Votorantim investe pesado em geração

Em meio à retração da economia, o grupo Votorantim decidiu fazer uma investida agressiva fora de seu negócio principal. O conglomerado, que fatura quase R$ 30 bilhões por ano, graças principalmente a seus braços de metais, cimentos e celulose, aposta na sua experiência na gestão de energia, um de seus principais insumos, para crescer.
Com a indústria em queda e os preços da eletricidade cada vez mais altos, a estratégia é fortalecer a Votorantim Energia (VE). Criada em 1996 para gerir os ativos próprios de geração, a empresa passará agora a investir em projetos para abastecer terceiros.
A meta é chegar a 1 gigawatt (GW) de capacidade fora da autogeração até 2023 e atingir um resultado antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) de R$ 1 bilhão no mesmo período - hoje, o lucro operacional da VE, considerando apenas a comercialização, gira entre R$ 100 milhões e R$ 150 milhões.
"Os negócios do grupo Votorantim são bons, mas são cíclicos. Os acionistas viram a necessidade de ter um negócio mais constante que garantisse mais estabilidade ao fluxo de caixa", afirma Fábio Zanfelice, que assumiu a presidência da VE há quatro meses, após quase 14 anos de carreira na CPFL, dos quais os últimos dois liderando a comercializadora do grupo paulista.
O executivo veio com a missão de fazer o braço de energia olhar não apenas para dentro do grupo Votorantim, mas para todo o mercado, além de capturar as possíveis sinergias de seu parque gerador de 2,6 mil MW - todos sob o guarda-chuva das empresas industriais. "É uma reinvenção do modelo de negócio. Vamos aproveitar a expertise que temos na gestão de grandes volumes de energia", ressalta. Hoje, o consumo próprio da Votorantim soma 1,8 mil MW médios, equivalente ao consumo do Estado da Bahia.
A empreitada teve início com a entrada no setor de geração eólica, com um complexo no Piauí com potência instalada de 206 MW, que demandará R$ 1,1 bilhão em investimentos. A companhia tem ainda a opção de compra para construir mais dois complexos na região de mesmo tamanho, o que alçaria sua capacidade a cerca de 600 MW.
O radar está voltado, inicialmente, para energia eólica e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) - neste último nicho, a companhia já avalia potencial de 300 MW, espalhadas por cerca de 15 projetos, conta Zanfelice. "Esses projetos estão em fase de estudo, são preliminares. Ainda não temos outorga", acrescenta.
O investimento em energia solar também é uma possibilidade, mas apenas mais à frente. A ordem é evitar riscos, como manda a cartilha mais conservadora de investimentos do grupo Votorantim. "Queremos ver primeiro como esse mercado vai se desenvolver, não queremos assumir riscos", pondera.
A prioridade, afirma o executivo, é na construção de projetos a partir do zero. Mas, apesar disso, a VE não descarta a compra de projetos. Nessa frente, as atenções estão voltadas principalmente para compra de participações em usinas nas quais as controladas do grupo já estão presentes por meio de consórcios e podem exercer direito de preferência no caso de eventual saída de sócios. Nesse caso, sob o controle integral da Votorantim, as unidades podem ser repassadas para a VE, na forma de aumento de capital, diz Zanfelice.
Um exemplo é a hidrelétrica de Igarapava, em Minas Gerais, com capacidade de 210 MW, onde a Votorantim Metais tem 24% do capital. A CSN colocou à venda sua fatia de 18%. Questionada, a informação foi que "a Votorantim Energia segue atenta as oportunidades".
A empresa pretende focar seus contratos no mercado livre, modalidade em que são firmados contratos bilaterais entre geradores e clientes, sem a intermedição da distribuidora. "Com os fortes reajustes da energia no mercado regulado, tem havido uma grande migração de clientes para o livre e essa tendência deve continuar nos próximos anos", aposta o executivo.
Apesar disso, a VE vendeu, quase toda a energia que será gerada pelo seu primeiro complexo eólico em um leilão realizado em agosto voltado ao mercado regulado, voltado para as distribuidoras. Foram comercializados 93 MW médios, dos 104 MW médios de garantia física do projeto.
O movimento, no entanto, foi uma questão de oportunidade. "Com a queda no consumo de energia, os preços no mercado de curto prazo estão muito voláteis. E preferimos ter um contrato de 20 anos garantido para erguer nosso primeiro projeto com segurança", explica.
Cerca de 10 MW médios foram "poupados" para serem voltados a investidores interessados na autoprodução - modelo que pode ser replicado em outros projetos. "Temos muitos interessados. Por enquanto, a demanda dos clientes é maior que a oferta", garante. Mas, a empresa pode voltar aos leilões e alguns projetos eólicos já estão cadastrados o A-5, previsto para janeiro. Tudo dependerá do preço-teto estabelecido pelo governo.
Apesar de o volume de recursos necessário para atingir a meta de 1 gigawatt ser elevada - se mantido o investimento por MW do complexo do Piauí, superariam a cifra de R$ 5 bilhões -, a VE descarta sócios ou uma abertura de capital por enquanto. "Queremos criar musculatura antes de ir a mercado ou trazer um sócio. Hoje, o foco é 100% o grupo Votorantim", garante.
Além de investir na geração, Zanfelice quer também ampliar o escopo no negócio de comercialização. Nesse nicho desde 2013, a VE já se tornou a terceira maior comercializadora do país, com volume de 350 MW médios comercializados e uma carteira de 100 clientes. No médio prazo, a ideia é partir também para uma oferta mais ampla de serviços, especialmente em eficiência energética.

