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Avaliação Regulatória Eólica Faísa LTDA

Avaliação Regulatória Eólica Faísa LTDA

Abril.2012

Elaborado por: Elaborado para:

Agenda

2. Aspectos Regulatórios

8. Premissas para Avaliação Econômico-Financeira

9. Próximos passos

1. Objetivo

4. Conexão

5. Perdas

3. LER 2009 e cronogramas

6. Certificação

7. Financiamento

3

Agenda



9. Próximos passos

1. Objetivo

4. Conexão

5. Perdas


6. Certificação

7. Financiamento

4

Objetivos Equalizar todas as premissas para a modelagem final

Discussão pré-finalização da due diligence

5

Agenda



9. Próximos passos

1. Objetivo

4. Conexão

5. Perdas


6. Certificação

7. Financiamento

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

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.

A Eólica Faísa Ltda

Trairí, CE

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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.

Histórico Regulatório: EOL Faísa I

9

PRT Nº 703, DE 06.08.2010: Autoriza a empresa Eólica Faísa II - Geração e Comercialização de Energia Ltda. A estabelecer-se como PIE, mediante a implantação e exploração da Central Geradora Eólica denominada EOL Faísa 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.

Histórico Regulatório: EOL Faísa II

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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 estabelecer-se como PIE, mediante a implantação e exploração da Central Geradora Eólica denominada EOL Faísa 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.

Despacho Nº 4889 de 20/12/2011: altera o sistema de transmissão de interesse restrito da Central Geradora 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.

Histórico Regulatório: EOL Faísa III

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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.

Despacho Nº 4888 de 20/12/2011: altera o sistema de transmissão de interesse restrito da Central Geradora Eólio-elétrica Faísa IV, 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 também é do mesmo valor que as demais;

Histórico Regulatório: EOL Faísa IV

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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 estabelecer-se como PIE, mediante a implantação e exploração da Central Geradora Eólica denominada EOL Faísa 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;

Despacho Nº 4887 de 20/12/2011: altera o sistema de transmissão de interesse restrito da Central Geradora Eólio-elétrica Faísa V, 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.

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.

Histórico Regulatório: EOL Faísa V

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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.

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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).

Enquadramento no REIDI

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Data de assinatura do EPC: 30/11/2010. http://www.receita.fazenda.gov.br/Legislacao/RegimeReidi/RelacaodasPJIN758.htm

Enquadramento no REIDI = Risco Suzlon pela proposta Faísas II, IV e V: ADE posterior ao contrato EPC Todas co-habilitações são posteriores ao EPC

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 24, publicado em 14/03/2011

EOL Faísa II MME 834, de 04/10/2010, publicada em 06/10/2010.

18, de 02/02/2011, publicado em 09/02/2011

EOL Faísa II: co-habilitação 64, publicado em de 26/07/2011

EOL Faísa III MME 650, de 19/07/2010, publicada em 20/07/2010

195, 21/10/2010, publicado em 05/11/2010

EOL Faísa III: co-habilitação 25, publicado em 14/03/2011

EOL Faísa IV MME 936, de 19/11/2010, publicada em 23/11/2010

19 de 02/02/2011, publicado em 09/02/2011

EOL Faísa IV: co-habilitação 63, publicado em 18/07/2011

EOL Faísa V MME 642, de 13/07/2010, publicada em 15/07/2010

15 de 02/02/2011, publicado em 09/02/2011

EOL Faísa V: co-habilitação Ainda Não localizamos. 16

http://www.receita.fazenda.gov.br/Legislacao/RegimeReidi/RelacaodasPJIN758.htm














Agenda



9. Próximos passos

1. Objetivo

4. Conexão

5. Perdas


6. Certificação

7. Financiamento

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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

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.

Habilitação no Leilão

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

Tarifas R$/kW.mês

De 1º de julho de 2012 a 30 de junho de 2013










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

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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;

Habilitação no Leilão

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

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http://www.aneel.gov.br/







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.

