USAID/Brazil
Clean Energy and Efficient Energy Program
Subcontract NO. NAA-1-31457
Prime Contract NO. DE-AC36-99GO10337
Subagreement NO. 5244-01-04
Prime agreement NO.512-A-00-00-00058-00
Sustainable Energy Technology Assistance Program
SETAP Brazil Representation
ROTINA
PARA
IMPLANTAÇÃO
DE
PROJETOS
DE
CO-GERAÇÃO
NAS
USINAS
DE
AÇÚCAR
E
ÁLCOOL
Por Luiz A. M. Amoroso
Dan Ramon Ribeiro
Vibhava Consultoria Empresarial S/C Ltda
SETAP Brazil Representation
&
Fernando de Souza Machado -Ecoinvest Assessoria Ltda
ÍNDICE
1. INTRODUÇÃO... 3
2. CONCEPÇÃO E DESENVOLVIMENTO DO PROJETO ... 5
2.1 REQUISITOS DO PROJETO DE CO-GERAÇÃO... 5
2.2 ETAPAS DE DESENVOLVIMENTO DO PROJETO ... 6
2.2.1 PRÉ-PROJETO...6
2.2.2 MODELAGEM DO NEGÓCIO...11
2.2.3 PROJETO DE ENGENHARIA...11
2.2.4 ANÁLISE DA VIABILIDADE ECONÔMICA E FINANCEIRA DO PROJETO...12
2.2.5 FISCALIZAÇÃO DAS ETAPAS DE IMPLANTAÇÃO...13
2.2.6 OBTENÇÃO DA LICENÇA AMBIENTAL...15
2.2.7 NEGOCIAÇÃO DA ENERGIA EXCEDENTE...17
2.2.8 OBTENÇÃO DE FINANCIAMENTO...19
2.2.9 CONTRATAÇÃO DE EMPRESA PARA EXECUÇÃO DA OBRA...20
2.2.10 REQUISITOS DE INTERCONEXÃO ELÉTRICA...21
2.2.11 OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO DA PLANTA...22
2.2.12 PRAZOS...22
3 REQUISITOS DO FINANCIAMENTO (PROJECT FINANCE) ... 24
3.1 -LOCAL DO PROJETO...25
3.2 AUTORIZAÇÕES...25
3.3 CONSTRUÇÃO...26
3.4 FORNECIMENTO DE COMBUSTÍVEL...27
3.5 VENDA DE ENERGIA (PPA)...28
3.6 VENDA DE CALOR...29
3.7 OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO...30
3.8 PONTOS RELEVANTES AOS CONTRATOS...30
3.9 FINANCIAMENTO DO PROJETO...32
3.10 RISCO DOS FINANCIADORES...33
3.11 SEGUROS...34
4 CRÉDITOS DE CARBONO A PARTIR DA CO-GERAÇÃO COM BAGAÇO DE CANA ... 34
1. INTRODUÇÃO
O presente documento apresenta os pontos relevantes e as principais etapas para o desenvolvimento de um projeto de co-geração no setor de açúcar e álcool no Brasil. Os primeiros estudos para otimização do processo de co-geração no Setor de açúcar e álcool foram elaborados pelo Centro Tecnológico da Copersucar em Piracicaba. Esta Cooperativa de produtores, cujo objetivo foi e é a modernização da indústria e suas diversas facetas, como decorrência do programa PRÓ-ALCOOL desenvolvido durante a crise do petróleo da década de 70.
De fato, por se tratar de um segmento agro-industrial com as plantas sempre instaladas na área rural, junto ao cultivo de cana, o setor sucroalcooleiro sempre teve que conviver com a falta de redes de energia elétrica, ou dificuldades de fornecimento nos montantes requeridos pela planta industrial.
Assim desde seus primórdios a indústria sucroalcooleira adotou um modelo industrial com as seguintes características:
Força motriz baseada em unidades de potência a vapor;
Geração própria para os requerimentos de energia elétrica (produção
industrial);
Uso do resíduo industrial (bagaço) como fonte primária de energia.
Co-geração é a geração simultânea de energia mecânica e térmica a partir de uma fonte primária de energia. Do ponto de vista empresarial, a co-geração é sinônimo de redução de custos, com diminuição de dependência energética.
São muitas as atividades industriais e mesmo comerciais, que utilizam grandes quantidades de energia térmica - frio ou calor. A necessidade de calor sempre é maior, sobretudo na agroindústria e na indústria de transformação, como açúcar e álcool, sucos de frutas, beneficiamento de arroz e de madeira, extração de óleo vegetal, papel e celulose, tinturaria, cervejaria, cimento, vidro, cerâmica, produtos químicos e alimentos em geral.
Já o frio em larga escala (congelamento) é utilizado pelos segmentos de frigoríficos e sucos. A climatização de ambientes é utilizada nas áreas de fiação e tecelagem, hospitais, hotéis, shoppings, etc.
Todas essas atividades já utilizam alguma forma de energia primária para atender suas necessidades térmicas. As fontes podem ser um tipo de combustível (óleo, gás, bagaço de cana, cavaco de madeira, casca de arroz, pneu velho picado, etc.) ou ainda energia elétrica, para acionar compressores de amônia visando produzir frio, por exemplo.
A geração simultânea de eletricidade e energia térmica possui vantagens bastante conhecidas:
A co-geração protege a instalação contra falhas e restrições no fornecimento
de energia;
Quando bem aplicada, reduz de 30 a 80% o custo da energia;
Se houver produção excedente de energia elétrica, esta pode se configurar
como mais um apoio ao sistema elétrico, que se traduz em nova receita para a indústria.
Instalar um sistema de co-geração é sinônimo de rentabilidade e retorno vantajoso de investimento. Entretanto, o tipo de atividade industrial em que a co-geração pode ser viabilizada deve ter perfis elétrico e térmico apropriados.
Várias características devem ser consideradas, como a demanda energética da indústria, proporção de calor-eletricidade requerida pelos processos, evolução dos consumos, carga média, horas de operação diária, entre outras.
Visando incentivar a co-geração no Brasil, foi desenvolvido o Programa SETAP, que fornecerá suporte, através da Vibhava Consultoria Empresarial – VCE, a duas usinas de co-geração no Nordeste Brasileiro, nas atividades de obtenção de financiamento e comercialização de energia.
Este documento foi elaborado no intuito de definir as diversas fases do empreendimento, apresentando uma ampla visão do processo de implantação de co-geração no setor sucroalcooleiro, de sua concepção até a etapa de entrada em operação do sistema.
2. CONCEPÇÃO E DESENVOLVIMENTO DO PROJETO
O Setor sucroalcooleiro passa por um movimento de concentração de mercado em direção a escala de produção e de redução de custos agrícolas e industriais; assim além da formação de grupos e da consolidação de plantas industriais em unidades com maior escala. A cana “in natura”, e o bagaço, apresentam baixo valor agregado assim o custo do transporte é fator determinante na gestão de custos industriais, levando ao Setor a buscar novas fronteiras agrícolas, em especiais o Noroeste do Paraná e Mato Grosso do Sul.
Considerando-se estes aspectos o posicionamento estratégico de longo prazo 15-20 anos da unidade onde se pretende desenvolver o projeto é fundamental, e necessário para a financiabilidade do projeto.
2.1 Requisitos do Projeto de Co-Geração
Os requisitos básicos de uma unidade industrial para o desenvolvimento de um projeto de co-geração são os seguintes:
a) Desejo de desenvolver o projeto com participação de terceiros;
b) Momento da empresa com relação ao seu plano estratégico, modernização da planta industrial e nível tecnológico (incluindo-se os aspectos agrícolas);
c) Condições da indústria sucroalcooleira quanto ao seu posicionamento na indústria (setor), condições técnicas, financeiras e gerenciais adequadas para a implantação do projeto;
d) Escala da indústria;
e) Posicionamento geográfico com relação ao Sistema elétrico (interconexão); f) Comprador da energia produzida (excedente) – provedor do PPA;
g) Condições ambientais.
