Análise comparativa de investimentos no setor elétrico: implantações de pequenas centrais hidrelétricas x linhas de transmissão

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1 Análise comparativa de investimentos no setor elétrico: implantações de pequenas centrais hidrelétricas x linhas de transmissão Resumo Aline Sacchi Homrich (UFSC) alinesacchihomrich@yahoo.com.br Nelson Casarotto Filho (UFSC) casarotto@deps.ufsc.br Investimentos no setor de geração e transmissão de energia têm crescido significativamente ao longo dos últimos anos, seja pelos benefícios fiscais, sociais, ambientais e regulatórios associados aos empreendimentos, seja pelas atrativas taxas de retorno. O presente artigo apresenta além de uma breve visão panorâmica do cenário nacional para este setor, uma análise econômico-financeira, atendo-se especialmente ao payback (descontado a TMAs usuais) na comparação de investimentos em implantação de Pequenas Centrais Hidrelétricas e de Linhas de Transmissão. Para tanto, definiram-se modelos padrões para ambos os investimentos, enquadrando todas as receitas e despesas dentro do universo característico próximo do real de incentivos e tributações incidentes sobre tais projetos. Palavras-Chave: Cenário nacional, Modelos padrões, payback. 1. Introdução Devido à necessidade de expansão dos recursos energéticos vinculados ao crescimento econômico-populacional, ocorre atualmente um grande interesse do setor privado por investimentos em projetos de energia. No Brasil, especial interesse recai sobre os recursos hídricos. Neste contexto, não apenas projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas, mas também projetos de Linhas de Transmissão e distribuição de energia são amplamente incentivados pelo governo. Visando analisar o contexto nacional em que se enquadram tais investimentos, além dos incentivos disponíveis a investidores privados, os fatores que devem ser levados em consideração na avaliação de um fluxo de caixa do investimento foram pesquisados. O trabalho estrutura-se, portanto, da seguinte maneira: Contextualização de Cenários energéticos / Setor Elétrico Nacional; Caracterização de PCH s e avaliação qualitativa de benefícios e incentivos Caracterização de Linhas de Transmissão; Apresentação de Casos-Base para análise; Comparação de Fluxos de Caixa para Acionista e de resultados sob a mesma TIR. a) Contextualização - Cenários No mundo inteiro verificam-se pressões ambientais crescentes na produção e no uso de energia e a busca de alternativas aos combustíveis fósseis na direção de fontes de energia mais limpas e renováveis. Segundo o Fundo Monetário Internacional (FMI), o crescimento da economia mundial gira em torno dos 5,00% em 2004 e crescerá cerca de 4% em 2005 e Dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) mostram que o crescimento do consumo de energia elétrica no Brasil em 2005, ficou em torno de 4,6%, totalizando Gwh, e de acordo com os dados apresentados, podemos adotar a previsão para o crescimento do 1

2 consumo em 5,00% ao ano, para os próximos dez anos. Ou seja, a oferta de energia terá de crescer na mesma proporção do consumo, em torno de 5,00%, o que equivale à implantação de aproximadamente 2.700MW médios a cada ano. b) Setor Elétrico Brasileiro A história recente do setor elétrico brasileiro passa por profundas alterações de ordem estrutural, que geraram a entrada de agentes oriundos de diversas atividades econômicas. Até 1995, o setor era caracterizado por um monopólio estatal (federal e estadual, principalmente), sendo que as obras eram executadas com 100% do financiamento necessário pelo poder público (PORTO, 2005) Nos últimos anos a implantação de usinas hidrelétricas no Brasil é marcada pela participação crescente de empreendedores privados, num setor que era caracterizado primordialmente pelo monopólio estatal durante quase toda a segunda metade do século XX (MACHADO, 2001) É neste contexto de incentivo à diversificação da matriz energética nacional, garantindo maior confiabilidade e segurança ao abastecimento e uma maior participação de empresas privadas em empreendimentos deste porte que surgiu o PROINFA. O Programa, coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), estabelece a contratação de MW de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN), produzidos por fontes eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCH s), sendo MW de cada fonte. A energia produzida pelas unidades geradoras selecionadas será adquirida pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobrás). Os contratos dos geradores com a Eletrobrás terão duração de 20 anos, contados a partir da entrada em operação. Dentre os inúmeros benefícios obtidos com a implantação destes empreendimentos, convém citar (PROINFA, 2005): Sociais - através da geração de 150 mil postos de trabalho diretos e indiretos durante a construção e a operação de plantas geradoras, sem considerar os de efeito-renda; Tecnológicos - com investimentos de R$ 4 bilhões na indústria nacional de equipamentos e materiais; Estratégicos com a complementaridade energética sazonal entre os regimes hidrológico/eólico (NE) e hidrológico/biomassa (SE e S).; Meio ambiente ao evitar a emissão de 2,5 milhões de CO2/ano criará um ambiente potencial de negócios de Certificação de Redução de Emissão de Carbono, nos termos do Protocolo de Kyoto; Econômico com o investimento privado da ordem de R$ 8,6 bilhões 2. Pequenas Centrais Hidrelétricas Empreendimentos hidrelétricos com potência instalada até 30MW, são denominados Pequenas Centrais Hidrelétricas PCH e vêm recebendo uma série de benefícios do governo para estimular os investimentos. Dentre esses incentivos, destacam-se (ANEEL, 2004): Isenção do pagamento da Compensação Financeira Pela Utilização de Recursos Hídricos (royalties); Isenção do pagamento da taxa de Pesquisa e Desenvolvimento; Redução não inferior a 50% da Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão (TUST) e Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD); 2

