Estratégia de Sto. Antônio foi engenharia, mercado e Jirau

Santo Antônio: mercado livre, engenharia financeira e Jirau podem ter sido base de estratégia. Preço médio fica entre R$ 91,21 por MWh e R$ 100,21 por MWh, com preços de ACL entre R$ 120 por MWh e R$ 150 por MWh, segundo simulação do Gesel

Fábio Couto, da Agência CanalEnergia, Negócios  

Ainda que preliminares, as avaliações sobre o desempenho do consórcio Madeira Energia, que arrematou a hidrelétrica Santo Antônio (RO, 3.150 MW), indicam uma estratégia agressiva mas consciente, bem planejada. Segundo participantes do Seminário "Leilões do Rio Madeira", promovido pelo Grupo de Estudos do Setor Elétrico, da Universidade Federal do Rio de Janeiro, a ação do consórcio pode ter considerado a fatia que será negociada no mercado livre, um eventual sucesso na disputa de Jirau (3.300 MW), e boa engenharia financeira, com diversos tipos de financiamento, entre outros pontos.

Um estudo inicial feito pelo Gesel e apresentado no seminário, diz que um dos fatores para o consórcio arrematar a usina foi a fatia máxima de negociação de 30% da energia assegurada no mercado livre. Simulações feitas pelo Gesel indicam preço médio que pode variar de R$ 91,21 por MWh a R$ 100,21 por MWh, com preços do mercado livre fixados entre R$ 120 por MWh e R$ 150 por MWh, respectivamente.

"Ainda não conhecemos quais são os fatores que eles adotaram, mas acreditamos que a taxa interna de retorno desse empreendimento está na casa de 8% ao ano", avalia Roberto Brandão, pesquisador que elaborou o estudo, coordenado pelo professor Nivalde José de Castro, diretor do Gesel. Na avaliação dele, taxas mais baixas de retorno, têm sido consideradas pelos investidores, diante da receita de longo prazo, obtida em meio à percepção de que no Brasil é seguro apostar em concessões seguras. "Ninguém colocaria R$ 650 milhões num negócio sem ter certeza do que fazem", disse o presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Mauricio Tolmasquim, em referência ao repasse de garantia de fiel cumprimento.

Brandão destacou, entre outros pontos, que Furnas e Cemig são empresas que têm experiência de atuação no mercado livre, e com isso podem ter contribuído para uma estratégia mais agressiva para contratação. Além disso, a obtenção de financiamentos no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social só ocorre quando a usina está completamente contratada, ou sejua, lastreada com os recebíveis, salientou. Por isso, ele avalia que apenas eletrointensivos podem ter feito - ou estar prestes a fechar - contratação dessa energia, por um prazo mais longo.

Uma das candidatas à esse montante é a Vale do Rio Doce, que já havia manifestado interesse por essa usina recentemente. Outra medida possível está na composição de financiamentos. O chefe do Departamento de Energia Elétrica do BNDES, Nelson Siffert, comentou que está em estudos a aplicação do financiamento por meio de tranches, que reúnem grupos de seis ou sete turbinas - a usina possuirá 44 unidades geradoras. A idéia é iniciar o período de seis meses de carência após o início da operação comercial de um grupo de turbinas, para que o grupo inicie a amortização do projeto.

Pelo acordo inicial, com a amortização ocorrendo seis meses após a entrada da última turbina, a amortização do financiamento de 20 anos seria em 2017, ao passo que a proposta de amortização por tranches colocaria 2013 como data inicial de pagamento do financiamento, feito no sistema Sacre - de amortização decrescente. Nesse sentido, Brandão, do Gesel, observou que o consórcio pode ter composto financiamento de modo que pudesse ter fluxo linear de recursos na usina.

Ele lembra de um caso de financiamento, da Abengoa, que foi premiado por uma revista de project finance. Pela proposta, a empresa obteve dois tipos de financiamento para a linha de transmissão ATE II: um pelo BNDES (tabela Sacre), e outra, provavelmente por meio do IFC (Banco Mundial) com amortização crescente - gerando fluxo contínuo de pagamento de créditos e mantendo alta alavancagem. No caso do Madeira, este tipo de composição seria possível, até mesmo em função de um empreendimento de grande porte, com

Dogmas - Brandão, Siffert e Tolmasquim, concordaram no evento que a licitação de Santo Antõnio resultou em uma quebra de vários dogmas, ao sinalizar com a oferta de energia amazônica por preços baixos. Após Santo Antônio, a próxima usina em linha para oferta será Jirau (RO, 3.300 MW), cujo leilão está previsto para maio de 2008, comentou.

Sobre a usina, Brandão contou que o lance de R4 78,90 feito pelo Madeira Energia pode ter sido uma estratégia para afastar investidores da disputa de Jirau, uma vez que os custos para entrar em um leilão são elevados - envolvem garantias, realziação de estudos paralelos, entre outros pontos, e um preço muito baixo pode desanimar possíveis interessados. Com essa estratégia, o consórcio pode ter partido ainda para negociar com os fornecedores, em especial, os fabricantes das turbinas bulbo.

 "Uma escala dessa, de mais de 6 mil MW, abre espaço para implementação de fábricas de equipamentos na região. Não sabemos como foi a negociação com os fornecedores, mas é viável uma planta nacional com perspectiva de 88 unidades", disse Brandão. Siffert, do BNDES, destacou ainda que o consórcio ainda pode contar com o braço acionista do BNDESPar, dentro das condições de governança corporativa estabelecidas no edital.

Já na avaliação de Tolmasquim, Santo Antõnio demonstrou a viabilidade financeira dos projetos amazônicos, anunciou que os estudos de inventário em andamento na região sinalizam potencial de 14 mil MW e ao mesmo tempo, destacou que a hidrelétrica abre espaço para preservação do meio ambiente da região, ao contrário do que pode indicar a construção de uma usina de grande porte. "Tamanhas foram as exigências ambientais que elas podem ser um elemento de preservação da Amazõnia", avalia.