Relatório do Administrador Fundo de Investimento em Participações em Infraestrutura BB Votorantim Energia Sustentável I II - III (CNPJ no. 13.301.469/0001-02 - 13.301.359/0001-40 - 13.301.410/0001-14) Ref.: Ano de 2013 Cenário de Energia no ano de 2013 Energia Elétrica: importantes alterações em normas do setor e insegurança no suprimento marcam o ano de 2013. Desafios e oportunidades ainda maiores para os próximos anos. O setor elétrico tem passado por mudanças importantes desde o final de 2012, confirmando-se desde então a necessidade de elevados investimentos em geração, transmissão e distribuição de forma a promover maior segurança ao suprimento de energia promovido pelo sistema integrado para os próximos anos. Como resposta às atuais demandas, o Governo anunciou a intenção de realizar apenas no ano de 2014, sete leilões de comercialização de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos. Em função da necessidade de menor concentração da matriz elétrica, pode-se esperar leilões independentes para diferentes fontes de geração com o objetivo de reduzir a competição entre as diferentes fontes, assim como há expectativa de que os novos preços possam viabilizar as usinas de PCH e Biomassa, que vinham perdendo relevância nos novos projetos de expansão nos últimos anos. As mudanças provocadas pela alteração de dispositivos no modelo institucional do setor elétrico pela Medida Provisória (MPV) 579/2012, convertida na Lei n. 12.783/2013, propiciaram ao ano de 2013 ser permeado pela edição de diversos atos normativos vinculados à lei de prorrogação de concessões, em razão do esforço do Governo para garantir a redução de tarifas prometida aos consumidores finais, e por tentativas de agentes em pleitear a manutenção de seus direitos afetados pela edição das sucessivas normas setoriais. Juntamente a todos os fatos relativos ao ambiente regulatório, desde setembro de 2012 a preocupação quanto ao atendimento da demanda vem crescendo. Após um conturbado começo de ano em 2013, a publicação dos valores de PLD (Preço de Liquidação das Diferenças, utilizado para liquidação da energia no mercado de curto prazo) não trouxe conforto a este segmento, pois os preços vigentes na primeira semana de fevereiro de 2014 atingiram R$ 822,23 / MWh, máximo legalmente permitido para o ano, o que representou o maior valor histórico já registrado, conforme pode ser visto pela figura 1.
1/9/12 1/10/12 31/10/12 30/11/12 30/12/12 29/1/13 28/2/13 30/3/13 29/4/13 29/5/13 28/6/13 28/7/13 27/8/13 26/9/13 26/10/13 25/11/13 25/12/13 24/1/14 23/2/14 R$ / MWh 1/9/00 2/3/01 31/8/01 1/3/02 30/8/02 28/2/03 29/8/03 27/2/04 27/8/04 25/2/05 26/8/05 24/2/06 25/8/06 23/2/07 24/8/07 22/2/08 22/8/08 20/2/09 21/8/09 19/2/10 20/8/10 18/2/11 19/8/11 17/2/12 17/8/12 15/2/13 16/8/13 14/2/14 R$ / MWh 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Sudeste/Centro-Oeste Figura 1: PLD histórico no patamar de carga pesado Fonte: Excelência Energética com dados da CCEE, 2014 Adicionalmente, o Custo Marginal de Operação (CMO - variação do custo operativo necessário para atender um MWh adicional de demanda utilizando os recursos existentes) no Sudeste/Centro-Oeste ultrapassou o primeiro patamar de custo do déficit (não fornecimento de energia, apagão ) na segunda semana de fevereiro de 2014, chegando a R$ 1.776,17 / MWh, ilustrado na figura 2. Quando o CMO ultrapassa o custo do déficit (são quatro patamares, o primeiro é para risco de déficit de 5%), do ponto de vista da programação de despacho, significa que uma térmica virtual ao custo de R$ 1.776,17 / MWh foi utilizada para atender a demanda. Em outras palavras, é mais barato para o sistema cortar carga em 5% que continuar operando nessas condições. 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Sudeste/Centro-Oeste cmo se Figura 2: PLD e CMO SE/CO histórico no patamar de carga pesado Fonte: Excelência Energética com dados da CCEE, 2014. Entretanto, o PLD alto é apenas uma das consequências da situação energética. Baseado num sistema hidrelétrico apenas complementado por termelétricas, o país sempre dependeu do regime pluviométrico para atendimento de sua demanda. Entretanto, nosso sistema hidrotérmico vem passando por alterações ao longo das últimas décadas.