3 Receita bruta anual que permite a utilização do Lucro Presumido no pagamento do Imposto de Renda; Possibilidade de participação no Mecanismo de Realocação de Energia MRE, o que reduz os riscos hidrológicos para o empreendedor. Em Sistemas Isolados, possibilidade de recebimento da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) quando a energia da PCH substitui geração termelétrica existente ou atende expansão de carga que seria atendida com geração termelétrica. As PCH s representam atualmente, uma forma rápida e eficiente de promover a expansão da oferta de energia elétrica, tendo em vista sua rapidez de implantação, a descentralização da produção e a diminuição de perdas em longos sistemas de transmissão. É, portanto uma importante alternativa de produção de energia renovável, ampliando a oferta de energia no Sistema Elétrico Brasileiro e em particular nas áreas isoladas e em pequenos centros agrícolas e industriais. Dentre algumas vantagens efetivas de implantação de uma PCH estão: Mínimo impacto ambiental, pois as áreas alagadas são pequenas, normalmente atingindo pouca ou nenhuma população que necessite ser realocada; Necessita somente de Autorização por parte do órgão regulador (ANEEL); Redução da necessidade de investimentos em subtransmissão e distribuição, pois a entrega da energia gerada em uma Pequena Central Hidrelétrica normalmente é feita em subestações de níveis de tensão inferiores a 138 kv, ou seja, em tensões onde estão conectadas as cargas; Redução das perdas ôhmicas nestas redes; Prazo reduzido de construção, normalmente entre 1 e 2 anos; Obras civis de pequeno porte, o que permite a participação de empresas construtoras de porte médio ou até pequeno; Adoção de equipamentos de fabricação nacional e facilmente obteníveis no mercado (equipamentos chamados de prateleira ); Equipamentos de menor porte, o que facilita seu transporte até o local de instalação Os contratos firmados no âmbito do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), que à época, tinham como tarifa de referência R$117,02/MWh corrigida pelo IGPM, hoje em torno de R$130,00/MWh, garantia a compra de energia por 20 anos, e uma linha de financiamento junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).(SANTOS JR, 2006) Atualmente, a energia proveniente destas com desconto parcial das tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição encontra preços de mercado em torno de R$135,00/MWh. Empreendimentos que possuem em sua totalidade de isenção das tarifas de uso encontram preços de mercado um pouco superiores, R$155,00/MWh.(ANEEL, 2005) Com as características apresentadas, a taxa mínima de atratividade usual para este tipo de empreendimento, é de 15% aa, segundo consultores e analistas da empresa de projetos ENGEVIX. 3. Linhas de Transmissão O sistema de energia elétrico brasileiro é fortemente dependente das centrais hidrelétricas. que nem sempre estão próximas dos maiores centros consumidores, tais características aliadas à grande extensão territorial do Brasil resulta em extensas linhas de transmissão. 3