A consolidação destes requisitos podem ser considerados a partir das seguintes etapas de implantação de co-geração, assim distribuídos:
1. Pré-Projeto
2. Projeto de Engenharia.
3. Análise da Viabilidade Econômica e financeira do Projeto.
4. Contratação de fiscalização das diversas etapas de implantação.
5. Obtenção da Licença Ambiental.
6. Negociação da Energia excedente.
7. Obtenção de Financiamento.
Normalmente o desenvolvimento do empreendimento considera o financiamento do projeto dentro de uma modelagem de “Project Finance”, deste modo devemos observar os requisitos básicos conceituais desta modelagem em todas as etapas de desenvolvimento do projeto, que está indicada no final deste documento.
2.2 Etapas de Desenvolvimento do Projeto
2.2.1 Pré-projetoÉ a fase inicial do empreendimento, onde são pesquisadas as opções de implantação da co-geração.
Neste período, uma empresa é contratada para executar esta atividade ou um profissional da usina será designado para esta atividade, caso a mesma disponha deste recurso.
É efetuada uma pesquisa, onde são apresentadas à usina, as diversas opções de equipamentos e tecnologias existentes no mercado, compatíveis à performance da empresa. A seguir, é efetuado um detalhamento das vantagens e desvantagens de cada alternativa, acompanhado de uma pequena análise de viabilidade sumária. Diversas alternativas tecnológicas para co-geração e geração de energia elétrica a partir da biomassa do setor sucroalcooleiro podem ser consideradas, entre elas o ciclo tradicional de contrapressão atualmente aplicado, os ciclos a vapor de condensação e extração e os sistemas integrados de gaseificação da biomassa e turbinas a gás. Estes últimos apresentam eficiência significativamente superior aos ciclos com queima direta da biomassa em caldeiras para geração de vapor, e diferentes variações estão disponíveis.
A estrutura de geração e consumo energético das usinas de açúcar e etanol tem como principais características o reduzido desempenho energético em função da necessidade de eliminar integralmente o bagaço resultante do processamento da cana-de-açúcar. As eficiências térmicas, mecânicas e elétricas são significativamente baixas e representam um importante potencial a ser explorado com medidas de conservação energética que permitirão elevar os excedentes de energia elétrica gerados.
A instalação de um sistema de co-geração que proporcione o uso racional dos recursos energéticos requer um estudo específico dos sistemas termodinâmicos envolvidos e dos processos operacionais, sejam produtores ou consumidores de energia, pois são eles que determinarão as condições de contorno e indicarão a
combinação adequada dos recursos tecnológicos, máquinas e equipamentos disponíveis.
As alternativas tecnológicas consideradas para geração de energia elétrica a partir da biomassa do setor sucroalcooleiro são o ciclo tradicional de co-geração topping a vapor em contrapressão atualmente utilizado e as alterações possíveis para elevação da geração, o ciclo a vapor de condensação e extração e os sistemas integrados de gaseificação da biomassa e turbinas a gás. Para estes sistemas integrados de gaseificação da biomassa e turbinas a gás, nomeados BIG-GT, as diferentes variações atualmente disponíveis são o ciclo simples, os ciclos com injeção de vapor e o ciclo combinado.
Figura 1 – Opções de cogeração
A geração termelétrica e o atendimento energético nas usinas de açúcar e álcool é tradicionalmente realizada por sistemas com ciclo de co-geração topping a vapor em contrapressão, com bagaço de cana-de-açúcar como combustível, cujos usos finais da energia são mecânico e térmico. Nestes sistemas, a biomassa é queimada diretamente em caldeiras, por isso chamadas caldeiras de queima direta, e a energia térmica resultante é utilizada na produção do vapor. Este vapor acionará turbinas de acionamento mecânico do processo e turbinas para geração de energia elétrica e, ao sair das turbinas, após a realização do trabalho, será encaminhado para atender as necessidades térmicas do processo produtivo. A apresenta o fluxograma esquemático deste ciclo.
Figura 2 – Diagrama do ciclo de co-geração Topping
As interferências adequadas para elevar a geração de energia elétrica dos ciclos de co-geração topping a vapor em contrapressão são a substituição das atuais turbinas a vapor de simples estágio e baixa eficiência que são acionadores mecânicos dos equipamentos de processo, tais como picadores, desfibradores, niveladores, moendas, ventiladores de ar de combustão e de gases de exaustão das caldeiras e bombas de alimentação de água das caldeiras, por turbinas de múltiplos estágios e maior eficiência sem alteração das condições (pressão e temperatura) de entrada e saída do vapor na turbina.
Às intervenções anteriormente descritas associa-se a substituição das atuais caldeiras geradoras de vapor com baixa pressão por caldeiras geradoras de vapor com pressão superior, constituídas por superaquecedores de vapor, desaeradores para elevação da temperatura da água de alimentação da caldeira, economizadores para recuperação da energia contida nos gases de exaustão elevando da temperatura da água de alimentação da caldeira, preaquecedores de ar ou secadores de bagaço para recuperação da energia contida nos gases de exaustão elevando da temperatura do ar de combustão ou reduzindo a umidade do combustível e a substituição das turbinas de contrapressão e baixa eficiência que acionam os geradores de energia elétrica por turbinas de contrapressão e extração de múltiplos estágios e maior eficiência com elevação da pressão, temperatura e vazão de vapor. O ciclo de condensação e extração de alta tecnologia é o ciclo de co-geração topping a vapor de condensação e extração. Estes ciclos mais sofisticados contam com elevação da eficiência e da potência gerada através da elevação da pressão e temperatura do vapor gerado, maiores eficiências das turbinas e das caldeiras, estas do tipo com câmaras de combustão de biomassa em suspensão, diversos trocadores de calor como os preaquecedores de ar, os economizadores, os superaquecedores,
os reaquecedores, os condensadores e os aquecedores intermediários de água de alimentação das caldeiras, entre eles os desaeradores.
Figura 3 – Fluxograma Esquemático do Ciclo Tradicional de Contrapressão Modificado para Geração Máxima de Excedentes de Energia Elétrica
Para a maximização da geração de excedentes de energia elétrica em plantas integradas às usinas do setor sucroalcooleiro são adotadas medidas de conservação de energia no processo que proporcionam redução do consumo de vapor de processo, tanto para energia térmica quanto mecânica, neste último mediante a substituição de alguns acionadores a vapor por acionadores elétricos e elevação da recuperação de condensado.
A tecnologia das turbinas a gás apresentou um desenvolvimento significativo. Igualmente significativo foi o desenvolvimento das técnicas para emprego dos ciclos simples a gás como elementos de esquemas termodinâmicos mais complexos, com a adição de diversos equipamentos e modificações termodinâmicas que proporcionaram a elevação da eficiência e da potência total das turbinas a gás em aplicação estacionária. A principal característica destas modificações que melhoram o desempenho das turbinas a gás é a sua baixa sofisticação tecnológica e o amplo domínio de seus aspectos técnicos, tais como o resfriamento intermediário no compressor, o reaquecimento, a regeneração, a injeção de água ou vapor. Entre estas modificações está o ciclo combinado, que aproveita a energia térmica dos gases de exaustão da turbina a gás para gerar vapor a média/alta pressão e utiliza-o em uma turbina a vapor, elevando a potência e a eficiência global do ciclo.
Embora tenha recebido este impulso recente e já tenha se tornado de viável e prática, a tecnologia de gaseificação de biomassa, em princípio extremamente versátil, ainda necessita superar significativos obstáculos antes de transformar-se em uma tecnologia competitiva comercialmente. As dificuldades residem, não no processo básico de gaseificação, mas sim no projeto de um equipamento que deve produzir um gás de qualidade, com confiabilidade e segurança, adaptado as condições particulares do combustível e da operação, tão específicos que alguns elementos do sistema de produção do gás combustível podem ser de extrema necessidade, dependendo da aplicação do gás combustível ou, se tornar completamente dispensáveis.
