Faísa

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Faísa

Avaliação Regulatória
Eólica Faísa LTDA
Avaliação Regulatória
Eólica Faísa LTDA
Elaborado para:
Elaborado por:
Abril.2012
Agenda
1. Objetivo
2. Aspectos Regulatórios
3. LER 2009 e cronogramas
4. Conexão
5. Perdas
6. Certificação
7. Financiamento
8. Premissas para Avaliação Econômico-Financeira
9. Próximos passos
3
Agenda
1. Objetivo
4. Conexão
5. Perdas
6. Certificação
7. Financiamento
9. Próximos passos
4
Objetivos
Equalizar todas as premissas para a modelagem final
Discussão pré-finalização da due diligence
5
Agenda
1. Objetivo
4. Conexão
5. Perdas
6. Certificação
7. Financiamento
9. Próximos passos
6
Os projetos
Faísa I
Faísa II
Faísa III
Faísa IV
Faísa V
TOTAL
Potência
autorizada – MW
25,2
25,2
25,2
25,2
27,3
128,1
Energia Vendida
MWm
9,0
9,0
8,0
8,0
9,0
43,0
Preço de venda
(data-base do
leilão*
R$ 152,66
/ MWh
152,65
152,69
152,67
152,68
152,67
Potencia
Configuração final
MW
29,4
27,3
25,2
25,2
29,4
136,5
7
A Eólica Faísa Ltda
Em 2009, a Martifer Renováveis S.A., companhia portuguesa do segmento de desenvolvimento e
operação de parques eólicos no Brasil, foi vencedora no Leilão de Energia de Reserva, firmando
contratos para 9 projetos, os quais estão localizados nos estados do Rio Grande do Norte e Ceará;
A Suzlon adquiriu da Martifer 5 dos projetos acima citados. Para controlar tais empreendimentos,
foi criada a holding Eólica Faísa LTDA. Resolução Autorizativa Nº 3.152, de 11 de outubro de 2011,
anui à transferência de controle societário indireto das empresas Eólica Faísa I – Geração e
Comercialização de Energia Ltda., Eólica Faísa II – Geração e Comercialização de Energia Ltda., Eólica
Faísa III – Geração e Comercialização de Energia Ltda., Eólica Faísa IV – Geração e Comercialização
de Energia Ltda. e Eólica Faísa V – Geração e Comercialização de Energia Ltda., detido pela Martifer
Renováveis Geração de Energia e Participações S.A., para a Suzlon Energia Eólica do Brasil Ltda.
Os 5 projetos eólicos (Eólicas Faísa I, Faísa II, Faísa III, Faísa IV e Faísa V) estão localizados no
Estado do Ceará, no município de Trairí.
Trairí, CE
8
Histórico Regulatório: EOL Faísa I
PRT Nº 718, DE 11.08.2010 : Aprova o enquadramento da Central Geradora Eólica denominada EOL Faísa I, com
25,2 MW de potência instalada, de titularidade da empresa Eólica Faísa I - Geração e Comercialização de Energia
Ltda., inscrita no CNPJ sob o no 11.619.268/0001-22, no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da
Infraestrutura – REIDI;
PRT Nº 758, DE 26.08.2010: Autoriza a empresa Eólica Faísa I - Geração e Comercialização de Energia Ltda. a
estabelecer-se como PIE, mediante a implantação e exploração da Central Geradora Eólica denominada EOL Faísa
I, constituída de 12 unidades aerogeradoras totalizando 25.200 kW de capacidade instalada e 9.370 kW médios de
garantia física de energia, localizada no Município de Trairi, Estado do Ceará, e dá outras providências. O sistema
de transmissão de interesse restrito será constituído de uma Subestação Elevadora de 34,5/230 kV, junto à Usina,
e uma Linha de Transmissão em 230 kV, com cerca de 60km, em circuito simples, interligando a Subestação
Elevadora ao Barramento de 230 kV da futura Subestação Pecém II, de propriedade da Transmissora Delmiro
Gouveia S.A. – TDG;
Despacho N 4.891, de 20.12.2011: altera o sistema de transmissão de interesse restrito da Central Geradora
Eólio-elétrica Faísa I, que passa a ser constituída de uma subestação elevadora que interliga à Rede Básica, por
meio da Linha de Transmissão compartilhada que passará a ser constituído de uma subestação elevadora de
230/34,5 kV que será interligada à Rede Básica através de uma LT 230 kV, com cerca de 60 km de extensão, em
circuito simples, compartilhada pelas usinas EOL Faísa I, EOL Faísa II, EOL Faísa III, EOL Faísa IV, EOL Faísa V e EOL
Embuaca, na futura SE Pecém II 500/230 kV, de propriedade da Transmissora Delmiro Gouveia – TDG
O empreendedor é obrigado a manter a Garantia de Fiel Cumprimento no valor de R$ 6.899,75 mil até três
meses da operação comercial.
9
Histórico Regulatório: EOL Faísa II
PRT Nº 703, DE 06.08.2010: Autoriza a empresa Eólica Faísa II - Geração e Comercialização de Energia Ltda. A
II, constituída de doze Unidades Aerogeradoras totalizando 25.200 kW de capacidade instalada e 9.540 kW
médios de garantia física de energia, localizada no Município de Trairi, Estado do Ceará, e dá outras providências.
O sistema de transmissão de interesse restrito é constituído de uma Subestação Elevadora de 34,5/230 kV, junto
à Usina, e uma Linha de Transmissão em 230 kV, com cerca de sessenta quilômetros de extensão, em circuito
simples, interligando a Subestação Elevadora ao Barramento de 230 kV da futura Subestação Pecém II, de
propriedade da Transmissora Delmiro Gouveia S.A. – TDG.
PRT Nº 834, DE 04.10.2010: Aprova o enquadramento da Central Geradora Eólica denominada EOL Faísa II, de
titularidade da empresa Eólica Faísa II - Geração e Comercialização de Energia Ltda., com 25,2 MW de potência
instalada, inscrita no CNPJ/MF sob o nº 11.619.388/0001-20, no Regime Especial de Incentivos para o
Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI.