4 Hoje, o país conta com extraordinário sistema de transmissão subdividido nos seguintes subsistemas: o Norte, o Sudeste, o Nordeste e o Sul, que operam interligados. Apenas os estados do Amazonas, Roraima, Acre, Amapá, Rondônia e parte dos estados do Pará e Mato Grosso ainda não fazem parte do sistema interligado. Nesses estados, o abastecimento é feito por usinas termelétricas ou por usinas hidrelétricas situadas próximas às suas capitais (TIAGO, CAETANO, 2004). Para cada transmissão de energia elétrica entre dois pontos, existem numerosas soluções tecnicamente viáveis; porém, apenas um número relativamente pequeno é capaz de assegurar um serviço padrão ótimo e, ao mesmo tempo, propiciar o transporte do KWh a um custo mínimo. Sob o ponto de vista econômico, a solução mais adequada é aquela que a soma dos custos das perdas de energia durante a vida útil da linha mais o custo do investimento é mínima. Portanto, estudos de otimização são fundamentais desde a definição do trançado, até mesmo a de classe de tensão, tipos de estruturas, bitolas e composições dos cabos condutores e pára-raios, composição das cadeias de isoladores, etc. No que se refere ao fornecimento, a indústria nacional está apta para atender toda a demanda de equipamentos e serviços. A maioria dos fabricantes de cabos, de torres de alta tensão, de isoladores, de transformadores d potência, de corrente e força, disjuntores, pára-raios, etc., encontram-se instalados no país. Quanto aos projetos e construções de linhas de transmissão é notório o conhecimento e experiência da engenharia brasileira. O custo das linhas de transmissão depende da tensão da linha e da potência a ser transmitida, bem como do comprimento da linha. Também é importante ressaltar que a escolha da tensão da linha é influenciada pelas tensões do sistema de transmissão ao qual a PCH será interligada. No caso de uma PCH, as tensões mais utilizadas são as de 13,8, 23, 34,5, 69 e 138kV. Com as características apresentadas, a taxa mínima de atratividade usual para este tipo de empreendimento, é de 12% (note-se que a tma é menor para a linha de transmissão, pois embute um risco menor). Dados obtidos junto a consultores e analistas da empresa de projetos ENGEVIX. 4. Casos-Base a) Metodologia O modelo apresentado utiliza dados usuais, tais como: valores totais de investimentos, desembolsos percentuais, depreciação diferenciada, custos de operação e manutenção e dados de financiamento (SAC/BNDES) para a confecção de um fluxo de caixa mensal em moeda constante, com receitas líquidas operacionais de projetos de geração e transmissão de energia elétrica. (SANTOS, M L L, 2005) A avaliação considera ainda a entrada em operação das unidades geradoras em momentos diferentes, caso de PCHs ; a incidência de custos com perdas de energia/potência: consumo interno, perdas na linha de uso exclusivo e no sistema de transmissão/distribuição;, taxas e impostos: imposto de renda, contribuição social, CPMF, PIS/COFINS; taxas setoriais: TUSD, ONS, Taxa de Fiscalização (TFSEE), Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (Royalties); seguros: Garantia e de Ativos; de maneira a tornar a análise mais consistente possível com o ambiente real. b) Apresentação dos Casos-Base 4

5 Buscando-se a padronização das análises, foram definidos Casos-Base, a partir dos quais foram expostos e analisados os empreendimentos dentro de padrões de investimentos usuais. As características de cada empreendimento, bem como as premissas econômico-financeiras adotadas estão apresentadas a seguir. 5

