usual para estimação da parcela de remuneração do
capital próprio (ROCHA; CAMACHO; FIUZA, 2006).
33
No Brasil, uma referência para a taxa de retorno do capital é o processo de
revisão tarifária das concessionárias de distribuição promovida periodicamente pela
ANEEL. A metodologia utilizada pela agência, apresentada em Coutinho & Oliveira
(2002) e encontrada na Nota Técnica 302/2006-SRE/ANEEL, de 19/12/2006,
consiste no custo médio ponderado do capital (WACC), que considera a
remuneração do capital próprio e de terceiros incluindo o benefício fiscal do
endividamento, ponderado pela estrutura de capital meta para o setor.
A determinação da estrutura meta de capital se baseou na relação
dívida/ativos de empresas de diversos países que atuam no setor de distribuição de
eletricidade, resultando no valor de 55,40% como meta pontual para a estrutura
ótima de capital a ser utilizada no cálculo.
A parcela que remunera o capital de terceiros recaiu basicamente na
estimação do risco de crédito das concessionárias somado à parte do risco país e
ao risco cambial. A alíquota de impostos considerada foi de 34%, resultado da soma
da alíquota do IRPJ (25%) e da CSLL (9%).
Já a parcela que remunera o capital próprio foi estimada através do CAPM.
Ao CAPM padrão adicionou-se o prêmio de risco Brasil (resultando no CAPM
global), um prêmio de risco cambial e um prêmio de risco de regime regulatório
(resultando aditivo de prêmios de risco). A expressão do custo de capital próprio
utilizada foi então:
, onde:
Custo do capital próprio;
Taxa de retorno do ativo livre de risco;
Beta do setor;
Prêmio de risco do mercado de referência;
Prêmio de risco Brasil;
Prêmio de risco cambial;
Prêmio de risco regulatório.
34
De acordo com o recomendado por Leal (2002), a metodologia da ANEEL
considerou parâmetros globais na estimação do modelo. Para o ativo livre de risco
(Rf) foi considerado o rendimento do bônus do tesouro americano com vencimento
de 10 anos. Para esse título, utilizou-se a média das taxas de juros anuais do
período de 1995-2006, obtendo-se, através de média aritmética, uma taxa de juros
média anual de 5,32%.
Para o prêmio de risco do mercado de referência, com base nas séries
históricas de 1928 a 2006, foi determinado o retorno do mercado (“excedente”)
como resultado da diferença entre a taxa de retorno do mercado acionário (S&P500)
e a taxa livre de risco. Obteve-se, dessa forma, uma taxa anual média (aritmética)
de retorno do mercado acionário 6,09% a.a..
Para se proceder ao cálculo dos betas, foram selecionadas empresas
americanas do setor elétrico cujas atividades principais estão vinculadas à
distribuição e transmissão de energia elétrica. Foram então selecionadas 15
empresas para as quais se obteve o beta médio das ações, calculado para o
período de 60 meses, entre julho/2001 e junho/2006, obtendo-se o valor de 0,88. A
partir da estrutura média de capital dos últimos 5 anos, utilizando-se a alíquota de
imposto de 40% e ponderando pelo capital total da empresa com data base em
2005, obteve-se o beta desalavancado médio igual a 0,273. Realavancando-se o
beta para a estrutura de capital das empresas brasileiras (já descrita anteriormente),
obteve-se um beta alavancado 0,497. Sobre este beta a Aneel incluiu ainda um
ajuste para a inclusão do risco regulatório, calculado a partir da diferença entre o
beta desalavancado do setor no mercado americano e no mercado inglês. Após
este ajuste a Aneel obteve um beta representativo do risco do negócio, financeiro e
regulatório de 4,49% (em termos nominais).
O prêmio de risco país ficou definido como a diferença entre o prêmio de
risco soberano do Brasil e o prêmio de risco de crédito do Brasil. Para o prêmio de
risco soberano considerou-se o spread que um título de renda fixa do governo
brasileiro denominado em dólares paga sobre a taxa livre de risco dos EUA. Já o
prêmio de risco de crédito Brasil foi computado como o spread sobre a taxa livre de
risco que estão pagando os bônus emitidos por empresas dos EUA, com mesma
classificação de risco que o Brasil. Assim, para o cálculo do prêmio de risco
35
soberano, utilizou-se a série histórica diária do índice Emerging Markets Bonds
Index relativo ao Brasil (EMBI+BR), de abril de 1994 a junho de 2006, resultando no
valor médio de 7,87%. Para o cálculo do prêmio de risco de crédito Brasil
identificou-se o rating soberano do Brasil por meio das principais agências de
classificação de risco e como referência adotou-se a classificação Ba2 segundo a
terminologia da Moody´s. Dessa forma, no cálculo do prêmio de risco de crédito
Brasil, foram selecionadas empresas com classificação de risco Ba2 que tinham
série de títulos de longo prazo com liquidez calculado no período de abril de 1994 a
junho de 2006. Calculando a média dos spreads dessas empresas ao longo da
série, foi encontrada uma taxa média de 2,96% como prêmio de risco de crédito
Brasil. Dessa forma, o prêmio de risco Brasil (Rb), obtido foi igual a 4,91%.
Por fim, o prêmio de risco cambial (Rx), definido como a diferença entre o
spread de câmbio no mercado futuro e a expectativa de desvalorização cambial e
calculado a partir dos dados mensais do mercado futuro cambial da BM&F de julho
de 1999 a junho de 2006, foi de 1,78%.
O custo do capital próprio então encontrado pela agência foi:
Ilustração 1 – Custo do Capital Próprio calculado pela ANEEL
Rocha, Camacho e Fiuza (2006) e Nakamura (2008) analisaram esta
metodologia de cálculo do capital da ANEEL, revisitando o modelo reaplicando-o
com diferentes premissas e sugerindo outras propostas de modelagem.
Nakamura (2008) compara o resultado da metodologia da ANEEL com os
resultados quando aplicada modelagem de um CAPM doméstico e outros modelos
globais. Para estimação dos modelos globais o autor considerou dados em US$ de
uma amostra de empresas nacionais (dez empresas do setor de distribuição de
energia listadas na Bovespa) para a estimação do beta. Os resultados da aplicação
de oito possibilidades de modelagem para o custo do capital próprio (CAPM
doméstico, CAPM Global e seis diferentes aplicações do Modelo CAPM de Betas
Taxa livre de risco 5,32%
Prêmio de risco do negócio, financeiro e regulatório 4,49%
Prêmio de risco Brasil 4,91%
Prêmio de risco cambial 1,78%
Custo de Capital Próprio (nominal) 16,5%
Custo de Capital Próprio (real) 13,61%
Componente Prêmio
36
Multiplicativos de Solnik) variaram entre 14,64% e 18,26% em bases nominais, em
comparação à taxa de 16,5% estimada pela Aneel (16,71% com dados atualizados
à época da pesquisa). Como conclusão o autor diz que essa diferença demonstra
discricionariedade quanto ao modelo empregado pela Aneel e os modelo avaliados
na pesquisa.
Rocha, Camacho e Fiuza (2006), com base no modelo da ANEEL, propõem
diferente tratamento em elementos da metodologia como o risco país e o risco
cambial. Para o risco país, a recomendação dos autores é o ajuste do CAPM à
totalidade do risco país representado pela totalidade do índice Emerging Markets
Bonds Index Plus relativo ao Brasil (EMBI+Brazil), em oposição ao índice parcial
adotado pela ANEEL. Para o risco cambial, a recomendação é a não inclusão de
mais um parâmetro na forma ad hoc. O argumento dos autores é que a adoção da
totalidade do risco país torna-se desnecessário o acréscimo de um prêmio de risco
cambial ao custo de capital por este risco já estar considerado em parâmetros
presentes no risco país, como índices de inflação, e/ou até pelo questionável caráter
não diversificável do risco cambial devido à existência de mecanismos de proteção
no mercado de derivativos. O custo do capital próprio encontrado pelos autores
situou entre 16,2% e 18,4% (em bases nominais), variando de acordo com o
universo temporal da amostra utilizada.
Na amostra de empresa nos trabalhos da ANEEL (2006), Nakamura (2010) e
Rocha, Camacho e Fiuza (2006), contudo, não constam empresas puramente
geradoras de energia, tampouco empresas de geração exclusivamente a partir
fontes renováveis. Para o caso da geração de energia exclusivamente a partir de
fontes renováveis, De Oliveira (2008) estudou as técnicas utilizadas na estimação
do custo de capital por 40 projetos com este perfil. O autor observou que, entre os
40 projetos, 27 utilizaram a taxa SELIC como custo de capital. Entre os 13 projetos
restantes, 8 não explicitaram o método utilizado para calcular o custo de capital, 1
utilizou o WACC da empresa, 2 utilizaram método próprio não encontrado na
literatura e 2 aplicaram o método de pure-play para calcular o custo do capital
próprio e, em seguida, calcularam o WACC do empreendimento. Nenhum dos
projetos utilizou o método apontado pela ANEEL.
37
Ainda segundo De Oliveira (2008), em sua amostra a estimação do custo de
capital próprio através do CAPM e a utilização dos retornos das ações das próprias
empresas desenvolvedoras dos projetos não seria adequada em nenhum dos casos
analisados, uma vez que não foram observados casos de projetos de empresas de
capital aberto cujo negócio principal fosse geração de energia. No entanto, seria
possível utilizar o pure-play para todos os projetos se fosse definido o negócio do
projeto de forma abrangente o suficiente (como geração de energia elétrica, sem
distinguir entre as fontes) e encontrada uma empresa com ações negociadas em
bolsa que tenha 100% de suas atividades nesse negócio. Mesmo ainda com uma
precisão questionável, esta abordagem, segundo o autor, já seria um grande avanço
em relação ao uso da Selic como taxa de desconto.
O procedimento na metodologia pure-play consiste em encontrar empresas
similares e com ações negociadas em bolsa que atuem no mesmo negócio do
projeto, divisão ou empresa para que se pretende calcular o custo de capital
(EHRARDT, 2001).
38
3. METODOLOGIA
Esta é uma pesquisa de natureza quantitativa descritiva. De acordo com
Forte (2004), nas pesquisas quantitativas predominam os métodos estatísticos com
a utilização de variáveis bem definidas e cálculos, com a utilização de estatísticas
descritivas e/ou inferenciais. Já as pesquisas descritivas avaliam onde, quando,
quanto e como um fenômeno ocorre e aceitam hipóteses.
Quanto ao escopo, a presente pesquisa foi conduzida como um estudo de
campo, caracterizadas por Forte (2004) por uma alta amplitude (grande número de
elementos pesquisados) e profundidade reduzida, o que permite generalizações,
embora com certas restrições.
No presente trabalho foi realizado um estudo de campo para a avaliação de
todos os 71 projetos comercializados no LER DEZ/2009. A opção pela avaliação de
toda a população reside no interesse em levantar resultados que forneçam
generalizações ao final. A pesquisa pretende, no fim, por meio do confronto entre o
retorno requerido pelos investidores nos empreendimentos comercializados no LER
DEZ/2009 e a taxa de remuneração julgada adequada para esse tipo de
investimento, responder a seguinte pergunta:
Qual o prêmio de risco para o acionista implícito nos resultados do primeiro
leilão de energia eólica realizado no Brasil?
Como prêmio de risco para o acionista implícito no LER DEZ/2009 foi
considerado o diferencial entre o retorno obtido pelos acionistas e a taxa de
remuneração adequada para o setor. Ao realizar o confronto entre o retorno dos
acionistas, aqui considerado como a TIR, com a taxa de referência para o setor,
calculada com a utilização do modelo CAPM, estarão sendo aceitas as hipóteses de
racionalidade dos agentes e de eficiência dos mercados, dois dos pilares das
finanças modernas.
Para a realização desse confronto e a consequente obtenção dos prêmios de
risco dos acionistas, foi necessária a obtenção dos retornos dos projetos
pesquisados e estabelecer qual a taxa de remuneração esperada para esse tipo de
39
investimento. Esta seção descreve a modelagem utilizada para a obtenção das
taxas de retorno dos empreendimentos e a metodologia de cálculo utilizada para a
estimação da taxa de remuneração esperada para os empreendimentos. Estão
também descritas as informações necessárias para aplicação dos métodos e suas
fontes de coleta, bem como as limitações metodológicas.
3.1 FLUXOS E RETORNOS DOS EMPREENDIMENTOS
3.1.1 Descrição da modelagem aplicada
Conforme indicado no levantamento bibliográfico, uma abordagem típica para
se avaliar aspectos econômicos de um projeto eólico é usar o método de fluxo de
caixa descontado para determinar o retorno sobre o investimento. Segundo as
publicações citadas, esta abordagem de avaliação de investimentos, utilizando o
método de caixa descontado em combinação com um indicador de retorno sobre o
investimento, é bastante verificada tanto no meio acadêmico como no meio
empresarial, sendo o VPL e a TIR os critérios de decisão mais utilizados.
Segundo Brealey, Myers e Allen (2008), a TIR e o VPL são métodos bastante
próximos e, utilizados corretamente, oferecem a mesma resposta. A TIR é definida
como a taxa de desconto que torna o VPL = 0. Sua expressão é:
, onde:
FC = Fluxos de Caixa
O critério para a decisão de investimento com base na TIR é o de aceitar o
projeto se a TIR encontrada for superior ao custo de oportunidade capital associado.
Já a utilização do VPL requer que se tenha previamente o custo de oportunidade do
capital. Como este fator será o alvo da segunda etapa da modelagem da pesquisa,
o critério a ser utilizado como retorno dos investimentos será a TIR.
40
A primeira etapa da aplicação consistiu em levantar os fluxos de caixa dos
projetos ao longo do seu desenvolvimento e identificar a taxa de retorno que torna o
VPL = 0, ou seja, a TIR. As variáveis necessárias e as premissas utilizadas foram
detalhadamente descritas na próxima seção, na aplicação da modelagem.
3.1.2 Informações necessárias, fontes e coletas de dados
Conforme citado em WINROCK (2004), a avaliação econômica de um projeto
de energia eólica inclui:
- Um grande investimento inicial para a compra de equipamentos,
desenvolvimento do projeto e execução da construção;
- Relativamente pequenos pagamentos anuais referentes a operação,
manutenção e reparos nas turbinas eólicas e a despesas correntes como
arrendamento da propriedade, encargos e impostos;
- Recebimento de receitas oriundas da venda da energia eólica;
- Pagamentos periódicos de qualquer empréstimo obtido como parte do
financiamento do projeto;
- Análise do retorno sobre o capital investido.
O detalhamento das premissas utilizadas para estes fatores e do desenho
dos fluxos dos projetos está descrito na próxima seção, referente à aplicação da
modelagem.
O alvo deste estudo foi o conjunto dos empreendimentos comercializados no
LER DEZ/2009. Este leilão foi o primeiro voltado exclusivamente para projetos de
energia eólica. A capacidade negociada no leilão foi de 1.805 MW, o que equivale a
mais de 3 vezes o total instalado no Brasil na época. A expectativa é que com o
leilão a participação dessa fonte na matriz elétrica brasileira alcance 3% em 2012,
atualmente inferior a 1%. Isso conferiu a este evento de contratação uma
representatividade quando se busca identificar estudar uma nova referência para o
setor no país.