Despacho Nº 4890 de 20/12/2011: altera o sistema de transmissão de interesse restrito da Central Geradora
Eólio-elétrica Faísa II, que passa a ser constituída de uma subestação elevadora que interliga à Rede Básica, por
meio da Linha de Transmissão compartilhada, outorgada à Eólica Faísa II - Geração e Comercialização de Energia
Ltdaque passará a ser constituído de uma subestação elevadora de 230/34,5 kV que será interligada à Rede Básica
através de uma LT 230 kV, com cerca de 60 km de extensão, em circuito simples, compartilhada pelas usinas EOL
Faísa I, EOL Faísa II, EOL Faísa III, EOL Faísa IV, EOL Faísa V e EOL Embuaca, na futura SE Pecém II 500/230 kV, de
propriedade da Transmissora Delmiro Gouveia – TDG.
O empreendedor deverá manter garantia no valor de R$ 6.889,75 mil.
10
Histórico Regulatório: EOL Faísa III
PRT Nº 650, DE 19.07.2010: Aprova o enquadramento da Central Geradora Eólica denominada EOL Faisa III,
com 25,2 MW de potência instalada, de titularidade da empresa Eólica Faisa III – Geração e Comercialização de
Energia Ltda., inscrita no CNPJ/MF sob o nº 11.619.413/0001-75, no Regime Especial de Incentivos para o
Desenvolvimento da Infraestrutura - REIDI, conforme descrito no Anexo I da presente Portaria;
PRT Nº 704, DE 06.08.2010: Autoriza a empresa Eólica Faísa III - Geração e Comercialização de Energia Ltda. a
III, constituída de 12 Unidades Aerogeradoras totalizando 25.200 kW de capacidade instalada e 8.310 kW médios
de garantia física de energia, localizada no Município de Trairi, Estado do Ceará, e dá outras providências. O
Sistema de Transmissão de interesse restrito da EOL Faísa III, constituído de uma Subestação Elevadora de
34,5/230 kV, junto à Usina, e uma Linha de Transmissão em 230 kV, com cerca de 60km, em circuito simples,
interligando a Subestação Elevadora ao Barramento de 230 kV da futura Subestação Pecém II, de propriedade da
Transmissora Delmiro Gouveia S.A. – TDG.
Eólio-elétrica Faísa III, que passará a ser constituído de uma subestação elevadora de 230/34,5 kV que será
interligada à Rede Básica através de uma LT 230 kV, com cerca de 60 km de extensão, em circuito simples,
compartilhada pelas usinas EOL Faísa I, EOL Faísa II, EOL Faísa III, EOL Faísa IV, Faísa V e EOL Embuaca, na futura SE
Pecém II 500/230 kV, de propriedade da Transmissora Delmiro Gouveia – TDG.
A garantia de fiel cumprimento é do mesmo valor que os outros empreendimentos, de R$ 6.889,75 mil, e
vigorará até 3 meses após da operação comercial da última unidade geradora.
11
Histórico Regulatório: EOL Faísa IV
PRT Nº 701, DE 06.08.2010: Autoriza a empresa Eólica Faísa IV - Geração e Comercialização de Energia Ltda. A
estabelecer-se como PIE mediante a implantação e exploração da Central Geradora Eólica denominada EOL Faísa
IV, constituída de doze Unidades Aerogeradoras totalizando 25.200 kW de capacidade instalada e 8.550 kW
médios de garantia física de energia, localizada no Município de Trairi, Estado do Ceará, e dá outras providências.
O Sistema de Transmissão de interesse restrito da EOL Faísa IV, constituído de uma Subestação Elevadora de
34,5/230 kV, junto à Usina, e uma Linha de Transmissão em 230 kV, com cerca de sessenta km de extensão, em
circuito simples, interligando a Subestação Elevadora ao Barramento de 230 kV da futura Subestação Pecém II, de
propriedade da Transmissora Delmiro Gouveia S.A. - TDG,
PRT Nº 936, DE 19.11.2010: Aprova o enquadramento da Central Geradora Eólica denominada EOL Faísa IV, de
titularidade da empresa Eólica Faisã IV - Geração e Comercialização de Energia Ltda., com 25,2 MW de potência
instalada, inscrita no CNPJ/MF sob o nº 11.619.342/0001-00, no Regime Especial de Incentivos para o
Desenvolvimento da Infraestrutura - REIDI, conforme descrito no Anexo I à presente Portaria.
Eólio-elétrica Faísa IV, que passará a ser constituído de uma subestação elevadora de 230/34,5 kV que será
compartilhada pelas usinas EOL Faísa I, EOL Faísa II, EOL Faísa III, EOL Faísa IV, Faísa V e EOL Embuaca, na futura SE
Pecém II 500/230 kV, de propriedade da Transmissora Delmiro Gouveia – TDG.
A garantia de fiel cumprimento também é do mesmo valor que as demais;
12
Histórico Regulatório: EOL Faísa V
PRT Nº 642, DE 13.07.2010: Aprova o enquadramento da Central Geradora Eólica denominada EOL Faísa V, de
titularidade da empresa Eólica Faísa V - Geração e Comercialização de Energia Ltda., com 27,3 MW, no Regime
Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI;
PRT Nº 684, DE 04.08.2010: Autoriza a empresa Eólica Faísa V – Geração e Comercialização de Energia Ltda. a
V, constituída de 13 Unidades Aerogeradoras totalizando 27.300 kW de capacidade instalada e 9.090 kW médios
de garantia física de energia, localizada no Município de Trairi, Estado do Ceará, e dá outras providências. O
Sistema de Transmissão de interesse restrito da EOL Faísa V, constituído de uma Subestação Elevadora de
34,5/230 kV, junto à Usina, e uma Linha de Transmissão em 230 kV, com cerca de 60 km de extensão, em circuito
simples, interligando a Subestação Elevadora ao Barramento de 230 kV da futura Subestação Pecém II, de
propriedade da Transmissora Delmiro Gouveia S.A. – TDG;
Eólio-elétrica Faísa V, que passará a ser constituído de uma subestação elevadora de 230/34,5 kV que será
compartilhada pelas usinas EOL Faísa I, EOL Faísa II, EOL Faísa III, EOL Faísa IV, EOL Faísa V e EOL Embuaca, na
futura SE Pecém II 500/230 kV, de propriedade da Transmissora Delmiro Gouveia – TDG.
