Riscos presentes no mercado de venda de energia elétrica

Segundo Pretz (2000) pode-se afirmar que os investimentos em co- geração de energia elétrica a partir de resíduos estão fortemente condicionados a cinco parâmetros fundamentais:

- Tarifas de energia elétrica: os elevados preços praticados para a energia elétrica no setor agroindustrial e madeireiro, aliada ao perfil de consumo de energia da empresa, são atualmente os fatores de maior importância na viabilização de uma central termelétrica. O custo evitado com a compra de energia elétrica é o parâmetro de maior peso no retorno do investimento;

- Meio ambiente: a pressão efetuada por órgãos de controle ambiental sobre as empresas no sentido de se obterem locais adequados para a disposição final dos resíduos e as eventuais multas aplicadas, aliadas aos custos para remoção dos resíduos, são importantes elementos do processo de decisão. Além disso, a combustão de biomassa sob condições controladas reduz a poluição causada por outras fontes, que seriam mobilizadas caso essa não fosse utilizada (custo ambiental evitado). Certificados Ambientais como a ISO 14000 e os Certificados transferíveis de Emissão de Gás Carbônico criam cenários cada vez mais favoráveis e convincentes aos investidores. No caso de co-geração de energia a partir da biomassa da cana, os impactos da geração de energia são minimizados em relação à construção de hidrelétricas e são evitados os custos referentes à avaliação de impactos ambientais;

- Políticas energéticas: a abertura do setor elétrico, consolidada a partir de 1995, com a Lei 9.074 e a sua regulamentação pelo Decreto 2.003, permitiu a participação de pequenas e médias gerações, em regime de produtor independente e auto-produtor. Entretanto, as leis e portarias subseqüentes, apesar dos grandes avanços, ainda não colocam em igualdade de condições o empresário interessado em vender excedentes de energia perante as concessionárias, ao negociar uma tarifa razoável de venda. Em muitos casos práticos, o investidor opta por uma redução na potência final da unidade como forma de melhorar a taxa de retorno do investimento, pois o projeto dimensionado para queimar toda biomassa disponível agrega custos que pioram o perfil do investimento, devido o preço de venda dos excedentes de energia gerados;

- Tecnologias: a correta avaliação do equipamento mais adequado a cada caso pode representar uma maior eficiência energética do processo. Além disso, reduções de custos podem definir a viabilidade de um investimento deste tipo. Uma central termelétrica vai além

dos grandes equipamentos como caldeira, turbina e gerador, pois se compõe de uma infinidade de itens importantes técnica e economicamente, os quais irão constituir um sistema que, depois de instalado, deve fazer parte do processo produtivo da empresa e estar perfeitamente integrada a parâmetros como a produção de resíduos, a demanda de energia elétrica e térmica, e o regime de operação da empresa. Sutilezas de comportamento destes parâmetros, aliadas a elementos como a oferta de água (poços artesianos ou rios), características da empresa quanto ao emprego de estufas, outros usos para os resíduos, tipos de motores e suas potências, etc., definem mudanças no projeto, implicando em reduções ou aumento de custos significativos; - Linhas de financiamento: na viabilização econômica de centrais termelétricas, as características do financiamento em termos de prazo, nível de participação e taxas de juros são, nesta ordem de importância, elementos fundamentais na obtenção de um bom perfil de investimentos. Regras como as da Carta Circular 28/96 da FINAME/BNDES, com prazos de financiamento de 10 anos e 3 anos de carência viabilizariam quatro vezes mais projetos do que hoje, podendo ser mantidas as mesmas taxas praticadas atualmente, e dispensado qualquer tipo de subsídio. Observa-se que em 100% dos projetos nos quais as prestações do financiamento permanecem abaixo do valor da conta de energia, a empresas interessadas promovem o investimento.

Segundo Corrêa Neto & Tolmasquim (2001) existem riscos associados à venda de energia elétrica. As tarifas de energia elétrica, por exemplo, variam de forma significativa ao longo da vida útil do projeto devido às variações nas políticas macroeconômicas em mercados onde prevalece o controle estatal. A incerteza quanto aos seus valores é tanto maior quanto menor o amadurecimento do mercado ou a instabilidade

econômica do país ou região. Seus impactos sobre as receitas do projeto exigem uma preocupação extra com a análise dos cenários futuros e as perspectivas econômicas do país.