jan/00 jul/00 jan/01 jul/01 jan/02 jul/02 jan/03 jul/03 jan/04 jul/04 jan/05 jul/05 jan/06 jul/06 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 jan/11 jul/11 jan/12 jul/12 jan/13 jul/13 jan/14 Grande parte das novas usinas hidrelétricas está/irá operar a fio d água, ou seja, toda vazão afluente deve ser turbinada ou vertida sem que ocorra o armazenamento de água no período de chuvas. Nestas condições, há maior exigência das atuais hidrelétricas que possuem reservatório e tem capacidade de regularização, gerando grandes alterações de nível dos reservatórios. Consequentemente, é necessário maior despacho térmico para atender às exigências sazonais da carga, que não poderão ser atendidas pelo armazenamento hidráulico. A figura 3 mostra que esta configuração vem ganhando forma desde meados da década de 1980, quando a capacidade de armazenamento passou a crescer apenas marginalmente. Figura 3: Capacidade de Armazenamento: evolução da capacidade de acumulação para usinas hidrelétricas que representam 75% da total, 1950-2000 Fonte: ONS. A figura 4 complementa a anterior, mostrando a evolução da energia armazenada máxima e a carga do sistema desde o ano 2000. Enquanto a primeira cresceu 25% no período, a segunda 66%. 1,70 1,60 1,50 1,40 1,30 1,20 1,10 1,00 0,90 0,80 Carga MWm EA Max Figura 4: Evolução percentual da capacidade de acumulação para usinas hidrelétricas e da carga do sistema, 2000-2014 Fonte: Excelência Energética com dados do ONS, 2014. Pela figura 4 ainda é possível visualizar o pico de carga de janeiro de 2014, crescimento de 7,8% com relação a dezembro de 2013 e 10,6% com relação a janeiro de 2013. Registra-se ainda que o consumo de energia elétrica subiu 3,5% no ano de 2013, com destaque para o subsistema elétrico do Nordeste que registrou alta de 7,7%. O destaque negativo foi o setor industrial, responsável por 40% da carga total, que cresceu apenas 0,6% ao longo de 2013, enquanto o setor residencial cresceu 6,1%, sendo responsável por 27% da carga do sistema.
jan/00 jul/00 jan/01 jul/01 jan/02 jul/02 jan/03 jul/03 jan/04 jul/04 jan/05 jul/05 jan/06 jul/06 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 jan/11 jul/11 jan/12 jul/12 jan/13 jul/13 jan/14 jan/00 jul/00 jan/01 jul/01 jan/02 jul/02 jan/03 jul/03 jan/04 jul/04 jan/05 jul/05 jan/06 jul/06 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 jan/11 jul/11 jan/12 jul/12 jan/13 jul/13 jan/14 As figuras de 3 e 4 podem ainda ser resumidas na figura 5, cuja curva vermelha mostra a relação entre a energia armazenável máxima (em forma de água nos reservatórios) e a carga de energia, ambos em MW médios. Já a curva verde traça a relação entre a energia armazenada, em efetivo, e a carga do sistema, também na mesma dimensão. Como pode ser notada, a trajetória de tendência decrescente retrata a redução da capacidade de regularização plurianual do sistema. 8 7 6 5 4 3 2 1 EAmax/Carga EA/Carga Figura 5: Relação entre energia armazenável(ada) e carga 2000-2014 Fonte: Excelência Energética com dados do ONS, 2014. Outra análise interessante para comparação com o período de racionamento de no início dos anos 2000 é a relação entre a geração de hidroeletricidade e a energia armazenada. A curva roxa da figura 6 ilustra este comportamento ao longo dos últimos 12 anos. Pode-se observar que, em dezembro de 2012, a geração hidrelétrica consumiu mais de 50% do seu estoque, e no começo deste ano perto de 45%, números só não superiores ao do período de racionamento, quando a razão chegou perto dos 60%. 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000-60% 55% 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% Despacho Térmico Gera Hidro/EA Figura 6: Razão entre geração hidrelétrica e energia armazenada; e despacho termelétrico (MWm mês) Fonte: Excelência Energética com dados do ONS, 2014. Esta redução da capacidade de armazenar energia do SIN faz com que as térmicas aumentem seu papel na regularização do sistema. A mesma figura 6, área laranja, mostra o crescente despacho termelétrico nos últimos anos.