A empresa é obrigada a manter a Garantia de Fiel Cumprimento das Obrigações no valor de R$ 7.374,40 mil,
que vigorará até três meses após o início da operação da última Unidade Aerogeradora.
13
Alteração de projeto – Edital Leilão nº. 03/2009
13.14: Alterações nas características técnicas de empreendimento habilitado pela EPE para o
LEILÃO somente poderão ocorrer após a outorga da Autorização, por solicitação da Autorizada ou
da Administração Pública.
13.14.1 As alterações técnicas, inclusive quanto ao número de unidades geradoras, deverão ser
submetidas previamente à avaliação e anuência da ANEEL, que poderá atender ao pleito desde que
satisfeitas às seguintes condições:
– 13.14.1.1 Que não se altere a capacidade instalada mínima prevista na respectiva outorga de
Autorização;
– 13.14.1.2 Sejam recalculadas as GARANTIAS FÍSICAS parciais e a total do empreendimento;
– 13.14.1.3 A alteração em questão não implique perda energética, devendo ser mantida, no
mínimo, a GARANTIA FÍSICA e a potência associada do empreendimento habilitado.
– 13.14.1.4 Que esteja em conformidade com o licenciamento ambiental
Nenhum dos projetos protocolou alteração na ANEEL
As novas licenças ambientais deverão ser compatíveis às novas potências e número de
aerogeradores.
14
Enquadramento no REIDI
O REIDI é um regime de benefícios tributários instituído no âmbito do PAC pela Lei n. 11.488,
regulamentado pelo Decreto n. 6.144, de 03/07/2007, e, para o setor de energia elétrica,
especificamente pela Portaria MME n. 319/2008, que estabeleceu todos os procedimentos para
aprovação dos projetos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica ao REIDI. Decreto
nº 7.367 (26 de novembro de 2010), de 25/11/2010, altera o Decreto nº 6.144.
Nos termos da legislação citada, qualquer projeto somente será considerado enquadrado no
REIDI após publicação de Portaria do Ministério responsável (no caso, o MME) E publicação de
Ato Declaratório Executivo (ADE) da Secretaria da Receita Federal (RFB);
Somente a partir da data de enquadramento (publicação do ADE pela Receita Federal) poderia o
empreendedor celebrar contratos com seus fornecedores para fins de gozo do benefício do REIDI.
Caso o(s) contrato(s) tenha(m) sido assinado(s) em momento anterior, os mesmos não podem gozar
dos referidos benefícios tributários. Caso o benefício venha sendo auferido de forma irregular, a
conduta ocasionaria possível cancelamento, quando da fiscalização da RFB que, também, deverá
obrigar a pessoa jurídica beneficiária do REIDI a pagar as contribuições, os acréscimos legais e a
penalidade nos termos da Instrução Normativa n. 758/2007, que trata especificamente do REIDI.
Cabe ressaltar que, o contrato do EPC foi assinado em 30 de novembro de 2010, quando já valia
esta nova regra (Decreto 7367).
15
Enquadramento no REIDI = Risco Suzlon pela proposta
Faísas II, IV e V: ADE posterior ao contrato EPC
Todas co-habilitações são posteriores ao EPC
Data de assinatura do EPC: 30/11/2010.
http://www.receita.fazenda.gov.br/Legislacao/RegimeReidi/RelacaodasPJIN758.htm
Empreendimento
[Empresa co-habilitada:
SUZLON Energia Eólica do Brasil]
Portaria
ADE Receita Federal
[Empreendimento/SUZLON]
EOL Faísa I
MME 718, de 11/08/2010,
publicada em 13/08/2010
194, de 21/10/2010, publicado em
05/11/2010
EOL Faísa I: co-habilitação
EOL Faísa II
24, publicado em 14/03/2011
MME 834, de 04/10/2010,
publicada em 06/10/2010.
EOL Faísa II: co-habilitação
EOL Faísa III
64, publicado em de 26/07/2011
MME 650, de 19/07/2010,
EOL Faísa III: co-habilitação
EOL Faísa IV
EOL Faísa V: co-habilitação
195, 21/10/2010, publicado em
05/11/2010
MME 936, de 19/11/2010,
EOL Faísa IV: co-habilitação
EOL Faísa V
18, de 02/02/2011, publicado em
09/02/2011
19 de 02/02/2011, publicado em
09/02/2011
MME 642, de 13/07/2010,
15 de 02/02/2011, publicado em
09/02/2011
Ainda Não localizamos.
16
Agenda
1. Objetivo
4. Conexão
5. Perdas
6. Certificação
7. Financiamento
9. Próximos passos
17
Habilitação no Leilão
DSP Nº 1.267, DE 1º.04.2009: I – Registra os estudos de projetos para implantação e/ou ampliação das centrais geradoras
relacionadas e qualificadas no ANEXO I deste Despacho, entre elas as Centrais Geradoras Eólicas Faísa I, Faísa II, Faísa III, Faísa IV e
Faísa V; II – Este despacho tem a finalidade de permitir às referidas empresas a habilitação técnica e o cadastramento junto a
Empresa de Pesquisa Energética (EPE), conforme art. 1º da PRT MME nº 21/2008, bem como as providências junto aos órgãos
ambientais e de recursos hídricos, conforme art. 2º da mesma PRT, não gerando quaisquer direitos ou obrigações com relação às
fases subseqüentes dos processos de leilão de energia, devendo ser observado o disposto no respectivo edital
Empreendimento
Controladora
Potência Instalada
Município, UF
EOL Faísa I
Eólica Faísa LTDA
25,2 MW
Trairí, CE
EOL Faísa II
Eólica Faísa LTDA
25,2 MW
Trairí, CE
EOL Faísa III
Eólica Faísa LTDA
25,2 MW
Trairí, CE
EOL Faísa IV
Eólica Faísa LTDA
25,2 MW
Trairí, CE
EOL Faísa V
Eólica Faísa LTDA
27,3 MW
Trairí, CE
REH Nº 907, DE 10.11.2009: Aprova o Edital do Leilão nº 03/2009-ANEEL e seus Anexos, referente à contratação de Energia de
Reserva, específico para energia elétrica proveniente de fonte eólica, conforme Portarias MME nº. 147/2009 e nº. 211/2009. [§ 2°] O
conjunto de TUST de que trata o caput aplica-se exclusivamente às centrais geradoras vencedoras do Leilão nº 03/2009-ANEEL. [Art.