41
No leilão foram inscritos 334 empreendimentos. Destes, 71 tiveram a
capacidade negociada. Todo o universo destes 71 empreendimentos vencedores foi
avaliado na pesquisa.
Alguns dados do leilão são:
- 36% dos projetos localizados no Rio Grande do Norte: 657 MW (23
empreendimentos);
- 30% dos projetos localizados no Ceará: 542 MW (21 empreendimentos);
- 22% dos projetos localizados na Bahia: 390 MW (18 empreendimentos);
- 10% dos projetos localizados no Rio Grande do Sul: 186 MW (8
empreendimentos);
- 4% dos projetos localizados em Sergipe: 30 MW (1 empreendimento);
- Range de preços vencedores: R$ 131,00/MWh (31% de deságio) à R$
153,07/MWh (19% de deságio), com preço médio de R$ 148,33 (22% de deságio);
- Range de capacidade: 6 MW a 50,4 MW;
- Range de fator de capacidade: 33,8% a 55,3%.
O arquivo com os resultados do leilão, que oferece as principais informações
dos projetos, está disponível no site da CCEE6. Nesta base são encontradas
informações de todos os projetos, a saber, os preços da energia vendida, volume de
energia contratada, capacidade total e garantia física, fator de capacidade,
localização, prazo dos contratos e grupo proprietário dos projetos. No site da
ANEEL7 estão disponibilizados a minuta dos contratos e o edital do leilão, o que
fornece os compromissos contratuais dos projetos vencedores.
Para a modelagem dos fluxos, além das informações disponíveis nos sites da
CCEE e da ANEEL, foram utilizadas informações extraídas de entrevistas com
profissionais da área, bem como exemplos de planilhas de fluxos aplicados no setor
6
http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?contentType=RESULTADO_LEILAO&vgnextoid=49f7364a3ef75210VgnVCM1000005e01010aRCRD&qryRESULTADO-LEILAO-CD-RESULTADO-LEILAO=&x=20&y=9 7 www.aneel.gov.br
42
disponibilizados no site da UNFCCC e informações das consultorias Bloomberg
New Energy Finance e RETScreen International, instituição canadense vinculada ao
Ministério de Energia daquele país e maior fornecedora de software para
modelagem financeira e de engenharia para projetos de energia renováveis.
3.1.3 Limitações do Método
Ao se avaliar a taxa de retorno dos acionistas e seus projetos, estará implícito
que a medida de remuneração exigida nos empreendimentos é a TIR. Essa medida
de retorno financeiro, embora uma das mais utilizadas pelos profissionais de
finanças, é muito criticada no universo acadêmico. Como de fato um dos critérios de
decisão no meio empresarial é a TIR e a intenção da pesquisa é a análise
comparativa entre os projetos e dos projetos comparados ao que se considerou
adequado para o setor, todos na mesma base, essa medida de retorno pode ser
utilizada. No entanto, quanto medida de retorno financeiro a TIR ser apontada como
limitador do método.
Do mesmo modo, o método do FCD, o mais utilizado no mundo empresarial,
por ser determinístico, apresenta limitações como a não consideração de
flexibilidades ao longo do projeto. Seu uso foi escolhido pela simplicidade de
modelagem, o que permite a ampliação do universo de análise. Como este foi o
método usado para toda amostra e como o objetivo foi a análise do comportamento
em conjunto, há validade na aplicação do método. Entretanto, como método de
precificação de ativos, o FCD pode ser apontado como limitador.
Foram consideradas informações públicas e coletadas na mesma fonte para
todos os projetos. Isso porque as características individuais de cada projeto estão
informadas na principal base de coleta de dados (planilha de resultado do LER
DEZ/2009, disponibilizada pelo CCEE). Pela impossibilidade de acesso a
informações particulares de cada um dos 71 empreendimentos, não estão
consideradas em nenhum projeto informações que não sejam públicas e disponíveis
nas fontes anteriormente descritas. A falta de informações mais precisas de cada
projeto, se por um lado permitiu a ampliação do universo de análise, por outro pode
ser visto como um dos limitadores da pesquisa.
43
3.2 TAXA DE RETORNO DE REFERÊNCIA PARA O SETOR
3.2.1 Descrição da metodologia aplicada
Tendo em vista os trabalhos aplicados à estimação da taxa de remuneração
do capital citados no levantamento bibliográfico, o objetivo desta etapa é descrever
o método estabelecido para a apuração da taxa de remuneração do capital utilizada
como referência para os projetos avaliados nesta pesquisa. A seleção do modelo
estabelecido teve como critérios: (i) ter base na literatura de finanças; (ii) ser
aplicável e observável e (iii) de fácil compreensão.
De acordo com Rocha, Camacho e Fiuza (2006), a metodologia-padrão para
se estimar o custo de capital, especialmente de setores regulados, como o caso do
setor elétrico, compreende o método WACC e o modelo CAPM. Conforme o autor,
embora a determinação da taxa de remuneração, isto é, do custo médio ponderado
de capital (WACC), seja tópico já consolidado em reconhecidos manuais
internacionais de finanças, questões como as definições sobre taxa livre de risco,
prêmio de risco, estimação do WACC para países emergentes, definição do índice
de mercado (global ou local), estimação do risco sistemático (beta), a adoção ou
não do risco país e as particularidades inerentes do setor de eletricidade brasileiro,
são ainda objeto de ampla discussão e pouco consenso.
O cálculo da taxa de remuneração de capital utilizado nesta pesquisa, de
acordo com a recomendação de Rocha, Camacho e Fiuza (2006), seguiu esta
metodologia definida como padrão para empreendimentos de setores como o de
energia elétrica, ou seja, WACC em combinação com o CAPM.
O montante de capital próprio e de capital de terceiros financiando os
empreendimentos definiu a alavancagem financeira. O detalhamento dos critérios
utilizados para a alavancagem financeira, bem como para o custo da dívida e para a
alíquota de impostos, está descrito na próxima seção, durante a aplicação.
Em linha com as recomendações de Leal (2002), Rocha, Camacho e Fiuza
(2004) e com o método utilizado pela ANEEL (2006), a referência utilizada para a
parcela referente ao custo do capital próprio foi o modelo CAPM Global. Este
44
método é utilizado quando se considera que os investidores não estão restritos
apenas a investimentos no Brasil, o que é caso para os projetos avaliados na
pesquisa.
Tomando como base metodologias já adotadas em trabalhos que abordam o
custo de capital com referência ao setor elétrico no país, o padrão é que, para que
sejam refletidas características setoriais, sejam considerados outros fatores de risco
sobre o modelo CAPM Global Simples. Conforme apontado na seção anterior, a
ANEEL (2006), por exemplo, adiciona fatores como o risco país, o risco cambial e o
risco regulatório. Já Rocha, Camacho e Fiuza (2006) apresentam uma alternativa ao
modelo da ANEEL, onde o parâmetro do risco cambial fica incluído no fator de risco
país. O modelo proposto pelos autores, então, adiciona dois fatores sobre o CAPM
Global Simples; o risco regulatório e o risco país.
A dificuldade para que esses métodos já implementados fossem replicados
nesta pesquisa reside na diferença entre as amostras utilizadas. Tanto a
metodologia da ANEEL (2006), como a de Rocha, Camacho e Fiuza (2006) e os
modelos testados por Nakamura (2010) são voltados para companhias do setor de
distribuição de energia elétrica no país. Nenhuma das amostras contempla
empresas de geração de energia. E, ainda mais distante, nenhuma empresa do
setor de geração de energia alternativa está presente nas amostras.
O segmento de geração elétrica no Brasil é bastante concentrado. Apenas
duas empresas (Eletrobrás e Cesp), ambas estatais, respondem por cerca de 50%
da capacidade total do país. Quanto a empresas de capital aberto e à
representatividade de empresas do segmento no mercado acionário, além das
próprias Eletrobrás e Cesp, apenas outras duas empresas, a AES Tietê e a MPX
(esta com abertura de capital recente8), são empresas de geração pura9. A geração
elétrica é também representada no mercado acionário por empresas integradas
(que atuam também em segmentos como distribuição e transmissão de energia).
Quanto ao perfil das empresas de geração de energia listadas em bolsa, a maior
participação do parque gerador das empresas citadas é composta por hidrelétricas
(Eletrobrás, Cesp e AES Tietê) e térmicas (MPX).
8 A abertura de capital da empresa foi em 14 de dezembro de 2007
9 A Eletrobrás, maior empresa de geração do país, também atua em transmissão e distribuição de energia
45
Por ainda ser um segmento ainda com aproveitamento limitado e recente no
Brasil, a disponibilidade de informações corporativas que sirvam como referência e
que reflitam a realidade de projetos de geração de energia eólica no país é bastante
limitada.
A amostra reduzida de companhias de capital aberto exclusivamente
dedicadas à geração elétrica e as dificuldades para a obtenção de informações
corporativas para o segmento de geração eólica em particular dificulta a estimação
de parâmetros para a modelagem do custo de capitel para empreendimentos
eólicos no país.
Tendo em vista estes complicadores, a metodologia para o cálculo do custo
do capital próprio para empreendimentos eólicos utilizada nesta pesquisa, ainda que
adotando o método do CAPM Global, recorrentemente recomendado nos trabalhos
citados anteriormente, seguiu também a sugestão de De Oliveira (2008) com a
utilização do pure-play approach ao considerar na amostra de cálculo empresas
inseridas em atividades com perfis semelhantes a dos projetos aqui analisados. A
fórmula que expressa o custo de capital próprio para empreendimentos eólicos
considerada nesta pesquisa é:
onde:
Re = Custo do capital próprio;
Rf = Taxa de retorno do ativo livre de risco do mercado de referência;
β = Beta do setor no mercado de referencia;
Rm – Rf = Prêmio de risco do mercado de referência;
Rb = Prêmio de risco Brasil.
Como mercado de referência foi utilizado o mercado americano. O
detalhamento dos critérios utilizados para o ativo livre de risco e de prêmio de risco
do mercado americano, bem como para o prêmio de risco Brasil, está descrito na
próxima seção, durante a aplicação. Com relação ao beta do setor, diferente das
estimações de betas setoriais já realizados para o setor de distribuição no Brasil,
que utilizaram o setor de Electric Utility como referência, a opção do autor para esta
46
pesquisa foi considerar como parâmetro o beta do setor de geração de energia
(Power Sector) internacional desenvolvido pelo professor Aswath Damodaran. Em
sua segmentação Damodaran consolida 68 empresas presentes no setor de
geração de diversos países (Estados Unidos, Canadá, China, entre outros) e
listadas no mercado americano. Mais de 50 das empresas da amostra possuem
participação em geração de energia a partir de fontes alternativas de energia
(tecnologias como energia solar, células combustível, biocombustíveis e energia
eólica). Isso confere a amostra certa similaridade com setor em estudo nesta
pesquisa, o que justifica sua escolha como referência setorial.
3.2.2 Informações necessárias, fontes e coletas de dados
O cálculo da taxa de remuneração do capital requereu o levantamento de
diversos parâmetros. Em primeiro lugar, foram necessárias informações da
alavancagem financeira e do custo do capital de terceiros. Por ter sido um evento de
contratação onde foram disponibilizadas condições especiais de financiamento,
incentivado por bancos de fomento como o BNDES, o custo da dívida, requisitos e
limites de alavancagem foram obtidos no edital do leilão e no site do BNDES.
Para a parcela do custo do capital próprio, os parâmetros ativo livre de risco e
prêmio de risco no mercado americano, por se tratar de indicadores mais estáveis e
de horizonte mais longo, foram utilizadas recomendações encontradas em Leal
(2002). Para o parâmetros do risco país foram utilizadas informações disponíveis
nos aplicativos Economática e Bloomberg e nos sites Portal Brasil e Yahoo Finance.
Já para o levantamento do beta setorial foi consultado do site do professor
Aswath Damodaran10, que reúne informações de 5.928 empresas distribuídas em
101 setores, entre eles o Power Sector.
10 http://pages.stern.nyu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html
47
3.2.3 Limitações do Método
A escolha do modelo aplicado no cálculo da taxa de remuneração de capital
considerada adequada para empreendimentos eólicos respeitou recomendações
encontradas na literatura, a saber: (i) ter base na literatura de finanças; (ii) ser
aplicável e observável e (iii) de fácil compreensão.
O método escolhido, uma combinação entre o método WACC e o modelo
CAPM Global, é amplamente utilizado e bastante recomendado na literatura de
finanças. Entretanto, não é possível afirmar que alguma outra metodologia não é
mais indicada para o setor em questão. Segundo De Oliveira (2006), que pesquisou
modelagens que de fato já foram utilizadas em projetos de energia renovável no
Brasil, há a incidência de diversas metodologias como referência de taxas de
desconto (custo de capital), entre as quais a simples taxa básica de juros (SELIC), a
própria poupança e o CAPM Doméstico. A metodologia adotada nesta pesquisa,
porém, buscou conciliar características setoriais envolvidas na atividade econômica
em estudo com recomendações da literatura de finanças. Mesmo assim, a
existência de outras metodologias que poderiam ser utilizadas e que não serão
consideradas nesta pesquisa pode ser apontada como uma limitação.
Já quanto aos parâmetros necessários para a aplicação da metodologia,
principalmente quanto à parcela do capital próprio e do beta setorial em particular,
conforme Leal (2002) não há muito consenso na literatura. A opção do autor foi
seguir a recomendação de De Oliveira (2006) através do pure-play approach,
considerando como referência o setor de geração elétrica de empresas listadas no
mercado americano, onde foi constatada grande presença de empresas de
tecnologias alternativas, entre elas a eólica. Uma limitação quanto ao
estabelecimento da amostra utilizada como referência setorial é a subjetividade
envolvida nesta seleção. Mais uma vez, a escolha do autor se baseou na busca da
conciliação entre as características setoriais relacionadas ao tema estudado, às
recomendações da literatura de finanças e, com relação a parâmetros setoriais em
particular, à disponibilidade de informações.
Além da preferência metodológica e de parâmetros utilizados, outra limitação
da pesquisa é considerar que todos os 71 projetos avaliados observariam a mesma
referência como taxa de remuneração do capital. Essa é uma premissa bastante
48
forte. Ainda que o método utilizado seja global e, portanto, contemple requisitos para
investidores domésticos e internacionais, a taxa de remuneração de cada investidor
é uma informação sigilosa e particular. Informações tanto de metodologia como de
parâmetros da modelagem de cada participante não são públicas. Apesar disso, não
seria viável a estimação de uma taxa de remuneração diferente para cada um dos
empreendimentos, e nem é esse o foco da pesquisa. O objetivo desta etapa na
aplicação é encontrar um parâmetro que seja representativo para todos os
participantes do setor, mesmo reconhecendo que possivelmente não tenha sido
exatamente a mesma referência que foi utilizada por cada um dos participantes do
leilão. Possíveis diferenças entre a modelagem da taxa de remuneração nesta
pesquisa consideradas e a que foi de fato utilizada nas avaliações de cada
investidor podem ser apontadas como limitações da pesquisa.
49
4. APLICAÇÃO E RESULTADOS
A aplicação do método descrito na seção anterior está desenvolvida neste
capítulo. Ele é dividido em duas partes, sendo a primeira voltada à modelagem dos
fluxos, estimação das taxas de retorno dos projetos e da taxa de remuneração do
capital e a segunda voltada à análise dos resultados da primeira etapa com foco na
visão dos grupos acionistas.