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Aneel aprova edital para relicitação de 29 hidrelétricas

 A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta quarta-feira o edital do leilão que oferecerá ao mercado 29 usinas com contratos de concessão vencidos, marcado para 6 de novembro. As principais hidrelétricas do certame são operadas pelas empresas estaduais de energia Cemig, Copel e Cesp, que não aderiram ao plano de renovação antecipada das concessões anunciado em 2012 pela Media Provisória 579.
Ao aprovar o edital, a diretoria da Aneel reconheceu que a realização do leilão está condicionada à aprovação das regras pelo plenário do Tribunal de Contas da União (TCU). O diretor-geral da agência, Romeu Rufino, afirmou que a licitação foi agendada com base na indicação favorável feita pela área técnica da corte de contas.
No posicionamento prévio do tribunal, a área técnica exigiu que fossem feitos pequenos ajustes no edital. Uma das mudanças está relacionada à composição dos lotes formados por grupos de usinas. Isso deverá aumentar a atratividade do leilão, na visão do tribunal.
O governo exigiu que as vencedoras do certamente desembolsassem o total de R$ 17 bilhões como bonificação pela outorga. A maior parte (65%) desse valor deverá ser paga à vista, no ato de assinatura dos contratos. O restante (35%) deverá entrar no caixa do governo federal em até 180 dias.

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Para atrair investidor, Aneel reduz exigências no leilão de transmissão

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) abriu mãos de duras exigências que vinha fazendo em leilões de linhas de transmissão para viabilizar a contratação de empreendimentos considerados fundamentais para escoar energia de usinas que vão entrar em operação nos próximos anos. A agência resolveu ampliar o prazo para conclusão das obras, aumentar a receita dos projetos, excluir instalações auxiliares e indicar no edital que não deve punir o empreendedor pelo atraso causado por órgãos de licenciamento.

As novas regras constam no edital marcado para o dia 6 de novembro. O certame voltará a oferecer quatro lotes de empreendimentos que não despertaram o interesse dos investidores do setor quando foram licitados pelos parâmetros anteriores, no dia 26 de agosto.

