29/01/15 | São Paulo
Lívia Neves – Brasil Energia
Brasil entrou oficialmente para o mapa da ener- gia solar mundial em 31 de outubro de 2014, ao contratar 1 GW de capacidade fotovoltaica para o mercado regulado, pela primei- ra vez na história. Passada a euforia com o resultado acima do espera- do, os vencedores do 6o Leilão de Energia de Reserva começam a de- senhar as estratégias para entregar seus projetos e provar que é viável o preço agressivo que ofertaram – R$ 215/MWh, um deságio de 18%.
Os empreendedores precisam escolher entre dois caminhos: apos- tar nas condições “excepcionais” do financiamento oferecido pelo BNDES (veja quadro), com a compra de equipamentos obrigatoriamente nacionais; ou investir na importação dos módulos, com a possibilidade de adiantar o projeto e, conseqüen- temente, a geração de receita.
Para o presidente da Asso- ciação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), Rodrigo Sauaia, esta fase é que vai definir o verdadeiro sucesso do leilão: “O resultado do leilão não é só a pu- blicação da CCEE de quem con- seguiu vender, mas o desenvolvi- mento dos projetos”.
Por mais altas que fossem as expectativas em torno da primei- ra contratação de energia solar no mercado regulado brasileiro, todas foram superadas no último dia de outubro. Após oito horas, foi con- tratado 1 GW de potência instala- da (889 MW de capacidade de in- jeção na rede) a um preço médio de R$ 215/MWh, enquanto o teto era de R$ 262/MWh. A expectativa era de que fossem negociados 500 MW, a um preço não abaixo de R$ 250/MWh, valor mínimo pleiteado pelos agentes.
Mesmo sendo conhecido o apetite dos investidores e a intenção de contratação do governo, o resulta- do do leilão de reserva deste ano surpreendeu até seus organizado- res, como o presidente da Empre- sa de Pesquisa Energética, Maurí- cio Tolmasquim. “Foi o mais dispu- tado da história”, afirmou. Foram 104 rodadas de negociação, tendo sido de 72 rodadas a concorrência mais disputada até então. “Conratamos energia solar por um dos menores preços internacionais, o que coloca o Brasil como uma das fronteiras mais atrativas do mundo para essa fonte.”
Nacional ou importado?
A concorrência, no entanto, é apenas o início. As empresas preci- sam agora entregar o que foi pro- metido. Uma das primeiras ques- tões que devem ser definidas pelos desenvolvedores é o fornecedor dos painéis fotovoltaicos, que corres- pondem a uma parcela entre 40% e 60% do custo do projeto.
Companhias tradicionais do mercado global, como Canadian Solar, Jinko Solar, First Solar e Yingli têm mantido conversas com os ven- cedores do leilão. Mas apenas uma, a Sun Edison, já divulgou contrato de fornecimento de equipamentos fabricados no Brasil.
A importação dos módulos de- ve ser a aposta do grupo FCR para a implantação da usina FCR III Ita- puranga (10 MW). De acordo com o responsável pelo projeto, o enge- nheiro Marcelo Nesi, a ideia é adiantar a entrega da energia atrelada ao leilão para 2016, opção prevista no edital. A fim de alcançar seu ob- jetivo, a companhia abrirá mão do financiamento do BNDES relativo aos módulos. As empresas que esti- verem contando com a nacionaliza- ção dos painéis só terão os equipa- mentos no início de 2017, confor- me o próprio cronograma do ban- co, esclareceu Nesi.
O grupo FCR espera definir um agente financiador em dezembro e o fornecedor dos painéis em janeiro. O responsável pelo projeto co- menta que já está ocorrendo uma “saudável competição” entre os possíveis fornecedores.
Durante o próprio leilão, segun- do Nesi, a competição fez os pre- ços caírem: o parceiro da empresa que deve fornecer a estrutura do projeto, exceto os módulos, ajus- tou sua oferta durante a concor- rência para que a usina continuas- se competitiva.
O grupo FCR trabalha com um orçamento de R$ 52 milhões pa- ra a implantação do projeto, que deve ter uma eficiência de no mínimo 18%. A companhia tem um portfólio de 110 MW fotovoltaicos em desenvolvimento em Goiás e Tocantins.