4.1 DESCRIÇÃO E MODELAGEM DOS FLUXOS E DO CUSTO DE
CAPITAL DOS PROJETOS
Conforme descrito em Martelanc, Pasin e Cavalcante (2006) há
essencialmente dois caminhos para a avaliação pelo método do fluxo de caixa
descontado: um consiste em avaliar a participação do acionista do negócio (equity
valuation) e o outro implica em avaliar o negócio como um todo (firm valuation), o
que inclui, além da participação acionária (capital próprio), a dos demais
financiadores (capital de terceiros). No primeiro caso o fluxo de caixa a ser
descontado é o fluxo para o acionista (cashflow to equity), fluxo residual obtido após
o pagamento de todas as despesas, inclusive as financeiras referentes a juros e de
principal. Já no segundo caso o fluxo descontado é o fluxo para a empresa
(chasflow to firm), fluxo residual após o pagamento de todas as despesas
operacionais e impostos, mas antes do pagamento de despesas financeiras.
O foco da avaliação nesta pesquisa é o fluxo para o acionista (cashflow to
equity). Foram consideradas projeções em moeda constante, ou seja, fluxos reais.
Para se chegar aos fluxos, é necessário o entendimento das características
gerais dos empreendimentos e do contrato comercializado, o estabelecimento de
projeções realistas e embasadas para as receitas, custos, investimentos e
financiamento para, então, prosseguir com a modelagem em planilhas gerais de
avaliação do investimento. Este processo de avaliação está descrito a seguir.
50
4.1.1 Visão geral dos projetos eólicos negociados no leilão
A avaliação financeira de um empreendimento eólico compreende o
tratamento de aspectos técnicos, regulatórios e financeiros. Como referências de
regulamentação foram consideradas as regras do LER DEZ/2009, que estão
comentadas adiante. Um projeto de geração de energia a partir de fonte eólica tem
como características gerais:
(i) Grande investimento inicial relativo a estudos de desenvolvimento do projeto,
compra dos equipamentos e execução da construção (Capex);
(ii) Após a conclusão da construção, início da entrega da energia e recebimento
da receita relativa à quantidade negociada ao preço acordado (Receita);
(iii) Relativamente pequenos desembolsos anuais referentes a pagamentos de
encargos, impostos, despesas de manutenção e operação (O&M) e de
arrendamento do terreno onde a planta está instalada.
As características técnico-financeiras inerentes ao projeto dependerão
principalmente de duas variáveis: o vento e o equipamento utilizado.
Em termos técnicos, a energia eólica é gerada através da conversão da
energia cinética contida nos ventos em eletricidade. Essa conversão é feita por um
equipamento denominado aerogerador. A ocorrência de fluxos de ventos na
localidade do empreendimento, estimada através de medições históricas, e a
capacidade da transformação da energia contida nesses fluxos em eletricidade,
determinada de acordo com a especificação do equipamento selecionado,
determinam a quantidade de energia possível de ser gerada.
Como características físicas do empreendimento, destacam-se a potência
total instalada, a energia assegurada e o fator de capacidade. A potência total
instalada é resultado da quantidade de aerogeradores presentes no parque eólico e
da capacidade de cada equipamento. Atualmente os aerogeradores mais utilizados
possuem 1,5MW. Com este equipamento, um parque, por exemplo, com 30MW de
potência instalada, contemplaria 20 aerogeradores com potência de 1,5MW cada.
Seguindo neste exemplo, 30MW neste caso seria a capacidade nominal do
parque considerando uma geração ininterrupta e constante, o que não acontece na
51
prática. A eletricidade de fato gerada dependerá da velocidade e da regularidade
das correntes de ventos. Os fluxos de ventos não são ininterruptos nem constantes,
e o comportamento irregular e sazonal das correntes tem como consequência um
aproveitamento parcial da capacidade total instalada. A potência de fato possível de
ser gerada é denominada energia assegurada (ou garantia física) e dependerá do
fator de capacidade considerado. O fator de capacidade, por sua vez, é o percentual
de aproveitamento da capacidade total instalada, estimado com base em séries de
ventos históricas e na especificação do aerogerador utilizado.
Para fins de avaliação financeira do empreendimento eólico, a energia
assegurada poderia ser considerada como a capacidade disponível para
comercialização e consequente geração de receita. Para efeito da presente
pesquisa, entretanto, isso não poderá ser realizado. Isso em função das
características de comercialização definidas nas regras do LER DEZ/2009, cujas
principais estão descritas a seguir.
Pelas regras do leilão, a energia foi negociada através de lotes, cada lote
representando 1MW. Assim, empreendimentos com capacidade assegurada de
10,1MW e 10,9MW, por exemplo, só puderam negociar 10 lotes.
Os projetos comercializados, vencedores no leilão, foram os que
apresentaram o menor preço R$/MWh no certame, e por contrato comprometeram-
se com entregas anuais de energia. Os contratos negociados no leilão tiveram prazo
de 20 anos e entrega da capacidade estipulada em 01 de julho de 2012. O preço da
energia fixado prevê correção anual pelo IPCA.
Prevê também uma flexibilidade com relação ao montante de entregas
anuais. A geração pode ser até 30% a maior e 10% a menor que o estipulado no
contrato, sem qualquer penalização imediata: o gerador irá continuar como se
tivesse gerado o volume originalmente comprometido. O acerto será feito ao final de
cada quadriênio, quando será apurado o saldo acumulado dos desvios que
ocorreram dentro desta faixa de (10%) a +30%. Caso o saldo seja positivo, o crédito
pode ser repassado para o próximo quadriênio, ou recebido em forma de 24
parcelas mensais pelo preço vigente do contrato (corrigido pelo IPCA). O crédito
também pode ser cedido para outro projeto, contratado no mesmo leilão, e que
esteja com um saldo de desvios negativo. Caso o saldo seja negativo, o projeto
52
deve ressarci-lo em 12 parcelas mensais, também ao preço vigente do contrato, ou
comprar créditos de outros projetos superavitários que tenham participado do
mesmo leilão.
O volume de geração anual compromissado a cada quadriênio será o menor
entre o valor médio gerado nos quadriênios anteriores ou o valor que faltaria para
cumprir a geração acumulada, até aquele ponto, que foi contratada originalmente no
leilão. Desta forma, caso o projeto esteja gerando consistentemente abaixo do
esperado, o compromisso de geração também cai. Caso o projeto esteja gerando
mais do que o esperado, o compromisso pode ser reajustado para maior, porém
apenas o suficiente para manter o compromisso total, até aquele ponto, que havia
sido originalmente acordado.
Dessa forma, não é prevista e nem há permissão para a venda de
capacidade superior a capacidade total negociada em contrato. Por outro lado, o
projeto pode, a critério do empreendedor, submeter seu projeto para a obtenção e
venda de créditos de carbono.
As regras do leilão na íntegra estão no edital Leilão nº. 03/2009 - Processo
nº. 48500.002227/2009-21 da Aneel e estão disponíveis, assim como demais
adendos, comunicados, resultados e documentação em geral, no site da CCEE11.
Descritos os principais pontos relativos a características técnicas e de
regulamentação pertinentes aos projetos aqui avaliados, a seguir estão descritos os
parâmetros dos fluxos financeiros. Conforme indicado anteriormente, a modelagem
foi baseada no resultado do LER DEZ/2009, que foi a fonte de informação para
diversas premissas utilizadas. Para outros parâmetros foram estabelecidas
premissas de outras fontes. A descrição de premissas e fontes utilizadas na
modelagem dos fluxos está desenvolvida na sequência.
4.1.2 Descrição dos parâmetros dos fluxos
4.1.2.1 Horizonte temporal
11 http://www.ccee.org.br
53
Para os fluxos dos 71 empreendimentos avaliados, não há flexibilidade em
relação ao horizonte temporal. Todos os empreendimentos foram negociados em
contratos com prazos de 20 anos, para entrega a partir de 01 de julho de 2012, três
anos após o encerramento do prazo de entrega da documentação exigida para
participação no evento (abril de 2009). Dessa forma, para a modelagem foram
considerados fluxos de 23 anos, sendo os três primeiros anos para realização de
investimentos na planta e os demais 20 anos com a operação implantada conforme
compromissado em contrato.
4.1.2.2 Investimento e Financiamento
Conforme informado no levantamento bibliográfico, uma característica de
empreendimentos eólicos é seu perfil capital-intensivo. Cerca de 75% dos custos
totais referem-se aos investimentos iniciais no parque. Em contrapartida, os custos
anuais, que estão descritos mais adiante, não são onerados com a compra de
combustível, uma vez que o suprimento é o vento, não negociado comercialmente.
Na modelagem desta pesquisa foi considerado que nos três primeiros anos
dos fluxos, entre a habilitação para participação no leilão e início de entrega da
capacidade compromissada, serão realizados os investimentos iniciais dos projetos.
Os investimentos iniciais englobam estudo de viabilidade técnica, negociações e
desenvolvimento, projetos de engenharia, custos dos equipamentos, infra-estrutura
e despesas diversas.
A distribuição dos custos de um projeto em energia eólica pode variar
segundo as características de cada empreendimento. Uma distribuição dos custos
de cada etapa do projeto pode ser vista na ilustração 2.
Ilustração 2 – Distribuição dos custos iniciais em projetos de geração eólica
Estudo de viabilidade menos de 2 1 - 7
Negociações de desenvolvimento 1 - 8 4 - 10
Projeto de engenharia 1 - 8 47 - 71
Custo do equipamento 67 - 80 13 - 22
Instalações e infra-estrutura 17 - 26 13 - 22
Diversos 1 - 4 2 - 15
Fonte: Retscreen International
Categoria de custos iniciais do
projeto
Fazenda Eólica de
médio/grande porte (%)
Fazenda Eólica de
pequeno porte (%)
54
Como parâmetro de custo iniciais nesta aplicação, foi considerado que o
equipamento representou 80% do total para todos os projetos. Foi considerado que
o orçamento de investimento inicial contemplou a compra dos equipamentos da
planta (turbina e demais despesas de construção), estudos de viabilidade, custos
referentes à conexão do parque gerador ao sistema de transmissão e capital de giro
inicial. Para o custo do equipamento foi utilizado como referência informações do
Wind turbine price index (WTPI) para o segundo semestre de 2009. Este índice,
publicado duas vezes ao ano pela Bloomberg New Energy Finance (consultoria
especializada em energia renováveis) é baseado numa amostra com dados
confidenciais que cruza informações dos 10 maiores fabricantes mundiais com 22
compradores de turbinas eólicas, o que inclui mais de 100 contratos em 24
diferentes mercados em todos os continentes. Pelo WTPI, o preço do aerogerador
praticado no segundo semestre de 2009 era EUR 1,21 milhão por megawatt (EUR
1,21 MM/MW), já inclusas despesas de transporte até o local da planta, não
considerados os impostos.
Para adaptar esta referência para a presente aplicação, foi considerada a
taxa de câmbio média BRL/EUR de dezembro de 2009, R$ 2,55/EUR e adicionado
14% como imposto de importação, conforme aprovado em junho de 2009 pela
Câmara de Comércio Exterior. Assim, o custo R$/MW considerado para os
equipamentos dos projetos avaliados foi 1,21 MM x 2,55 x 1,14 = 3,52 MM. Como a
premissa considerada foi uma participação de 80% do equipamento no custo inicial,
o custo inicial total considerado foi R$ 4,42 MM/MW.
A tabela 1 lista a capacidade total de cada empreendimento avaliado na
pesquisa, disponível no site da CCEE no acervo referente ao resultado do LER
DEZ/2009, e os respectivos custos iniciais estimados.
Como cronograma de execução foi considerado 60% dos desembolsos no
primeiro ano, 30% no segundo e os 10% restantes no terceiro, conforme informado
em entrevistas com profissionais da área.
Para a realização dos investimentos iniciais, o BNDES ofereceu
financiamento aos vencedores do LER DEZ/2009 com as seguintes condições
básicas: prazo de amortização de até 14 anos, 100% da TJLP somado ao spread
básico de 0,9% a.a. e spread de risco entre 0,46% a.a. a 3,57% a.a., resultando
55
numa remuneração total do banco entre 1,36% a 4,47% ao ano. O banco utiliza o
Sistema de Amortização Constante (SAC). Pode ser financiado até 80% dos itens
financiáveis, excluindo, por exemplo, produtos importados e compra de terreno. O
ponto principal da linha disponibilizada foi relacionado ao financiamento dos
aerogeradores, principal item de custo. Como o banco não disponibilizou estas
condições de financiamento para equipamentos importados, apenas aerogeradores
nacionais ficaram habilitados para receber o financiamento, a saber, as turbinas dos
fabricantes Wobben, Impsa e GE Wind.