O principal objetivo da autarquia é minimizar o risco da construção e da operação das novas linhas. "Todas as variáveis que estavam sob o controle da Aneel foram tratadas. Por isso, tivemos um avanço importante nesse edital com relação à questão da matriz de risco no segmento de transmissão", disse o diretor-geral do órgão regulador, Romeu Rufino.

Serão ofertados 12 lotes de empreendimentos, com extensão total de 4,6 mil quilômetros. A rede percorrerá os Estados de Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Espirito Santo, Mato Grosso, Minas Gerais, Pará, Paraná, Santa Catarina, São Paulo e Sergipe.

A ampliação do prazo para entrada em operação foi uma das estratégias adotadas para atrair os investidores. O lote A, composto pelo trecho de rede que passa por Minas Gerais, teve o prazo ampliado de 48 meses para 60 meses. Esse foi um dos lotes rejeitados no leilão anterior.

Assim como a linha de Minas Gerais, os lotes B, C e H sofreram ajustes nas receitas máximas (RAP Máxima) fixadas no edital. Ontem, a diretoria acatou a proposta da área técnica de elevar a remuneração desses empreendimentos.

Um dos fatores que contribuíram para engordar a receita dos projetos foi o ajuste na taxa de câmbio. O indicador econômico afeta diretamente o custo de aquisição de equipamentos. Dessa vez, o órgão regulador considerou o valor do dólar em R$ 3,97, apurado já nas últimas semanas. Na previsão anterior, a agência usou a cotação da moeda americana no patamar de R$ 3,20.

Outra estratégia adotada foi reduzir o número de obras a serem executadas. Em três lotes, foram mantidas apenas as instalações prioritárias. A medida também veio no sentido de diminuir a pressão sobre os empreendedores no cumprimento dos prazos contratuais.

A Aneel também fez um ajuste nos critérios de reconhecimento do "excludente de responsabilidade". Trata-se dos pedidos feitos por empresas para não terem que arcar com as penalidades por atrasos. "É preciso ressaltar que isso não valerá para qualquer atraso. É evidente que a responsabilidade de obter o licenciamento continua sendo do agente", disse Rufino.

Com a mudança, a fiscalização da agência deixará de aplicar sanções quando houver a comprovação de que o atraso foi causado pelos órgãos de licenciamento (Ibama, Iphan e Funai). Na visão do diretor, esse era um dos fatores que contribuíam para afugentar investidores dos leilões de transmissão.

De acordo com as regras da Aneel, vence a disputa a empresa que, isoladamente ou em grupo, aceitar receber a menor receita anual (RAP) para construir e operar as instalações. A agência prevê investimento de R$ 7,5 bilhões, com criação de 17,8 mil empregos diretos.

A RAP Máxima dos projetos fixada no edital totaliza R$ 1,3 bilhão. Os contratos são de 30 anos, podendo ser prorrogados por igual período. A contagem do prazo é feita a partir da assinatura, prevista para 4 de março de 2016. O leilão será realizado na sede da BM&F Bovespa, em São Paulo. A disputa acontecerá às 14 horas - tradicionalmente, ocorre às 10 horas. No mesmo dia, o governo planeja realizar o leilão das 29 hidrelétricas com concessões vencidas.


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Engie tem investimento previsto de no mínimo R$ 1 bi em 2016