3º] As TUST de que trata o Anexo I desta Resolução serão, a cada ciclo tarifário, monetariamente atualizadas, utilizando-se os índices
empregados no reajuste ou revisão das Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão.
Tarifas R$/kW.mês
De 1º de
julho de
2012 a
30 de
junho de
2013
De 1º de
julho de
2013 a
30 de
junho de
2014
De 1º de
julho de
2014 a
30 de
junho de
2015
De 1º de
julho de
2015 a
30 de
junho de
2016
De 1º de
julho de
2016 a
30 de
junho de
2017
De 1º de
julho de
2017 a
30 de
junho de
2018
De 1º de
julho de
2018 a
30 de
junho de
2019
De 1º de
julho de
2019 a
30 de
junho de
2020
De 1º de
julho de
2020 a
30 de
junho de
2021
De 1º de
julho de
2021 a
30 de
junho de
2022
Faísa I, II, III, IV e V
6,080
5,812
5,545
5,277
5,010
4,743
4,743
4,743
4,743
4,743
18
Habilitação no Leilão
DSP Nº 1.425, DE 20.05.2010: Registra que os documentos de constituição das Sociedades de Propósito Específico
qualificadas no ANEXO I deste Despacho, foram analisados e estão em conformidade com o Edital do Leilão n° 03/2009. II –
Informar que o referido ANEXO estará disponível no endereço eletrônico www.aneel.gov.br;
Empreendimento
SPE
Potência Instalada
Município, UF
EOL Faísa I
Eólica Faísa I – Geração e Comercialização de Energia LTDA
25,2 MW
Trairí, CE
EOL Faísa II
Eólica Faísa II – Geração e Comercialização de Energia LTDA
25,2 MW
Trairí, CE
EOL Faísa III
Eólica Faísa III – Geração e Comercialização de Energia LTDA
25,2 MW
Trairí, CE
EOL Faísa IV
Eólica Faísa IV – Geração e Comercialização de Energia LTDA
25,2 MW
Trairí, CE
EOL Faísa V
Eólica Faísa V – Geração e Comercialização de Energia LTDA
27,3 MW
Trairí, CE
19
Venda de Energia [LER nº 03/2009]
Todos os 5 empreendimentos analisados neste estudo foram vencedores do Leilão de Energia de
Reserva* – Fonte Eólica - nº 03/2009, ocorrido em 14 de dezembro de 2009;
Como resultado do certame, foi firmado Contrato de Energia Reserva (CER) entre cada SPE e a
CCEE, sendo que esta última possui a atribuição de celebrar os contratos associados à Energia de
Reserva na qualidade de representante dos usuários;
O CER diz que a contabilização dos montantes de energia gerada será feita com base em valores
referenciados ao centro de gravidade do submercado onde estão localizadas das usinas – no caso,
submercado NE;
Pela disponibilização da energia proveniente da usina, o vendedor fará jus ao recebimento da
Receita de Venda para cada ano de suprimento;
Os riscos financeiros associados à diferença entre a energia gerada e a energia contratada,
quando da verificação de desvios negativos de geração, serão assumidos pelo vendedor. Esta
diferença pode estar atrelada a: (i) ocorrência de ventos em intensidade inferior ao considerado em
estudos realizados na fase de projeto; (ii) entrada em operação comercial em data posterior a
01.07.2012 e/ou (iii) indisponibilidade de aerogeradores em nível superior aos índices de
desempenho de referência.
*Os custos associados à contratação de Energia de Reserva são suportados pelos usuários mediante o pagamento de EER [encargo de energia de
reserva].
20
Contrato de Energia de Reserva
3.6.1/6.8: Caso a energia gerada seja maior que a contratada, está proibida outra destinação. Em se
tratando de geração, se o valor produzido for superior à energia contratada, o vendedor ficará
impedido de negociar o montante de energia associado a essa variação em qualquer ambiente de
comercialização, devendo a CCEE contabilizar toda a energia gerada no âmbito do contrato;
5.6.2: O montante de energia não entregue não sujeitará o vendedor à exposição financeira no
mercado de curto prazo
6.10: Em caso de decretação de racionamento, a quantidade de energia contratada não será
reduzida.
5.12: O atraso das linhas de distribuição/ transmissão necessárias para escoamento da energia,
desde que informado pela ANEEL, não impedirá o recebimento da receita fixa pelo vendedor,
isentando-o de quaisquer rebatimentos previstos no contrato;
Conforme destaca o CER, a geração de energia deve respeitar a uma faixa de tolerância sobre o
saldo acumulado no período de 12 meses:
“7.2 (II). O saldo acumulado da CONTA DE ENERGIA, anualmente apurado, observará uma margem inferior de 10% (dez por cento) abaixo
do valor da ENERGIA CONTRATADA referente ao período considerado, e a uma margem superior de 30% (trinta por cento) acima do valor
da ENERGIA CONTRATADA aplicável ao mesmo período.”
21
Esclarecimento ao Edital [LER nº 03/2009]
QUESTIONAMENTO 11: No edital não aparecem especificadas as penalidades no caso de atraso na
entrada em operação. Favor esclarecer.
ESCLARECIMENTO 11: O efetivo pagamento da RECEITA FIXA está condicionado à entrada em
operação comercial da USINA. Ademais, ainda no âmbito do CER, o atraso na entrada em operação
comercial pode levar à aplicação da Cláusula 11, que trata do ressarcimento por desvios negativos de
geração. Caso a usina não entre em operação comercial até 30/06/2013, o CER poderá ser rescindido,
aplicando-se a multa por rescisão estabelecida na Cláusula 14. No âmbito administrativo o atraso na
entrada em operação comercial leva à aplicação das penalidades previstas na Resolução Normativa nº.