Tabela 1 – Investimento inicial dos empreendimentos negociados no LER
DEZ/2009
Foi considerado que todos os empreendimentos tiveram acesso à linha do
BNDES com as seguintes características:
- financiamento de 70% do total do investimento inicial;
- Prazo de 14 anos com carência de três anos para juros e principal;
- TJLP de 6% (referência de dezembro de 2009) e spread do banco de 2%,
resultando em custo total de 8%;
EOL MIASSABA 3 RN 50.4 221,872,376.88 4,402,229.70 EOL PLANALTINA BA 25.5 112,256,857.35 4,402,229.70
EOL REI DOS VENTOS 3 RN 48.6 213,948,363.42 4,402,229.70 EOL USINA DE MANGUE SECO 5 RN 25.2 110,936,188.44 4,402,229.70
EOL REI DOS VENTOS 1 RN 48.6 213,948,363.42 4,402,229.70 EOL USINA DE MANGUE SECO 3 RN 25.2 110,936,188.44 4,402,229.70
EOL DUNAS DE PARACURU CE 42.0 184,893,647.40 4,402,229.70 EOL USINA DE MANGUE SECO 2 RN 25.2 110,936,188.44 4,402,229.70
EOL ICARAI II CE 37.8 166,404,282.66 4,402,229.70 EOL USINA DE MANGUE SECO 1 RN 25.2 110,936,188.44 4,402,229.70
EOL RIO VERDE BA 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL EMBUACA CE 25.2 110,936,188.44 4,402,229.70
EOL GARCAS CE 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL FAISA I CE 25.2 110,936,188.44 4,402,229.70
EOL IGAPORA BA 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL FAISA II CE 25.2 110,936,188.44 4,402,229.70
EOL MACAUBAS BA 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL QUIXABA CE 25.2 110,936,188.44 4,402,229.70
EOL CAJUCOCO CE 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL FAISA III CE 25.2 110,936,188.44 4,402,229.70
EOL ARARAS CE 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL FAISA IV CE 25.2 110,936,188.44 4,402,229.70
EOL BURITI CE 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL NOSSA SENHORA CONCEICAO BA 24.0 105,653,512.80 4,402,229.70
EOL SEABRA BA 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL PAJEU DO VENTO BA 24.0 105,653,512.80 4,402,229.70
EOL BARRA DOS COQUEIROS SE 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL OSORIO 2 RS 24.0 105,653,512.80 4,402,229.70
EOL PEDRA DO REINO BA 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL SANGRADOURO 3 RS 24.0 105,653,512.80 4,402,229.70
EOL COXILHA NEGRA VI RS 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL TAIBA AGUIA CE 23.1 101,691,506.07 4,402,229.70
EOL COXILHA NEGRA VII RS 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL MAR E TERRA RN 23.1 101,691,506.07 4,402,229.70
EOL COXILHA NEGRA V RS 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL PINDAI BA 22.5 99,050,168.25 4,402,229.70
EOL NOVO HORIZONTE BA 30.0 132,066,891.00 4,402,229.70 EOL LICINIO DE ALMEIDA BA 22.5 99,050,168.25 4,402,229.70
EOL MORRO DOS VENTOS IX RN 28.8 126,784,215.36 4,402,229.70 EOL CABECO PRETO RN 19.8 87,164,148.06 4,402,229.70
EOL SANTA CLARA I RN 28.8 126,784,215.36 4,402,229.70 EOL LAGOA SECA CE 19.5 85,843,479.15 4,402,229.70
EOL MORRO DOS VENTOS VI RN 28.8 126,784,215.36 4,402,229.70 EOL VENTO DO OESTE CE 19.5 85,843,479.15 4,402,229.70
EOL MORRO DOS VENTOS I RN 28.8 126,784,215.36 4,402,229.70 EOL COLONIA CE 18.9 83,202,141.33 4,402,229.70
EOL MORRO DOS VENTOS IV RN 28.8 126,784,215.36 4,402,229.70 EOL GUANAMBI BA 16.5 72,636,790.05 4,402,229.70
EOL MORRO DOS VENTOS III RN 28.8 126,784,215.36 4,402,229.70 EOL SERRA DO SALTO BA 15.0 66,033,445.50 4,402,229.70
EOL SANTA CLARA II RN 28.8 126,784,215.36 4,402,229.70 EOL TAIBA ANDORINHA CE 14.7 64,712,776.59 4,402,229.70
EOL SANTA CLARA III RN 28.8 126,784,215.36 4,402,229.70 EOL ICARAI CE 14.4 63,392,107.68 4,402,229.70
EOL SANTA CLARA V RN 28.8 126,784,215.36 4,402,229.70 EOL ARATUA 1 RN 14.4 63,392,107.68 4,402,229.70
EOL SANTA CLARA IV RN 28.8 126,784,215.36 4,402,229.70 EOL FAZENDA ROSARIO 3 RS 14.0 61,631,215.80 4,402,229.70
EOL SANTA CLARA VI RN 28.8 126,784,215.36 4,402,229.70 EOL ILHEUS BA 10.5 46,223,411.85 4,402,229.70
EOL ICARAI I CE 27.3 120,180,870.81 4,402,229.70 EOL CANDIBA BA 9.0 39,620,067.30 4,402,229.70
EOL AREIA BRANCA RN 27.3 120,180,870.81 4,402,229.70 EOL FAZENDA ROSARIO RS 8.0 35,217,837.60 4,402,229.70
EOL FAISA V CE 27.3 120,180,870.81 4,402,229.70 EOL ALVORADA BA 7.5 33,016,722.75 4,402,229.70
EOL GUIRAPA BA 27.0 118,860,201.90 4,402,229.70 EOL EURUS VI RN 7.2 31,696,053.84 4,402,229.70
EOL COQUEIROS CE 27.0 118,860,201.90 4,402,229.70 EOL PORTO SEGURO BA 6.0 26,413,378.20 4,402,229.70
EOL SANGRADOURO 2 RS 26.0 114,457,972.20 4,402,229.70 TOTAL 1805 7,949,106,169.29 4,402,229.70
Investimento
Total (R$)
Investim. / Capac.
Total (R$/MW)
Investim. / Capac.
Total (R$/MW)UFProjeto
Capac.
Total
Investimento Total
(R$)Projeto UF
Capac. Total
(MW)
56
Estas premissas estão aderentes a condições de financiamento
posteriormente contratados por participantes do LER DEZ/2009.
4.1.2.3 Projeção de receitas
A partir do quarto ano, após os investimentos iniciais dos três anos
anteriores, foi considerado o início de entrega física da capacidade compromissada.
Conforme informado anteriormente, a capacidade assumida como compromisso nos
contratos negociados no LER DEZ/09 não é a garantia física disponível a cada
projeto, e sim a quantidade de lotes vendidos multiplicados por 1MW (1 lote =
1MW).
Para se chegar a geração anual obtida a partir da quantidade de lotes
vendidos (e consequentemente a quantidade de MW vendidos), é necessária a
multiplicação pela quantidade de horas no ano, 8760. Essa conta gera o
compromisso de megawatt-hora (MWh) a ser gerado anualmente. Para a
transformação dessa geração em receita, é necessária a multiplicação pelo preço
contratado, negociado no LER DEZ/2009 em reais por megawatt-hora (R$/MWh).
Assim são determinados os fluxos anuais de receita da energia vendida por cada
empreendimento.
A tabela 2 lista a capacidade total, a garantia física e o correspondente fator
de capacidade, a quantidade de lotes negociados e o preço de venda acordado em
leilão para todos os empreendimentos avaliados na pesquisa. Todos estes dados
estão disponíveis no site da CCEE, no acervo referente ao resultado do LER
DEZ/2009. Está também informado na tabela 2 o percentual de energia disponível
para negociação não vendida para cada empreendimento.
Em função da padronização da unidade de negociação da capacidade em
lotes, os empreendimentos não puderam negociar toda garantia física disponível.
Adicionalmente, pelas regras do leilão, a venda dessa capacidade excedente só
poderia ser realizada para outros projetos participantes do leilão, respeitando como
limite o volume total de energia negociado no certame. Assim, para que um
empreendimento pudesse vender o excedente, seria necessário supor que algum
outro não gerasse sua capacidade compromissada. Isso não foi considerado, uma
57
vez que na totalidade do leilão, em termos de geração de eletricidade, esse
desequilíbrio teria efeito nulo.
Tabela 2 – Dados dos empreendimentos negociados no LER DEZ/2009
A tabela 3 informa a receita bruta total obtida na venda de energia
pelos 71 empreendimentos negociados no LER DEZ/2009 nos 20 anos de duração
do contrato.
Tabela 3 – Receita bruta da venda de energia negociada no LER DEZ/2009
EOL MIASSABA 3 RN 50.4 22.8 45.2% 22 3.5% 152.07 EOL PLANALTINA BA 25.5 12.2 47.8% 12 1.6% 146.94
EOL REI DOS VENTOS 3 RN 48.6 21.0 43.2% 21 0.0% 153.07 EOL USINA DE MANGUE SECO 5 RN 25.2 13.1 52.0% 13 0.8% 149.99
EOL REI DOS VENTOS 1 RN 48.6 21.8 44.9% 21 3.7% 152.77 EOL USINA DE MANGUE SECO 3 RN 25.2 12.7 50.4% 12 5.5% 149.99
EOL DUNAS DE PARACURU CE 42.0 19.7 46.9% 19 3.6% 149.96 EOL USINA DE MANGUE SECO 2 RN 25.2 12.0 47.6% 12 0.0% 149.99
EOL ICARAI II CE 37.8 18.0 47.6% 18 0.0% 142.00 EOL USINA DE MANGUE SECO 1 RN 25.2 12.3 48.8% 12 2.4% 149.99
EOL RIO VERDE BA 30.0 16.6 55.3% 16 3.6% 144.94 EOL EMBUACA CE 25.2 11.1 44.0% 11 0.9% 151.07
EOL GARCAS CE 30.0 13.2 44.0% 13 1.5% 150.38 EOL FAISA I CE 25.2 9.3 36.9% 9 3.2% 152.66
EOL IGAPORA BA 30.0 13.9 46.3% 13 6.5% 146.94 EOL FAISA II CE 25.2 9.5 37.7% 9 5.3% 152.65
EOL MACAUBAS BA 30.0 13.4 44.7% 13 3.0% 139.99 EOL QUIXABA CE 25.2 9.0 35.7% 9 0.0% 153.05
EOL CAJUCOCO CE 30.0 12.0 40.0% 12 0.0% 150.38 EOL FAISA III CE 25.2 8.3 32.9% 8 3.6% 152.69
EOL ARARAS CE 30.0 12.6 42.0% 12 4.8% 150.38 EOL FAISA IV CE 25.2 8.5 33.7% 8 5.9% 152.67
EOL BURITI CE 30.0 11.0 36.7% 11 0.0% 150.38 EOL NOSSA SENHORA CONCEICAO BA 24.0 12.4 51.7% 12 3.2% 146.94
EOL SEABRA BA 30.0 11.3 37.7% 11 2.7% 139.99 EOL PAJEU DO VENTO BA 24.0 11.8 49.2% 11 6.8% 146.94
EOL BARRA DOS COQUEIROS SE 30.0 10.5 35.0% 10 4.8% 152.50 EOL OSORIO 2 RS 24.0 9.2 38.3% 9 2.2% 149.99
EOL PEDRA DO REINO BA 30.0 10.8 36.0% 10 7.4% 152.27 EOL SANGRADOURO 3 RS 24.0 9.2 38.3% 9 2.2% 149.99
EOL COXILHA NEGRA VI RS 30.0 11.3 37.7% 11 2.7% 131.00 EOL TAIBA AGUIA CE 23.1 10.6 45.9% 10 5.7% 149.90
EOL COXILHA NEGRA VII RS 30.0 11.3 37.7% 11 2.7% 131.00 EOL MAR E TERRA RN 23.1 8.3 35.9% 8 3.6% 152.64
EOL COXILHA NEGRA V RS 30.0 11.3 37.7% 11 2.7% 131.00 EOL PINDAI BA 22.5 11.0 48.9% 11 0.0% 144.94
EOL NOVO HORIZONTE BA 30.0 10.9 36.3% 10 8.3% 139.99 EOL LICINIO DE ALMEIDA BA 22.5 10.9 48.4% 10 8.3% 144.94
EOL MORRO DOS VENTOS IX RN 28.8 14.3 49.7% 14 2.1% 151.03 EOL CABECO PRETO RN 19.8 6.5 32.8% 6 7.7% 151.97
EOL SANTA CLARA I RN 28.8 13.7 47.6% 13 5.1% 150.00 EOL LAGOA SECA CE 19.5 8.1 41.5% 8 1.2% 152.18
EOL MORRO DOS VENTOS VI RN 28.8 13.1 45.5% 13 0.8% 151.05 EOL VENTO DO OESTE CE 19.5 7.8 40.0% 7 10.3% 152.18
EOL MORRO DOS VENTOS I RN 28.8 13.5 46.9% 13 3.7% 151.04 EOL COLONIA CE 18.9 8.2 43.4% 8 2.4% 149.90
EOL MORRO DOS VENTOS IV RN 28.8 13.7 47.6% 13 5.1% 151.02 EOL GUANAMBI BA 16.5 8.4 50.9% 8 4.8% 144.94
EOL MORRO DOS VENTOS III RN 28.8 13.9 48.3% 13 6.5% 151.01 EOL SERRA DO SALTO BA 15.0 7.4 49.3% 7 5.4% 144.94
EOL SANTA CLARA II RN 28.8 12.7 44.1% 12 5.5% 150.00 EOL TAIBA ANDORINHA CE 14.7 6.5 44.2% 6 7.7% 149.90
EOL SANTA CLARA III RN 28.8 12.5 43.4% 12 4.0% 150.00 EOL ICARAI CE 14.4 7.8 54.2% 7 10.3% 151.08
EOL SANTA CLARA V RN 28.8 12.4 43.1% 12 3.2% 150.00 EOL ARATUA 1 RN 14.4 6.9 47.9% 6 13.0% 151.77
EOL SANTA CLARA IV RN 28.8 12.3 42.7% 12 2.4% 150.00 EOL FAZENDA ROSARIO 3 RS 14.0 5.5 39.3% 5 9.1% 146.00
EOL SANTA CLARA VI RN 28.8 12.2 42.4% 12 1.6% 150.00 EOL ILHEUS BA 10.5 5.0 47.6% 5 0.0% 146.94
EOL ICARAI I CE 27.3 13.0 47.6% 13 0.0% 142.00 EOL CANDIBA BA 9.0 4.2 46.7% 4 4.8% 144.94
EOL AREIA BRANCA RN 27.3 11.7 42.9% 11 6.0% 152.63 EOL FAZENDA ROSARIO RS 8.0 3.2 40.0% 3 6.3% 146.00
EOL FAISA V CE 27.3 9.0 33.0% 9 0.0% 152.68 EOL ALVORADA BA 7.5 3.9 52.0% 3 23.1% 144.94
EOL GUIRAPA BA 27.0 13.6 50.4% 13 4.4% 144.94 EOL EURUS VI RN 7.2 3.1 43.1% 3 3.2% 150.00
EOL COQUEIROS CE 27.0 11.6 43.0% 11 5.2% 150.38 EOL PORTO SEGURO BA 6.0 2.7 45.0% 2 25.9% 146.94
EOL SANGRADOURO 2 RS 26.0 9.9 38.1% 9 9.1% 149.99 TOTAL 1805 783 43.4% 753 3.8% 148.33
Projeto UFCapac. Total
(MW)
Fator de
Capac.
Lotes
Negociados
Capac. Não
Vendida
Preço de Venda
(R$/MWh)Projeto UF
Capac. Total
(MW)
Fator de
Capac.