O grupo franco-belga Engie (ex-GDF Suez) pretende manter o ritmo de investimentos em novos projetos no Brasil no próximo ano. O presidente da companhia no país, Mauricio Bähr, antecipou ao Valor PRO, serviço de informação em tempo real do Valor, que a empresa tem pelo menos R$ 1 bilhão já comprometido para 2016. Ele afirmou ainda que a multinacional se prepara para um momento de transição energética no mercado brasileiro, onde espera reforçar sua presença em projetos de eficiência energética, a partir da divisão Cofely Emac.
Segundo o presidente da multinacional, o portfólio de investimentos da Engie no Brasil é "bem razoável" e deve se manter elevado, mesmo com a conclusão das obras da hidrelétrica de Jirau, no rio Madeira, em 2016.
"Temos investimentos já comprometidos para 2016 de pelo menos R$ 1 bilhão. Isso mantém ritmo parecido com o deste ano. O que [a usina de] Jirau deixa de representar em investimentos passa a ser substituído por Pampa Sul [termelétrica a carvão, de 340 MW, no Rio Grande do Sul]", afirmou o executivo.
Bähr destacou, ainda, a importância da construção do complexo eólico Santa Mônica (97,2 MW), no Ceará, negociado no último leilão A-3, e que a Engie está de olho em novas oportunidades de investimento. "Temos coisas no pipeline [em avaliação] para o A-5 de janeiro."
O executivo afirmou que por ora não há uma definição sobre a participação da empresa no leilão de Tapajós, sem data prevista para acontecer. Bähr disse que a Engie ainda está avaliando o projeto hidrelétrico e que o foco da companhia, no momento, é concluir primeiro a usina de Jirau.
A estratégia de crescimento do grupo no país passa não somente pela expansão do parque gerador, como também pelo foco em projetos de eficiência energética. "Estamos enxergando uma transição energética, momento em que se pensa em não só aumentar a oferta como também mais qualidade e eficiência. A prestação de serviços nessa transição energética vai representar uma oportunidade de diversificação, crescimento e complementação das nossas atividades no Brasil", afirmou.
Em setembro, a Engie fechou com o Aracaju Parque Shopping o primeiro contrato da sua subsidiária Cofely no Brasil. A subsidiária entrou no país há dois anos, após aquisição de 51% da brasileira Emac, especializada em sistemas de refrigeração. O contrato com o shopping por desempenho energético, de dez anos, prevê a operação da central de água gelada que abastecerá o shopping sergipano.
Diretor da Cofely Emac no Brasil, Philippe Roques, afirmou que a empresa estima fechar novos contratos a partir de 2016. A companhia, segundo o executivo, tem outros três acordos encaminhados e vê um espaço para captar de dois a três novos clientes por ano.
Roques admite que a crise econômica tornou a meta inicial de alcançar um faturamento de R$ 150 milhões no Brasil em 2016 "um pouquinho mais difícil", mas que o momento adverso é também de oportunidades. "Num momento de crise, a única forma de solucionar isso [queda de receitas] é diminuir os custos, buscar a eficiência", afirmou o diretor, que relata um aumento na busca por projetos de eficiência no país este ano.
O executivo cita que o custo do financiamento no Brasil é alto, mas que as barreiras para o desenvolvimento de projetos de eficiência energética no país são "basicamente culturais". "Os clientes não sabem o desempenho dos seus equipamentos. Isso é um pouco maior no Brasil que nos países vizinhos", compara.
Roques destaca, contudo, que o fato de a eficiência não ser tão enraizada torna o potencial de crescimento da empresa no país muito alto. No Brasil, explica, a Cofely consegue trabalhar em projetos com uma faixa de eficiência de 30% a 40%, enquanto na França, por exemplo, a média é de 20%.
A Cofely Emac faturou, em 2014, R$ 88 milhões, com base nas receitas de clientes incorporados com a aquisição da Emac. Este ano, a expectativa é fechar com um faturamento um pouco maior, de R$ 90 milhões. "Foi um ano muito difícil na parte da economia. Sentimos isso, mas ainda estamos em crescimento", comentou Roques.
Com faturamento global de € 15,8 bilhões, a Cofely responde por 20% das receitas da Engie. No Brasil, a empresa ainda dá seus primeiros passos e representa 2% dos negócios da holding.