Apesar destas dificuldades, a tecnologia de integração de turbinas a gás com gaseificação de biomassa apresenta um futuro promissor. A tecnologia de gaseificação da biomassa em escalas compatíveis está em fase de aprimoramento e apresentam excelentes perspectivas de viabilidade comercial para os próximos anos, como apresentado no painel do programa norte americano de desenvolvimento de energia a partir da biomassa do Departamento de Energia dos EUA (US DOE Biomass Power Program), em cooperação com o Instituto de Pesquisa de Energia Elétrica (EPRI), o Laboratório Nacional Oak Ridge (ORNL) e agências estaduais de energia que financiaram estudos de caso (CRAIG et al., 1995), cujos resultados foram apresentados em TURNURE et al. (1995).
O sistema que integra a gaseificação de biomassa à turbina a gás em ciclo simples, tem denominação na literatura de BIG-GT, do inglês Biomass Integrated Gasification Gas Turbine. São utilizados atualmente dois aprimoramentos do ciclo simples de turbina a gás. O primeiro é o ciclo de turbina a gás com injeção direta de vapor na turbina a gás, conhecido como BIG-STIG, do inglês Biomass Integrated Gasification Steam Injected Gas Turbine, que é comumente acrescido de resfriadores intermediários de ar no compressor, conhecidos como BIG-ISTIG, do inglês Biomass Integrated Gasification Intercooled Steam Injected Gas Turbine. O segundo é o sistema que integra turbinas a gás, recuperadores de calor e turbinas a vapor em um ciclo combinado, conhecido como BIG-GTCC, do inglês Biomass Integrated Gasification Gas Turbine Combined Cycle.
O pré-projeto irá apresentar as opções e as alterações necessárias para adequação à usina, de cada tecnologia disponível. Analisando estas opções, o empresário irá definir aquela que for mais compatível com seus recursos econômicos/financeiros, ou suas limitações técnicas, ou seus objetivos. A opção definida irá estabelecer os parâmetros do projeto executivo a ser efetuado.
Maiores detalhes poderão ser obtidos no relatório “Analises de Opções Tecnológicas para Projetos de Co-geração no Setor Sucro-Alcooleiro”, de próprio SETAP.
2.2.2 Modelagem do Negócio
A modelagem preferencial é a de criação de uma EPE (SPC specific purpose company) não apenas no seu aspecto jurídico, mas que também fisicamente seja destacada da unidade fabril, adquirindo combustível desta (e condensado), e vendendo energia elétrica, vapor, etc.
Além dos aspectos jurídico-financeiros tradicionalmente considerados, deve-se observar os seguintes aspectos geralmente ignorados, mas de fundamental importância:
a) A concepção geral do projeto, incluindo-se a modernização da planta industrial, evolução da capacidade de exportação de energia elétrica, e participação dos controladores da indústria na planta;
b) A modelagem comercial de trocas entre a planta de co-geração e a planta industrial;
c) As alternativas de elevação de produção de energia elétrica, em especial aqueles decorrentes de modernização/modificações do processo industrial (em especial os relacionados à moenda ou equivalente);
d) As limitações da legislação brasileira, relacionadas às soluções de arrendamento mercantil;
e) Questões relacionadas à gestão industrial e energética, e as de operação e manutenção de equipes;
f) Acesso das instalações;
g) Encerramento de atividades.
2.2.3 Projeto de Engenharia
De posse da alternativa definida pela Direção da usina, torna-se necessária a execução de um projeto de engenharia, detalhando todas as instalações físicas do empreendimento e os equipamentos a serem instalados, efetuando especificação de materiais, equipamentos, mão de obra e quantitativos, apresentando um orçamento final para a execução.
O Projeto de Engenharia deverá ser um documento de máxima confiabilidade, porque irá ser o ponto de partida para todo o empreendimento. Todas as informações contidas no mesmo terão relevada importância em fases posteriores. Um erro contido nas especificações técnicas poderá acarretar grandes transtornos para a administração do empreendimento.
O Projeto Técnico deverá contemplar todas as alterações previstas na usina, apresentando inclusive croquis das instalações novas e/ou “as built” das existentes que forem alteradas.
Nesta fase deverá ser efetuado também um memorial descritivo detalhando as instalações a serem efetuadas ou alteradas e os equipamentos e materiais a serem utilizados na obra.
Todos os equipamentos e materiais deverão ter suas características definidas na especificação técnica. Todas as etapas da obra deverão ser apresentadas em um cronograma de execução. O Projeto executivo servirá como modelo para o estudo de viabilidade a ser delineado para a usina.
2.2.4 Análise da Viabilidade Econômica e Financeira do Projeto
Antes de dar entrada nos pedidos de financiamento e licença ambiental, é necessário efetuar um estudo de viabilidade Econômica e Financeira do projeto, visto que, inclusive, este estudo é um requisito essencial para a obtenção do financiamento. O estudo dos aspectos econômico e financeiro irá demonstrar a viabilidade do projeto. Esta análise terá como premissa básica o projeto de engenharia, descrito no item anterior.
É importante observar que grande parte dos dados aqui obtidos, referentes a despesas com a obra, materiais, equipamentos e mão-de-obra, são oriundos do projeto executivo e deverão estar contabilizados no Estudo de Viabilidade Econômica e Financeira, razão pela qual, o projeto executivo deve conter dados estritamente confiáveis.
Na Análise de Viabilidade Econômica e Financeira do Projeto deverão ser apresentadas planilhas com estudos e projeção dos seguintes tópicos, porém não se limitando à:
Estratégia de comercialização de energia e vapor; Previsão de receitas,
avaliação das condições de mercado, cenários etc.
Investimento fixo inicial, lista de equipamentos, materiais diretos e insumos;
principais fornecedores etc
Custos de Investimentos; Custos de produção de mão-de-obra; Despesas
gerais; Custos totais de produção etc
Estrutura de capital, Capital de giro, etc
Fontes de financiamento
Projeção dos resultados; Origem e aplicação dos recursos; Balanço geral
Fluxo de caixa para o investimento
Análise de indicadores de viabilidade
Análises de sensibilidade e se possível análise probabilística associando
cenários e projeção de resultados.
O sinal econômico positivo para todo o período de maturação do projeto é fundamental para garantir sua financiabilidade.
2.2.5 Fiscalização das etapas de implantação
Caso a usina não disponha de profissionais devidamente capacitados para o acompanhamento das diversas etapas de implantação, será necessária a contratação deste suporte para fiscalização das atividades e tomar providências para inclusive, regularização do empreendimento junto a ANEEL.
Na Regularização do empreendimento junto à ANEEL, deverá ser apresentado à mesma um estudo de viabilidade do empreendimento, contendo os seguintes itens:
I. nome ou razão social, número de inscrição no Cadastro de Pessoas Físicas – CPF ou número do registro no Cadastro Nacional de Pessoas Jurídicas – CNPJ do Ministério da Fazenda – MF, endereço da empresa ou empreendedor e o nome do representante legal da empresa;
II. denominação, potência e localização da central geradora, com indicação do Município e do Estado da Federação;
III. características técnicas gerais da central geradora; IV. finalidade a que se destina a energia elétrica;
V. finalidades previstas além de geração de energia elétrica; VI. combustíveis previstos; e
VII. prazo previsto para conclusão dos estudos e projetos.
A fim de se obter a autorização para implantação do empreendimento, ampliação ou repotenciação na usina, deverá ser efetuada solicitação junto a ANEEL, mediante requerimento, acompanhado de relatório, contendo os seguintes requisitos:
I - Requisitos Legais :
a) nome ou razão social, número de inscrição no Cadastro de Pessoas Físicas – CPF ou número do registro no Cadastro Nacional de Pessoas Jurídicas – CNPJ do Ministério da Fazenda – MF, endereço da empresa ou empreendedor e o nome do representante legal da empresa;
b) contrato ou estatuto social da empresa, com indicação da composição acionária;
c) denominação e localização da central geradora, com indicação do Município e do Estado da Federação;
d) prova de propriedade da área ou do direito de dispor livremente do terreno, onde será implantada a central geradora ;
e) acordo de fornecimento comprovando, quando for o caso, a disponibilidade do combustível a ser utilizado; e
f) certificados de regularidade perante a Seguridade Social e o FGTS, e certidões de regularidade para com as Fazendas Federal, Estadual e Municipal do domicílio ou sede do interessado.
