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Incentivos poderiam destravar R$ 100 bi em investimentos

Propostas das associações do setor elétrico levariam a um aumento em 50 GW na capacidade instalada em cerca de 10 anos por meio da iniciativa privada

Agência CanalEnergia - 04/07/2014

Por Mauricio Godoi,

O Brasil poderia acrescentar uma capacidade de geração de energia da ordem de 45 GW em capacidade instalada e destravar investimentos da ordem de R$ 100 bilhões. O problema que o setor elétrico enfrenta é que faltam incentivos fiscais e financeiros e políticas específicas para que esses potenciais projetos saiam do papel. As propostas foram feitas mas a necessidade do governo federal em ‘apagar um incêndio por dia’ no mercado nacional faz com que os pleitos das associações, que representam os diversos segmentos do setor elétrico, estejam praticamente paradas.

Um dos reflexos mais imediatos desse verdadeiro represamento de potencial de investimento está no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social. Somente nos primeiros quatro meses do ano a instituição desembolsou R$ 4,070 bilhões para o setor elétrico. Esse valor representa um aumento de 30% sobre o mesmo período do ano anterior. No acumulado de 12 meses foram quase R$ 21 bilhões, alta de 18%. Contudo, revelou que as aprovações recuaram 92% quando se compara janeiro a abril de 2013. Nos últimos 12 meses desse balanço, as aprovações recuaram 65%, para R$ 14,184 bilhões.

O BNDES indicou recentemente que a perspectiva de investimentos no setor elétrico brasileiro no período de 2014 a 2017 aponta para um volume de recursos de cerca de R$ 190 bilhões. A maior parte desse valor está direcionado ao segmento de geração, quase R$ 55 bilhões, incluindo a UHE Belo Monte (PA – 11.233 MW) e UHE São Luiz do Tapajós (PA – 6.100 MW). Logo em seguida aparecem as eólicas com R$ 43 bilhões e os projetos de transmissão com R$ 37,6 bilhões nesse período.

Apesar dessas indicações, o presidente do Forum das Associações do Setor Elétrico, Mário Menel, diz que as seguidas crises que o setor vem passando impedem avaliar o longo prazo. Com isso, há um grau de incerteza muito grande com os temas como o planejamento plurianual da CDE, os processos de licenciamento ambiental, entre outros temas que o setor já vem abordando há anos e que constituem-se em barreiras para o avanço dos investimentos. “Ninguém investirá se não houver aumento de carga. Se o crescimento do setor elétrico for acelerado, os investimentos vão acontecer agora, se tiver um PIB da ordem que temos agora, é natural de desacelere, principalmente se a origem é do capital privado”, avaliou.

E para que esses investimentos sejam viabilizados, a presença do governo é vital, diz o presidente da Thymos Energia, João Carlos Mello. Os pedidos das associações do setor tem uma lógica, afinal, cerca de 90% da expansão do setor está associada à realização dos leilões de energia e o leilão passa pelo governo. Apesar dos preços mais baixos que o livre, são os projetos para o mercado regulado que apresentam, para o investidor, melhores condições por meio de financiamentos do BNDES.

“Pedir incentivos e acessar recursos do BNDES é lógico. O custo de um financiamento é muito diferente quando se compara com um banco comercial. Contudo nas regras da instituição federal, um contrato no mercado livre não é reconhecido para o financiamento por ser de menor tempo”, afirmou Mello. Segundo os cálculos da Thymos feitos a pedido da Agência CanalEnergia, a diferença entre o custo de um projeto financiado em um banco comercial e o BNDES pode levar a um aumento da ordem de R$ 40 a R$ 50 por MWh na fonte solar, que começa a dar seus primeiros passos por aqui. Em termos percentuais a taxa de um banco comercial está na casa de 14% ao ano e o prazo é de até 10 anos. Já no BNDES, é a TJLP mais 1%. “Chega a ser a metade do preço, é muita diferença nos custos de um projeto”, avaliou o executivo.