Venda de Energia [LER nº 03/2009]

*Os custos associados à contratação de Energia de Reserva são suportados pelos usuários mediante o pagamento de EER [encargo de energia de reserva].

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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.”

Contrato de Energia de Reserva

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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

Esclarecimento ao Edital [LER nº 03/2009]

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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.

Aspectos Regulatórios: Venda de Energia [LER nº 03/2009]

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.

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Cronograma – Ato Legal

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

Segundo último relatório de acompanhamento dos projetos da Aneel, os projetos estão dentro do cronograma legal estabelecido na Resolução Autorizativa:

Na alteração dos projetos há a necessidade de enviar novo cronograma a Aneel.

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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 UF Potência (MW)

LP LI LO Órgão

Licenciador

Validade Situação Cronograma Observação

FAÍSA I CE 25,20 X SEMACE/

CE 08/11/2011

Obra não iniciada

Atrasado

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

layout do parque e características técnicas dos aerogeradores.

FAÍSA II CE 25,20 X X SEMACE/

CE 08/10/2010

Obra não iniciada

Atrasado




FAÍSA III CE 25,20 X SEMACE/

CE 05/11/2011

Obra não iniciada

Atrasado



layout do parque e características técnicas dos aerogeradores. 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 UF Potência (MW)

LP LI LO Órgão

Licenciador

Validade Situação Cronograma Observação

FAÍSA IV CE 25,20 X SEMACE/

CE 05/11/2011

Obra não iniciada

Atrasado




FAÍSA V CE 27,30 X SEMACE/

CE 19/04/2012

Obra não iniciada

Atrasado




26

Cronograma – Faísa I (Fonte: Aneel, abril/2012) Autorizada Potência autorizada pelo ato

25,20 MW

Ato Legal (entrada em operação comercial)

Antecipação (entrada em operação comercial)

Ato Legal

Previsão (entrada em operação comercial)

Situação Atual

Sistema de Transmissão Atrasado Licença Prévia - LP

Normal Licença de Instalação - LI CUST CCD

Adiantado Licença de Operação - LO CUSD

Observações

Eventos já realizados Eventos previstos Previsão Marco não cumprido Previsão de antecipação

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

1 30

2 30

3 31

4 01

5 01

6 01

7 28

8 01

O número assinalado indica a data (dia) da entrada em operação comercial das unidades geradoras.

Início da Concretagem das Bases

20122011

Eólica Faísa I - Geração e Comercialização de Energia Ltda

Início da Operação em Teste

Município: Trairí

2010

Início da montagem das torres

Conexão em 230 kV à SE Pecém, através de uma LT (230 kV) em circuito simples.

CE

Licenciamento Ambiental Contratos de

Transmissão/Distribuição Obra não iniciada

Cronograma

Início da montagem do canteiro de obras

Portaria MME nº 758, de 26 de agosto de 2010.

2015

Início das Obras Civis das Estruturas

4

Início da Obras do Sistema de Transmissão de Interesse Restrito

Cronograma de Eventos

Obtenção da LI

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


4

Início da Operação Comercial

2013 2014

Validade:08/11/2011

FAÍSA I

27

Cronograma – Faísa II (Fonte: Aneel) Autorizada Potência autorizada pelo ato

25,20 MW



Ato Legal


Situação Atual



Validade:15/11/2013


Observações



1 30

2 30

3 31

4 01

5 01

6 01

7 28

8 01


CE



Licenciamento Ambiental



Obtenção da LI


4


4

Contratos de

Transmissão/Distribuição

Município: Trairí

FAÍSA II


Eólica Faisa II - Geração e Comercialização de Energia Ltda


Validade:08/10/2010

20152013 2014

Conexão em 230 kV à SE Pecém, através de uma LT (230 kV) em circuito simples.

2010

Obra não iniciada

4




2011 2012


Cronograma

28

Cronograma – Faísa III (Fonte: Aneel) Autorizada Potência autorizada pelo ato

25,20 MW



Ato Legal


Situação Atual




Observações



1 30

2 30

3 31

4 01

5 01

6 01

7 28

8 01


2010 2011 2012


Obtenção da LI







Conexão em 230 kV à SE Pecém II, através de uma LT (230 kV) em circuito simples.