Em função da redução das chuvas, o Governo precisou elevar o consumo do uso termelétrico, o que consequentemente elevou seu custo operacional, pois, este custo pode superar em até 8 vezes o custo de operação de uma usina hidrelétrica ou mesmo de uma eólica. Além das dificuldades já citadas no setor de geração a necessidade de utilizar usinas termelétricas com custo mais alto, há ainda a crise financeira vivida pelo setor de distribuição, consequência da MPV 579/2012, que tratou das usinas hidrelétricas e sistemas de transmissão cujas concessões venciam (e vencem) entre 2015 e 2017. Estas mesmas usinas hidrelétricas detinham contratos de comercialização de energia no ambiente regulado vencendo em 2012 e 2013, sendo que aquelas que aderiram a proposta do governo federal para postergarem a prorrogação das concessões, destinaram toda sua energia disponível ao mercado regulado. Entretanto, outra parcela significativa dos contratos de compra de energia elétrica pelas distribuidoras, que venceram em 2012-13, era advinda das estatais dos estados de Minas Gerais e São Paulo, CEMIG e CESP, que não aceitaram as condições impostas pelo Governo. Assim, sem a prorrogação das concessões, as duas tornaram-se assim, em condições de comercializar livremente a energia elétrica até o vencimento de suas outorgas com preços mais elevados. Vencidos estes contratos, as distribuidoras ficaram sem este suprimento. Entretanto, como é de responsabilidade do governo federal promover leilões de comercialização de energia elétrica para atendimento das distribuidoras, assim foi feito, porém com preços máximos que não atraíram vendedores, vez que o mercado livre vem praticando valores superiores, em virtude das condições de atendimento já descritas. Consequentemente, as distribuidoras estão descontratadas involuntariamente em aproximadamente 3.500 MW médios. Neste contexto, ao final de cada mês, toda essa energia descontratada deve ser liquidada no mercado de curto prazo (PLD), ou seja, a distribuidora deve comprar a energia que foi utilizada pelos seus consumidores. O desafio é que o preço da energia no mercado de curto prazo bateu e estabilizou em R$ 822 /MWh, resultante do elevado despacho termelétrico, conforme já descrito. Esta situação obriga as distribuidoras a um desembolso de caixa extraordinário, que quase nenhuma delas tem condições financeiras de atender. O Governo fica então no seguinte dilema: se não quiser quebrar o setor elétrico, a começar pelas distribuidoras de energia elétrica, ou permite a elevação da tarifa ou a subsidia. Projeto Eólico Faísa Os Fundos firmaram em 6 de junho de 2012, juntamente com a empresa Enerplan Participações LTDA, contrato de compra e venda de ações da empresa Eólica Faísa S.A., detida pela Suzlon Energia Eólica do Brasil. O Projeto conta com o EPC da Suzlon, para fornecimento dos Parques Eólicos em regime de empreitada integral por preço global (Lump Sum Turnkey). O parque é constituído por 65 aerogeradores, sendo que 62 aerogeradores serão modelos Suzlon S95 e 3 aerogeradores modelos Suzlon S97, cada um com Potência Nominal de 2,1 MW e com Potência Instalada total de 136,5 MW. Criada em 1995, mundialmente a Suzlon está consolidada como a quinta maior fabricante de Aerogeradores. Presente em 32 países, a Suzlon possui operações localizadas nas Américas, Ásia, Austrália, África do Sul e Europa. O Grupo Suzlon, incluindo sua subsidiária alemã REPower AG, conta com um histórico de mais de 17 GW de capacidade já instalada ao redor do mundo.