A Renova, por outro lado, já ga- rantiu que pelo menos 10% da de- manda agregada ao leilão será aten- dida por equipamentos nacionais. A companhia vendeu 99,75 MW de capacidade no leilão, de quatro pro- jetos localizados na Bahia, e foi a única companhia a anunciar a contratação dos painéis. A Sun Edison será a fornecedora não só dos equi- pamentos, como também dos inver- sores e da estrutura do sistema, as- sumindo o compromisso de cumprir as etapas de nacionalização.
“A gente trabalha com a premis- sa de que o projeto será financiado pelo BNDES justamente porque esta- mos comprando equipamentos que são aderentes à política de financia- mento”, explicou o diretor financeiro e de relações com investidores da companhia, Pedro Pileggi, em declaração a acionistas e analistas. A ideia é conseguir a participação máxima do BNDES, de 65%, no investimen- to de R$ 440 milhões previsto para o projeto. O restante do valor deve ser captado no mercado por meio da emissão de debêntures.
O debate sobre a nacionalização ou não dos equipamentos também deve considerar, além do acesso ao financiamento do BNDES, a exposi- ção à flutuação do dólar. A avaliação é de que os empreendedores que optarem pela importação, mes- mo adotando mecanismos clássicos de hedge, ainda estariam assumin- do riscos. Entretanto, empresas com atuação global, como a Enel Gre- en Power ou a Fotowatio do Brasil (FRV), teriam portfólio que favorece essa estratégia, com operações em diversos países e em diversas moe- das, avaliam agentes ouvidos pela Brasil Energia.
“Em relação ao câmbio, os em- preendedores que optaram pelos painéis importados, apesar de se- rem mais baratos, estarão susce- tíveis à variação. No nosso caso, a parceria com a Sun Edison foi im- portante porque permitiu que a Re- nova atuasse com o dólar fechado, blindando a empresa de flutuações cambiais futuras”, afirma o presi- dente da Renova, Mathias Becker. O projeto da Renova ainda chama a atenção por ter um fator de capaci- dade de 29%, considerado alto para usinas solares. A companhia uti- lizará a tecnologia de trackers que posicionam os painéis de acordo com a movimentação do sol.
A Sun Edison sai, com esse con- trato, na frente da corrida para for- necer os equipamentos às compa- nhias que buscam o apoio do BNDES. A Canadian Solar, fabricante cana- dense de painéis, adotou outra pos- tura para entrar no mercado solar brasileiro. A companhia negociou o projeto Vazante 1 (90 MW de capa- cidade), em Minas Gerais, em parceria com a espanhola Solatio, a maior vendedora do leilão. O mo- delo de negócios da companhia é colocar o projeto em operação com seus equipamentos e depois nego- ciá-lo com fundos de investimento ou bancos de investimento.
“A intenção da Canadian é se estabelecer como fabricante no Bra- sil e para isso estamos conversando bastante com nosso headquarter. Estamos avaliando qual seria o pon- to de equilíbrio para a nossa fábri- ca”, explica o gerente geral da companhia no Brasil, Cláudio Loureiro.
Embora ainda não tenha toma- do a decisão de trazer a fábrica, Loureiro explica que essa é a ten- dência e que no momento estão avaliando qual é o potencial de participação da companhia na deman- da agregada ao leilão. O executivo ainda cita a geração distribuída co- mo um importante mercado para avaliar a vinda de uma nova fábrica ao Brasil.
A parceria da companhia com a Solatio no projeto Vazante 1 pode- ria posicioná-la como possível for- necedora dos projetos Dracena (120 MW) e Guaimbé (150 MW), mas as empresas afirmam que isso não está definido. Até porque essas usinas estão sendo desenvolvidas pela So- latio em parceria com outra empre- sa, a Lintran do Brasil. Pertencente ao grupo espanhol ACS, a Lintran chegou a vender ativos de transmis- são no Brasil para a State Grid.
O sócio da Solatio no Brasil, Pe- dro Vaquer, explica que a compa- nhia é desenvolvedora de 100% dos três projetos, mas não detalha a participação das outras empresas em cada um.
Somados, os projetos têm 360 MW de capacidade fotovoltai- ca. “Se nos perguntassem como conseguimos um volume tão gran- de eu diria que foi a qualidade dos projetos, em termos de terreno, co- nexão e radiação”, afirma Vaquer. A Solatio tem mais 1.300 MW solares habilitados para futuros leilões.