63/2004, podendo culminar inclusive com a revogação da concessão
22
Aspectos Regulatórios: Venda de Energia [LER nº 03/2009]
Caso a geração anual for menor que 90% da energia contratada (extrapolação do limite inferior da
faixa de tolerância, o vendedor é passível de penalidade mediante ressarcimento, a ser calculado
conforme o volume de energia não entregue;
Haverá dois processos de apuração do saldo acumulado da conta de energia, um ao final de cada
ano contratual e outro ao final de cada quadriênio, sendo que no último ano de cada quadriênio,
ambos os processos serão realizados.
Se a geração quadrianual for inferior ao PPA, o vendedor também estará sujeito ao pagamento de
ressarcimento à CCEE, conforme Cláusula 11ª.
O preço de venda de energia será atualizado mediante variação do IPCA, calculado pelo IBGE. As
atualizações ocorrerão nos meses de julho de cada ano, respeitando o prazo legal de 12 meses,
contados a partir do mês subsequente à realização do leilão (janeiro de 2010). Ou seja:
,onde:
PVi = novo preço de venda corrigido, expresso em R$/MWh;
PV0 = preço de venda resultante do leilão, expresso em R$/MWh;
Ii = valor do número índice do IPCA do mês de junho; e
I0 = valor do número índice do IPCA do mês de realização do leilão.
23
Cronograma – Ato Legal
Segundo último relatório de acompanhamento dos projetos da Aneel, os projetos estão dentro
do cronograma legal estabelecido na Resolução Autorizativa:
CENTRAL GERADORA EÓLICA FAÍSA V [STATUS: NORMAL]
Obtenção da Licença de Instalação
Até 30.09.2011
Início da Montagem do Canteiro de Obras
Até 30.09.2011
Início das Obras Civis das Estruturas
Até 31.10.2011
Início da Concretagem das Bases das Unidades Aerogeradoras
Até 01.01.2012
Início da Montagem Eletromecânica das Unidas Aerogeradoras
Até 01.02.2012
Início das Obras da Subestação e do Sistema de Transmissão de associado
Até 01.02.2012
Conclusão da Montagem Eletromecânica das Unidades Aerogeradoras
Até 24.05.2012
Início da Operação em Teste da 1ª Unidade Aerogeradora
Até 25.05.2012
⁞
⁞
Início da Operação em Teste da 13ª Unidade Aerogeradora
Até 30.06.2012
Início da Operação Comercial da 1ª Unidade Aerogeradora à 13º Unidade Aerogeradora
Até 01.07.2012
Na alteração dos projetos há a necessidade de enviar novo cronograma a Aneel.
24
De acordo com informações do Cronograma ANEEL de janeiro de 2012, descrito na tabela abaixo, que fornece
informações sobre o status atual das obras, tem-se:
Usina
FAÍSA I
FAÍSA II
FAÍSA III
Potênci
UF
LP
a (MW)
CE
CE
CE
25,20
25,20
25,20
LI
X
X
X
X
Órgão
LO Licenciado Validade
r
Situação Cronograma Observação
SEMACE/
Obra não
08/11/2011
CE
iniciada
Implantação de 12 unidades aerogeradoras totalizando 25,2
MW (9,37 MW médios). Informa 100% dos equipamentos e
serviços principais contratados. Finalizada a topografia do
parque. Em andamento a sondagens dos aerogeradores e a
Atrasado
topografia da LT. O agente informa que está em trâmite no
órgão ambiental alteração da LI para adequação ao projeto.
Está em andamento avaliação do agente para alteração do
layout do parque e características técnicas dos aerogeradores.
SEMACE/
Obra não
08/10/2010
CE
iniciada
Atrasado
SEMACE/
Obra não
05/11/2011
CE
iniciada
Atrasado
25
De acordo com informações do Cronograma ANEEL de janeiro de 2012, descrito na tabela abaixo, que fornece
informações sobre o status atual das obras, tem-se:
Usina
FAÍSA IV
FAÍSA V
UF
CE
CE
Potênci
LP
a (MW)
25,20
27,30
X
X
LI
Órgão
LO Licenciado Validade
r
Situação Cronograma Observação
SEMACE/
Obra não
05/11/2011
CE
iniciada
Atrasado
SEMACE/
Obra não
19/04/2012
CE
iniciada
Atrasado
26
Cronograma – Faísa I (Fonte: Aneel, abril/2012)
Autorizada
FAÍSA I
25,20 MW
Eólica Faísa I - Geração e Comercialização de Energia Ltda
CE
Potência autorizada pelo ato
Ato Legal (entrada em operação comercial)
Município: Trairí
Antecipação (entrada em operação comercial)
Ato Legal
Portaria MME nº 758, de 26 de agosto de 2010.
Previsão (entrada em operação comercial)
Situação Atual
Cronograma
Licenciamento Ambiental
Contratos de
Obra não iniciada
Sistema de Transmissão
4
Atrasado
4
Transmissão/Distribuição
Licença Prévia - LP
Conexão em 230 kV à SE Pecém, através de uma LT (230 kV) em circuito simples.
Validade:08/11/2011
Normal
Licença de Instalação - LI
CUST
Adiantado
Licença de Operação - LO
CUSD
CCD
Observações
Implantação de 12 unidades aerogeradoras totalizando 25,2 MW (9,37 MW médios). Informa 100% dos equipamentos e serviços principais contratados. Finalizada a topografia do parque. Em andamento a
sondagens dos aerogeradores e a topografia da LT. O agente informa que está em trâmite no órgão ambiental alteração da LI para adequação ao projeto. Está em andamento avaliação do agente para alteração do
Eventos já realizados
2010
2011
2012
30
2 Início da montagem do canteiro de obras
8 Início da Operação Comercial
2014
2015
28
01
01
6 Início da Obras do Sistema de Transmissão de Interesse Restrito
7 Início da Operação em Teste
2013
Previsão de antecipação
01
5 Início da montagem das torres
01
4 Início da Concretagem das Bases
Marco não cumprido
31
1 Obtenção da LI
3 Início das Obras Civis das Estruturas
Previsão
J F MAMJ J A S OND J F MAMJ J A S OND J F MAMJ J A S ON D J F MAMJ J A S OND J F MAMJ J A S OND J F MAMJ J A S ON D
30
Cronograma de Eventos
Eventos previstos
O número assinalado indica a data (dia) da entrada em operação comercial das unidades geradoras.