2014



2015

CE

4


4

FAÍSA III

Município: Trairí

2013Cronograma de Eventos

Contratos de


Eólica Faísa III - Geração e Comercialização de Energia Ltda

Cronograma Licenciamento Ambiental

Validade:02/10/2011


29

Cronograma – Faísa IV (Fonte: Aneel) Autorizada Potência autorizada pelo ato

25,20 MW



Ato Legal


Situação Atual




Observações



1 30

2 30

3 31

4 01

5 01

6 01

7 28

8 01



CEFAÍSA IV


Município: Trairí

Eólica Faísa IV - Geração e Comercialização de Energia Ltda

Cronograma

2011 2012 2013 20152014







Cronograma de Eventos2010



Contratos de



Obtenção da LI


4 4

Validade:05/11/2011Conexão em 230 kV à SE Pecém II, através de uma LT (230 kV) em circuito simples.

30

Cronograma – Faísa V (Fonte: Aneel) Autorizada Potência autorizada pelo ato

27,30 MW



Ato Legal


Situação Atual




Observações



1 30

2 30

3 31

4 01

5 01

6 01

7 28

8 01





2010


2012


Obtenção da LI


4

Conexão em 230 kV à SE Pecém II, através de uma LT (230 kV) em circuito simples.


Validade: 19/04/2012



4


Município: Trairí

FAÍSA V CE

Contratos de

Transmissão/Distribuição

Cronograma

Obra não iniciada

2014

Eólica Faísa V - Geração e Comercialização de Energia Ltda




201520132011

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



9. Próximos passos

1. Objetivo

4. Conexão

5. Perdas


6. Certificação

7. Financiamento

37

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.

Linha de transmissão de interesse restrito

38

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.

Ponto de Conexão – SE Pecém II

39

Relatório Aneel de março de 2012

40

Agenda



9. Próximos passos

1. Objetivo

4. Conexão

5. Perdas


6. Certificação

7. Financiamento

41

Foi realizada pesquisa técnica realizada em revistas científicas e livros especializados em geração de energia elétrica a partir da fonte eólica.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

0 5 10 15 20

pe

rda

de

po

tên

cia

S/D

Milborrow (1980) Elliot e Barnard (1990) Adaramola e Krogstad (2011)

Interferência entre parques

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 com: SE unitárias cabo baixa tensão rede interna consumo interno

Rateio de perdas da Rede Básica

Perdas na SE de saída

Perdas na linha de transmissão de

interesse restrito Perdas GH MJ Martifer

SE unitárias 0,00% 1,20% 1,28%

cabo baixa tensão 0,00% 0,29% 0,00%

perdas na rede interna 0,00% 0,60% 0,42%

consumo interno parque 0,00% 0,08%

perdas na SE de saída 0,00% 0,33% 0,80%

perdas na rede de transmissão 0,00% 1,66% 0,15%

eficiencia elétrica 3,00% 0,00%

3,00% 4,16% 2,65%

Perdas na geração de energia

46

Rateio de Perdas na rede básica - Fator de perdas da geração (%): 2,23% -

1,0%

1,2%

1,4%

1,6%

1,8%

2,0%

2,2%

2,4%

2,6%

2,8%

3,0%

perdas mensais perda média (2,23%)

47

Agenda



9. Próximos passos

1. Objetivo

4. Conexão

5. Perdas


6. Certificação

7. Financiamento

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



9. Próximos passos

1. Objetivo

4. Conexão

5. Perdas


6. Certificação

7. Financiamento

50

Bridge Loan

Juros

Prazo Amortização

Montante Financiado

Início Amortização Na, vide acima

Bullet no desembolso BNDES/SUDENE (out/12)

% CDI

R$ 91,5 mm

Data da captação Maio de 2012

(ainda depende da negociação de cronograma físico-financeiro)

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.