Lotes
Negociado
Capac. Não
Vendida
Preço de Venda
(R$/MWh)
Garantia
Física (MW)
Garantia
Física (MW)
EOL MIASSABA 3 RN 22.0 8760 192720.0 152.07 586,138,608.00 EOL PLANALTINA BA 12 8760 105120.0 146.94 308,926,656.00
EOL REI DOS VENTOS 3 RN 21.0 8760 183960.0 153.07 563,175,144.00 EOL USINA DE MANGUE SECO 5 RN 13 8760 113880.0 149.99 341,617,224.00
EOL REI DOS VENTOS 1 RN 21.0 8760 183960.0 152.77 562,071,384.00 EOL USINA DE MANGUE SECO 3 RN 12 8760 105120.0 149.99 315,338,976.00
EOL DUNAS DE PARACURU CE 19.0 8760 166440.0 149.96 499,186,848.00 EOL USINA DE MANGUE SECO 2 RN 12 8760 105120.0 149.99 315,338,976.00
EOL ICARAI II CE 18.0 8760 157680.0 142.00 447,811,200.00 EOL USINA DE MANGUE SECO 1 RN 12 8760 105120.0 149.99 315,338,976.00
EOL RIO VERDE BA 16.0 8760 140160.0 144.94 406,295,808.00 EOL EMBUACA CE 11 8760 96360.0 151.07 291,142,104.00
EOL GARCAS CE 13.0 8760 113880.0 150.38 342,505,488.00 EOL FAISA I CE 9 8760 78840.0 152.66 240,714,288.00
EOL IGAPORA BA 13.0 8760 113880.0 146.94 334,670,544.00 EOL FAISA II CE 9 8760 78840.0 152.65 240,698,520.00
EOL MACAUBAS BA 13.0 8760 113880.0 139.99 318,841,224.00 EOL QUIXABA CE 9 8760 78840.0 153.05 241,329,240.00
EOL CAJUCOCO CE 12.0 8760 105120.0 150.38 316,158,912.00 EOL FAISA III CE 8 8760 70080.0 152.69 214,010,304.00
EOL ARARAS CE 12.0 8760 105120.0 150.38 316,158,912.00 EOL FAISA IV CE 8 8760 70080.0 152.67 213,982,272.00
EOL BURITI CE 11.0 8760 96360.0 150.38 289,812,336.00 EOL NOSSA SENHORA CONCEICAO BA 12 8760 105120.0 146.94 308,926,656.00
EOL SEABRA BA 11.0 8760 96360.0 139.99 269,788,728.00 EOL PAJEU DO VENTO BA 11 8760 96360.0 146.94 283,182,768.00
EOL BARRA DOS COQUEIROS SE 10.0 8760 87600.0 152.50 267,180,000.00 EOL OSORIO 2 RS 9 8760 78840.0 149.99 236,504,232.00
EOL PEDRA DO REINO BA 10.0 8760 87600.0 152.27 266,777,040.00 EOL SANGRADOURO 3 RS 9 8760 78840.0 149.99 236,504,232.00
EOL COXILHA NEGRA VI RS 11.0 8760 96360.0 131.00 252,463,200.00 EOL TAIBA AGUIA CE 10 8760 87600.0 149.90 262,624,800.00
EOL COXILHA NEGRA VII RS 11.0 8760 96360.0 131.00 252,463,200.00 EOL MAR E TERRA RN 8 8760 70080.0 152.64 213,940,224.00
EOL COXILHA NEGRA V RS 11.0 8760 96360.0 131.00 252,463,200.00 EOL PINDAI BA 11 8760 96360.0 144.94 279,328,368.00
EOL NOVO HORIZONTE BA 10.0 8760 87600.0 139.99 245,262,480.00 EOL LICINIO DE ALMEIDA BA 10 8760 87600.0 144.94 253,934,880.00
EOL MORRO DOS VENTOS IX RN 14.0 8760 122640.0 151.03 370,446,384.00 EOL CABECO PRETO RN 6 8760 52560.0 151.97 159,750,864.00
EOL SANTA CLARA I RN 13.0 8760 113880.0 150.00 341,640,000.00 EOL LAGOA SECA CE 8 8760 70080.0 152.18 213,295,488.00
EOL MORRO DOS VENTOS VI RN 13.0 8760 113880.0 151.05 344,031,480.00 EOL VENTO DO OESTE CE 7 8760 61320.0 152.18 186,633,552.00
EOL MORRO DOS VENTOS I RN 13.0 8760 113880.0 151.04 344,008,704.00 EOL COLONIA CE 8 8760 70080.0 149.90 210,099,840.00
EOL MORRO DOS VENTOS IV RN 13.0 8760 113880.0 151.02 343,963,152.00 EOL GUANAMBI BA 8 8760 70080.0 144.94 203,147,904.00
EOL MORRO DOS VENTOS III RN 13.0 8760 113880.0 151.01 343,940,376.00 EOL SERRA DO SALTO BA 7 8760 61320.0 144.94 177,754,416.00
EOL SANTA CLARA II RN 12.0 8760 105120.0 150.00 315,360,000.00 EOL TAIBA ANDORINHA CE 6 8760 52560.0 149.90 157,574,880.00
EOL SANTA CLARA III RN 12.0 8760 105120.0 150.00 315,360,000.00 EOL ICARAI CE 7 8760 61320.0 151.08 185,284,512.00
EOL SANTA CLARA V RN 12.0 8760 105120.0 150.00 315,360,000.00 EOL ARATUA 1 RN 6 8760 52560.0 151.77 159,540,624.00
EOL SANTA CLARA IV RN 12.0 8760 105120.0 150.00 315,360,000.00 EOL FAZENDA ROSARIO 3 RS 5 8760 43800.0 146.00 127,896,000.00
EOL SANTA CLARA VI RN 12.0 8760 105120.0 150.00 315,360,000.00 EOL ILHEUS BA 5 8760 43800.0 146.94 128,719,440.00
EOL ICARAI I CE 13.0 8760 113880.0 142.00 323,419,200.00 EOL CANDIBA BA 4 8760 35040.0 144.94 101,573,952.00
EOL AREIA BRANCA RN 11.0 8760 96360.0 152.63 294,148,536.00 EOL FAZENDA ROSARIO RS 3 8760 26280.0 146.00 76,737,600.00
EOL FAISA V CE 9.0 8760 78840.0 152.68 240,745,824.00 EOL ALVORADA BA 3 8760 26280.0 144.94 76,180,464.00
EOL GUIRAPA BA 13.0 8760 113880.0 144.94 330,115,344.00 EOL EURUS VI RN 3 8760 26280.0 150.00 78,840,000.00
EOL COQUEIROS CE 11.0 8760 96360.0 150.38 289,812,336.00 EOL PORTO SEGURO BA 2 8760 17520.0 146.94 51,487,776.00
EOL SANGRADOURO 2 RS 9.0 8760 78840.0 149.99 236,504,232.00 TOTAL 753 8760 6,596,280.0 148.33 19,576,700,832.00
Preço de Venda
(R$/MWh)
Receita Bruta Total da
Venda de Energia (R$)
Horas
anuais
Geração
anual (MWh)
Lotes
Negociado
Receita Bruta Total da
Venda de Energia (R$)
Preço de Venda
(R$/MWh)Projeto UFProjeto UF
MW
Negociados
Horas
anuais
Geração
anual (MWh)
58
Além das receitas oriundas com a venda da energia, foi considerado que os
empreendimentos obteriam sucesso na obtenção dos créditos de carbono. Foi
considerado que todos os empreendimentos receberam e venderam créditos de
carbono entre os anos 4 (inicio da entrega da capacidade) e 23 (fim do contrato). O
preço de venda considerado para os créditos de carbono foi R$ 8/MWh12.
4.1.2.4 Projeção de despesas
As despesas anuais podem ser separadas em despesas operacionais,
setoriais, tributárias e financeiras.
Como despesas operacionais foram consideradas despesas de operação e
manutenção (O&M), de depreciação dos equipamentos e de aluguel da propriedade
onde a planta estará instalada. Para O&M foi utilizado como referência o valor
recomendado pela RETScreen International, instituição canadense vinculada ao
Ministério de Energia daquele país e líder no fornecimento de software para
modelagem financeira e de engenharia para projetos de energia renováveis. A
recomendação é considerar como despesas de O&M US$ 0.01/kWh o que,
convertido para reais pelo câmbio da época do leilão (médio de dez/09) resultou em
R$ 0.018/kWh. Para depreciação foi considerada a depreciação linear do valor do
investimento inicial entre os anos 4 e 23 (20 anos), prazo tanto da vida útil dos
equipamentos como da duração dos contratos negociados. Já para o aluguel da
propriedade rural foi considerada uma despesa de 2% sobre a Receita Bruta,
percentual padrão no setor.
As despesas setoriais se referem a encargos de transmissão e de outros
encargos aplicadas ao setor de geração. Com relação aos encargos de
transmissão, parte está considerada no Capex inicial e parte será pago anualmente
pelo uso da rede de transmissão e distribuição do sistema interligado. A conexão
das plantas a centrais coletoras de energia pertencentes à rede do sistema
interligado está orçada nos custos iniciais dos projetos. Uma vez conectados, o uso
da rede é cobrado através da TUST. A resolução homologatória da Aneel nº 907
12
Foi usado como referência um preço de crédito de carbono de 12,15 EUR/tCO2 (fonte: ICE ECX CER future contracts, http:/www.ecx.eu), câmbio de 2,55 R$/EUR, fator de linha de base de 0,15 tCO2/MWh.
59
informa os valores a serem pagos por cada um dos projetos a título de TUST. Sobre
o valor divulgado foi aplicado um desconto de 50%, referente a medida de incentivo
ao setor realizado pelo MME. Além dos encargos de transmissão, foram
consideradas despesas referentes a taxa de fiscalização da Aneel (0,5% da receita
bruta) e de pesquisa e desenvolvimento (1% da receita bruta), conforme ANEEL,
Despacho 141, de 24/01/2007.
Como obrigações tributárias incidiram os percentuais padrões de PIS e
COFINS sobre a receita bruta (1,65% e 7,6%, respectivamente) e de IR e CSLL
sobre o lucro líquido (25% e 9%, respectivamente).
Por fim, como despesas financeiras foram consideradas as parcelas anuais
referentes ao serviço da dívida, cujas características do financiamento foram
descritos anteriormente.
4.1.2.5 Demais parâmetros dos fluxos
Em complemento às despesas anuais listadas na seção anterior, foram
considerados nos fluxos de caixa os desembolsos referentes à amortização do
principal dos endividamentos contraídos. Foi também assumido que não haverá
aumento do capital de giro sobre o já contemplado no investimento inicial, uma vez
que o volume de entrega física contratado foi fixo e, pelo perfil do negócio e do
contrato, não há uma clara necessidade de alterações na política de créditos e de
prazos com fornecedores ou compradores. Por fim, por se tratar de projetos com
horizonte definido, 20 anos, foi assumido que investimentos adicionais requeridos
na planta serão apenas os de manutenção, que por sua vez já estão contemplados
nos custos de O&M.
Um exemplo da modelagem completa do fluxo de caixa utilizado para
todos os projetos está disponível no apêndice 1. A ilustração 3 abaixo fornece
informações agregadas de todos os projetos para todo o horizonte projetado.
60
Ilustração 3 – Resultados dos projetos negociados no LER DEZ/2009
Como resultado da modelagem dos fluxos, foi obtido uma margem Ebitda
sobre a receita bruta total de todos os projetos agregados de 71,5%. As despesas
caixa da operação (despesas operacionais, setoriais e tributárias, não considerando
as despesas financeiras e a despesa de depreciação) representaram 28,5% da
receita bruta total. Já os investimentos iniciais totalizaram 38,5% da receita bruta
total. Nota-se que, ao se isolar estes dois fluxos negativos, é identificado que, entre
as despesas caixa da operação e investimentos iniciais, 57% do total se referem
aos investimentos iniciais, ao passo que 43% se referem a despesas anuais da
operação13.
4.1.3 Determinação da taxa de retorno de referência para o setor
Conforme descrito no capitulo anterior, o custo de capital desta aplicação,
taxa de retorno considerada referência para empreendimentos no setor eólico, foi
calculada a partir do Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) e utilizou o modelo
CAPM Global para a estimação do custo de capital próprio.
Alguns dos parâmetros necessários na modelagem do CAPM já foram
descritos no capitulo anterior. O mercado utilizado como referência foi o mercado
americano e como amostra de referência setorial optou-se pelo Power Sector,
segundo definição de Damodaran.
Como Ativo Livre de Risco considerou-se a remuneração anual dos títulos do
tesouro americano com vencimento para 10 anos. Foi utilizada a taxa corrente deste
13
Esta comparação não considera uma taxa de desconto para os fluxos futuros. Como os desembolsos para os investimentos iniciais são realizados nos três primeiros anos e as despesas anuais ocorrem do ano 4 ao ano 23, o percentual do investimento inicial em relação ao total de investimentos mais despesas caixa da operação será superior aos 57% em termos de valor presente dos desembolsos.
Receitas da Venda Energia 19,576,700,832.00 94.9%
Receitas Crédito de Carbono 1,055,404,800.0 5.1%
Receita Bruta Total 20,632,105,632.00 100.0%
Despesas Caixa da Operaçãoi 5,876,327,226.92 28.5%
Investimentos Iniciais Totais ii7,949,106,169.29 38.5%
Ebitda 14,755,778,405.08 71.5%
i. exclui depreciação e despesas financeiras
ii. Valor total, não considera financiamento
% da Receita
BrutaR$Valores totais para os 71 projetos
61
título na ocasião do leilão. No mês da realização do certame, dezembro de 2009, a
remuneração média de fechamento do título foi de 3,57% a.a.. Já o Prêmio de Risco
de Mercado, constituído pela diferença entre os retornos médios aritméticos
mensais do retorno do mesmo ativo livre de risco (título de 10 anos do tesouro
americano) e o índice do mercado de ações Standard & Poor’s 500 (S&P 500),
utilizou como referência a recomendação de Leal (2002) para horizontes de longo
prazo, 4%.
Para o Beta setorial, conforme explicado na descrição do método empregado,
foi considerado o beta desalavancado desenvolvido pelo prof. Damodaran. Este
beta foi então realavancado para as características do Brasil. O Beta desalavancado
do Power Sector é 0,7. Para a realavancagem deste beta para as condições do
Brasil utilizou-se a seguinte fórmula:
, onde:
βBR = Beta alavancado para o setor no Brasil
βus = Beta desalavancado do setor no mercado americano
T = alíquota de imposto no Brasil
D/E = Proporção de alavancagem
Foi considerada uma alíquota de imposto de 34% e uma participação de 70%
de capital de terceiros na estrutura de capital, em referência a alavancagem
considerada para a contratação de investimentos para os participantes no LER
DEZ/2009, conforme descrito na seção referente ao financiamento. Obteve-se assim
uma relação de D/E de 2,33. O beta global do setor adaptado ao mercado local foi
então calculado em 1,78.
Por fim, o Risco País foi tratado como a diferença do rendimento de um título
de renda fixa emitida em dólares pelo governo brasileiro e o rendimento oferecido
pelos títulos de renda fixa pelo governo americano (o ativo livre de risco). Para esse
indicador foi utilizado o índice EMBI BR, calculado pelo J.P. Morgan para apurar
62
este diferencial de remuneração. Foi utilizado o valor médio de dezembro de 2009
(mês de realização do leilão), 2,05%.
Dessa forma, o custo do capital próprio calculado foi: 3,57 + (1,78 x 4,00) +
2,05 = 12,73%. Esta é uma taxa nominal em dólares americanos.
Para o custo do capital de terceiros também em dólares americanos será
adotado o mecanismo recomendado por Leal (2002). A sugestão de Leal diz que:
onde:
Custo do Capital de Terceiros em dólares
Taxa de juros livre de risco do mercado de referência
Prêmio de risco de crédito da empresa
Alíquota de imposto
A taxa de juros livre de risco foi a mesma utilizada no cálculo do custo do
capital próprio, 3,57%. Como risco de crédito da empresa foi considerado o custo de
endividamento dos empreendimentos do LER DEZ/2009, informado na seção
anterior referente aos financiamentos, a saber, 8%, convertido em dólares
americanos através do desconto da variação cambial esperada, e descontado do
ativo livro de risco. Para o cálculo da variação cambial (BRL/USD) esperada foi
utilizado o mecanismo recomendado por Leal, que diz que:
onde:
Previsão de Variação Cambial
Juro doméstico
Juro estrangeiro
Spread de risco de títulos soberanos
Como referência de juro doméstico trabalhou-se com a remuneração da
NTN-B com vencimento em 2020 (somada à meta oficial para inflação anual, 4,5%)
e como juro estrangeiro foi considerado a remuneração dos títulos de 10 anos do
63
tesouro americano. Considerando dados do mês de realização do LER DEZ/2009, a
variação cambial esperada foi calculada em 11,15% - 3,57% - 2,05% = 5,54%.
Assim, o prêmio de risco de crédito da empresa foi calculado em 8% - 5,54% - 3,57
= -1,1%.
Quanto à alíquota de imposto, considerou-se o padrão utilizado no Brasil,
34%. Assim, o custo do capital de terceiros em dólares foi estipulado em: (3,57% -
1,1%) x (1 – 0,34) = 1,63%.
Por fim, foi considerada a participação de 70% de capital de terceiros
previstos de acordo com a linha disponível aos grupos vencedores do leilão,
conforme explicada nas etapas anteriores.
Dessa forma, o WACC nominal em moeda forte foi calculado em 30% X
12,73 + 70% X 1,63 = 4,96% a.a.