II - Requisitos Técnicos :
a) arranjo geral e memorial descritivo da central geradora, contendo suas características técnicas principais, incluindo a respectiva subestação e as demais instalações de conexão ao sistema de transmissão, à rede de distribuição e/ou diretamente a outros consumidores;
b) finalidade a que se destina a energia elétrica;
c) finalidades previstas além da geração de energia elétrica;
d) estudo comprovando a disponibilidade dos combustíveis previstos; e) fluxograma simplificado do processo;
f) diagrama elétrico unifilar geral;
g) balanço térmico da planta para as condições de operação com cem, setenta e cinco e cinqüenta por cento de carga, onde aplicável;
h) fluxograma do sistema de resfriamento da central geradora, contendo vazões e temperaturas, onde aplicável;
i) ficha técnica preenchida na forma dos modelos anexos à resolução ANEEL n. 112, de 18 de maio de 1999, conforme o caso; e
j) cronograma geral de implantação da central geradora destacando as datas de elaboração do projeto básico, elaboração do projeto executivo, obtenção das licenças ambientais, início da construção, implementação da subestação e respectivo sistema de transmissão associado, conclusão da montagem eletromecânica, comissionamentos e início da operação comercial de cada unidade geradora.
A Usina deverá manter em seu arquivo, à disposição da ANEEL, os seguintes documentos:
I. Estudo de Impacto Ambiental (EIA) , Relatório de Impacto Ambiental (RIMA) ou
estudo ambiental formalmente requerido pelo órgão ambiental conforme legislação específica de meio ambiente;
II. Projeto Básico; e
III. resultados dos ensaios de comissionamento.
Este suporte irá fiscalizar a empresa que realizará o estudo de impacto ambiental, bem como, fornecerá as informações necessárias para viabilizar a execução deste projeto e irá atuar junto ao órgão Estadual do Meio Ambiente, agilizando a obtenção da licença prévia, licença de Instalação e Licença Operacional.
Irá também participar das atividades de obtenção de financiamento e comercialização da energia excedente, fornecendo os dados referentes ao projeto, fiscalizando o cumprimento aos prazos determinados pelas agências e/ou órgãos envolvidos.
A fiscalização da execução da obra, o cumprimento aos cronogramas também será parte integrante das atividades deste suporte.
2.2.6 Obtenção da Licença Ambiental
Para obter o financiamento do empreendimento, um dos requisitos fundamentais do agente financeiro é a consecução da licença ambiental pela usina, junto ao IBAMA ou Órgãos Estaduais de Meio Ambiente.
Licenciamento Ambiental é um instrumento de planejamento, o qual tem como objetivo a preservação, a melhoria e a recuperação da qualidade ambiental propícia à vida, visando assegurar, no país, condições ao desenvolvimento sócio-econômico e a proteção da dignidade da vida humana.
A construção, instalação, ampliação e funcionamento de quaisquer estabelecimentos e atividades utilizadoras de recursos ambientais, considerados efetiva ou potencialmente poluidores, bem como os capazes sob qualquer forma, de causar degradação ambiental, no Território Nacional, dependem de prévio licenciamento. O Licenciamento Ambiental está previsto na Lei nº 6.938/81 , que estabelece as diretrizes da Política Nacional de Meio Ambiente e é caracterizado por três fases distintas: Licença Prévia - LAP, Licença de Instalação - LI e Licença de Operação - LO.
A Resolução CONAMA nº 237/97 regulamenta os procedimentos e critérios utilizados no licenciamento ambiental, de forma a efetivar a utilização do sistema de licenciamento como instrumento de gestão ambiental, instituído pela Política Nacional do Meio Ambiente.
Inicialmente, deve-se contatar o órgão do Meio Ambiente Regional e requerer a Licença Ambiental Prévia - LAP.
A LAP deve ser solicitada na fase preliminar de planejamento da atividade, correspondente à fase de estudos para definição da localização do empreendimento. Nesta etapa o órgão licenciador:
Elabora o termo de referência para a realização dos estudos ambientais
(EIA/RIMA);
Analisa os estudos ambientais;
Vistoria o local do empreendimento;
A LAP não autoriza a instalação do projeto e sim sinaliza,, aprova a viabilidade ambiental do projeto e autoriza sua localização e concepção tecnológica; estabelece condições a serem consideradas no desenvolvimento do projeto executivo. O seu prazo de validade é estabelecido.
Após esta solicitação, será efetuada uma vistoria pelo referido Órgão, no local pretenso da obra, e então este definirá qual a documentação necessária, se é preciso ou não um Estudo de Impacto Ambiental - EIA.
O órgão do Meio Ambiente fará um termo de referência para este processo, emitirá ou não, a licença ambiental.
Caso necessário, a usina terá que contratar uma empresa para realizar o Estudo de Impacto Ambiental – EIA e efetuar o Relatório de Impacto Ambiental – RIMA. A usina deverá ter profissional qualificado ou contratar empresa para efetuar os trâmites junto aos Órgãos Ambientais onde a mesma irá requisitar as Licenças Ambientais.
É uma espécie de consulta de viabilidade, em que o empreendedor da obra pergunta ao órgão se é possível construir aquele tipo de obra num determinado local. O órgão responsável vai consultar as legislações ambientais em vigor, federal e estadual, e, com base nessas normas, vai responder se o empreendimento é viável ou não. E, se for, com que condições legais. A LAP não autoriza a construção da obra, apenas atesta sua viabilidade naquele local.
Depois de ter a Licença Ambiental Prévia (LAP) aprovada, o empreendedor precisa apresentar o projeto físico e operacional da obra, em todos os seus detalhes de engenharia, já demonstrando de que forma vai atender às condições e restrições impostas pela LAP. Só com a LI (Licença Ambiental de Instalação) expedida, é que se pode começar as obras.
A LI autoriza o início da instalação do empreendimento e tem seu prazo de validade estabelecido pelo cronograma de implantação do empreendimento; não podendo ser superior a seis anos. A concessão da LI para projetos que impliquem desmatamento, depende também, de “autorização de desmatamento”, emitida pelo órgão estadual competente, em caso de área de preservação permanente.
A Licença de Operação – LO é o documento que deve ser solicitado antes da operação do empreendimento.
Nesta fase o órgão licenciador:
Analisa os documentos solicitados na LP (projeto técnico, programas e plano de
monitoramento ambiental). Este documento deve ser solicitado antes da operação do empreendimento.
Analisa os documentos solicitados na LI;
A concessão da LO implica no compromisso do interessado em manter o funcionamento dos equipamentos de controle da poluição, de acordo com as condições de seu deferimento.
A concessão da LO está condicionada à vistoria, para verificar se todas as exigências e detalhes técnicos descritos no projeto aprovado foram desenvolvidos e atendidos, ao longo de sua instalação, e se estão de acordo com o previsto nas Licenças Prévia e de Instalação, inclusive acompanhamento dos testes pré-operacionais, ou quaisquer outros meios de verificação técnica. O seu prazo de validade é estabelecido, não podendo ser inferior a 4(quatro) anos e superior a 10(dez) anos. Caso o empreendimento não esteja licenciado, o mesmo, ou seu responsável legal pode sofrer as penalidades previstas em leis.
2.2.7 Negociação da Energia Excedente
Durante o processo de implantação de co-geração na usina, como garantia para o financiamento, geralmente os agentes financeiros requisitam à mesma, um contrato de fornecimento da energia excedente.
Vale lembrar que o programa específico do BNDES para projetos de co-geração de energia, a partir do bagaço de cana, exige das empresas sucroalcooleiras, como garantia, contratos de venda de energia de longo prazo, assinados com as concessionárias.
O mercado atual apresenta algumas barreiras à comercialização da energia proveniente da co-geração, sendo que a maior delas, reside no fato de que os reservatórios encontram-se atualmente cheios, e o país se encontra em um período onde a oferta é grande. Desta forma, as concessionárias estão realizando contratos de longo prazo, porém, a previsão de fornecimento é para no mínimo, no ano de 2003. As mesmas têm um volume de energia comprada, acima do que estimam vender.