Assim como disse Menel, no curto prazo cada associação cuida das demandas de seu segmento. Um levantamento feito pela Agência CanalEnergia apontou que o potencial dos investimentos que foram declarados para cada uma delas chegaria, inicialmente, a R$ 110 bilhões. A capacidade instalada que o setor elétrico teria com esses aportes seria de cerca de 50 GW.

A começar pela própria Abiape, presidida por Menel, a estimativa da associação que representa os autoprodutores é de que 6 GW poderiam ser instalados em 10 anos com um investimento estimado em R$ 30 bilhões. Segundo o executivo, esse valor refere-se à disponibilidade das empresas representadas pela entidade em investir em geração para travar os custos de energia, um fator que traz previsibilidade de custos para essas empresas, pois atuam, basicamente em mercados internacionais de commodities.

No campo de atuação da Abiape a meta não é a de obter incentivos diretamente ligados à geração, mas alterações na regulação que permitam obter novas fontes de recursos. Menel disse que as empresas apresentaram ao governo é um plano com alternativas para viabilizar esse aporte. Uma dessas é a possibilidade de os investidores formarem SPEs com a emissão de ações ON e PN onde as ações ordinárias (que dão poder de voto aos detentores) e a energia ficaria com os autoprodutores enquanto as preferenciais ficariam com investidores.

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“Por enquanto a Aneel não permite isso e a proposta está parada no MME. Esse mecanismo seria importante para financiar a expansão da geração na autoprodução”, afirmou o executivo. “O governo não perderá nada em arrecadação. É dinheiro privado para investir na iniciativa privada, não vejo razão para não ser aprovada”, acrescentou. Com essas dificuldades, a entidade relata que desde 2011 que não se registra investimentos em capacidades novas no país por parte de seus associados. Atualmente, são 7.210 MW instalados, que representam a geração de 4.700 MW médios. Com isso a representatividade dessas usinas caiu de 6,4% do total instalado no Brasil para 5,7% ao final do ano passado.

De acordo com o presidente da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica, Flavio Neiva, uma das opções apontadas como viáveis para o país aumentar a potência instalada é colocação de máquinas adicionais em usinas já existentes e quem possuam poços vazios. Nesse ponto, a entidade já mapeou entre as suas associadas uma capacidade de adicionar 5.203 MW ao sistema, que se fosse feito, resultaria em aportes de R$ 10 bilhões. Entre as empresas que apresentaram esse potencial, a Cemig é a que possui mais capacidade de adicionar potência, 1.411 MW, seguida de Chesf (1.000 MW), Cesp (924 MW), Copel (838 MW) e Tractebel (710 MW), representam 94% desse potencial.

Os benefícios apontados nessa opção estão o baixo custo para sua implantação quando comparada ao de novas usinas por não ter necessidade de obra civil e sem impacto ambientais, um fator que prepondera atualmente para o licenciamento. E cita também a flexibilidade tanto para a realização de manutenção mais adequada em outras máquinas, bem como, para a operação coordenada pelo ONS. Contudo, um dos grandes problemas para essa operação é a lei 12.783 que estabeleceu as regras para a renovação das concessões.

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Dois pontos se mostram críticos, o primeiro é que dentre essas cinco empresas três são as que não aceitaram os termos do governo e que somadas as potências adicionais representam 61% do mapeamento da entidade. O outro problema é que ainda não foi definida a regra para a remuneração de investimentos em ativos renovados, uma questão que segundo Neiva está sendo equacionada pelo MME e Aneel e contribuições da entidade.

Independente desse fator, a associação cobra o estabelecimento de uma política específica para esses investimentos. “No modelo vigente não há comercialização de potência. São investimentos vultosos e não existe incentivo para as empresas aumentarem a capacidade de suas usinas, e caso ainda o façam, ainda pagarão mais tarifas de uso do sistema de transmissão, cujo contrato é baseado na potência da usina”, afirmou o presidente da Abrage.