Integração eólica
Outra importante vendedora no leilão que ainda não definiu sua es- tratégia para contratação dos mó- dulos é a FRV. A companhia nego- ciou 60 MW de capacidade de du- as usinas no Ceará. A empresa deve assumir ainda o projeto Solar Caeti- té (89,9 MW), da Rio Energy. Ambas
as empresas são controladas pelo fundo americano Denham Capital, sendo a primeira atuante no merca- do fotovoltaico global, com projetos em países como Austrália, África do Sul e Uruguai; e a segunda o bra- ço do grupo para investimentos em energias renováveis no Brasil.
“Participamos com a FRV em parceria 50%/50%, mas quando os preços desceram abaixo de um pa- tamar, a FRV assumiu 100% do pro- jeto”, conta o CEO da Rio Energy, Marcos Meireles. A usina Solar Ca- etité foi concebida dentro do proje- to eólico de 75 MW da empresa em construção na Bahia e foi negocia- do nos leilões de reserva e A-3 do ano passado. Com isso, terá redu- ção dos custos de construção e ope- ração, além de diminuir risco am- biental, arqueológico e de conexão com a rede.
Antes do leilão, a companhia ne- gociou também com Yingli, Cana- dian Solar, Jinko e First Solar a com- pra dos painéis. Agora, essas ne- gociações serão tocadas pela FRV, explica Meireles. “A Rio Energy re- ceberá um prêmio pelo desenvolvi- mento do projeto e dará suporte à FRV na implementação”, ressalva.
Empresas sacrificam retorno para entrar no mercado
O valor médio dos contratos de solar no leilão de reserva, R$ 215/MWh, ficou muito aquém do esperado pelo merca- do, que estimava preços superiores a R$ 250/MWh. Para a empresa de pesquisas Bloomberg New Energy Finance (BNEF), o custo nivelado da energia solar no Bra- sil é de R$ 235,4/MW. Esse seria o valor mínimo para se obter retorno “respeitá- vel” e amortizar os custos ao longo de 20 anos de contrato.
Antes do leilão, a BNEF consideava que a maior parte dos empreen- dedores buscaria taxas de retorno de 13% (após impostos), o que exigiria um preço de R$ 260/MWh, quase o teto de R$ 262/MWh. “Normalmen- te, os investidores tenderiam a man- ter suas taxas de retorno altas ao en- trar em um novo mercado, com uma tecnologia relativamente nova. Mas a tentação de ser um dos primeiros, mesmo que isso significasse retornos menores, se provou irresistível”, ava- lia o analista chefe das Américas, Mi- chel Di Capua.
O preço mais baixo certamente afetou as taxas de retorno. O desta- que foi a FRV, com R$ 200,84/MWh. Para Marcos Meireles, CEO da com- panhia, a agressividade da oferta foi possível porque a FRV “possui um espectro global que permite maispossibilidades de estratégia em ter- mos de financiamento e de supri- mento dos painéis fotovoltaicos”. Para o projeto da FRV, a analista de renováveis da BNEF para a América Latina, Helena Chung, projeta uma taxa de retorno de 8%. A empre- sa preferiu não comentar a questão com a Brasil Energia.
Os empreendedores concordam que os valores caíram além do espera- do. Segundo Marcelo Nesi, responsá- vel pelo projeto da FCR, o preço ideal seria R$ 240/MWh. “Pode ser até que nos primeiros anos alguns projetos fe- chem negativos”, projeta.
A Solatio, maior vendedora do lei- lão, admite que a competição afetou os preços. “Estivemos muito tempo esperando por quando o mercado solar aconteceria no Brasil e toda essa espera fez crescer um apetite muito grande. Esse (R$ 215/MWh) não é o preço”, avalia o sócio da companhia, Pedro Vaquer.
A margem para baixar os cus- tos dos projetos está nas estruturas além dos módulos: conexões, su- bestações, inversores, mão de obra, fios, cabos, etc. “O módulo solar representa cerca de 40% do cus- to dos projetos, então existem mais variáveis para baixar o custo”, expli- ca Helena. Entretanto, o presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia, observa que é cedo para saber o peso de cada componente. “Ainda não há um ma- peamento, não necessariamente os custos no Brasil serão iguais aos cus- tos globais”, ponderarava que a maior parte dos empreen- dedores buscaria taxas de retorno de 13% (após impostos), o que exigiria um preço de R$ 260/MWh, quase o teto de R$ 262/MWh. “Normalmen- te, os investidores tenderiam a man- ter suas taxas de retorno altas ao en- trar em um novo mercado, com uma tecnologia relativamente nova. Mas
possibilidades de estratégia em ter- mos de financiamento e de supri- mento dos painéis fotovoltaicos”. Para o projeto da FRV, a analista de renováveis da BNEF para a América Latina, Helena Chung, projeta uma taxa de retorno de 8%. A empre- sa preferiu não comentar a questão com a Brasil Energia.