A Suzlon está presente no Brasil desde 2006, sua sede está localizada em Fortaleza, no Ceará, local escolhido pela proximidade dos projetos e potencial da região em empreendimentos eólicos. Também possui escritório em São Paulo, onde se localiza seu centro administrativo e comercial, mantendo a proximidade e facilidade de relacionamento com os principais clientes e mercado financeiro. Atualmente detém 38% da capacidade instalada no mercado brasileiro: são 185 turbinas em onze parques eólicos mantidos e operados pela empresa, o que corresponde a uma capacidade de geração de energia de 388,5 MW. O local de implantação do Parque Eólico Faísa encontra-se a 143 km de Fortaleza, a principal rota de acesso à área do empreendimento é feita pela BR-222, na qual se segue por 96 km até a localidade de São Luiz do Curu. Neste ponto, torna-se a CE-163 e se percorre 47 km até Fazenda Estrondador, local do empreendimento, 3 km distante da cidade de Trairi. A localização dos parques pode ser vistos no mapa abaixo: Figura 8: Localização Faísa Fonte: Faísa e Google Maps Após a aquisição das ações ordinárias detidas pela Suzlon do Brasil, os Fundos subscreveram novas ações ordinárias, emitidas pela Eólica Faísa S.A., no montante de R$ 77 milhões, que visam suprir o montante de capital próprio exigido pelos financiadores de longo prazo (Banco do Nordeste do Brasil BNB e Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES). Com o objetivo de garantir o fluxo de recursos necessários à implantação dos cinco parques eólicos, enquanto não houver a liberação dos recursos dos financiamentos pelo BNB e BNDES, os fundos subscreveram ações preferenciais com dividendo máximo equivalente a 150% do CDI desde a sua emissão, no montante de R$ 162 milhões. Estas ações serão resgatadas à medida que os recursos dos financiamentos tornarem-se disponíveis. As datas estabelecidas originalmente nos contratos de energia de reserva, nos termos do leilão de energia (A-3) ocorrido em 2009, para o início do suprimento dos parques variavam a partir de julho de 2012, variando entre os 5 parques, com o último parque iniciando o suprimento em agosto do mesmo ano. Em atendimento a solicitação feita pelos Fundos e Enerplan, a ANEEL, através do Despacho 3.290, em 23 de outubro de 2012, alterou o cronograma de entrada em operação dos parques Faísa para julho e agosto de 2013.
Porém, em razão de atrasos relacionados a alguns fatores externos como a demora da aprovação pelo MME (Ministério de Minas e Energia) da alteração de características técnicas dos parques e o atraso na implantação da Subestação de Pecém II, de responsabilidade da CHESF, ou seja, situações que fugiam ao controle dos antigos controladores dos parques, fizeram com que os Fundos e a Enerplan solicitassem à ANEEL nova prorrogação no prazo, que foi concedida. Com esta nova aprovação, os parques Faísa ficaram com a obrigação de entrada em operação em até 60 dias após o início da operação da subestação PECÉM II, ponto de conexão para entrega de energia a rede básica. A estação Pecém II foi energizada em outubro de 2013, com isso, a obrigação de entrega de energia passou a ser de janeiro de 2014. Financiamento Para o financiamento das máquinas e a execução das obras de implantação de usinas de grande porte como é o caso do Projeto Faísa, cujos investimentos ultrapassam os R$ 530 milhões, a contratação de financiamentos torna-se vital para a sua viabilização. Sendo assim, conforme previsto anteriormente, a Eólica Faísa contratou em 2013 duas linhas de financiamento distintas: BNDES Esta linha foi destinada ao financiamento das obras civis, linha de transmissão, subestação e equipamentos nacionais. O valor contratado total foi de R$ 92,15 milhões com taxa de juros média de TJLP + 1,89% a.a., com prazo de amortização de 16 anos. Este Financiamento foi liberado em três parcelas, nos valores de R$ 67,4 milhões, R$ 12,8 milhões e R$ 11,04 milhões que aconteceram respectivamente em setembro/13, dezembro/13 e maio/14. Existe ainda um montante de R$ 920 