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Estrangeiro antecipa corte de nota e reduz posição em bônus

Investidores estrangeiros têm reduzido suas posições em títulos soberanos brasileiros desde o rebaixamento da classificação de risco de crédito do Brasil pela Standard & Poor's, em 9 de setembro. A despeito de a desvalorização do real e o aumento do retorno desses papéis aumentarem o potencial de ganhos com os ativos, os gestores se mantêm cautelosos em ampliar a alocação. O grande problema, segundo eles, é a paralisia do governo no jogo da política, que dificulta o ajuste fiscal e traz risco de uma nova piora do mercado brasileiro.
Mesmo com as retiradas já observadas, há ainda um volume expressivo de recursos aplicados em ativos brasileiros, que pode sair caso o país seja rebaixado por uma segunda agência de rating.
O J.P. Morgan prevê que estejam aplicados em bônus soberanos e corporativos brasileiros cerca de US$ 20 bilhões, que poderão ser forçados a sair caso o Brasil tenha um segundo "downgrade" para o nível "junk" (especulativo). Esse volume se refere a alocações em papéis brasileiros em índices de renda fixa que aplicam exclusivamente em ativos com grau de investimento e que servem de "benchmark" para o mercado.
Já a gestora Ashmore calcula uma saída de até US$ 8 bilhões de bônus brasileiros, soberanos e corporativos, tomando como base apenas os quatro principais índices de renda fixa geridos pelo J.P. Morgan e Barclays. Segundo a Ashmore, a alocação em Brasil nesses quatro índices somava US$ 16 bilhões, mas estima que boa parte disso já foi retirada.
O banco de investimento Jefferies Group , por exemplo, encerrou a posição em valor relativo de curto prazo nesses papéis após o aumento dos spreads da dívida externa brasileira, quando alcançaram níveis exagerados. Os títulos chegaram a ser negociados com prêmios mais altos do que os de muitos países com rating mais baixos.
Os investidores também se mostram cautelosos em relação aos títulos públicos no mercado local. "Não é apenas uma questão de 'valuation' [valor dos papéis], mas o risco de sofrer mais perdas. Ninguém quer aumentar as suas posições, a menos que acreditem que o pior já passou em termos do risco de eventos negativos. Houve uma recuperação dos níveis descontados, mas os ganhos sustentáveis exigem compromisso político com a disciplina fiscal", diz Siobhan Morden, chefe de estratégia de renda fixa do Jefferies. Segundo ela, há alta probabilidade de um segundo corte do rating soberano neste ano, inclusive da Moody's, que colocaria a nota do Brasil em grau especulativo. Isso pode, segundo ela, forçar uma venda residual por parte de investidores que seguem índices que só podem ter na carteira papéis com grau de investimento.
Para a Aberdeen, o impacto desse evento seria marginal, nos fundos com mandatos dedicados a ativos com esse selo. A maioria dos fundos da gestora, porém, não tem restrição. "A decisão das agências de rating não tem impacto direto em nossas decisões de investimento, uma vez que fazemos nossa própria avaliação dos fundamentos soberanos e dos preços", afirma Viktor Szabo, gestor sênior de investimentos da Aberdeen. No último mês, a gestora reduziu a exposição no real, avaliando a moeda como a mais vulnerável entre os ativos brasileiros, mas mantém uma posição acima da média do mercado nos bônus brasileiros em moeda local e em dólar.

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Produção de energia eólica cresce 57% em setembro