27
Cronograma – Faísa II (Fonte: Aneel)
Autorizada
FAÍSA II
25,20 MW
Eólica Faisa II - Geração e Comercialização de Energia Ltda
CE
Município: Trairí
Ato Legal
Situação Atual
Cronograma
Obra não iniciada
4
Atrasado
4
Normal
4
Conexão em 230 kV à SE Pecém, através de uma LT (230 kV) em circuito simples.
Contratos de
Validade:08/10/2010
CUST
CCD
Validade:15/11/2013
Adiantado
CUSD
Observações
2010
2011
2012
30
2014
2015
28
01
01
2013
01
01
Marco não cumprido
31
1 Obtenção da LI
Previsão
30
Eventos previstos
28
Cronograma – Faísa III (Fonte: Aneel)
Autorizada
FAÍSA III
25,20 MW
CE
Eólica Faísa III - Geração e Comercialização de Energia Ltda
Município: Trairí
Ato Legal
Situação Atual
Cronograma
Obra não iniciada
4
Atrasado
4
Contratos de
Conexão em 230 kV à SE Pecém II, através de uma LT (230 kV) em circuito simples.
Validade:02/10/2011
Normal
CUST
Adiantado
CUSD
CCD
Observações
2010
2011
2012
30
2014
2015
28
01
01
2013
01
01
Marco não cumprido
31
1 Obtenção da LI
Previsão
30
Eventos previstos
29
Cronograma – Faísa IV (Fonte: Aneel)
Autorizada
FAÍSA IV
25,20 MW
CE
Eólica Faísa IV - Geração e Comercialização de Energia Ltda
Município: Trairí
Ato Legal
Situação Atual
Cronograma
Obra não iniciada
4
Atrasado
4
Contratos de
Validade:05/11/2011
Normal
CUST
Adiantado
CUSD
CCD
Observações
2010
2011
2012
30
2014
2015
28
01
01
2013
01
01
Marco não cumprido
31
1 Obtenção da LI
Previsão
30
Eventos previstos
30
Cronograma – Faísa V (Fonte: Aneel)
Autorizada
FAÍSA V
27,30 MW
CE
Eólica Faísa V - Geração e Comercialização de Energia Ltda
Município: Trairí
Ato Legal
Situação Atual
Cronograma
Obra não iniciada
4
Atrasado
4
Contratos de
Validade: 19/04/2012
Normal
CUST
Adiantado
CUSD
CCD
Observações
2010
2011
2012
30
2014
2015
28
01
01
2013
01
01
Marco não cumprido
31
1 Obtenção da LI
Previsão
30
Eventos previstos
31
Cronograma – Faísas (Fonte: Aneel)
Em resumo:
32
Cronograma – Solicitacao de alteração do CER
1. Alteração do cronograma estimado dos eventos do CER após a realização do leilão. A data
prevista para a outorga passou de 06/04/2010 para 20/04/2010  14 dias.
Na prática os atos foram publicados em:
F1: 27/08/2010  129 dias atraso + 14 = 143 – 50 = 93
F2, F3 e F4: 09/08/2010  111 dias atraso + 14 = 125 – 50 = 75
F5: 05/08/2010  107 dias atraso + 14 = 121 – 50 = 71
Em paralelo houve atraso de 41 dias para entrega de documentos das SPEs e outros 9 dias para
endosso da garantia de fiel cumprimento. Atraso não imputável a administração pública: 50 dias.
2. Atraso na adesão a CCEE. Atraso imputado ao poder público:
= Prazo decorrido pela CCE – prazo previsto – atraso da SPE na adequação a classe.
F1 = 242 – 46 – 40 = 156 dias
F2 e F4 = 196 – 46 – 40 = 110 dias
F3 = 196 – 46 – 35 = 115 dias
F5 = 300 – 46 – 40 = 214 dias
33
Cronograma – Solicitacao de alteração do CER
3. Exclusão de dias coincidentes
F1: 66 dias  Atraso Poder Público = 93 + 156 – 66 = 183
4. Atraso não atribuído as empreendimentos devido ao atraso SE Pecém II, considerando-se
necessidade de 34 dias para comissionamento e defasagem de uma semana entre os parques
(neste argumento, teoricamente, se aceito pela Aneel, novos atrasos da SE Pecém seriam
novamente compensados):
F1: 0 ; F2: 33 dias ; F3: 19 dias ; F4: 26 dias ; F5: 0.
Solicitação de Início CER (esses prazos dependeria da SE Pecém pronta em 30/10/2012)
34
Cronograma – Comissionamentos previstos
F1: 27/nov/2012 – 14/dez/2012 – 31/12/2012 (CoD)
F2: 14/nov/2012 – 04/dez/2012 – 18/12/2012 (CoD)
F3: 31/out/2012 – 16/dez/2012 – 04/12/2012
F4: 07/nov/2012 – 23/nov/2012 – 11/12/2012
F5: 24/jan/2013 – 12/fev/2013 – 27/fev/2013
Esse cronograma deverá sofrer atraso de 1 mês com novo escorregamento do cronograma da SE
Pecém II:
(4) F1: Comissionamento 21/dez/2012  Op. Com: 23/01/2013
(1) F3: Comissionamento 31/nov/2012  Op. Com: 04/01/2013
(5) F5: Comissionamento 24/jan/2013  Op. Com: 27/02/2013
35
Cronograma CER x Início Fornecimento
Considerando-se que a Aneel não irá aceitar prorrogação pelo atraso da SE Pecém, já que o
cronograma do parque esta mais atrasado do que da conexão.