Governo indica que haverá leilões anuais
O governo sinalizou que pretende repetir a contratação da fonte em rit- mo anual. De acordo com o presiden- te da Empresa de Pesquisa Energética, Maurício Tolmasquim, a energia solar deve voltar a entrar em leilões a par- tir o próximo ano sem concorrência direta com outras fontes. O executivo também afirma que é conservador o volume de contratação previsto para a fotovoltaica no Plano Decenal de Energia 2023, de 3.500 MW.
O resultado do leilão deixou os investidores mais confiantes. “Acre- ditamos que a expectativa de 5GW nos próximos anos pode ser até con-
servadora”, projeta o presidente da Renova, Mathias Becker.
Entretanto, não se pode esperar um preço-teto alto como o fixado para este leilão. O valor médio dos contratos, de R$ 215/MWh deve servir de referência para novas propostas, de acordo com Tolmasquim.
Porque nacionalizar
São as condições de financiamen- to oferecidas pelo BNDES que tornam a definição da compra de equipamen- tos nacionais ou não tão importante para os investidores. A aquisição dos módulos solares poderá ter participa- ção de até 80% do banco, em uma combinação de duas linhas de crédi- to. Pelo Finem, podem ser financiados 80% de todos os componentes, com exceção dos módulos, cujo financia- mento é limitado a 65%. Neste caso, os 15% restantes são enquadrados no Fundo Clima.
Os empréstimos relativos à princi- pal linha de financiamento do banco para projetos solares têm custo finan- ceiro dado pela TJLP, taxa de remune- ração ao banco de 1% ao ano, taxa de risco médio entre 0,4% a 2,87% a.a. e um prazo de amortização de 16 anos. Essas taxas são consideradas
muito melhores do que as oferecidas pelos bancos privados. “O BNDES pro- vê condições excepcionais, em compa- ração com os bancos comerciais. A di- ferença dos juros é inacreditável”, comenta o gerente geral da Canadian Solar, Cláudio Loureiro.
A contrapartida para ter acesso a essas condições especiais é a naciona- lização dos equipamentos utilizados nos projetos, conforme cronograma imposto pelo banco. O conteúdo na- cional exigido atualmente é a mon- tagem dos módulos no Brasil, com a moldura nacional. A partir de 2018, também passará a ser obrigatória a fa- bricação local da junction box e, a par- tir de 2020, da célula fotovoltaica. Mas o banco premia a antecipação da nacionalização dos componentes, como forma de incentivo ao estabelecimen- to de uma indústria nacional.
O apoio financeiro do BNDES à aqui- sição dos equipamentos de energia so- lar será dado pelo produto entre a participação máxima nas linhas de crédito e o “Fator N”. O valor mínimo do Fator N é de 60%, correspondente à fabricação das molduras no Brasil e à montagem nacional dos módulos. Nesse caso, o to- mador do empréstimo poderia financiar até 48% do valor total (60% multiplica- do por 80%) pelo Finem. Se o fabrican- te optar, por exemplo, pela utilização de vidro fabricado no Brasil, o índice sobe para 70%, e o volume máximo financia- do, para 56%. E assim sucessivamente, até chegar ao teto de 80% do investi- mento total. Mesmo que o Fator N pas- se de 100%, o limite será mantido. Ou- tros fatores, além do conteúdo local, são levados em conta pelo banco na hora de definir a participação no projeto, como garantias e classificação de risco.
Na conta certa da indústria
A primeira demanda por painéis fotovoltaicos agregada ao leilão, de 1 GWp, é exatamente igual ao volu- me de que o mercado necessita para viabilizar uma indústria local. De acordo com o presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia, uma fábrica de pai- néis deve ter uma produção de cerca de 500 MW/ano para ser sustentá- vel. Isso daria espaço para duas fá- bricas se instalarem no país, consi- derando que toda a demanda fosse atendida por plantas nacionais.