A produção das usinas eólicas em setembro registrou um aumento de 57,7% em relação ao mesmo período do ano passado, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Entre os dias 1º e 29 do mês, o vento foi responsável por entregar 2.991 MW médios. Por outro lado, a produção das hidrelétricas apresentaram queda de 3,6%, com a geração de 41.485 MW médios no mês. Somada a produção de todas as fontes da matriz, 61.347 MW médios de energia foram entregues ao Sistema Interligado Nacional no período, o que representou uma queda de 1,8% quando comparado com setembro de 2014. A CCEE estima que as hidrelétricas integrantes do Mecanismo de Realocação de Energia gerem na próxima semana o equivalente a 91,6% de suas garantias físicas, ou 42.481 MW médios em energia elétrica.
Em setembro, o consumo nacional de energia foi de 59.357 MW médios, queda 1,9% na comparação anual. Na análise por mercado, o consumo cativo registrou 45.235 MW médios, uma diminuição de 0,7%. Já os agentes livres consumiram 14.122 MW médios, ou seja, 5,3% a menos do que no mesmo período do ano passado. Entre os segmentos industriais que adquirem energia no mercado livre, apesar da redução na maioria, cinco setores registraram elevação. O maior aumento ocorreu na extração de minerais metálicos (4,3%), que foi seguido pelas empresas químicas (3,1%), de telecomunicações (1,5%), comércio (1%) e alimentícios (0,8%).
A análise dos dados de agentes autoprodutores, ou seja, empresas que investem em usinas próprias devido à grande demanda por eletricidade, aponta aumento de 12,4% na geração e queda de 2% no consumo em setembro. O setor de transporte (-10,7%), metalurgia e produtos de metal (-10,5%) e alimentícios (-6,7%) foram os que mais contribuíram com os índices. Mesmo com a redução, empresas que atuam nos segmentos extração de minerais metálicos (+7,8%), de serviços (+4,6%) e madeira, papel e celulose (3,5%) ampliaram o consumo em relação ao mesmo período do ano passado.

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Mercado livre reduz conta da indústria em R$ 23 bilhões, afirma Abraceel

O mercado livre atual, que representa cerca de 25% da demanda de energia no país, proporcionou uma economia de R$ 23 bilhões nos últimos 11 anos. Esse montante financeiro representa uma economia de 17% para os consumidores de energia no ambiente livre de contratação em comparação com o mesmo volume de energia se este estivesse sendo consumido no mercado cativo com base na tarifa média das 20 maiores distribuidoras que atuam no país nesse mesmo período de tempo.
Esse dado foi apresentado pela Associação Brasileira de Comercializadores de Energia durante o 3º Encontro Nacional de Consumidores Livres, realizado em São Paulo. Segundo o presidente executivo da Abraceel, Reginaldo Medeiros, esse é custo Brasil que foi evitado pela indústria nacional nesse período. E isso, destacou ele, porque o Brasil ainda figura no 14º lugar do ranking mundial de portabilidade da conta, e em penúltimo lugar quando a comparação é feita apenas com 12 países da América Latina.
“Sem o mercado livre, a tarifa teria sido R$ 23 bilhões maior do que realmente foi pago nesse período, esse foi o tamanho da competitividade que o mercado livre entregou para a indústria brasileira”, ressaltou Medeiros.
Se o mercado fosse totalmente livre hoje a diferença de preços segundo dados da consultoria Dcide e a tarifa das mesmas 20 maiores distribuidoras do país estaria em 40% mais baixo considerando apenas a parcela da tarifa da energia, sem a parte do transporte do insumo. Esse dado, relatou o executivo da Abraceel, é um retrato do atual momento  tomando como base o índice semanal de preços do mercado livre para os próximos quatro anos. Esse patamar de valores para as fontes convencional e incentivada está em R$ 190/MWh para o primeiro semestre de 2016 e em cerca de R$ 160/MWh no período de quatro anos.
Medeiros lembrou que essa relação pode mudar de acordo com a expectativa de preços para o mercado livre. Mas que a tendência para a tarifa das distribuidoras deverá incorporar ainda itens como a conta ACR, a taxa de inflação entre outros componentes que pressionam o valor das tarifas no médio e longo prazo, além das incertezas acerca de outros riscos. “Só tem uma forma de redução de preço para o consumidor final: otimizar o portfólio de compra a menores custos e isso está no mercado livre porque há competição entre as  empresas. A única barreira à liberalização do mercado é a vontade política. Não precisa de nada apenas de um decreto”, concluiu ele.

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