Parque
CER
Operação
comercial
Atraso (dias)
Faísa 1
31/12/2012
23/01/2013
23
Faísa 2
15/11/2012
18/01/2013
64
Faísa 3
15/11/2012
04/01/2013
50
Faísa 4
15/11/2012
11/01/2013
57
Faísa 5
27/02/2013
27/02/2013
0
36
Agenda
1. Objetivo
4. Conexão
5. Perdas
6. Certificação
7. Financiamento
9. Próximos passos
37
Linha de transmissão de interesse restrito
No contrato de consórcio, formada pelas empresas Eólica Faísas I ao V e Embuaca estabelecendo
o Consórcio Transmissão de Energia Éolica Embuaca e Faísas, que tem por objeto a construção e
operação compartilhada dos ativos comuns, visando a interligação dos projetos com a Rede Básica;
O contrato estabelece que a construção dos ativos será feito por meio de contrato de empreiteira
e contratos EPC. A operação e manutenção compartilhada da LT será contratado em conjunto, por
todas as consorciadas.
A Embuaca foi eleita como líder do consórcio.
A empresa contratada para execução dos serviços foi a Alubar, em contrato assinado em
30.11.2010. O contrato, na modalidade turnkey lump sum.
A Alubar possui 9 meses para execução do projeto, após a elaboração e aprovação deste, e
emissão da ordem de serviço. A Alubar está sujeita a 0,5% do valor do contrato para cada dia de
atraso, limitadas à 10% do preço.
A empresa Inferencial Eng. foi a contratada em 30.11.2010, para elaboração do laudo de
avaliação da faixa de servidão, assim como as negociações com os proprietários para fins de
indenização.
38
Ponto de Conexão – SE Pecém II
Os cinco projetos estarão conectados à SE Pécém II, em construção pela TDG – Transmissora
Delmigo Gouveia , objeto do Leilão de Transmissão de 2009, Lote C. A TDG também é responsável
pela construção da LT de 20 km, que seccionará a LT Sobral III/Fortaleza II, bem como as entradas de
linha correspondentes na SE Pecém II – essas obras conectará a SE Pecém II ao SIN.
Outro ponto importante é a assinatura do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão. É
importante lembrar que a CUST é que garante acesso ao ponto de conexão junto à transmissora.
39
Relatório Aneel de março de 2012
40
Agenda
1. Objetivo
4. Conexão
5. Perdas
6. Certificação
7. Financiamento
9. Próximos passos
41
Interferência entre parques
Foi realizada pesquisa técnica realizada em revistas científicas e livros especializados
em geração de energia elétrica a partir da fonte eólica.
45%
perda de potência
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
0
5
10
15
20
S/D
Milborrow (1980)
Elliot e Barnard (1990)
Adaramola e Krogstad (2011)
ADARAMOLA, M.S., KROGSTAD, P.-Å. Experimental investigation of wake effects on wind turbine performance. Renewable Energy .36
(2011) pp 2078 -2086.
ELLIOTT, D. L.; BARNARD, J. C. Observations of wind turbine wakes and surface roughness effects on wind flow variability. Solar Energy,
vol. 45, n. 5, pp 265-283, 1990.
MILBORROW, D.J. The performance of arrays of wind turbines. Journal of Industrial Aerodynamics, 5 (1980), pp 403-430.
42
São muitos os fatores que influenciam as propriedades da turbulência, como as
condições do vento, as condições térmicas da atmosfera, o desenho das máquinas, a
rugosidade do terreno e as condições de operação das usinas à montante.
Nos estudos que foram objeto da pesquisa, a referência padrão de distância
encontrada foi o diâmetro do rotor e não a altura máxima da pá (ANEEL tem usado
como referência a altura máxima da pá)
Não há um único método para ser calculada a área de sombreamento ou a região de
turbulência, vez que o cálculo de perda de eficiência depende de vários parâmetros. O
que pode e deve ser feito é a escolha racional de um método transparente e eficiente.
Sendo assim, poderia ser proposta uma distância baseada no diâmetro do rotor
considerando o percentual de perdas que os agentes estão dispostos a assumir de risco
no futuro.
43
44
Interferência entre parques – Resolução 391/2009
DOCUMENTOS NECESSÁRIOS AO REQUERIMENTO DE OUTORGA:
2.6: Estudo comprovando a não interferência da usina eólica em outros parques eólicos já
autorizados caso estes estejam dentro da região de turbulência (região que dista de 20 vezes a
altura máxima da pá, considerando-se a direção predominante do vento) provocada pelos
aerogeradores da nova usina;
45
Perdas na geração de energia
Perdas com:
SE unitárias
cabo baixa tensão
rede interna
consumo interno
Perdas na linha de
transmissão de
interesse restrito
Rateio de perdas da
Rede Básica
Perdas na SE de saída
Perdas
SE unitárias
cabo baixa tensão
perdas na rede interna
consumo interno parque
perdas na SE de saída
perdas na rede de transmissão
eficiencia elétrica
GH
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
3,00%
3,00%
MJ
Martifer
1,20%
1,28%
0,29%
0,00%
0,60%
0,42%
0,08%
0,33%
0,80%
1,66%
0,15%
0,00%
4,16%
2,65%
46
Rateio de Perdas na rede básica
- Fator de perdas da geração (%): 2,23% 3,0%
2,8%
2,6%
2,4%
2,2%
2,0%
1,8%
1,6%
1,4%
1,2%
1,0%
perdas mensais
perda média (2,23%)
47
Agenda
1. Objetivo
4. Conexão
5. Perdas
6. Certificação
7. Financiamento
9. Próximos passos
48
Geração de Energia
Relatório das certificadoras
Considerando-se nos cálculos da GL as perdas da MJ, ou seja, ao invés de 3%, 4,16%, a energia
final da GL seria de 415.721 MWh. Essa é A geração de energia considerada na modelagem.
49
Agenda
1. Objetivo
4. Conexão
5. Perdas
6. Certificação
7. Financiamento
9. Próximos passos
50
Financiamento: Bridge Loan
O montante total aprovado para bridge é de R$ 91,5 milhões. Para modelagem individual dos
empreendimentos, consideramos proporcionalmente à potência instalada.