Mas tudo indica que a divisão não será tão simples. Não só al- guns investidores estão considerando importar os equipamentos, como existem pelo menos cinco fabricantes mantendo conversas com os vencedores do leilão: a First Solar, a Jinko Solar, a Yingli, a Canadian Solar, a Sun Edison. Estas du- as últimas já têm contratos garan- tidos. A Canadian Solar fornecerá os equipamentos para o seu próprio projeto negociado em leilão, de 90 MW. A companhia ainda não anunciou instalação no Brasil, mas afirma que a tendência é estabelecer a produção no país. A Sun Edison, por sua vez, fornecerá os painéis do complexo de 99,7 MW
da Renova, com o compromisso de atender às regras do BNDES.
A First Solar acredita que há espaço para mais players no mercado. “Sobre- tudo pelo grande volume de contratos deste último leilão”, explica a gerente de desenvolvimento de negócios da companhia, Maria Gabriela da Rocha Oliveira. De acordo com a executiva, a First Solar espera ter um “papel de pro- tagonismo” no desenvolvimento da in- dústria solar no Brasil e mantém con- versas com ganhadores do leilão.
Além dessas grandes companhias, mais tradicionais no merca- do global, também estão na briga pelos contratos empresas brasileiras que se instalaram no país de olho na geração distribuída. É o caso da paulista Globo Brasil, que mantém conversas com três empresas que venceram o leilão e deve iniciar a produção dos módulos em abril do próximo ano, com uma capacida- de anual de 150 MW/ano. De acor- do com a gerente de marketing da empresa, Thatiane Roberto, a com- panhia já considera aumentar sua capacidade de produção em 2016, com a perspectiva positiva de enco- mendas a partir do próximo ano.
Mas a instalação de fábricas no pa- ís não está atrelada apenas ao leilão. Companhias como a S4 Solar estão apostando na geração distribuída pa- ra trazer linhas de produção. A empre- sa prevê iniciar em março a produção em Goiás de sua linha de montagem de módulos solares, com capacidade de 100 MW ano, na qual investiu cer- ca de R$ 30 milhões. “Temos até re- cebido consultas de algumas empresas que venderam no leilão, mas o nosso core business é a geração distribuída, grandes consumidores”, explica o pre- sidente da empresa, João Eugênio Jr. A companhia já tem contratados 45 MW para companhias do agronegócio, de Mato Grosso e Goiás.
Outra companhia que já anun- ciou uma linha de produção no país, com capacidade de 40 MW/ano, é a Pure Energy. A empresa alagoana inicia nesse mês as obras da planta.
Isso significa que, se os planos anunciados se concretizarem, o Bra- sil terá uma capacidade de produ- ção de no mínimo 185 MW/ano, ex- cluindo as grandes empresas tradi- cionais do mercado solar.
Até então restrito a pequenos projetos, o mercado de energia solar brasileiro receberá uma significativa injeção de capital nos próximos anos graças ao leilão de reserva realizado em 31 de outubro. Os vencedores da concorrência esperam investir R$ 4,1 bilhões para colocar as 31 usinas ne- gociadas em operação até 2017. As plantas fotovoltaicas somam capaci- dade instalada de 889,66 MWp e venderam 202,3 MW médios.
As instalações serão distribuídas por sete estados (veja o mapa), mas o investimento ficará concentrado na Bahia e em São Paulo. Os baianos vão abocanhar R$ 2 bilhões, aplicados em 14 usinas com 399,66 MW de po- tência injetada. Já os paulistas serão contemplados com R$ 1,1 bilhão in- vestido em nove usinas com 270 MW.
Minas Gerais será o terceiro estado com maior volume de projetos e investimentos previstos após o leilão. Com três usinas, somando 60 MW, receberá R$ 385 milhões até 2017. Em seguida, está o Ceará, com duas plantas, com 60 MW de capacidade, e aportes estimados em R$ 280 mi- lhões. Completam a lista Rio Grande do Norte (R$ 133,2 milhões, 30 MW), Paraíba (125 milhões, 30 MW) e Goiás (R$ 53 milhões, 10 MW).
Custo de instalação
Há uma significativa variação nos custos de instalação das usinas foto- voltaicas. Os projetos mais caros estão em Minas Gerais, e têm custo mé- dio de R$ 6,4 milhões por megawatt de potência injetada. Na outra ponta está a Paraíba, com custo médio de R$ 4,18 milhões/MW. (F.G.)