As usinas de açúcar e álcool do Estado de São Paulo que comercializam energia co-gerada com a Companhia Paulista de Força e Luz estão enfrentando dificuldades que envolvem o preço da energia. Conforme Santos (2003) esta Companhia vem tentando reduzir em 29% o valor contratado do MWh com as usinas de açúcar e álcool que, no mês de setembro de 2003, estava em torno de R$ 100,00 o MWh. Desde o início da safra da cana-de-açúcar do ano de 2003, época que a co-geração é ativada no sistema elétrico, a Companhia vem pagando cerca de R$ 70,50 pelo MWh, ou seja, abaixo do valor contratado, o que pode comprometer os investimentos já realizados e dificultar a implantação de novos investimentos em co-geração.

Uma das principais razões para esta queda do preço da energia paga às usinas pela Companhia é que o país tem atualmente um excedente de energia elétrica calculado em 8.000 MW. Este excedente foi proporcionado pela queda na demanda por energia após o racionamento em 2001.

Balestieri (2002) também enfatizou a importância do estabelecimento de taxas de juros mais realistas e tarifas adequadas para que a participação da co-geração no mercado brasileiro de produção de energia possa crescer de forma significativa.

Constata-se que os investimentos na área de geração de energia elétrica no Brasil, apesar deste mercado ser muito atrativo, devido à existência de milhões de consumidores em potencial, um parque industrial, comercial e de serviços que deve voltar a crescer, alguns fatores têm influenciado negativamente no nível dos investimentos no setor, que são:

a) Um investimento em geração de energia é alto e, para ser feito, é preciso uma garantia de que, por um longo período, a venda da eletricidade estará garantida. Isso é conseguido através do Power Purchase Agreement (que é um contrato de compra de energia de longo prazo) pelo qual um cliente compromete-se a comprar a energia do produtor por um preço estabelecido em contrato de prazo longo, normalmente de 15 a 20 anos. Nos Estados Unidos, como já existe um mercado spot bem desenvolvido, é possível fazer uma usina sem um PPA (Power Purchase Agreement). No Brasil as usinas sucroalcooleiras, para implantarem os investimentos, recorrem a um contrato de venda de energia de longo prazo com a distribuidora. O PPA aumentará as possibilidades das usinas obterem financiamento junto às instituições financeiras, pois o contrato garante que, durante um período, a energia estará sendo vendida, pois garante que o investidor na área de energia elétrica conseguirá pagar o financiamento obtido.

b) Origem da privatização do mercado brasileiro de energia elétrica que permite aos distribuidores de energia também investirem em geração. Esta medida pode inviabilizar a atuação dos produtores independentes, pois, se as distribuidoras têm perspectivas delas mesmas aumentarem sua geração, estas acabam não assinando os PPA’s (Cabral, 2001).

Conforme a Revista Energia e Mercados (2003), o governo brasileiro tem um longo caminho a percorrer para conseguir recuperar a confiança do investidor. O novo modelo do setor elétrico que está sendo elaborado pelo governo ainda não oferece segurança suficiente para que os empresários implementem os investimentos pois muitas das normas do setor elétrico deverão passar por votação no Congresso Nacional e existe também muita demora na tramitação de pedidos de financiamentos encaminhados ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).

A problemática do financiamento para projetos de energia foi levantada por Werthein (2003), para quem outras questões precisam ser definidas pelo novo modelo como as fontes e as condições de financiamento, uma vez que o governo não tem recursos suficientes para a expansão. A iniciativa privada tem, como única alternativa, as instituições bancárias, que precisam oferecer financiamentos com juros e prazos compatíveis com as características e com a remuneração prevista para os empreendimentos.

Com a implantação do novo setor elétrico a ANEEL, agência reguladora criada em 1995 para isolar decisões técnicas das políticas, perdeu poder e as decisões mais importantes do setor como as regras dos leilões de licitação para a construção de novas usinas e as normas para reajustes das tarifas serão agora de responsabilidade do Ministério de Minas e Energia (Lahós, 2004).

O novo modelo, conforme o mesmo autor, inclui mudanças significativas para as empresas do setor. Antes da sua implantação, as empresas do setor disputavam o mesmo mercado, pois, não havia distinção entre as empresas que entraram em operação antes e depois de 2000. A partir do novo modelo do setor elétrico as usinas que entraram em operação até o ano de 2000 foram separadas das que entrarem em operação a partir desta data. As primeiras formaram o mercado de “energia velha”, enquanto as demais venderão a “energia nova”. A “energia nova” será vendida por um preço mais alto tendo por objetivo incentivar os investimentos em novos projetos, e como conseqüência disto, as usinas já em operação,poderão se tornar menos rentáveis.