A operação de uma planta industrial no setor é sazonal, com uma duração média de 6 a 7 meses de safra; a safra no sudeste coincide com o período de menor disponibilidade hídrica no sistema elétrico interligado, enquanto a safra no nordeste coincide com o período de maior abundância hídrica.
De fato a indústria sucroalcooleira está fortemente concentrada na região sudeste, em comparação com a região nordeste mesmo considerando-se a importância regional deste setor no nordeste. Do total 60% da produção nacional localiza-se no Estado de São Paulo, onde estão as maiores (exceto Itamaraty I – em MS) e o parque industrial mais moderno.
Deste modo, por princípio a produção de energia elétrica associada à planta de co-geração é sazonal coincidindo com a operação desta planta.
Muitas experiências foram e são desenvolvidas no sentido de alongar o período de safra entre os quais podemos citar:
Cultivos de variedades de cana precoces e tardias o que eleva o período de
safra para até 11 meses teoricamente, entretanto os casos práticos estão limitados a 9 meses (abril a dezembro no sudeste);
A operação da destilação de álcool por 12 meses utilizando o caldo de cana
virado (fermentado) têm sido experimentado, entretanto há problemas de estocagem quanto a qualidade orgânica do virado.
A operação da planta de co-geração rejeitando calor (termelétrica) durante o
período de entre safra é considerada em muitos casos; entretanto os seguintes aspectos são limitantes – quantidade de bagaço armazenado, combustível alternativo; e custo de operação com rejeição de calor, principalmente em função da baixa pressão primária usual.
Assim, o mercado de PPA, na maior parte dos casos será para energia sazonal, que encontra colocação preferencial nos seguintes casos:
Concessionárias que otimizam suas curvas de demanda com a energia sazonal
por apresentarem picos de mercado coincidentes com a safra do setor. Este é o caso da maioria das concessionárias do Sudeste.
Consumidores com mesmo perfil de sazonalidade.
Mixagem com outras energias complementares.
Programas de incentivo que venham a garantir a aquisição da energia
produzida, como é o caso do programa PROINFA.
Historicamente muitas concessionárias têm demonstrado interesse mas os casos concretos são limitados.
Considerando estes aspectos, é importante o empresário avaliar se vale a pena arriscar-se a efetuar a negociação da energia excedente por conta própria ou se seria mais sensata a contratação de empresa especializada para realizar esta atividade. É necessário que a usina disponha de um profissional capacitado ou contrate uma empresa, para efetuar um trabalho de atuação junto à comercializadoras de energia, concessionárias e grandes consumidores independentes, no sentido de captar as melhores ofertas disponíveis no mercado e disponibilizá-las junto à usina, para em conjunto com esta, definir a melhor proposta e efetuar o contrato de compra e venda desta energia gerada.
2.2.8 Obtenção de financiamento
Para a obtenção do financiamento é importante que seja efetuada anteriormente uma pesquisa de mercado e analisar a melhor opção para a usina, de acordo com seus objetivos.
Existe uma gama de opções disponíveis de financiamento no mercado.
O BNDES apresenta uma linha específica para Projetos de co-geração com resíduos de cana, e em termos financeiros é a melhor proposta existente no mercado. O nível de participação do BNDES pode chegar a 80% dos itens financiáveis, nas operações até R$7 milhões, o spread do mesmo é negociado entre a instituição financeira credenciada e o beneficiário final. Nas operações acima deste valor, o spread é de até 2,5% ao ano. O financiamento através do BNDES limita o empresário a adquirir equipamentos nacionais.
O agente financeiro geralmente solicita ao empresário como garantia do financiamento, um contrato de longo prazo, comercializando a energia excedente. Outra exigência do agente financeiro, que gera bastante atraso no empreendimento, é a licença ambiental. Para se obter esta licença, conforme descrito no item 5.0, são várias etapas, desde a licença prévia, até a licença de instalação e de operação. È um processo lento e que em muitos casos, pode levar até mais de um ano, levando a empresa a ter prejuízos antes mesmo da entrada do sistema em operação.
Atualmente, o BNDES tem 31 pedidos de financiamento, dos quais 07 foram aprovados e e 24 continuam em análise. Dos 07 aprovados, apenas 04 receberam liberação dos recursos, devido principalmente à burocracia existente para obtenção da referida Licença.
Existe também no mercado, a opção de implantar um “Project Finance”.
“Project Finance” é uma forma de engenharia/colaboração financeira sustentada contratualmente pelo fluxo de caixa de um projeto, servindo como garantia à referida colaboração, os ativos desse projeto a serem adquiridos e os valores recebíveis ao longo do projeto.
Os contratos de “Project Finance” são baseados na análise e quantificação dos riscos envolvidos, cujo objetivo básico é o de prever qualquer variação no fluxo de caixa do projeto, minimizando os riscos através de obrigações contratuais. Trata-se de uma modalidade de apoio mais comum a projetos de grande porte, normalmente para o setor de infra-estrutura, tais como usinas, estradas, projetos de saneamento básico e outros.
Na realidade, o “Project Finance” é mais do que isso, pois se trata de uma engenharia de projeto estruturado para segregar o risco, preservar a capacidade de endividamento de seus empreendedores ou patrocinadores, dividir o risco entre
vários interessados, economizar no pagamento de tributos, levar adiante um projeto grande demais para um só patrocinador ou evitar a necessidade de garantias reais, utilizando apenas a garantia de recebíveis do próprio projeto (fluxo de caixa autogerado).
Na hora de optar pelo financiamento é sempre importante que o empresário tenha uma visão global das oportunidades existentes no mercado, de maneira que o mesmo possa escolher aquela que lhe é mais conveniente, ou mais condizente com seus objetivos. Desta forma, caso a usina não disponha de recursos adequados para esta finalidade, torna-se mais sensata a contratação de empresa especializada para fornecer toda a assessoria necessária para efetuar esta atividade.
Conforme já indicado anteriormente no final deste documento encontram-se relacionados os requisitos de um projeto de “Project Finance” com relação à mitigação de riscos.
No caso das usinas SERAGRO e Japungu, esta atividade já se encontra inserida no Programa SETAP.
2.2.9 Contratação de empresa para execução da obra
Após a execução de todas as etapas anteriores, inclusive a liberação pelo Agente Financeiro dos recursos do financiamento, o empresário pode solicitar a entrega dos equipamentos e materiais aos fabricantes e/ou fornecedores.
Neste ínterim, o mesmo já pode contratar uma empresa para executar as instalações previstas na obra.
No processo de contratação, vale a pena salientar que deverão estar previstos em contrato todos os serviços a serem efetuados, equipamentos fornecidos e previstas todas as situações, inclusive de demora na entrega de equipamentos e atraso da obra.
O empresário deve atentar para a colocação de cláusula contratual que obrigue o fabricante a entregar no prazo específico determinado, os equipamentos.
Muitas vezes, durante o start-up, alguns equipamentos apresentam defeitos ou não operam nas condições especificadas. É importante que na realização do comissionamento, esteja presente o fabricante dos equipamentos, a fim de evitar possíveis transtornos. Assim sendo, na hora da compra, é viável a compra também, dos serviços de comissionamento pelo fabricante.
Um aspecto que vale a pena ser observado é a questão da escolha de uma opção de tecnologia mais eficiente. É claro que o projeto torna-se mais oneroso à medida que é
mais eficiente energeticamente, porém, além do maior aproveitamento do bagaço, o rendimento é maior e conseqüentemente a rentabilidade também.
É importante que haja um profissional ou empresa designado(s) para realizar a fiscalização da execução da obra.
Este profissional/empresa irá fiscalizar a correta instalação dos equipamentos/materiais, verificar o cumprimento do cronograma de execução, providenciar o fechamento de pendências da obra e apresentar relatórios de andamento dos serviços à administração da usina.
Este serviço de fiscalização poderá ser contratado juntamente com os serviços dispostos nos itens 2.2.4 e 2.2.5, que também prevêem fiscalização e/ou assessoria.