Bridge Loan
Montante Financiado
Juros
R$ 91,5 mm
% CDI
Prazo Amortização
Bullet no desembolso BNDES/SUDENE (out/12)
Início Amortização
Na, vide acima
Data da captação
Maio de 2012
(ainda depende da negociação de cronograma físico-financeiro)
51
Financiamento - condições
BNDES
Montante Financiado
Captação
Ate R$ 81.400 mil
Teste alavancagem: P90. Data CER
vigente a época de aprovação
outubro.2012
(stress janeiro/2013)
Desde que tenha sido aportado
100%Equity na frente
SUDENE
Até R$ 294.000 mil
Teste de alavancagem: PPA
outubro.2012
(stress janeiro/2013)
Desde que tenha sido aportado 100%Equity
na frente
19 anos
Amortização
Início Amortização
Conta Reserva
16 anos
[Tabela SAC, periodicidade mensal]
Julho/2013
3 meses.
Aceita uma CR única, desde que
fique na holding = pode
dificultar cisão. Mais provável
individual por SPE
[Amortização customizada: de 30% a 70% da
geracao de caixa (GC), considerando-se a
amortizacao do BNDES.
GC = Lucro Liquido contabil + D&A]
Fluxos individuais por projeto
Julho /2013
Carência até 12 meses pós desembolso
6 meses [Pari passo aos desembolsos do fundo,
apresentando 6 meses do maior Serviço da Dívida
projetado para todo o período do financiamento]
52
Financiamento – opções de garantias
BNDES
Carta Fianca – Op.1
SUDENE
12 meses no período operacional
(fechamento em junho ou
dezembro)
12 meses no período operacional
[segue padrão BNDES]
Juros
TJLP + 0,9% + 1,9% a.a
TJLP + 1,0% a.a
ISCD
1.3x com caixa acumulado
(Não aceita aporte)
Regra do 30%-70% da Amortização
Carta Fianca – Op.2
Durante periodo de financiamento
sobre Saldo Devedor, sendo
renovada a cada 2 anos
Juros
TJLP + 0,9% + 0,5% a.a
ISCD
NA
Sudene*
NA
Faísa I
Faísa II
Faísa III
Faísa IV
Faísa V
TOTAL
R$ 62,0 MM
R$ 63,0 MM
R$ 63,0 MM
R$ 63,0 MM
R$ 68,0 MM
R$ 319,0 MM
*Aprovação por meio de Resolução da Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste de 28.07.2011
53
Simulações FINANCEIRAS
Garantia
Conta Reserva
S1
S2
Alavancagem
Liberação
Menor certificação
global
Outubro / 2012
Combinação pior
parque a parque
Outubro / 2012
Combinação pior
parque a parque
Outubro / 2012
Menor certificacao
global
Outubro / 2012
Combinacao pior
parque a parque
Outubro / 2012
Combinacao pior
parque a parque
Outubro / 2012
Janeiro / 2013
Holding
S3
S4
BNDES: Carta Fiança 12
meses operacional
S5
Individual
S6
S7
S8
S9
S10
BNDES: Carta Fiança
durante todo período
de saldo devedor
Janeiro / 2013
Janeiro / 2013
Holding
S11
Individual
S12
Janeiro / 2013
Janeiro / 2013
Janeiro / 2013
54
Agenda
1. Objetivo
4. Conexão
5. Perdas
6. Certificação
7. Financiamento
9. Próximos passos
55
Premissas - Encargos Setoriais e Operacionais
TUST
Administrativos +
Operacional proprio
TFSEE
Taxa ONS
Taxa CCEE
Seguro Operacional
O&M – 1º ao 5º ano
O&M – 6º ao 20º ano
Major M – 6º ao 20º ano
Custo Manutenção LT+SE+Bay
PBA
Res. 907/2009
R$ 1,5 mm/ano – vide próximo slide
Potência Instalada * 0,5% * Benefício Econômico de R$ 385,73
[Não é despachada centralizadamente]
R$ 515,00/MW
1º ao 3º ano: 0,3% Investimento a.a. (0,2% a 0,3%)
A partir do 4º ano: 0,18% a.a. (0,12% a 0,18%)
R$ 20 mil / WTG (incide PIS, Cofins e ISS)
Valor da data do primeiro mês de operação
R$ 220 mil / ano
R$ 50 mil/mês nos 36 primeiros meses operacionais
56
Despesas administrativas + operação própria
ITEM
Custo anual
1 gerente de operação
R$ 200 mil
1 administrativo local
R$ 100 mil
8 seguranças
R$ 500 mil
Despesas gerais
R$ 100 mil
Veículos
R$ 100 mil
Refeitório e outros locais
R$ 100 mil
Comunicação
R$ 100 mil
Outras
R$ 300 mil
TOTAL
R$ 1.500 mil
57
Premissas Tributárias
Regime de Tributação
PIS e COFINS
Lucro Presumido
3,0% + 0, 65%, respectivamente
CSLL
Base de cálculo * alíquota =
12% * 9% = 1,08%
Imposto de Renda
Base de cálculo * alíquota =
8% * 25% = 2,00%
IR sobre receita financeira
34%
58
Físico-financeiro como exemplo para negociação
25%
20%
15%
10%
5%
0%
1
2
3
1.1. Efetivo Direto
1.4. Comissionamento Elétrica e LT
1.7. Diligenciamento WTG Brasil e exterior
1.10. Suporte Administrativo do Proprietário
2.2.Redes elétricas e Subestação
4.1. Ações sócio ambientais
4
5
6
7
1.2. Gerenciamento Obras Civis, Elétricas e LT
1.5. Gerenciamento WTG
1.8. Representacao institucional do proprietario
1.11. Engenharia do proprietário
2.3. Torres (Power Curve+ Aneel)
5.1. Obras
8
9
10
1.3. Engenharia do Proprietário
1.6. Comissionamento WTG
1.9. Meio Ambiente e Licenciamento
2.1. Aerogeradores
3.1. Linha de Transmissão
59
Marcos discutidos na reunião
Marcos
Dow payment
10%-20%
Inspeção na fábrica
(com fases intermediárias)
15%-20%
Embarque
5%-10%
Desembaraço
5%-10%
Entrega no site (por WTG)
10%-20%
Montagem (por WTG)
5%-15%
Comissionamento
(operação em fase de testes)
5%-15%
Operação comercial
10%
Banda
65%-120%
Obra civil vinculado a termino das fundações
60
Agenda
1. Objetivo
4. Conexão
5. Perdas
6. Certificação
7. Financiamento
9. Resultados

Faísa

Transcrição

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