Têm-se então uma taxa de remuneração do capital de 4,96%, considerando
um custo do capital próprio de 12,73%, todas essas taxas nominais em USD. Para
tornar essas taxas comparáveis aos fluxos dos projetos, foi necessária a conversão
para taxas reais e em BRL.
No primeiro movimento foi convertida a taxa nominal para a taxa real. A taxa
nominal em USD foi deflacionada, o que foi feito a partir da série de dez anos do
índice de inflação ao consumidor no mercado americano, o CPI. A média aritmética
anual deste índice entre 2000 e 2009 é de 2,7%. A conversão da taxa foi feito a
partir do seguinte mecanismo:
onde:
Taxa Real
Taxa Nominal
Inflação do mercado americano
E, por fim, transformou-se a taxa em BRL a partir da adição da variação
cambial esperada, 5,54% conforme já apresentado. Com isso, a taxa real de
remuneração do capital em BRL calculada foi de 10,4%.
64
4.2 ANÁLISE DOS RESULTADOS
4.2.1 Visão geral dos retornos dos projetos
Nesta etapa estão visualizados os resultados da aplicação da pesquisa. Na
tabela 4 estão informados as taxas de retorno (TIR) obtidas pelos 71
empreendimentos avaliados através dos respectivos fluxos para o acionista com
base nos parâmetros descritos na seção 4.1. Os resultados estão ordenados da
maior TIR para a menor.
Tabela 4 – Retorno dos empreendimentos negociados no LER DEZ/2009
A TIR média dos fluxos para os acionistas dos 71 empreendimentos
analisados foi de 4.8%. O retorno mediano e a moda foram 5.2%, o que denota uma
assimetria negativa na distribuição dos retornos, observado na ilustração 4 abaixo.
O empreendimento de maior retorno, 9,4%, foi obtido pela EOL Usina de Mangue
Seco 5, enquanto que o menor retorno, -0,6%, foi obtido pela EOL Cabeco Preto. O
maior retorno ficou 460 pontos percentuais acima da média, enquanto que o menor
retorno ficou 540 pontos percentuais abaixo da média.
1 EOL USINA DE MANGUE SECO 5 RN 25.2 52.0% 13 0.8% 149.99 9.4% 37 EOL SANTA CLARA V RN 28.8 43.1% 12 3.2% 150.00 5.2%
2 EOL RIO VERDE BA 30.0 55.3% 16 3.6% 144.94 8.8% 38 EOL SANTA CLARA IV RN 28.8 42.7% 12 2.4% 150.00 5.2%
3 EOL ICARAI CE 14.4 54.2% 7 10.3% 151.08 8.2% 39 EOL SANTA CLARA VI RN 28.8 42.4% 12 1.6% 150.00 5.2%
4 EOL MORRO DOS VENTOS IX RN 28.8 49.7% 14 2.1% 151.03 7.9% 40 EOL IGAPORA BA 30.0 46.3% 13 6.5% 146.94 5.2%
5 EOL NOSSA SENHORA CONCEICAO BA 24.0 51.7% 12 3.2% 146.94 7.8% 41 EOL COQUEIROS CE 27.0 43.0% 11 5.2% 150.38 5.2%
6 EOL USINA DE MANGUE SECO 3 RN 25.2 50.4% 12 5.5% 149.99 7.7% 42 EOL TAIBA ANDORINHA CE 14.7 44.2% 6 7.7% 149.90 5.1%
7 EOL USINA DE MANGUE SECO 2 RN 25.2 47.6% 12 0.0% 149.99 7.7% 43 EOL MACAUBAS BA 30.0 44.7% 13 3.0% 139.99 5.0%
8 EOL USINA DE MANGUE SECO 1 RN 25.2 48.8% 12 2.4% 149.99 7.7% 44 EOL ARATUA 1 RN 14.4 47.9% 6 13.0% 151.77 4.9%
9 EOL PINDAI BA 22.5 48.9% 11 0.0% 144.94 7.1% 45 EOL CAJUCOCO CE 30.0 40.0% 12 0.0% 150.38 4.8%
10 EOL ICARAI I CE 27.3 47.6% 13 0.0% 142.00 7.0% 46 EOL ARARAS CE 30.0 42.0% 12 4.8% 150.38 4.8%
11 EOL ICARAI II CE 37.8 47.6% 18 0.0% 142.00 7.0% 47 EOL AREIA BRANCA RN 27.3 42.9% 11 6.0% 152.63 4.7%
12 EOL GUANAMBI BA 16.5 50.9% 8 4.8% 144.94 6.9% 48 EOL FAZENDA ROSARIO RS 8.0 40.0% 3 6.3% 146.00 3.8%
13 EOL ILHEUS BA 10.5 47.6% 5 0.0% 146.94 6.9% 49 EOL ALVORADA BA 7.5 52.0% 3 23.1% 144.94 3.5%
14 EOL GUIRAPA BA 27.0 50.4% 13 4.4% 144.94 6.8% 50 EOL OSORIO 2 RS 24.0 38.3% 9 2.2% 149.99 3.4%
15 EOL SANTA CLARA I RN 28.8 47.6% 13 5.1% 150.00 6.8% 51 EOL SANGRADOURO 3 RS 24.0 38.3% 9 2.2% 149.99 3.4%
16 EOL DUNAS DE PARACURU CE 42.0 46.9% 19 3.6% 149.96 6.8% 52 EOL BURITI CE 30.0 36.7% 11 0.0% 150.38 3.2%
17 EOL PLANALTINA BA 25.5 47.8% 12 1.6% 146.94 6.6% 53 EOL VENTO DO OESTE CE 19.5 40.0% 7 10.3% 152.18 3.0%
18 EOL MORRO DOS VENTOS VI RN 28.8 45.5% 13 0.8% 151.05 6.5% 54 EOL FAISA I CE 25.2 36.9% 9 3.2% 152.66 3.0%
19 EOL MORRO DOS VENTOS I RN 28.8 46.9% 13 3.7% 151.04 6.5% 55 EOL FAISA II CE 25.2 37.7% 9 5.3% 152.65 3.0%
20 EOL MORRO DOS VENTOS IV RN 28.8 47.6% 13 5.1% 151.02 6.5% 56 EOL QUIXABA CE 25.2 35.7% 9 0.0% 153.05 2.4%
21 EOL MORRO DOS VENTOS III RN 28.8 48.3% 13 6.5% 151.01 6.5% 57 EOL FAZENDA ROSARIO 3 RS 14.0 39.3% 5 9.1% 146.00 2.4%
22 EOL GARCAS CE 30.0 44.0% 13 1.5% 150.38 6.4% 58 EOL SEABRA BA 30.0 37.7% 11 2.7% 139.99 2.0%
23 EOL TAIBA AGUIA CE 23.1 45.9% 10 5.7% 149.90 6.3% 59 EOL SANGRADOURO 2 RS 26.0 38.1% 9 9.1% 149.99 2.0%
24 EOL SERRA DO SALTO BA 15.0 49.3% 7 5.4% 144.94 6.2% 60 EOL MAR E TERRA RN 23.1 35.9% 8 3.6% 152.64 1.9%
25 EOL EMBUACA CE 25.2 44.0% 11 0.9% 151.07 6.2% 61 EOL BARRA DOS COQUEIROS SE 30.0 35.0% 10 4.8% 152.50 1.8%
26 EOL PAJEU DO VENTO BA 24.0 49.2% 11 6.8% 146.94 6.1% 62 EOL PEDRA DO REINO BA 30.0 36.0% 10 7.4% 152.27 1.5%
27 EOL MIASSABA 3 RN 50.4 45.2% 22 3.5% 152.07 6.0% 63 EOL FAISA V CE 27.3 33.0% 9 0.0% 152.68 1.5%
28 EOL REI DOS VENTOS 3 RN 48.6 43.2% 21 0.0% 153.07 5.9% 64 EOL COXILHA NEGRA VI RS 30.0 37.7% 11 2.7% 131.00 1.2%
29 EOL REI DOS VENTOS 1 RN 48.6 44.9% 21 3.7% 152.77 5.9% 65 EOL COXILHA NEGRA VII RS 30.0 37.7% 11 2.7% 131.00 1.2%
30 EOL COLONIA CE 18.9 43.4% 8 2.4% 149.90 5.8% 66 EOL COXILHA NEGRA V RS 30.0 37.7% 11 2.7% 131.00 1.2%
31 EOL LAGOA SECA CE 19.5 41.5% 8 1.2% 152.18 5.6% 67 EOL FAISA III CE 25.2 32.9% 8 3.6% 152.69 0.8%
32 EOL EURUS VI RN 7.2 43.1% 3 3.2% 150.00 5.5% 68 EOL FAISA IV CE 25.2 33.7% 8 5.9% 152.67 0.8%
33 EOL LICINIO DE ALMEIDA BA 22.5 48.4% 10 8.3% 144.94 5.4% 69 EOL PORTO SEGURO BA 6.0 45.0% 2 25.9% 146.94 0.5%
34 EOL CANDIBA BA 9.0 46.7% 4 4.8% 144.94 5.3% 70 EOL NOVO HORIZONTE BA 30.0 36.3% 10 8.3% 139.99 0.3%
35 EOL SANTA CLARA II RN 28.8 44.1% 12 5.5% 150.00 5.2% 71 EOL CABECO PRETO RN 19.8 32.8% 6 7.7% 151.97 -0.6%
36 EOL SANTA CLARA III RN 28.8 43.4% 12 4.0% 150.00 5.2% TOTAL 1805.0 43.4% 753 3.8% 148.33 4.8%
i. Potência total do empreendimento
ii. Energia Assegurada / Potência total
iii. Energia assegurada não vendida em função da padronização da comercialização em lotes de 1MW
Capac.
Total*# Projeto UF
Capac.
Total*
Fator de
Capac.i
Capac.
Vendidaii
Capac. Não
VendidaiiiTIR # Projeto UF
Preço de Venda
(R$/MWh)
Fator de
Capac.i
Capac.
Vendidaii
Capac. Não
VendidaiiiTIR
Preço de Venda
(R$/MWh)
65
Ilustração 4 – Distribuição das taxas de retorno (TIR) dos projetos
Entre as características do empreendimento de maior retorno, o fator de
capacidade (52%) foi o terceiro mais elevado entre todos os empreendimentos e
superior ao fator de capacidade médio dos projetos analisados, 43,4%. Além disso,
o percentual de energia não vendida foi inferior a 1%, enquanto que, em média,
3,8% da energia assegurada dos projetos não foram negociadas. Já o
empreendimento de menor retorno contou com o menor fator de capacidade entre
todos os projetos analisados, 32,8%. O percentual de energia não vendida, 7,7%,
embora não esteja entre os maiores entre os projetos analisados, foi o dobro do
percentual médio.
A tabela 5 abaixo mostra as relações entre as principais características dos
projetos com o retorno obtido.
Tabela 5 – Correlações entre a TIR e características dos projetos
Em termos de localização, o projeto de maior retorno, o de menor retorno e
também o de retorno mediano, estão todos localizados no Rio Grande do Norte,
estado com maior número de projetos negociados no LER DEZ/2009. Isso indica
que a localização do projeto por si só é menos relevante que o fator de capacidade
na determinação do retorno do projeto. A tabela 6 abaixo mostra os resultados do
leilão por estado da federação.
5
7
4
8
4
16 16
8
21
< 1
%
1%
-2
%
2%
-3
%
3%
-4
%
4%
-5
%
5%
-6
%
6%
-7
%
7%
-8
%
8%
-9
%
9%
-1
0%
# Projetos
Critério Correlação
Capac. Total / TIR 0.10
Fator de Capac. / TIR 0.87
Capac. Vendida TIR 0.42
Capac. Não Vendida / TIR (0.30)
Preço Médio (R$/MWh) / TIR 0.15
66
Tabela 6 – Resultado dos fluxos dos projetos por Unidade Federativa
Na visão individual dos empreendimentos, dos 71 projetos avaliados, apenas
um apresentou retorno acima da referência calculada para o setor eólico. O retorno
da EOL Usina de Mangue Seco 5, 9,4%, foi 100 pontos percentuais abaixo da taxa
de referência, 10,4%. O retorno médio dos projetos (4,8%) ficou 560 pontos
percentuais abaixo da taxa de referência. A análise alvo da pesquisa, entretanto,
não é a visão individual dos empreendimentos, e sim a visão dos acionistas. Esta
análise é realizada na próxima seção.
4.2.2 Retorno dos projetos na visão dos grupos acionistas
Embora 71 empreendimentos tenham sido negociados no LER DEZ/2009, o
número total de investidores participantes no leilão foi inferior: 17 grupos. Isso
porque vários projetos negociados tiveram os mesmos acionistas controladores.
Esta etapa da pesquisa analisa os resultados da etapa anterior na visão dos
investidores, a partir de agora denominados grupos acionistas.
O conjunto dos 17 grupos acionistas não é homogêneo. Há diferenças quanto
à atividade econômica de atuação, nacionalidade, natureza privada ou pública, entre
outras. Há empresas que já atuavam no setor elétrico, há construtoras, empresas
nacionais e estrangeiras, fundos de investimento, além de outras características.
Para organizar a visualização dos resultados, foi elaborada uma segmentação dos
grupos acionistas, que foram classificados em 4 categorias:
- Cadeia de EPC: nesta categoria foram reunidos todos os grupos com algum
envolvimento nos contratos de EPC14.
14
EPC (Engineering, Procurement & Constructiction) é a sigla para o grupo formado por engenheiros, fornecedores e construtores para executar um projeto turn-key. Os clientes contratam um único grupo que
RN 23 657.0 45.1% 286 3.5% 5.8%
BA 18 390.0 46.3% 171 5.2% 5.1%
CE 21 542.7 41.4% 218 3.0% 4.6%
RS 8 186.0 38.1% 68 4.1% 2.3%
SE 1 30.0 35.0% 10 4.8% 1.8%
TOTAL 71 1805.7 43.4% 753 3.8% 4.8%
TIR#
ProjetosUF
Capac.
Total
Fator de
Capac.
Capac.
Vendida
Capac.
Não
67
- Holding/Fundos de Investimento: nesta categoria foram reunidos os grupos
que possuem atuação em diversos segmentos, mas sem um envolvimento na
cadeia de EPC, em geral fundos de private equity e empresas holdings.
- Empresas do Setor: nesta categoria foram reunidas empresas privadas já
atuantes no setor elétrico. Empresas com alguma forma de atuação no setor, seja
na distribuição, comercialização ou geração de energia (não necessariamente a
partir de fonte eólica) estão nesta categoria.
- Empresa Estatal: nesta categoria foram reunidas empresas cujo controle do
capital social é detido pelo governo brasileiro.
A segmentação foi desenvolvida de acordo com características identificadas
pelo autor como informativas e comuns entre os grupos participantes. Diferentes
combinações para segmentação poderiam ser realizadas, de acordo com a
preferência de cada pesquisador. Para os resultados desta pesquisa, entretanto, a
análise centralizou-se na segmentação acima descrita. A tabela 7 mostra a
principais informações dos grupos acionistas participantes do LER DEZ/2009, já
com as respectivas classificações.