mil, destinado a projetos sociais que foram escolhidos pela equipe de gestão em conjunto com a Enerplan, em benefício da comunidade vizinha a área de implantação da Eólica Faísa. Para fazer o melhor uso destes recursos, foi contratado um consultor independente para fazer a triagem de possíveis projetos e a coordenação e monitoramento na execução destes. Com isso, foram selecionados 5 projetos, que estão sob aprovação pelo BNDES, e que deverão receber os recursos: 1) SO RINDO Serviços de Odontologia: tem como objetivo disponibilizar um completo serviço odontológico a comunidade carente, com a melhor tecnologia disponível para a realização de diversos procedimentos odontológicos em uma unidade móvel que será estacionada em um local de fácil acesso a população. 2) Viver Bem - parceria com o Instituto Criança é Vida, uma organização sem fins lucrativos que desenvolve ações para a prevenção de doenças e, consequentemente para o bom desenvolvimento de bebês e crianças. O grande foco dos projetos do instituto é a saúde física, emocional e social da criança. 3) Formação de Pasto Apícola visa investir na formação de pasto apícola, plantando 25 mil mudas sem uma área de 36 hectares, na comunidade de Oiticica e por conseguinte proporcionar um considerável aumento produção de flores que forneçam pólen e néctar as abelhas, principal fonte de renda dos apicultores da região. 4) AAS - Alimentação, Ambiente Socialização - Hortas escolares - O projeto visa investir em 02 unidades de Horta Escolar, com objetivo de desenvolver três principais pilares, a alimentação, o ambiente e a socialização; onde todas as atividades serão realizadas na prática de forma interativas e conjunta com todos os envolvidos.
5) O Projeto Em Cena Casarão Cultural propõe ser um ESPAÇO DE FORMAÇÃO ARTÍSTICA. As ações acontecerão em dois espaços, um galpão e um salão, contempla a revitalização de um espaço desativado com ações culturais abertas à comunidade local. BNB Esta linha foi destinada ao financiamento dos aerogeradores, que são fornecidos pela Suzlon e são importados da Índia. As condições do contrato assinado em 2013, após longas discussões com o BNB, materializaram-se muito mais favoráveis do que inicialmente esperado: - a taxa de juros prevista, que era de TJLP (5%) + 1% a.a., foi contratada a uma taxa pré-fixada de 2,5% a.a. - o montante contratado foi de R$ 299 milhões, contra uma estimativa inicial de R$ 294 milhões. Uma questão que acabou por não trazer benefícios aos fundos ou aos projetos é a de que, apesar da taxa de juros mais favorável, o BNB até o final de maio de 2014, ainda não tinha liberado qualquer parcela desse financiamento. A primeira fase de liberação é prevista para acontecer ainda em junho 2014. Essa demora na liberação do financiamento explica a grande alocação de caixa dos Fundos no projeto Faísa, o que poderia ter sido um problema grave caso os Fundos e a Enerplan não tivessem recursos suficientes para prosseguir com a implantação total do projeto. Licenças para implantação Sempre objeto de atenção e preocupação dos empreendedores no setor de infraestrutura no Brasil, os parques Faísa I, II, III e IV obtiveram todas as licenças ambientais necessárias, incluindo a Licença de Operação (LO). Em relação a Faísa V, por estar ainda em fase de montagem, possui somente a Licença de Instalação (LI). A LO deverá ser liberada durante o mês de julho de 2014, quando as obras deverão ser terminadas. Acompanhamento da Obra O ano de 2013 foi marcado pela aceleração nas obras dos parques, sendo que até o momento da finalização deste relatório, três dos cinco parques que compõe Faísa estavam em operação comercial, fornecendo energia pelo contrato, um estava em fase final de montagem e testes, e o último parque estava em fase final de transporte dos componentes e início de montagem. Durante todo este processo de instalação dos parques, foram contratadas equipes técnicas especializadas para acompanhar (i) a fabricação dos componentes dos aerogeradores, em fábricas no Vietnã, Índia e Alemanha; (ii) o embarque destes componentes no exterior e o transporte até o porto no Brasil e; (iii) despachante aduaneiro para agilizar a liberação na alfândega e (iv) equipe de engenharia dedicada full time com o objetivo de fiscalizar e gerenciar todas as obras e montagens de equipamentos realizadas nos parques. Segue abaixo o descritivo do status da implantação até o final de maio de 2014 do projeto Faísa:
a) Obras Civis: - Todas as fundações para os 65 aerogeradores foram concluídas. - Todas as vias de acesso dos parques foram concluídas. b) Linha de Transmissão: - A Linha de Transmissão de 230 kv e 60km de extensão, foi totalmente concluída e está em operação desde o início do segundo semestre de 2013. - A implantação desta linha se deu através de um consórcio formado entre Faísas, Embuaca e Tractebel, todos localizados na mesma região, e executada pela empresa SANTA RITA. c) Subestação Pecém II e Bay de conexão: - Os parques Faísa são conectados a rede básica de energia através da Subestação de Pecém II, construída pela empresa Transmissora Delmiro Gouveia - TDG, e que foi objeto do leilão de Transmissão de 2009, Lote C. - Esta subestação entrou em operação em outubro de 2013. - O Bay de conexão, que conecta a linha de transmissão à subestação de Pecém II foi construída pela empresa ABB e está totalmente operacional. d) Aerogeradores: Serão utilizados nos parques 65 aerogeradores modelo S9X, sendo 62 do modelo S95 e 3 do modelo S97, todos com potencia de 2,1 MW cada, conforme as características destacadas abaixo: O design da linha S9X foi criado levando-se em consideração a dinâmica dos regimes de vento da região e é uma evolução do modelo S88, que hoje responde por 4.100 MW de capacidade instalada em 11 países e apresenta índices globais de disponibilidade acima de 97% e tem como característica a capacidade de adaptar-se a ventos de velocidades variáveis. Os principais dados dos Aerogeradores são apresentados nas Tabelas abaixo:
Tabela 15. Especificações Técnicas: S95 Diâmetro do Rotor 95m Altura do Hub 90 m Área de Varredura 7.085 m 2 Velocidade do vento cut-in Potência nominal de vel. do vento 3,5 m/s 11 m/s S97 Diâmetro do Rotor 97m Altura do Hub 90 m Área de Varredura 7.386 m 2 Velocidade do vento cut-in Potência nominal de vel. do vento 3,5 m/s 11 m/s Os aerogeradores, normalmente segmentados em três grandes componentes para acompanhamento da fabricação, foram todos fabricados e importados da Suzlon na Índia pela Suzlon do Brasil, e transportados por via marítima para os Portos de Mucuripe e Pecém, no estado do Ceará. Até o encerramento deste relatório, o status de implantação de cada parque é o que segue: Eólica Faísa I Parque em operação comercial, todos os 14 aerogeradores em funcionamento e faturando pelo contrato de venda de energia (leilão 2009, R$ 152,66/MWh) desde o final de março de 2014. Eólica Faísa II Parque em operação pré-operacional, dos 13 aerogeradores existentes, 9 aerogeradores estão montados e em operação em teste,. A previsão para finalização da montagem é a segunda quinzena de junho e a operação comercial é final de junho de 2014. Eólica Faísa III Parque em operação comercial, todos os 12 aerogeradores em funcionamento e faturando pelo contrato de venda de energia (leilão 2009, R$ 152,69/MWh) desde o final de março de 2014. Eólica Faísa IV Parque em operação comercial, todos os 12 aerogeradores em funcionamento e faturando pelo contrato de venda de energia (leilão 2009, R$ 152,67/MWh) desde o final de março de 2014. Eólica Faísa V Todos os componentes dos aerogeradores foram fabricados, os itens prontos e entregues estão armazenados nos portos (Pecém e Mucuripe) e no site das Faísas, com exceção das 14 nacelles que estão sendo transportadas por via marítima e devem chegar ao porto no Brasil no final de junho de 2014. Para evitar atrasos as montagens das torres estão sendo iniciadas, aguardando a chegada das nacelles, e consequente montagem completa do aerogerador. A previsão de entrada em operação comercial deste parque é agosto de 2014.