Não é o aumento de potência que tem levado ao represamento de investimentos. Atividades de reformas e melhorias de instalação de geração estão paradas. É o que relata um dos fornecedores desse tipo de serviço a Andritz Hydro Inepar. De acordo com o presidente da empresa, Sérgio Parada, que cita como um desses exemplos a UHE São Simão (GO/MG 1.710 MW), da Cemig, que abortou o plano para a central depois da edição da MP 579.

A Cemig confirmou por meio da assessoria de imprensa que o contrato, suspenso em 2012, inicialmente por 120 dias, continua no mesmo patamar e não há previsão se será retomado. O plano da empresa era de investir R$ 1,8 bilhão em 15 anos para essa atividade de reforma e modernização. A primeira foi justamente a usina de São Simão. A ideia era a de aplicar esses valores em dez usinas que somavam 5.221 MW de potência instalada.

A demanda apresentada pela Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa se volta para políticas públicas de incentivo à cadeia produtiva de equipamentos. Segundo o presidente da entidade, Charles Lenzi, a questão do preço é o principal ponto que impede o avanço dessas usinas no setor elétrico. Ele estima que um preço teto para o momento estaria em cerca de R$ 175 por MWh. Contudo, admite que no futuro esse patamar poderá recuar. Isso porque é a conjuntura do país que leva a esses valores. "Hoje, o custo da obra civil de uma usina representa 50% do total, isso porque temos Copa do Mundo, Olimpíadas e todas as obras de infraestrutura sendo realizadas no país o que eleva a demanda por mão de obra", explicou.

Segundo o executivo, três pontos se mostrar fundamentais para a retomada das PCHs. O primeiro é a questão ambiental, que por ser de competência estadual apresenta regras distintas por estados. O segundo é resultado do processo dentro da Aneel que é o prazo para análise e aprovação de projetos. E o último é a questão do preço teto nos leilões. A somatória de todos esses fatores levam ao prolongamento do desenvolvimento de projetos e, consequentemente, ao aumento de custos.

De acordo com a associação, o potencial de investimentos atualmente mapeado é de R$ 60 bilhões em investimentos. Resultado de 173 PCHs outorgadas e que não entraram em operação comercial, somando uma capacidade instalada de 2.254 MW e outras 810 usinas que somam 8.677 MW em capacidade instalada que ainda estão na fase de projeto básico. Segundo dados da Abragel, 669 projetos já foram elaborados e outros 141 em elaboração.E ainda, completou Lenzi, há ainda os potenciais de estudos futuros, o que pode aumentar ainda mais essa capacidade instalada com o passar dos anos, porém, ressaltou é necessário sinalização do governo para que a indústria tenha previsibilidade e otimização de processos. "Assim, naturalmente os preços dos projetos acabarão caindo", apontou.

Lenzi destacou que a competitividade das PCHs apresentam desafios que são endógenos e exógenos à fonte. Entre as questões externas à fonte estão um menor nível de benefícios fiscais para os equipamentos em comparação à biomassa e a eólica. Essa falta de incentivos leva ao preço ainda pouco competitivo. Ele corrobora o que o presidente da Thymos diz sobre a questão dos financiamentos. Atualmente a questão do prazo de contratos se mostra um impeditivo para a fonte atuar no ACL. Isso porque o BNDES exige contratos mais longos de venda de energia e esses são encontrados apenas em leilões no ACR promovidos pela Aneel.

Um segmento que apresenta potencial de discussões acaloradas quanto ao impacto ambiental é o de térmicas a carvão. Essas usinas são vistas como algumas das mais poluentes por ambientalistas. Contudo, é uma fonte cuja geração térmica apresenta custo mais baixo em comparação ao que o país vem despachando atualmente. De acordo com cálculos da Associação Brasileira do Carvão Mineral, ao se substituir 1 GW de geração térmica mais cara – cujo CVU está acima de cerca de R$ 700 por MWh – pelo mesmo volume de energia gerada a partir das térmicas a carvão cujo CVU é de R$ 110 por MWh, a economia poderia chegar a R$ 500 milhões. Esses dados tomam como base o despacho térmico realizado em janeiro deste ano. Isso, somente em termos de custo variável, desconsiderando a diferença da receita fixa.