Destacando alguns pontos informados na tabela 7, o grupo acionista Renova
Energia S.A foi o que comercializou o maior número de empreendimentos: 14. Na
sequência, Eletrobrás e Martifer comercializaram 9 empreendimentos cada. No caso
da Eletrobrás, estão reunidas todas as empresas do Sistema Eletrobrás
participantes do leilão, a saber, Eletrosul, Eletronorte, Furnas, Chesf e a própria
Eletrobrás. Deve ser destacado também que em alguns casos a participação dos
grupos nos empreendimentos não é 100%. Esse foi o caso dos projetos com a
indicação do percentual ao lado do nome do empreendimento em cada grupo.
Casos onde o percentual não está informado significam que o grupo possui 100%
do projeto.
fica responsável pelos projetos executivos, especificação e compra de materiais e equipamentos, construção, montagem, testes de operação, treinamento de pessoal e, ao final, entrega ao cliente o empreendimento funcionando. Esse tipo de contrato é comum em grandes projetos de engenharia, como o caso de empreendimentos de geração elétrica.
68
Tabela 7 – Descrição dos grupos acionistas
Para a obtenção dos retornos na visão dos grupos acionistas foram
considerados os fluxos de cada empreendimento ponderados pela participação que
o grupo possui no projeto. Uma importante ressalva diz respeito aos fluxos dos
grupos da categoria EPC. Foi considerado que grupos acionistas classificados nesta
Empreendedor Renova Energia S.A. Eletrobras* Martifer Renováveis Energimp S.A.
País Brasil Brasil Portugal Argentina
Classificação Holding/Fundos Estatal Cadeia EPC Cadeia EPC
# Projetos 14 9 9 8
Projetos EOL ALVORADA EOL COXILHA NEGRA V (90%) EOL EMBUACA EOL QUIXABA
EOL GUANAMBI EOL COXILHA NEGRA VI (90%) EOL FAISA I EOL VENTO DO OESTE
EOL GUIRAPA EOL COXILHA NEGRA VII (90%) EOL FAISA II EOL COQUEIROS
EOL IGAPORA EOL MAR E TERRA (49%) EOL FAISA III EOL ARARAS
EOL ILHEUS EOL AREIA BRANCA (49%) EOL FAISA IV EOL GARCAS
EOL PAJEU DO VENTO EOL MIASSABA 3 (49%) EOL FAISA V EOL LAGOA SECA
EOL PINDAI EOL REI DOS VENTOS 1 (49%) EOL ICARAI EOL BURITI
EOL PLANALTINA EOL REI DOS VENTOS 3 (49%) EOL MAR E TERRA (51%) EOL CAJUCOCO
EOL PORTO SEGURO EOL USINA DE MANGUE SECO 2 (49%) EOL AREIA BRANCA (51%)
EOL RIO VERDE
EOL SERRA DO SALTO
EOL LICINIO DE ALMEIDA
EOL NOSSA SENHORA CONCEICAO
EOL CANDIBA
Empreendedor CPFL Renováveis Enerfin do Brasil Dobreve Energia S.A. Wobben Windpower Ind. e Com. LTDA.
País Brasil Espanha Brasil Alemanha
Classificação Empresas do Setor Empresas do Setor Holding/Fundos Cadeia EPC
# Projetos 7 5 5 5
Projetos EOL SANTA CLARA I EOL FAZENDA ROSARIO EOL MORRO DOS VENTOS I EOL COXILHA NEGRA V (10%)
EOL SANTA CLARA II EOL FAZENDA ROSARIO 3 EOL MORRO DOS VENTOS III EOL COXILHA NEGRA VI (10%)
EOL SANTA CLARA III EOL OSORIO 2 EOL MORRO DOS VENTOS IV EOL COXILHA NEGRA VII (10%)
EOL SANTA CLARA IV EOL SANGRADOURO 2 EOL MORRO DOS VENTOS IX EOL USINA DE MANGUE SECO 3 (51%)
EOL SANTA CLARA V EOL SANGRADOURO 3 EOL MORRO DOS VENTOS VI EOL USINA DE MANGUE SECO 5 (51%)
EOL SANTA CLARA VI
EOL EURUS VI
Empreendedor Energio Nordeste En. Renováveis Bioenergy Geradora de Energia Petrobras Petróleo Brasileiro S.A. J. Malucelli Construtora de Obras S.A.
País Brasil Brasil Brasil Brasil
Classificação Holding/Fundos Empresas do Setor Estatal Cadeia EPC
# Projetos 5 4 4 3
Projetos EOL COLONIA EOL ARATUA 1 EOL USINA DE MANGUE SECO 2 (51%) EOL MIASSABA 3 (41%)
EOL ICARAI I EOL MIASSABA 3 (10%) EOL USINA DE MANGUE SECO 1 (49%) EOL REI DOS VENTOS 1 (41%)
EOL ICARAI II EOL REI DOS VENTOS 1 (10%) EOL USINA DE MANGUE SECO 3 (49%) EOL REI DOS VENTOS 3 (41%)
EOL TAIBA AGUIA EOL REI DOS VENTOS 3 (10%) EOL USINA DE MANGUE SECO 5 (49%)
EOL TAIBA ANDORINHA
Empreendedor Desenvix SA Gestamp Eólica Promociones Alubar Energia S.A. Inversiones Teneria/Ventos Brasil
País Brasil Espanha Brasil Espanha
Classificação Cadeia EPC Cadeia EPC Cadeia EPC Holding/Fundos
# Projetos 3 2 1 1
Projetos EOL NOVO HORIZONTE EOL CABECO PRETO EOL USINA DE MANGUE SECO 1 (51%) EOL DUNAS DE PARACURU
EOL SEABRA EOL PEDRA DO REINO
EOL MACAUBAS
Empreendedor Energen Energias Renováveis S.A.
País Brasil
Classificação Cadeia EPC
# Projetos 1
Projetos EOL BARRA DOS COQUEIROS
Energia Elétrica
Ramo de
atuação do
controlador
Private Equity / Fundos de
Investimento
Construção e Operação de
Aerogeradores
Construção Aerogeradores (Enercon)
Construção Aerogeradores (IMPSA)
Ramo de
atuação do
controlador
Energia Elétrica (Integrada) Geração Eólica
Diversificada (Têxtil, logística,
energia, etc)
Ramo de
atuação do
controlador
Infraestrutura Geração de Energia Energia Construção Civil
Ramo de
atuação do
controlador
Engenharia/Construção Torres para aerogeradores
Consultoria e Estudos de
Viabilidade
Hotelaria
Ramo de
atuação do
controlador
Consultoria e Estudos de Viabilidade
69
categoria se beneficiam, além do projeto propriamente dito, no envolvimento nos
contratos de suprimento por serem também fornecedores. Assim, ao se estimar o
retorno dessa categoria de acionistas foi considerado um fluxo incremental
calculado com base no volume de investimentos dos projetos. Foi considerado que
em cada projeto o grupo acionista obteve como fluxo incremental uma margem de
7,5%15 sobre o total dos investimentos iniciais.
Os retornos dos grupos acionistas estão apresentados na tabela 8. A TIR
média encontrada para os grupos acionistas foi 6,1%, com um desvio padrão de 3%
e coeficiente de variação de 0,52. Para oito grupos foram encontrados retornos
superiores a média, ao passo que para oito foram encontrados retornos inferiores a
média. O maior retorno foi encontrado para o grupo Alubar, 13,3%, 720 pontos
percentuais acima do retorno médio. Já o menor retorno encontrado foi para o grupo
Gestamp, 1,9%, 420 pontos percentuais abaixo da média.
Tabela 8 – Resultados obtidos pelos grupos acionistas no LER DEZ/2009
O grupo acionista Wobben Wind Power Ind. e Com. LTDA foi retirado da
análise conjunta pela impossibilidade de aplicação da TIR em seus fluxos. Com o
fluxo incremental oriundo da margem do contrato EPC, o fluxo consolidado do grupo
15 Estimativa de Margem Bruta obtida nos contratos. Como, por serem de capital fechado, o acesso a informações financeiras dos grupos classificadas como cadeia de EPC é limitado, foi considerado como referência as margens de 2009 da Vestas Wind Systems e da Gamesa Corporación Tecnológica, empresas dinamarquesa e espanhola líderes na fabricação de aerogeradores e com ações listadas nas bolsas de Copenhague e Madri, respectivamente.
1 ALUBAR Cadeia de EPC 1 12.85 48.8% 6 2.4% 149.99 13.3% 2.9%
2 J. MALUCELLI Cadeia de EPC 3 60.52 44.4% 26 2.4% 152.64 12.7% 2.3%
3 PETROBRAS Empresas Estatais 4 49.90 49.7% 24 2.2% 149.99 8.1% -2.3%
4 DOBREVE Holding/Fundos 5 144.00 47.6% 66 3.6% 151.03 6.8% -3.6%
5 INVERSIONES Holding/Fundos 1 42.00 46.9% 19 3.6% 149.96 6.5% -3.9%
6 ENERGIO Holding/Fundos 5 121.80 46.2% 55 2.3% 146.74 6.5% -3.9%
7 RENOVA Holding/Fundos 14 270.00 49.6% 127 5.2% 145.80 6.5% -3.9%
8 ENERGIMP Cadeia de EPC 8 211.20 40.4% 83 2.7% 151.16 6.2% -4.2%
9 CPFL Empresas do Setor 7 180.00 43.8% 76 3.7% 150.00 5.5% -4.9%
10 BIOENERGY Empresas do Setor 4 29.16 46.2% 12 7.9% 152.42 5.4% -5.0%
11 MARTIFER Cadeia de EPC 9 193.15 38.1% 71 4.1% 152.31 4.8% -5.6%
12 DESENVIX Cadeia de EPC 3 90.00 39.6% 34 4.5% 139.99 3.9% -6.5%
13 ELETROBRAS Empresas Estatais 9 190.37 41.1% 76 2.7% 145.13 3.7% -6.7%
14 ENERGEN Cadeia de EPC 1 30.00 35.0% 10 4.8% 152.50 3.2% -7.2%
15 ENERFIN Empresas do Setor 5 96.00 38.5% 35 5.4% 148.39 2.9% -7.5%
16 GESTAMP Cadeia de EPC 2 49.80 34.7% 16 7.5% 152.12 1.9% -8.5%
TOTAL 81 1805 43.4% 753 4.0% 148.33 6.1% -4.3%
i. Soma de participações em projetos
ii. Preço (R$/MWh) médio dos empreendimentos com participação do grupo acionista
iii. Prêmio de Risco do Leilão LER DEZ/2009
Prêmio de
Risco (PRL)iii
Fator de
Capac.
Capac. Vendida
(MW)
Capac. Não
Vendida
Preço Médio de
Venda (R$/MWh)iiTIR# Acionista Classificação # Projetosi Capac.
Total (MW)
70
ficou positivo já a partir do primeiro ano 0, permanecendo sempre positivo, não
sendo possível assim a aplicação da TIR como critério de avaliação16.
Entre as características dos empreendimentos do grupo de maior retorno, o
fator de capacidade (48,8%) foi o terceiro mais elevado entre todos os grupos
acionistas e superior ao fator de capacidade médio dos grupos analisados (43,4%).
Além disso, o percentual de energia não vendida foi 2,4%, enquanto que em média
4% da energia assegurada dos grupos não foi negociada. Já o grupo acionista com
menor retorno contou com o menor fator de capacidade entre todos os projetos
analisados, 34,7% e com o segundo maior percentual de energia não vendida,
7,5%.
A tabela 9 mostra as relações entre as principais características dos projetos
com o retorno obtido pelos grupos acionistas. Assim como os dados da tabela 5,
onde constam as correlações entre características selecionadas dos projetos com
os retornos de cada empreendimento, também na análise para o retorno dos grupos
acionistas as maiores correlações permaneceram sendo o fator de capacidade e o
percentual de energia não vendida. Foi adicionada uma análise para o número de
projetos, cuja relação com o retorno se mostrou bastante fraca.
Tabela 9 – Correlações entre a TIR dos grupos acionistas e características dos
projetos
Para responder o questionamento inicial desta pesquisa foi necessário apurar
o diferencial entre o retorno obtido pelos grupos acionistas e a taxa de retorno de
referência calculada para o setor (10,4%), obtendo assim prêmio de risco para o
acionista implícito nos resultados LER DEZ/2009. Este prêmio de risco a partir de
16
Entretanto, todos os empreendimentos com participação do grupo Wobben estão contemplados na análise desta pesquisa. Isso por que o grupo Wobben não detinha 100% de nenhum de seus cinco projetos comercializados. Em três deles a empresa entrou em sociedade com o grupo Eletrobrás e em dois com o grupo Petrobras.
Critério Correlação
# Projetos / TIR 0.02
Capac. Total / TIR (0.01)
Fator de Capac. / TIR 0.68
Capac. Vendida / TIR 0.06
Capac. Não Vendida / TIR (0.55)
Preço Médio (R$/MWh) / TIR 0.20
71
agora tratado como PRL17 para fins de simplificação (Prêmio de Risco do Leilão
LER DEZ/2009). Foi encontrado um PRL médio negativo de -4,3%, conforme
apresentado na tabela 8. O desvio padrão dos PRL foi 3% e o coeficiente de
variação 0,74. Apenas para dois grupos foram encontrados PRL positivos, sendo
que em ambos os fluxos de caixa contaram com o fluxo incremental decorrente da
margem da cadeia de EPC.
Quando analisados os resultados reunindo os grupos acionistas por
segmento, não foi encontrado PRL positivo para nenhuma das categorias. A tabela
10 traz os resultados dos grupos segmentados por categoria. Nesta análise os PRL
encontrados apresentaram redução de variação. Embora a média dos PRL continue
-4,3%, o desvio padrão foi reduzido para de 3% para 0,9% e o coeficiente de
variação reduzido de 1,02 para 0,22.
Tabela 10 – Resultados dos grupos acionistas por segmento
Para completar a análise, foi realizado um estudo probabilístico para os
fluxos e consequentemente os retornos dos grupos acionistas. Para esta avaliação
foi considerada como incerteza o custo equipamento que definiu o valor dos
investimentos iniciais. De acordo com os resultados da modelagem dos fluxos
demonstrados na seção anterior, os investimentos iniciais representaram 57% do
total de custos e despesas caixa da operação dos projetos agregados.
Conforme descrito anteriormente, na análise determinística foi utilizado como
referência para o custo do equipamento o preço praticado no segundo semestre de
2009 de acordo com o WTPI, EUR 1,21 MM/MW. Para o estudo probabilístico,
realizado por meio de SMC (Simulações de Monte Carlo18) foi considerado como
possibilidades de referência para o preço do equipamento os valores praticados no
primeiro semestre de 2009 segundo a mesma fonte, EUR 1,22 MM/MW, e os
17
A abreviação será usada tanto para o singular - Prêmio de Risco do Leilão LER DEZ/2009 - como para o plural - Prêmios de Risco do Leilão LER DEZ/2009. 18 Foi utilizado o aplicativo @Risk disponibilizado para estudantes pela Palisade Corporation.
Cadeia de EPC 27 647.5 40.1% 246 4.1% 6.6% -3.8%
Holding/Fundos 25 577.8 47.6% 267 3.7% 6.6% -3.8%
Empresas Estatais 13 240.3 45.4% 101 2.4% 5.9% -4.5%
Empresas do Setor 16 305.2 42.8% 123 5.7% 4.6% -5.8%
81 1805 43.4% 753 4.0% 6.1% -4.3%
Classificação # ProjetosCapac.