A entrada em operação comercial dos parques ocorreu somente no final de março de 2014, e desta forma a partir desta data passaram a receber o valor pelo contrato de energia. Durante o período de operação em teste que aconteceu nos meses de fevereiro e março de 2014 a energia produzida foi liquidada pelo PLD, cujo valor estabelecido para este período superou os R$ 800,00 por MWh, valor muito superior ao contrato assinado, que hoje é de aproximadamente R$ 190,00 por MWh. O gráfico abaixo mostra a energia gerada mês a mês pelos parques, incluindo os meses de operação em teste (fev/março): Figura 9: Geração Faísa Fonte: Faísa Nestes primeiros meses de operação, a receita auferida é demonstrada abaixo: Figura 10: Faturamento Faísa Fonte: Faísa Entre os desafios para o primeiro semestre e início do segundo em 2014, estão a conclusão dos últimos dois parques e a liberação dos recursos do financiamento do BNB. No momento em que todos os parques estiverem em pleno funcionamento, o esforço se dará no sentido de maximizar a disponibilidade de funcionamento das máquinas, que
conforme gráfico abaixo foi de 96% nos primeiros meses, sendo bem superior ao valor esperado para os 6 primeiros meses de operação, que é de 92% e muito próximo a meta de 97% que é aplicável ao período após os 6 primeiros meses. Figura 11: Disponibilidade Operacional Fonte: Faísa Portfólio do Fundo Durante o ano de 2013, foram analisados cerca de 25 projetos, entre PCHs, Projetos Eólicos e Usinas de Biomassa. Dentre esses 25 projetos, 5 projetos foram analisados mais detalhadamente e objetos de proposta de compra, desses somente 2 continuam em negociação. Até o final de maio de 2014, os Fundos tinham investido no Projeto Faísa aproximadamente R$ 292 milhões, ou 83% do Patrimônio Líquido, conforme informado a necessidade no relatório anterior, quando foi demonstrado que os Fundos reservaram recursos suficientes para a montagem dos parques sem a necessidade dos recursos do financiamento. Assumindo assim uma postura mais conservadora já que a data exata da liberação dos recursos provenientes do BNB e BNDES constituiriam uma variável alheia a interferência da equipe de gestão dos fundos de investimento envolvidos. Com a liberação dos recursos do financiamento de longo prazo, cuja previsão é início do segundo semestre de 2014, o percentual de alocação dos recursos em relação ao PL dos fundos irá baixar consideravelmente, disponibilizando assim recursos para novas aquisições. Como condição precedente à liberação de empréstimos, é praxe do BNB exigir prestação de garantias. Normalmente estas garantias são prestadas combinando-se a alienação de ativos relacionados ao projeto financiado, quanto ativos dos próprios acionistas. Entre outras garantias fornecidas pelas SPEs Faísas, o BNB exigiu fiança bancária emitida por bancos de primeira linha, e para a emissão desta fiança, os Fundos prestaram as seguintes garantias aos bancos: - Alienação das Ações Ordinárias da Eólica Faísa; - Cotas de Fundos de Renda Fixa no valor total de R$ 100 milhões; Esclarecemos que as cotas dadas em garantia serão liberadas em etapas, à medida que houver a entrada em operação dos parques e o cumprimento de certas metas operacionais.