2.2.10 Requisitos de Interconexão Elétrica
Normalmente as plantas industriais deste setor encontram-se localizadas em regiões onde o Sistema Elétrico é rarefeito. Mesmo em regiões mais desenvolvidas como o interior do Estado de S.Paulo dificilmente os sistemas existentes nas plantas permitem fluxos maiores que 1MW, e geralmente abaixo deste valor.
De outro lado por se tratar de sistemas de geração térmica, com alta rotação nos geradores (normalmente 1 ou 2 pares de pólos), estas máquinas apresentam valores reduzidos de G (inércia elétrica que mede a relação entre a energia cinética da massa girante e a potência nominal do gerador) quando comparados às unidades hidrelétricas com elevado número de pólos e baixa rotação.
Como decorrência podemos observar que a interconexão por LTs mais longas (maior reatância) possibilita uma maior confiabilidade operacional no que se refere a transientes de tensão, em especial.
Assim para potências de até 8 MW de exportação os melhores resultados ocorrem para interconexão na classe dos 15 KV (12-14 MW para 25 kV) de tensão de distribuição, além dos menores custos associados. Para potências maiores de exportação é necessário analisar alternativas mais robustas com custos bem maiores o que em muitos casos inviabiliza o projeto.
Como decorrência temos uma faixa de potência onde projetos novos dificilmente se viabilizam, pois são grandes para sistemas de distribuição, e pequenos para suportar os custos de interconexão em tensões de transmissão e subtrasmissão.
Este aspecto deve merecer uma atenção especial pelo impacto na viabilidade do projeto pretendido.
2.2.11 Operação e Manutenção da Planta
Finalmente é necessário estabelecer claramente o responsável pela operação e manutenção da planta de co-geração. As alternativas estão relacionadas às seguintes alternativas:
Pessoal próprio
Terceirizar a operação
Operação compartilhada com a planta industrial
Contrato de operação com a Concessionária regional.
A alternativa 3 é a mais comum, e normalmente de menor custo.
2.2.12 Prazos
Os prazos normalmente verificados são:
Pré-projeto: 6 meses a 1 ano
Projeto de Engenharia, Licenciamentos e Interconexão: 1 a 2 anos
Construção: 6 meses a 1 ano
Comissionamento e Operação Comercial: 1 a 3 meses.
O prazo total é de 3 anos aproximadamente, podendo ser reduzido (até um mínimo de 2 anos) e elevado em função de cada caso. Vale ressaltar que o período de entre safra é o único possível para intervenções na planta industrial e têm duração média de 120 dias, considerando-se férias e parada da indústria.
De acordo com informações das usinas, das empresas que desenvolvem e implementam unidades co-geradoras a partir do bagaço de cana e dos fabricantes dos equipamentos, foi desenvolvido um plano de trabalho para orientar a implantação no que se refere aos prazos de entrega de equipamentos ou de execuções das obras. Esta estimativa não é exata, uma vez que, existem muitos fatores que podem influenciar nos prazos de entregas e montagens dos produtos, mas é bem próximo do que usualmente ocorre.
MESES
ITEM 1º 2º 3º 4º 5º 6º 7º 8º 9º 10º 11º 12º 13º 14º 15º 16º 17º 18º 19º 20º
Fabricação do turbogerador
Fundação e construção civil
Montagem do turbogerador
Testes finais e início de funcionamento
Fabricação da caldeira
Fundação e construção civil
Montagem da caldeira
Testes finais e início de funcionamento
Fabricação da Sub-Estação
Montagem da Sub-Estação
Fabricação das linhas de transmissão
Montagem das linhas de transmissão
Fabricação da Torre de resfriamento
Fundação e construção civil
Montagem da Torre de resfriamento
Fabricação da Esteira de Bagaço
Fundação e construção civil
Montagem da Esteira de bagaço
Construção da estação de bombeamento
Instalação de equipamentos
Fabricação dos painéis de proteção Fabricação dos sistemas de supervisão
Instalação de sistema e painéis
Entrega e venda da eletricidade
3 Requisitos do Financiamento (Project Finance)
Os projetos envolvendo o setor elétro-energético se diferenciam dos projetos industriais típicos por serem de grande maturação, porém, na fase de operação, face ao perfil monopolista da oferta e pelas características da demanda (baixa elasticidade, baixa substitutibilidade, pequena sazonalidade, essenciabilidade e com crescimento contínuo em função do aumento populacional e do desenvolvimento econômico), o fluxo de caixa é bastante estável, sem grandes oscilações ao longo do tempo de vida do projeto e com baixo risco. Após a conclusão do projeto, o retorno do investimento, mesmo que mais lento, apresenta pequeno risco.
Neste contexto, o "Project Finance", que corresponde ao financiamento de um projeto específico envolvendo uma ampla engenharia financeira de adequação do perfil de risco do projeto aos padrões suportáveis por patrocinadores, viabiliza a operação, angariando financiadores e agentes financeiros interessados em sua estruturação. Quando se fala nesta modalidade de financiamento, deve-se ressaltar que se financia um projeto com base em suas próprias perspectivas e riscos, tornando-o independente da(s) empresa(s) originária(s) que o farão, isto é, faz-se uma cisão entre projeto e empresa. Desta forma, o financiamento não depende do suporte de crédito dos patrocinadores do projeto, mas da expectativa de receitas a serem geradas pelo projeto ao longo do tempo.
O próprio projeto torna-se uma pessoa jurídica com direitos (receitas) e deveres, independente dos patrocinadores do projeto, de modo que estes últimos comprometem-se com os financiadores apenas no montante do capital envolvido (comprometido) no projeto.
O primeiro passo sobre o qual gira o "Project Finance", é a constituição de uma empresa com fim único (Sociedade de Propósito Específico - SPE). O objetivo, além da cessão das garantias ao financiamento, é a repartição do risco do projeto entre os diversos atores envolvidos: Patrocinadores, Bancos, Seguradoras, Empreiteiras, Fornecedores, Consumidores, Etc.
Essa SPE seria a responsável pela co-geração de energia que posteriormente seria vendida à rede. Normalmente essa empresa é controlada pelo patrocinador do projeto, no caso, a usina açucareira onde o projeto será desenvolvido. No entanto, há outros atores envolvidos no projeto, como o agente financiador, geralmente um banco de fomento e, mais especificamente o BNDES e a concessionária de distribuição elétrica, que garantiria através de contrato a compra dessa energia, viabilizando o fluxo de caixa dessa SPE.
Tomando-se, como base de análise, a modelagem do projeto para financiamento na modalidade de “Project Finance”, onde todos os riscos encontram-se equacionados no próprio projeto, podemos analisar todos os aspectos a serem considerados e seus respectivos pontos de atenção neste caso.
Os pontos aqui considerados são aqueles geralmente aceitos para projetos desta natureza sob a ótica dos financiadores (provedores de recursos de terceiros) ao empreendimento, e deverão estar devidamente contemplados nos documentos contratuais relacionados ao empreendimento, para a devida mitigação dos riscos.
3.1 - Local do Projeto
a) Principais pontos:
Direito de uso do terreno por prazo compatível com a maturação do projeto (compatibilidade dos prazos incluindo direitos de uso, acesso, servidão, e o prazo de financiamento do projeto);
Compatibilidade do local ao tipo de empreendimento (incluindo-se do subsolo – fundações edificações, estabilidade do terreno, etc);
Direitos quanto a acessos e servidões, para construir e operar a Planta de Co-geração/UTE (uso de vias públicas e privadas);
Uso de água e locais de eliminação;
Áreas de armazenamento;
Condições explícitas de eventual rescisão do direito de uso do local;
Condições ambientais relacionadas à contaminação do solo, e fontes de
água próximas – áreas de relevância histórica, religiosa e arqueológica, poluição potencial de áreas adjacentes (incluindo-se ruído), riscos ambientais relacionados a fauna e flora adjacentes;
b) Pontos de atenção
Local de instalação (terreno), posse e direito de uso. Normalmente deverá ser por cessão de uso ou locação. Os riscos estão relacionados basicamente ao Empreendedor pelas condições de posse do terreno, responsabilidade sobre o licenciamento ambiental e operação da planta.