Total (MW)
Fator de
Capac.
Capac. Vendida
(MW)
Capac. Não
VendidaTIR
Prêmio de
Risco (PRL)
72
valores praticados no primeiro semestre de 2010, EUR 1,04 MM/MW, distribuídos
de maneira triangular. Foram realizadas 1.000 interações nos fluxos de cada um dos
71 empreendimentos, e os resultados encontrados para os retornos dos grupos
acionistas estão na tabela 11.
Tabela 11 – Resultados da análise probabilística
A partir desta análise probabilística foi encontrado um retorno médio para os
grupos acionistas de 7,2%, 110 pontos percentuais acima da análise determinística.
Esse incremento de retorno médio era esperado, uma vez que o limite inferior da
incerteza considerada (EUR 1,04MM/MW) estava mais distante do parâmetro inicial
(EUR 1,21MM/MW) que o limite superior (EUR 1,22MM/MW).
De acordo com os resultados encontrados na análise probabilística, em 95%
dos casos os retornos médios estarão acima de 6,1%, ao passo que em 95% dos
casos os retornos médios estarão abaixo de 8,8%. O retorno máximo encontrado foi
de 18,3% e o retorno mínimo encontrado foi de 1,74%.
Os resultados da análise probabilística por segmentos e na visão de prêmios
de risco (PRL) estão descritos na tabela 12. Os retornos mínimo, médio e máximo
foram encontrados para os empreendimentos classificados como participantes da
cadeia de EPC. Para esta categoria foi também encontrada a maior dispersão entre
os retornos, observada pela diferença entre o maior retorno com o menor retorno. A
categoria com menor dispersão de retornos foi a holding/fundos. O retorno mais
elevado entre os grupos desta categoria na análise probabilística foi 10%, ao passo
que o menor retorno encontrado foi 6,3%.
# Acionista Classificação # Projetos Mínimo Média Máximo Desvio Padrão 5% 95%
1 ALUBAR Cadeia de EPC 1 13.060% 14.840% 18.360% 1.230% 13.300% 17.190%
2 J. MALUCELLI Cadeia de EPC 3 12.410% 14.340% 18.340% 1.350% 12.650% 16.950%
3 PETROBRAS Empresas Estatais 4 7.970% 9.170% 11.530% 0.821% 8.125% 10.732%
4 DOBREVE Holding/Fundos 5 6.630% 7.770% 10.010% 0.789% 6.770% 9.273%
5 ENERGIO Holding/Fundos 5 6.310% 7.480% 9.780% 0.803% 6.461% 9.012%
6 INVERSIONES Holding/Fundos 1 6.350% 7.480% 9.710% 0.777% 6.496% 8.965%
7 RENOVA Holding/Fundos 14 6.310% 7.440% 9.650% 0.774% 6.456% 8.915%
8 ENERGIMP Cadeia de EPC 8 6.030% 7.320% 9.880% 0.886% 6.201% 9.011%
9 CPFL Empresas do Setor 7 5.300% 6.440% 8.680% 0.784% 5.450% 7.938%
10 BIOENERGY Empresas do Setor 4 5.230% 6.360% 8.560% 0.774% 5.380% 7.839%
11 MARTIFER Cadeia de EPC 9 4.670% 5.890% 8.350% 0.851% 4.819% 7.521%
12 DESENVIX Cadeia de EPC 3 3.740% 4.930% 7.300% 0.824% 3.891% 6.506%
13 ELETROBRAS Empresas Estatais 9 3.560% 4.620% 6.720% 0.735% 3.691% 6.023%
14 ENERGEN Cadeia de EPC 1 2.990% 4.170% 6.480% 0.807% 3.149% 5.716%
15 ENERFIN Empresas do Setor 5 2.740% 3.810% 5.890% 0.734% 2.885% 5.213%
16 GESTAMP Cadeia de EPC 2 1.740% 2.860% 5.160% 0.772% 1.885% 4.338%
TOTAL 81 5.940% 7.183% 9.650% 0.857% 6.101% 8.821%
* Soma de participações em projetos
73
Tabela 12 – Resultado da análise probabilística geral e por segmento
Por fim, com relação ao indicador que responde o questionamento principal
desta pesquisa, em média o PRL encontrado para os grupos acionistas foi -3,2%.
Os resultados apontaram que para 95% das situações possíveis o retorno médio
obtido pelos investidores estará acima de 6,1% e abaixo de 8,8%, o que significa
PRL médios situados entre -4,3% e -1,6%. Na análise probabilística o PRL médio
encontrado foi negativo em 3,2%.
Assim como o encontrado anteriormente, na analise probabilística também
foram encontrados PRL médios positivos apenas para dois grupos acionistas, a
saber, o Alubar, com retorno médio de 14,84% e PRL de 4,44% e o J. Malucelli,
com retorno de 14,34% e PRL de 3,94%. Para os demais grupos foram encontrados
prêmios de risco negativo, variando de -1,23% a -7,54%.
Na análise por categorias os PRL médios encontrados variaram de -2,6%
para a cadeia de EPC à -4,9% para empresas do setor. Os PRL encontrados para
empresas classificadas como estatais foi -3,5% enquanto o prêmio de risco
encontrado para empresas classificadas como holding/fundos foi -2,9%.
Dados Gerais 1.7% 7.2% 18.4% 16.6% -8.7% -3.2% 8.0%
Cadeia de EPC 1.7% 7.8% 18.4% 16.6% -8.7% -2.6% 8.0%
Holding/Fundos 6.3% 7.5% 10.0% 3.7% -4.1% -2.9% -0.4%
Empresas Estatais 3.6% 6.9% 11.5% 8.0% -6.8% -3.5% 1.1%
Empresas do Setor 2.7% 5.5% 8.7% 5.9% -7.7% -4.9% -1.7%
Prêmio de risco
Médio
Prêmio de risco
MáximoClassificação
Retorno
Mínimo
Retorno
Médio
Retorno
Máximo
Diferença entre
Max - Mín
Prêmio de risco
Mínimo
74
5. CONSIDERAÇÕES FINAIS
De acordo com órgãos nacionais e internacionais ligados ao setor energético,
é prevista grande expansão da capacidade da geração eólica para os próximos
anos. Para o Brasil a previsão é que a parcela da energia elétrica gerada a partir da
fonte eólica passe do atual 1% para 4% na matriz energética até 2019, o que
implicará em uma capacidade instalada seis vezes maior que a atual. Para que as
projeções se confirmem, será preciso que os projetos considerados na expansão de
capacidade tornem-se de fato realidade. Isso dependerá de fatores que, mesmo
estimados nas projeções, somente se tornarão conhecidos durante o
desenvolvimento das situações reais. Um desses fatores é a atratividade financeira
dos investimentos previstos.
Este foi o ponto abordado neste estudo. O trabalho foi elaborado com a
proposta de contribuir para o entendimento da atratividade financeira do segmento
de geração eólica com base em empreendimentos recentemente negociados no
Brasil. A partir de projetos reais, comercializados no primeiro leilão exclusivamente
dedicado a empreendimentos eólicos do país, realizado em dezembro de 2009,
foram estimados parâmetros que permitem que investimentos realizados no setor
sob o novo ambiente de contratação sejam avaliados do ponto de vista financeiro
O objetivo da pesquisa foi confrontar o retorno requerido pelos investidores
nos empreendimentos comercializados no leilão com a taxa de remuneração
esperada para esse tipo de investimento. Através deste confronto a pesquisa
buscou responder a seguinte pergunta:
Qual o prêmio de risco para o acionista implícito nos resultados do primeiro
leilão de energia eólica realizado no Brasil?
Foram desenvolvidos os fluxos dos 71 projetos comercializados no certame e
estimadas as taxas de retorno obtidas pelos acionistas. Adicionalmente foi calculada
uma taxa de remuneração considerada adequada para o setor eólico. A partir do
confronto entre as taxas de retorno dos acionistas e a taxa de remuneração
considerada adequada para o setor, foi encontrado o prêmio de risco obtido pelos
investidores neste evento de contratação. Os resultados obtidos indicaram que o
75
prêmio de risco médio obtido pelos investidores participantes do leilão foi negativo
em 4,3%.
O trabalho buscou também avaliar os retornos obtidos pelos investidores no
leilão sob a ótica dos perfis dos grupos acionistas. Foram apontados quatro
diferentes perfis de investidores, que foram analisados separadamente. Os grupos
acionistas foram classificados como empresas ligadas a cadeia de EPC,
holding/fundos de investimento, empresas do setor elétrico e empresas estatais.
Para todos os grupos foram encontrados prêmios de risco médio negativo, variando
de -3,8% para empresas classificadas como cadeia de EPC e holding/fundos de
investimento a -5,8% para as classificadas como empresas do setor elétrico. Para
as empresas classificadas como estatais foi encontrado um prêmio de risco negativo
em 4,5%.
O prêmio de risco encontrado traz implicitamente os valores estimados para
as taxas de retorno dos investidores com seus projetos e para a taxa de retorno de
referência para o setor. A TIR média encontrada para os investidores foi 6,1%, ao
passo que a taxa de retorno de referência para o setor encontrada foi 10,4%.
Por representar um diferencial dos retornos, o prêmio de risco é, também
implicitamente, resultado de características associadas aos seus indicadores
determinantes (TIR e taxa de retorno setorial), como características físicas dos
projetos, características do ambiente regulatório de comercialização, características
comerciais e características da visão empresarial para o setor.
No estudo dos retornos dos projetos, entre as características avaliadas, o
fator de capacidade, uma característica física, e o percentual de energia não
vendida, uma característica do ambiente regulatório de comercialização, se
revelaram como as mais significativas no que se refere a suas correlações com a
TIR. Foi encontrada uma correlação positiva (0,68) entre o fator de capacidade a
TIR dos investidores e uma correlação negativa (-0,55) entre o percentual de
energia não vendida e a TIR. Os maiores retornos, e por consequência os maiores
prêmios de risco, foram registrados por grupos com maior fator de capacidade e
menor percentual de energia não vendida, enquanto que os menores retornos, e
também os menores prêmios de risco, foram registrados por grupos com menor
fator de capacidade e maior percentual de energia não vendida.
76
Tanto o fator de capacidade como o percentual de energia não vendida,
características físicas e do ambiente regulatório, por estarem acordados em
contrato, foram tratados como não flexíveis.
Quanto a características relacionadas a questões comerciais, foi identificado
que 57% das despesas dos projetos se referem aos custos iniciais, o que destaca a
importância das negociações com os fornecedores. Os parâmetros utilizados para
determinação dos investimentos iniciais foram comuns a todos os
empreendimentos. Assim, para avaliar diferentes possibilidades de investimentos
iniciais foi elaborada uma abordagem adicional da análise dos prêmios de risco
obtidos pelos investidores a partir da modelagem probabilística, considerando o
custo do principal item do investimento inicial (o aerogerador) como fator de
incerteza. Foram modelados todos os 71 fluxos de caixa através de SMC
(Simulações de Monte Carlo). Os resultados apontaram que para 95% das
situações possíveis o retorno médio obtido pelos investidores estará acima de 6,1%
e abaixo de 8,8%, o que significa prêmios de risco médios situados entre -4,3% e
-1,6%. Na análise probabilística o prêmio de risco médio encontrado foi negativo em
3,2%.
Características relacionadas à visão empresarial para o setor foram tratadas
na pesquisa através da taxa de retorno de referência para o setor. Buscou-se
encontrar uma taxa que refletisse o perfil de risco e retorno presente no setor de
geração eólica e que pudesse representar o retorno esperado de um eventual
investidor que considere investir no setor.
As considerações finais desta pesquisa representam assim um resultado
conjunto das interações entre características físicas dos projetos, do ambiente
regulatório de comercialização, características comerciais e da visão empresarial do
setor, refletidas dentro do escopo aqui considerado.
Além das informações mapeadas pela pesquisa, outros importantes fatores
não entraram no escopo aqui considerado. A visão empresarial do setor, por
exemplo, nesta pesquisa representada pela taxa de desconto de referência do setor
e tratada como comum a todos os grupos, na prática é confidencial e particular a
cada grupo investidor, e pode diferir em função de diferentes motivações e
entendimento estratégico.
77
A decisão do investimento no setor eólico poderia ser resultado da busca de
expertise num segmento ainda pouco explorado e com grande potencial no país,
factível, por exemplo, a empresas já atuantes no setor, mas ainda não presentes na
geração eólica. Sob esta motivação, o investidor poderia ter uma percepção de risco
para o setor diferente da aqui considerada.
Poderia também ser considerada a possibilidade da venda dos
empreendimentos em algum momento ao longo da duração do contrato, seja por
meio da abertura de capital ou venda direta a terceiros. Essa visão seria
interessante, por exemplo, para fundos de investimentos em participação, e
resultaria na antecipação de parte dos fluxos previstos para o horizonte aqui
considerado.
Outras possíveis motivações que implicariam em análises diferentes das
mapeadas nesta pesquisa poderiam estar ligadas a eventuais benefícios
ambientais, políticos e sociais inerentes a geração eólica, ou ainda ligadas ao
interesse no desenvolvimento de mercado para a cadeia industrial envolvida no
setor.
Não foi objeto desta pesquisa, entretanto, a identificação de todas as
possíveis motivações que cada acionista ou cada categoria de acionista contempla
ao considerar a realização de investimentos em empreendimentos eólicos. Estudos
com foco numa outra abordagem agregariam para o conhecimento do setor e
poderiam complementar os resultados encontrados no escopo nesta pesquisa. É
possível que trabalhos feitos a partir de outro escopo de análise produzam
resultados diferentes dos aqui encontrados.
Um interessante tema para pesquisas futuras seria o mapeamento
aprofundado de todas as motivações enxergadas por investidores ou categorias de
investidores para decisões de investimento no setor de geração eólica.
Na abordagem empregada nesta pesquisa, ao se optar por contemplar todos
os empreendimentos comercializados no leilão, ganhou-se em amplitude de análise
e dados para generalizações, mas perdeu-se em detalhamento individual de cada
projeto, acionista ou categoria de acionista. Uma abordagem também interessante
seria a análise aprofundada em uma dessas unidades de análise.
78
Através da redução do universo de análise poderia também ser explorada
uma diferente análise financeira através da modelagem de uma eventual opção real
de expansão da planta de acordo com as características de um empreendimento em
particular e com a disponibilidade de terra nas propriedades onde as plantas estarão
instaladas.
Diferentes resultados referentes aos prêmios de risco encontrados nesta
pesquisa poderiam ser obtidos com o uso de uma taxa de retorno de referência para
o setor diferente da aqui considerada. Outro tema interessante para futuras
pesquisas seria o tratamento específico do custo de capital para empreendimentos
eólicos, explorando e avaliando diferentes possibilidades para taxas de retorno de
referência para o setor.
79
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APÊNDICE 1 – EOL Alvorada: Fluxo de caixa para o acionista
EOL
ALV
OR
AD
A-2
-10
12
34
56
78
91
01
11
21
31
41
51
61
71
81
92
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![PROINFA [Somente leitura] - camara.leg.br · Energia Contratada O resultado do Processo de Contratação da energia do PROINFA indica um montante aproximado de 12,6 milhões de MWh/ano,](https://img.document.onl/doc/110x75/5c06c0ea09d3f2e6218c82f5/proinfa-somente-leitura-energia-contratada-o-resultado-do-processo-de-contratacao.jpg)