Diante de todo o exposto sobre o mercado de energia pode-se verificar a volta da atratividade das PCHs, e neste sentido os FIP-IE Fundos de Investimento Energia Sustentável estão dando continuidade à aquisição PCH Rincão. No ano de 2013 o Fundo subscreveu e integralizou novas ações, com o objetivo de continuar o desenvolvimento do projeto e torná-lo apto a participar dos próximos leilões de energia. Com potência instalada de 10MW, o projeto localiza-se ao noroeste do Estado do Rio Grande do Sul, no Rio Ijuizinho, Bacia do Rio Ijuí, que desemboca no Rio Uruguai, conforme demonstrado abaixo: Figura 7: Localização Rincão Fonte: Prospecto do Fundo A operação da PCH Rincão será do tipo a fio d água, e destaca-se por apresentar um baixo grau de impacto ambiental, tendo em vista a baixa magnitude da área a ser alagada (0,25 km²) e deverá produzir cerca de 5,22 MW médios, correspondendo a um fator de capacidade médio igual a 52,20% e resultando em aproximadamente 45.727 MWh/ano de energia gerada. A PCH Rincão encontra-se atualmente em desenvolvimento, com grande parte das terras necessárias para a sua construção já adquirida. Como os estudos e consolidação do Projeto Básico ainda estão em fase inicial, as obras não tiveram início até o momento. A construção da PCH deve ter duração de 2 anos, sendo a previsão do início das obras para 2015. Com a expectativa da realização de novos leilões de PCHs a preços mais altos face ao cenário atual do setor elétrico, e aos incentivos do governo a este segmento, o aquecimento deste mercado favoreceu o Fundo. O desenvolvimento do projeto e a sua habilitação para a participação nos leilões, permitirá ao time de gestão buscar a melhor alternativa de rentabilidade para o projeto, seja iniciando a construção para aproveitar a expectativa de alta de preços no mercado à vista, seja para ter tranquilidade ao participar dos leilões de energia de longo prazo e conseguir preços melhores. Dentro do contexto de mercado de energia atual, o Fundo mostra-se bem posicionado, com a análise e negociação de PCHs e plantas de biomassa, e assim deverá aproveitar as oportunidades que uma crise traz, com foco de investimentos em geração.
Relatório Fotográfico Faísas Parques em Operação Faísa I, III e IV Foto 1 Vista Aérea dos parques Foto 2 Aerogeradores de Faísa I
Foto 3 Aerogeradores de Faísa III Foto 4 Aerogeradores de Faísa IV
Foto 5 Prédio de Operação e Manutenção Foto 6 Vista Aérea - Subestação Interna Faísa
Foto 7 Subestação Interna Faísa
Parques em Construção Faísa II e V Foto 8 Aerogerador em Montagem Faísa II Foto 9 Aerogeradores Montados Faísa II
Foto 10 Componentes dos Aerogeradores Faísa V Foto 11 Componentes dos Aerogeradores Faísa V
Expectativas para 2014 Com a finalização da implantação do primeiro projeto e da liberação dos recursos do BNB, previsto para o início do segundo semestre de 2014, os Fundos devem recuperar a capacidade de realizar a aquisição de novos projetos, com isso a equipe de gestão deverá retomar as conversas com empreendedores e buscar novas oportunidades de investimento, inclusive buscando outras fontes de energia alternativamente à eólica, hidráulica e biomassa. A energia solar ou fotovoltaica, sempre considerada como promissora, mas que economicamente não era viável se comparada às fontes convencionais hidráulica, eólica e de biomassa, com a evolução da tecnologia e ganho de eficiência, aliada a queda do preço dos equipamentos, foi colocada entre as possíveis alternativas de investimento que a equipe de gestão passou a analisar. Além disso, existem indicações de que o governo também tem todo o interesse em incentivá-la, o que pode ser notado pela realização recente do leilão específico para esta fonte no final de 2013, em que a energia foi contratada ao preço de aproximadamente 220,00 R$/MWh e que já viabiliza economicamente estes projetos. Em relação à contabilização dos ativos na carteira do fundo, o valor aportado no projeto Faísa tem sido valorizado diariamente pela taxa interna de retorno, calculada pelo Consultor Técnico, e considera as particularidades do projeto e o fluxo esperado para cada classe de ação, como estabelecido nos Regulamentos dos fundos. Para as ações da PCH Rincão, como o projeto ainda está em fase de desenvolvimento e ainda estão indefinidos variáveis importantes como o contrato de venda de energia, os preços de equipamento e os contratos de financiamento, tornam o cálculo da TIR muito impreciso. Por este motivo, neste momento, o valor destas ações está sendo contabilizado ao custo de aquisição, sem variação. Conforme evolução do projeto e definição de mais premissas este laudo poderá deverá ser elaborado. Abaixo demonstramos a evolução e comparação gráfica da variação obtida pelas cotas conforme valor agregado pela gestão, de acordo com o projetado nos fluxos de cada fundo.
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