Problemas de regulação também vêm ocorrendo na América Latina, que está tendo dificuldades de atrair investimentos para o setor de energia elétrica. Junquera (2003) verificou que as agências de crédito não têm aconselhado investimentos nesta região e

as explicações são simples: risco elevado e baixo retorno econômico que são conseqüências de políticas econômicas equivocadas. Para o autor, a situação do Brasil em termos de suprimento de energia, por enquanto, é tranqüila mas os investimentos são fundamentais para o país não passar por outros racionamentos.

Tanto no Brasil, Argentina e no México os marcos regulatórios não estão claros e predominam as incertezas sobre as políticas setoriais, ainda que em diferentes níveis e conseqüências (Junquera, 2003).

O Chile, sendo uma das economias mais sólidas da América Latina e contando com uma estabilidade política pouco comum na região também tem dificuldades de atrair capital para investimentos no setor de energia. Conforme a Revista Potencia (2003) o país necessita de investimentos na geração de energia. Vários fatores estão dificultando a criação de novos projetos entre eles a própria legislação que rege a indústria. O artigo de Lei n0 99 obriga as geradoras a oferecerem um suprimento mínimo em qualquer circunstância. Caso as geradoras não cumpram esta lei o governo pode cobrar destas geradoras multas elevadíssimas. A resolução n0 88 obriga os geradores a vender energia mesmo quando não existe uma relação contratual entre os agentes envolvidos na transação.

Conforme Briceño et al. (2001) os riscos da venda de energia elétrica estão presentes também no mercado colombiano, pois os investimentos da iniciativa privada para a produção de energia dependem das decisões das autoridades públicas, como taxa de juros para financiamentos e os preços da energia.

Dificuldades similares estão presentes no mercado de energia elétrica da Europa. Conforme Rösch & Kaltschmitt (1999) promissores projetos para geração de energia elétrica utilizando-se biomassa têm sido adiados, modificados ou abandonados devido

a barreiras não-técnicas. Segundo estes autores estas barreiras são: dificuldades em assegurar financiamento para o investimento e um fluxo inadequado de informações sobre as regras do setor elétrico.

Neste contexto, diferentes medidas e instrumentos podem ser implementados para evitar que projetos de energia de biomassa sejam adiados e abandonados, como as regulamentações para obtenção de permissão do governo para implementar projetos de energia proveniente de biomassa devem ser mais claras e abertas; e o aumento da coordenação e harmonização de diferentes regulamentações durante todo o procedimento.

Existem também, dificuldades para implantação de projetos na área de energia elétrica no âmbito ambiental. Conforme Energia e Mercados (2003) um estudo da Associação Brasileira das Indústrias de Base e Infra-Estrutura (Abdib) constatou que, dos 7.500 MW em usinas hidrelétricas licitadas pela ANEEL desde o ano de 2000, 5.500 MW enfrentam problemas ambientais. Estes problemas referem-se a entraves no trâmite do licenciamento dos empreendimentos no Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) ou em organismos estaduais e municipais.

Segundo a mesma fonte estes problemas podem ser amenizados com correções nas regras atuais do setor elétrico. No modelo proposto pelo Ministério das Minas e Energia ocorreriam mudanças no licenciamento ambiental dos empreendimentos. Atualmente, são os vencedores das licitações de concessões de projeto de geração os responsáveis por providenciar os estudos de impacto ambiental, arcando com os prejuízos decorrentes de atraso na obtenção do licenciamento. O novo modelo do setor elétrico propõe que as concessões já seriam licitadas para os empreendedores com o licenciamento ambiental.

Considerando a existência de todos estes problemas, como a variação do valor da tarifa de energia elétrica, decisões a respeito do mercado de energia centrada nas mãos do governo, mudanças constantes das regras que regem o setor elétrico como a recente separação da energia elétrica em dois mercados, dificuldades de obtenção de financiamentos e dificuldades para obtenção do licenciamento ambiental é relevante a consideração do risco nas análises de viabilidade econômica em projetos para geração de energia elétrica.