6 Características Técnicas e Premissas Econômico-Financeiras para o "Caso Base-PCH" O modelo de pequena central Hidrelétrica foi definido com 20 MW de potência instalada em duas unidades geradoras e energia assegurada total de 11 MWmédio (fator de capacidade igual a 0,55). (GARCIA, 2004) O prazo total de construção até o início de geração da 1a Unidade Geradora (UG) é de 24 meses, sendo que, 3 meses depois, inicia-se a operação comercial da 2a UG. A PCH será conectada à rede de uma distribuidora, incidindo sobre o custo de geração da PCH a Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) e a Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão (TUST).TUSD: R$ 2,50 / kw-mês;tust: R$ 2,50 / kw-mês; O fluxo de desembolso do acionista considerado é de 100% para o 1o ano. Adotou-se como consumo interno, 0,1% da energia gerada; perdas na rede de uso exclusivo iguais a 2%; e perdas na Rede Básica até o Centro de Gravidade do Subsistema iguais a 3%. O preço de venda da energia adotado foi o Valor Econômico estipulado para o PROINFA de R$ 117,02 / MWh. Investimento total : R$ 3.100,00 / kw-instalado; Custo de Operação & Manutenção da usina: R$ 7,00 / MWh; Custo de Operação & Manutenção da linha de uso exclusivo: 1,5% do valor do investimento no sistema de transmissão, ao ano [3]; Vida útil econômica: 30 anos; Dados de Financiamento: Taxa de Juros: TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo) Spreads (Risco + Agente): 6,00% Capital Próprio: itens não financiáveis mais 30% dos itens financiáveis Carência: 6 meses após início de operação comercial; Prazo de amortização: 10 anos, SAC Impostos, Taxas e Contribuições: Conforme legislação vigente. Características Técnicas e Premissas Econômico-Financeiras Para o "Caso Base-LT" O modelo de linha de transmissão foi definido com 200 km de comprimento e tensão de 230,0kV. A LT será conectada a uma subestação receptora da energia gerada na PCH, e cobrará uma taxa de uso e transmissão de energia estabelecida em leilão definida como receita anual permitida RAP, critério definição e escolha do investidor pelo governo. A construção da subestação não está no escopo de implantação. O prazo total de construção até o início de distribuição é de 24 meses. O fluxo de desembolso do acionista considerado é de 50% para o 1o ano e 50% para o 2º ano. RAP Máxima admitida pela ANEEL é R$ 60,000 Milhões/ano (normalmente 17% do valor do investimento), após 15 anos receita (RAP) reduzida pela metade. Investimento total : R$ 205,000 Milhões para 200km de trançado; Custo de Operação & Manutenção da linha: R$ 2,50 Milhões/ano; Vida útil econômica: 12 anos; Dados de Financiamento: 6

7 Taxa de Juros: TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo) Spreads (Risco + Agente): 9,00% Debt/Equity: 70% / 30% Carência: 1 ano após início de operação comercial; Prazo de amortização: 10 anos, SAC Impostos, Taxas e Contribuições: Conforme legislação vigente. 5. Resultados: Os principais elementos de composição da avaliação concentram-se no Investimento (capital próprio); Operação e Manutenção; Taxas Setoriais; Seguros; TUSD; Impostos; Despesas com financiamento; Retorno (lucro) do investimento. A seguir, os fluxos de caixa líquido para os acionistas obtidos através de cálculos e análises dos modelos desenvolvidos para os casos-base PCH e LT. Através deste Fluxo de Caixa do acionista, o desembolso e receita provenientes do investimento ficam mais evidentes. R$ MM 15,00 10,00 5,00 0,00 R$ MM 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00-5,00 0,00-10,00-10,00-15,00-20,00-20,00-30,00-25, Anos -40, Anos Gráfico 1: Fluxo de Caixa Líquido do Acionista - PCHs Gráfico 2: Fluxo de Caixa Líquido do Acionista - LTs A avaliação do payback foi realizada de maneira a suprir a necessidade da TMA do investidor que no caso de uma PCH é de 15% e da LT de 12%. Para uma avaliação comparativa mais consistente, decidiu-se por manter a mesma TIR para ambos os investimentos. Ou seja, primeiramente calculou-se a TIR para investimento em PCHs, pois o valor da receita é previamente determinado. O cálculo resultou em cerca de 18%. Posteriormente, calculou-se a TIR para LTs, e verificou-se que esta variava diretamente com a RAP do investimento, (máxima de 60 Milhões/ano- TIR=21% e limite de 48 Milhões/ano- TIR=12%). O investidor é quem determina a RAP mínima a que o investimento está sujeito. Deve-se salientar que a RAP máxima é o ponto de partida do leilão, e o empreendedor que apresentar/solicitar a menor RAP vence os concorrentes. Como os moldes de projeto, valor do investimento e incentivos de ambos os empreendimentos são distintos, mesmo considerando as análises sob a mesma TIR, um critério simplista de desempate a ser adotado é o Payback. Dentre muitos outros como: o desembolso inicial de dinheiro pelos acionistas, alinhamento com estratégias dos investidores, experiência em implantações e especialmente critérios de financial advisors. 7