3.2 Autorizações
a) Principais pontos:
Existência das autorizações e aprovações necessárias à implantação e operação da planta de geração de co-geração. Principais:
¾ Licença de Instalação e Operação – institucional (ANEEL);
¾ Licença Municipal – construção e ocupação solo e Sistema Descargas Atmosféricas (construção);
¾ Segurança Incêndio; ¾ Áreas de armazenamento;
¾ Servidões (suprimento de bagaço)
Compatibilidade de prazos das autorizações e aprovações e os de maturação/financiamento;
Existência das mesmas antes do início da construção;
Condições (expectativas) de renovação das autorizações com duração anual, bianual, etc.
b) Pontos de atenção
Pelas condições de licenciamento deverão ser objetivamente qualificados os licenciamentos compartilhados e os isolados.
3.3 Construção
Os riscos relacionados ao investimento e construção (reforma e ampliação da capacidade) da Planta de Co-geração são de responsabilidade do Empreendedor. Entretanto listamos os principais pontos associados a este item.
a) Principais pontos:
A fase de construção de um projeto apresenta riscos específicos associados a conclusão da construção, em especial as interferências na operação da planta industrial e suas responsabilidades.
Assim, estes riscos devem ser alocados a uma empreiteira experiente e reconhecida, e sujeita a um contrato tipo “turn-key” sob uma completa e precisa especificação de EPC (engineering, procurement and construction). Os riscos relacionados a agitações trabalhistas, atrasos de transporte interno, atrasos de fornecedores, etc, devem estar adequadamente alocados; uma vez que os riscos não assumidos pela empreiteira serão absorvidos pelos titulares do empreendimento.
Pode-se utilizar seguros para mitigar parcelas destes riscos. As principais disposições relacionadas à fase de construção são:
Garantias de que o projeto será concluído no prazo estipulado (com indenizações atrasos suficientes para suportar as perdas efetivamente incorridas);
Garantia de performance adequada às condições especificadas (principais grandezas: produção de eletricidade, produção de calor, emissões, níveis de ruído e confiabilidade);
Garantias de refazimento das obras, serviços e equipamentos, por não atendimento das especificações ou práticas normalmente aceitas, com clara determinação de prazos (vigência da garantia) e prazos de reparo; Garantias quanto a defeitos ocultos (em especial aqueles relacionados a
equipamentos);
Programa de pagamentos compatível com a disponibilidade de recursos e efetiva alocação em obra (fiscalização por empresa independente); Retenção de parcela de cada pagamento a empreiteira para assegurar
conclusão da obra (alocar montantes retidos para corrigir inadimplências no contrato, concluir tarefas inacabadas, e multas). Pode ser utilizado caução ou carta de crédito em lugar de retenção (otimização de programa de pagamentos);
Disposições de cláusula de força maior para justificar atrasos causados por eventos fora do controle da parte afetada. Práticas: justificar, em cada caso, o evento considerado como força maior, limitar número de alegações de força maior, vincular aceites a não prorrogação de prazos de entrada em operação;
Garantia de fiel cumprimento do contrato, cartas de crédito e garantias por parte de um terceiro com capacidade de pagamento incontestável; b) Pontos de atenção
Compatibilização entre o período de manutenção da planta industrial (entre safra) e a construção da planta de co-geração. Estes aspectos devem estar claramente indicados no EPC (“Engineering, Procurement and Construction”).
3.4 Fornecimento de Combustível
a) Principais pontos:
Os principais aspectos relacionados ao fornecimento de combustível para uma planta de co-geração são:
Riscos alocados ao combustível são: disponibilidade e preço;
Impactos da evolução tecnológica que possam incorrer em
mudanças na oferta e ou alternativas competitivas ao uso do combustível;
A disponibilidade deve ser compatível com a necessidade para
operação da planta em capacidade total;
A duração, e ou previsibilidade de renovação, do contrato de
fornecimento deve ter um horizonte adequado à maturação/prazo de financiamento do projeto;
A qualidade deve ser adequada aos níveis de emissão para as
condições de licenciamento ambiental e especificações do equipamento;
As necessidades de modulação de consumo e sazonalidades em
função dos despachos operacionais e necessidades de manutenção devem estar devidamente equacionados
Qualidade e confiabilidade da logística de fornecimento de
combustível à planta.
Observe-se que os riscos determinantes associados a um projeto de co-geração são crescentes no tempo. Esta característica se deve principalmente aos fatores de disponibilidade de preço relativo do combustível.
b) Pontos de atenção
Compatibilidade entre combustível e requerimentos da planta mantidos os níveis de acoplamento termo-mecânico entre planta de co-geração e planta industrial em níveis aceitáveis.
3.5 Venda de Energia (PPA)
a) Principais pontos:
O Contrato de Compra de Energia (PPA Power Purchase Agreement) é o provedor de fluxo de receitas ao projeto, e o instrumento mais importante na fase operacional, além de garantir, pela sua qualidade, a financiabilidade do projeto.
As características principais complementares do PPA são:
Duração compatível com a maturação/prazo de financiamento do
projeto (normalmente 10 a 20 anos);
Definição abrangente de força maior;
Back-up (responsabilidade e condições);
Inadimplência e período de correção de preços;
Condições de renúncia;
Créditos adicionais (no caso de deterioração creditícia do
comprador);
Interrupção programada;
Garantias de “pass-through”.
b) Pontos de atenção
Os principais riscos estão relacionados à evolução dos preços relativos e condições institucionais.
3.6 Venda de Calor
a) Principais pontos:
Este aspecto é fundamental no desenvolvimento de um projeto de co-geração uma vez que podemos ter as seguintes possibilidades:
Analisar o custo de produção de energia elétrica sob uma ótica marginal. Neste caso todo custo de ativos incide sobre energia elétrica, e o de vapor sobre o combustível;
Considerar um critério de partilhamento de custos de combustível e de ativos. Neste caso o custo de combustível é partilhado de acordo com um critério que normalmente considerar a entalpia, ou algum critério de mesma natureza. Para os ativos adota-se um critério mixto.
Considerar o rateio de custos de geração de energia e calor é fundamental no projeto, em especial:
Beneficiário das receitas e ganhos;
Responsabilidades;
Compensações.
3.7 Operação e Manutenção
a) Principais pontos:
O formato definido para a operação e manutenção da planta de co-geração decorre dos seguintes aspectos:
Atividades compartilhadas;
Nível tecnológico das instalações;
Modelagem empresarial;
No que tange a manutenção, o operador deve observar: • Observância de manutenção dos equipamentos;
• Recursos técnicos adequados;
• Orçamento prévio anual aprovado pelos titulares;
• Disposições relativas a força maior (que devem ser mais limitadas do que aquelas alocados aos titulares);
• Obrigações da operadora relativa a seguros. b) Pontos de atenção
Compatibilidade nível tecnológico das instalações.
3.8 Pontos Relevantes aos Contratos
a) Principais pontos:
Os principais aspectos relevantes em comum ao conjunto de Contratos e Acordos envolvidos no projeto, são:
• Os contratos relativos ao projeto devem funcionar como um todo, em equilíbrio de forma complementar formando um conjunto perfeito;
• As disposições de força-maior previstas em todos os contratos devem ser compatíveis;
• Cada contrato deve exigir a cooperação das partes, quanto aos esforços empreendidos pelos titulares, em relação à financiabilidade e arranjos de viabilização (incluindo-se consentimento);
Caso existam falhas na rede de contratos, poderão ser exigidas medidas de correção (em especial pelos financiadores);
Equilíbrio entre papel no projeto, autoridades e responsabilidades incumbidas a cada uma das partes envolvidas no projeto;
Equilíbrio entre as alocações de risco, funções e capacidade de assumir tais riscos.
b) Pontos de atenção
Com relação à garantia de equilíbrio, complementaridade e abrangência adequada do conjunto de Contratos, sugerimos a montagem de um texto base de projeto, incluindo-se os seguintes aspectos:
• Resumo do Projeto;
¾ Estrutura do Projeto (mais completo do que aquele indicado neste documento);
¾ Memorial geral do local, instalações, equipamentos, prazos, etc; ¾ Combustível, operação, etc
¾ Comercialização e receitas; ¾ Fluxo de caixa (TIR, VPL, etc) • Sumário de Alocação de Riscos;
¾ Tabela de alocação de riscos;
¾ Competências e capacidades requeridas (para assumir o risco); ¾ Mitigações endógenas;
¾ Mitigações exógenas; ¾ Mitigações Institucionais; ¾ Últimas Instâncias
¾ Estruturar um conjunto de princípios a serem assumidos pelos empreendedores e demais participantes do Projeto;
¾ Estes princípios deverão servir de grande norte para as questões não abrangidas e na solução de controvérsias
• Estruturar um diagrama de inter-relações para os Contratos, Acordos, etc, com vistas aos riscos preponderantes do Projeto.