A ABCM considera que houve avanços no ano passado com o fato de que a fonte pode obter financiamento do BNDES nas mesmas condições de outras fontes. E cita ainda políticas estaduais no sul do país, em Santa Catarina e Rio Grande do Sul, de incentivo para as térmicas a carvão. Mas ainda há muito a avançar, relatou o presidente da entidade Fernando Luiz Zancan. Ele cita que ainda há diferenças tributárias entre o Nordeste e o Sul do país que precisam ser corrigidas para que a fonte realmente possa ser aproveitada em seu potencial.

Entre as propostas está a criação de um polo carboquímico à semelhança do que existe em polos petroquímicos o que monetizaria o carvão, até mesmo com a transformação do combustível in natura na forma de gás para diversas aplicações. Entre essas, estaria a de geração de energia. Mas, destacou Zancan, o setor ainda depende de uma política pública interministerial e incentivos para alavancar os negócios. "Apresentamos a proposta à presidente da República onde demonstramos que é possível aumentar o valor do carvão em 15 vezes ao monetizar esse recurso", revelou o presidente da entidade. "A eólica teve politica específica e incentivos, agora é a vez da solar... precisamos fazer a mesma coisa", sugeriu.

Outra área de atuação que não envolve todo o processo de expansão da capacidade por meio de novas usinas é a eficiência energética. Segundo o presidente da Abesco, Rodrigo Aguiar, o custo desses projetos é mais baixo que o observado em novos projetos. Uma pesquisa da entidade apontou que é possível ‘gerar’ 1 MWh por cerca de R$ 60 em decorrência da implantação de projetos de eficiência energética. Outro parâmetro apurado pela mesma pesquisa é o custo de implantação desses projetos em comparação com novas usinas, conforme demonstra o gráfico abaixo.

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Contudo, relatou Aguiar, o setor tem realizado cerca de 10% dos projetos potenciais. Ele apontou que uma das razões para que essa realidade não seja alterada é a questão de financiamentos e criticou a atuação do BNDES como banco de fomento para o setor. Mesmo com duas linhas de crédito, apontou, ambas apresentam problemas. A Proesco e a MPME Inovadora. A primeira por conter problemas que dificultam a obtenção dos recursos e a segunda por se tratar de uma linha com recursos limitados a R$ 300 milhões sendo que em sua avaliação precisaria ser de pelo menos R$ 7 bilhões. “A linha é maravilhosa, mas para começarmos a fazer diferença no setor precisaria ser muito mais elevada, para começar deveria ser de R$ 7 bilhões”, afirmou ele.

Ainda há por parte da Cogen uma agenda de trabalho onde a proposta tem como base a nova área de atuação da entidade que ultrapassou os limites da biomassa e atua em cogeração a gás, energia solar e biogás, além da biomassa. Essa agenda da entidade visa promover, principalmente, alterações regulatórias, como aumento de 10% para 20% o limite de contratação de geração distribuída por parte das concessionárias de distribuição. Além disso, propõe, como já reportado na Agência CanalEnergia, leilões por áreas elétricas e de acordo com a vocação natural de fonte de cada uma dessas regiões. O potencial teórico dessas fontes em adicionar capacidade instalada é estimada em 10 GW para a bioeletricidade, 3,5 GW em cogeração a gás natural, 1,5 GW em solar somente no Sudeste /Centro Oeste e 1,27 GW com o biogás.

Para o presidente da Thymos, essa enxurrada de demandas, que são de praticamente todo o setor elétrico, refletem a necessidade de se calibrar o atual modelo, instituído pela 10.848/2004. “O modelo fez 10 anos recentemente e este seria o momento para olharmos para a experiência acumulada e verificar o que se pode ser aperfeiçoado, e para isso precisa haver um debate entre o governo e o Fase, que já apresentou as coordenadas desses pedidos na carta apresentada ao MME, em maio”, concluiu Mello.

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Hoje, o Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico - FMASE conta com 19 entidades na sua formação, e é uma das principais vozes do setor para tratar das questões ambientais referentes aos empreendimentos de geração de energia.


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