8 A seguir, parâmetros do modelo de Análise de Investimento em PCHs e LTs: Itens Parâmetros Empreendimento: Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCHs Potência: 20MW Energia Média Disponível: 11MW Valor do Investimento: R$ 3.100/kW-instalado Fluxo de Desembolso 100% no primeiro ano Preço de Venda de Energia: R$ 117,02/MWh Operação e Manutenção R$7,00/MWh TUSD / TUST: R$ 2,5/kW-mês / R$ 2,5/kW-mês Seguros Garantia / All Risk: 1% sobre Financ / 0,5% sobre Imobiliz. PIS / PASEP: 2,00% sobre a Receita Bruta COFINS: 1,65% sobre a Receita Bruta CPMF: 0,38% sobre a Receita Bruta CSLL: 9,00% sobre a Receita Líquida IR: 15,00% sobre a Rec Líq 10,00% sobre a Rec Liq superior a R$240 mil/ano Capital Próprio: 30,00% sobre o valor do investimento Taxa de Juros: 9,00% ao ano Taxa de Juros adicional (risco): 3,50% ao ano Amortização: 12 anos Carência: 1 ano Vida Útil: 30 anos Tabela 1: Parâmetros do modelo de Análise de Investimento em PCHs Itens Empreendimento: Tensão: Comprimento: Valor do Investimento: Fluxo de Desembolso RAP Máxima: Deságio: RAP Final: Operação e Manutenção Taxa ANEEL:: PIS / PASEP: COFINS: CPMF: CSLL: IR: Capital Próprio: Taxa de Juros: Amortização: Carência: Parâmetros Linhas de Transmissão - LTs 230,0kV 200,0km R$ 205,000 Milhões Distribuído ao longo de 2 anos R$60,000 Milhões/ano 5,62% sobre a RAP Máxima R$56,626 Milhões/ano R$2,500 Milhões/ano 0,50% sobre a Receita Bruta 7,60% sobre a Receita Bruta 1,65% sobre a Receita Bruta 0,38% sobre a Receita Bruta 9,00% sobre a Receita Líquida 15,00% sobre a Rec Líq 10,00% sobre a Rec Liq superior a R$240 mil/ano 30,00% sobre o valor do investimento 9,00% ao ano 12 anos 1 ano Tabela 2: Parâmetros do modelo de Análise de Investimento em LTs 8

9 Item Avaliado Valores Taxa Mínima de Atratividade (TMA) 15% Taxa Interna de Retorno (TIR) 18,46% Valor Presente Líquido (VPL) R$ 18,75 Payback 7,5 anos Tabela 3: Resultados Econômico-Financeiros do Empreendimento Caso Base PCHs Item Avaliado Valores Taxa Mínima de Atratividade (TMA) 12% Taxa Interna de Retorno (TIR) 18,43% Valor Presente Líquido (VPL) R$ 29,55 Payback 6,5 anos Tabela 4: Resultados Econômico-Financeiros do Empreendimento - Caso Base:LT Entretanto, segundo o quadro resumo apresentado acima, com os resultados das análises sobre os casos-base mencionados, conclui-se que a Implantação de Linhas de Transmissão, além de menos arriscada e carregada com menos garantias, seguros e outros encargos pagos aos bancos financiadores, apresentam um menor período para retorno do investimento aos empreendedores (menor payback), muito embora apresentem TIR e VPL muito próximos aos de implantações de PCHs. Referências EPE, Empresa de Pesquisa Energética (2005) Cenários macroeconômicos para Projeção do Mercado de Energia Elétrica Relatório Final PORTO, M A A (2005) Modelos de Gestão de Empreendimentos de Geração de Energia Elétrica: um estudo de caso de Furnas Centrais Elétricas S.A.. MACHADO, B P, RABELLO, M (2001) Alocação de Riscos em contratos EPC de barragens e obras hidrelétricas. PROINFA; Programa de incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (2006) - ANEEL(2004) Guia do Empreendedor de PCH.ANEEL(2005) - Acompanhamento de autorizações de PCH s, SANTOS JUNIOR, M F (2006) Pequenas Centrais Hidrelétricas: um estudo de mercado. TIAGO, G. L.Dr, CAETANO, M.Sc.(2004) Estudo para determinação de custos de implantação de PCH no Brasil. SANTOS, M L L (2005) Composição do Preço de Venda da Energia de Pequenas Centrais Hidrelétricas. GARCIA, A. G. N., COSTA, M. C., PINTO, M.Sc. (2004) Avaliação Econômico-Financeira de PCHs Análise de Sensibilidade. 9