3.9 Financiamento do Projeto
a) Principais pontos:
As principais fontes de financiamento para este tipo de projeto são: • Bancos de Fomento - BNDES
• Mercado de Capitais - emissão pública de dívida privada
• Empréstimos “Seniors” – com participação acionária passiva ou ativa • Empréstimos subordinados – fornecedores de equipamentos e
investidores
No que tange a dívida pública e colocações primárias, normalmente de longo prazo, os principais aspectos são:
• Uso dos recursos captados antecipadamente à aplicação no projeto (compatibilidade de rendimentos);
• Normalmente atende mercado de investidores passivos (perfil menos restritivo) – requer política de pagamentos definida.
Uso de classificação de risco (rating) – critérios de análise: contratos de venda (PPA), custos de produção de energia, custo de energia no mercado, riscos de combustível, estrutura no negócio, risco de tecnologia, capacidade de crédito do comprador e as projeções quanto aos resultados financeiros do projeto (consistência)
Disponibilização de dados para a Análise de Viabilidade técnica e econômica do projeto que cada parte deseja fazer com suas peculiaridades (dados consistentes aos consultores independentes) Documentos relevantes necessários para o fechamento financeiro: • Contrato de Empréstimo (senior, subordinado, etc);
• Contrato entre credores;
• Documentos relativos a títulos mobiliários (no caso de emissão pública); • Contrato de consentimento – aceite das partes (incluindo empreiteira e
fornecedores, comprador energia, etc) para transferência do contrato aos financiadores (do titular do projeto);
• Contrato de patrocinadores (no caso de aporte de capital)
• Contrato de desembolso de um agente fiduciário (projetos tipo “waterfall”) – ordem de aplicação de receitas normalmente utilizada: 1. Despesas de O&M;
2. Juros sobre empréstimos senior
3. Pagamento principal empréstimo senior 4. Depósitos de reserva
5. Juros empréstimos subordinados
6. Pagamento principal empréstimo subordinado; 7. Pagamento de participação acionária
• Pareceres Jurídicos, que normalmente envolvem os seguintes aspectos: 1. Estrutura regulamentar
2. Autorizações e exigências legais 3. Exeqüibilidade dos contratos
4. Exeqüibilidade legislação e controvérsias 5. Criação de gravames (Leis e regulamentos) 6. Controle cambial
7. Exigências de registro (investimentos estrangeiros) e restrições
8. Procedimentos e direitos de credores (aspectos legais de precedência)
9. Responsabilidade – leis ambientais e trabalhistas 10. Restrições à disponibilidade de cobertura seguros
11. Despesas operacionais relacionadas aos aspectos legais b) Pontos de atenção
Estes aspectos estão indicados nos diversos documentos estruturados para desenvolvimento do projeto.
3.10 Risco dos Financiadores
Ao analisar, estruturar financiamentos em moeda estrangeira são avaliados os seguintes aspectos gerais:
• Não conversibilidade da moeda;
• Risco de Transferência (bloqueio de remessas); • Desvalorização
• Desapropriação;
• Violência Política;
• Desempenho de terceiros;
b) Pontos de atenção
Estes aspectos relacionam-se mais as questões de âmbito:
• Estabilidade da moeda;
• Institucionais/Setoriais;
• Condições macroeconômicas (expectativas taxa de juros real, inflação,
taxa de câmbio e nível de atividade).
3.11 Seguros
a) Principais pontos:
As coberturas de seguros variam, entretanto os mais usados incluem condições de “all risk”, em especial quanto aos aspectos relativos à construção.
b) Pontos de atenção
As questões de força maior devem ser devidamente estabelecidas. As questões de força maior devem ser devidamente estabelecidas e comprovadas quando de sua ocorrência, especialmente no contrato de EPC.
4 CRÉDITOS DE CARBONO A PARTIR DA CO-GERAÇÃO COM
BAGAÇO DE CANA
O Protocolo de Quioto, definido no encontro de 160 países, em 1997, na cidade de Quioto, Japão propõe várias mudanças na sociedade visando reduzir as emissões de gases efeito estufa ( CO2, CH4, entre outros).
No artigo 12 deste Protocolo, foi definido o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (CDM) visando auxiliar os países não incluídos no chamado “Anexo I” a atingir um
desenvolvimento sustentável e contribuindo para atingir os objetivos da convenção, bem como auxiliar estes países nos objetivos de limitação/redução de suas emissões. O CDM permite a utilização dos Certificados de Redução de Emissões (Certfied Emissions Reductions – CER). Estes créditos devem corresponder, segundo o Protocolo, a emissões que serão evitadas através da introdução de processos tais que, sem o CDM, não ocorreriam (princípio da assim chamada “adicionalidade”). Considerando que a co-geração de eletricidade a partir de bagaço de cana apresenta o balanço de carbono praticamente nulo e considerando as emissões de combustíveis fósseis em unidades termelétricas de geração de eletricidade, pode-se avaliar as emissões “evitadas” a partir da substituição da energia gerada a partir de termelétricas a combustíveis fósseis por eletricidade produzida a partir do bagaço de cana.
Atualmente as usinas termelétricas que estão sendo construídas no Brasil estão usando o Gás Natural como combustível. E, assumindo 40% de eficiência de conversão do calor em eletricidade para o Gás Natural e, eficiência de combustão de
99,5%, chegamos a uma emissão de 500 kg CO2/MWh. Este é o valor assumido para
o cálculo das reduções de emissão por parte de uma usina de açúcar e álcool.
Dessa forma, podemos classificar projetos de co-geração de energia elétrica através de biomassa, no caso o bagaço de cana-de-açúcar, como elegíveis ao CDM e,
passíveis de receber créditos de carbono mediante a redução de emissões de CO2.
Em condições favoráveis, um projeto com taxa de retorno não muito atrativa se tornaria viável devido aos créditos de carbono. Eles também são importantes alavancadores de financiamento, uma vez que o risco do comprador dos créditos, geralmente países do Anexo I, é baixo, garantindo assim, um fluxo de receita muito seguro por um período de, no mínimo 10 anos.
Para instalação de unidades co-geradoras de energia elétrica, onde se troca a antiga caldeira existente por uma de 61 bar e, se instala um novo gerador de extração e condensação, pode-se chegar a uma potência excedente de até 33MW. Assumindo que a unidade co-geradora funcionaria apenas durante a safra, encontra-se os seguintes valores:
Redução equivalente de emissão de CO2 com Gás Natural: 500 tCO2/MWh
(40% Efic. termodinâmica)
Redução de emissões anuais: 64.000 t/ CO2
Valor do CER no mercado - tonelada de CO2 evitado: 3 U$ a 5 U$
Através desses números, pode-se notar que os créditos (CER) gerados com a
redução das emissões de gases de efeito estufa, neste caso o CO2, podem ser um
grande atrativo ao negócio em questão.
5 NOTAS
FINAIS
Considerando-se a experiência existente no setor, o desenvolvimento de um projeto de co-geração deverá considerar as peculiaridades de cada caso, mantidos os requisitos aqui relacionados.
A seqüência apresentada não é uma linha no tempo, sendo necessário ao empreendedor a experiência de iniciar as diferentes etapas em tempos adequados e muitas das vezes em paralelo.
Certamente as etapas apresentadas não esgotam as alternativas possíveis contudo fornecem um sólido arcabouço de como e quais são as principais fases, dificuldades e aspectos devem ser observados.