51

BNDES

Captação

Montante Financiado

Início Amortização Julho/2013

outubro.2012 (stress janeiro/2013)

Desde que tenha sido aportado 100%Equity na frente

Ate R$ 81.400 mil Teste alavancagem: P90. Data CER

vigente a época de aprovação

Conta Reserva

3 meses. Aceita uma CR única, desde que

fique na holding = pode dificultar cisão. Mais provável

individual por SPE

Financiamento - condições

Amortização 16 anos

[Tabela SAC, periodicidade mensal]

Julho /2013 Carência até 12 meses pós desembolso

19 anos [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

Até R$ 294.000 mil Teste de alavancagem: PPA

6 meses [Pari passo aos desembolsos do fundo,

apresentando 6 meses do maior Serviço da Dívida projetado para todo o período do financiamento]

outubro.2012 (stress janeiro/2013)

Desde que tenha sido aportado 100%Equity na frente

SUDENE

52

BNDES

ISCD

Carta Fianca – Op.1

NA

12 meses no período operacional (fechamento em junho ou

dezembro)

Financiamento – opções de garantias

12 meses no período operacional [segue padrão BNDES]

SUDENE

Carta Fianca – Op.2 Durante periodo de financiamento

sobre Saldo Devedor, sendo renovada a cada 2 anos

NA

Juros TJLP + 0,9% + 1,9% a.a TJLP + 1,0% a.a

Juros TJLP + 0,9% + 0,5% a.a

ISCD 1.3x com caixa acumulado

(Não aceita aporte) Regra do 30%-70% da Amortização

Faísa I Faísa II Faísa III Faísa IV Faísa V TOTAL

Sudene* 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 Alavancagem Liberação

S1

BNDES: Carta Fiança 12 meses operacional

Holding

Menor certificação global

Outubro / 2012

S2 Janeiro / 2013

S3 Combinação pior parque a parque

Outubro / 2012

S4 Janeiro / 2013

S5 Individual

Combinação pior parque a parque

Outubro / 2012

S6 Janeiro / 2013

S7

BNDES: Carta Fiança durante todo período

de saldo devedor

Holding

Menor certificacao global

Outubro / 2012

S8 Janeiro / 2013

S9 Combinacao pior parque a parque

Outubro / 2012

S10 Janeiro / 2013

S11 Individual

Combinacao pior parque a parque

Outubro / 2012

S12 Janeiro / 2013

54

Agenda



9. Próximos passos

1. Objetivo

4. Conexão

5. Perdas


6. Certificação

7. Financiamento

55

Administrativos + Operacional proprio

TFSEE

Taxa ONS [Não é despachada centralizadamente]

R$ 1,5 mm/ano – vide próximo slide

Potência Instalada * 0,5% * Benefício Econômico de R$ 385,73

Premissas - Encargos Setoriais e Operacionais

Taxa CCEE R$ 515,00/MW

TUST Res. 907/2009

Seguro Operacional 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%)

O&M – 1º ao 5º ano R$ 20 mil / WTG (incide PIS, Cofins e ISS)

Valor da data do primeiro mês de operação

O&M – 6º ao 20º ano

Major M – 6º ao 20º ano

Custo Manutenção LT+SE+Bay R$ 220 mil / ano

R$ 80 mil / WTG (incide PIS, Cofins e ISS) Valor da data do primeiro mês de operação

R$ 50 mil / WTG (incide PIS, Cofins e ISS) Valor da data do primeiro mês de operação

PBA 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

PIS e COFINS 3,0% + 0, 65%, respectivamente

Lucro Presumido

Base de cálculo * alíquota = 8% * 25% = 2,00%

Base de cálculo * alíquota = 12% * 9% = 1,08%

Premissas Tributárias

CSLL

Imposto de Renda

Regime de Tributação

34% IR sobre receita financeira

58

Físico-financeiro como exemplo para negociação

0%

5%

10%

15%

20%

25%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1.1. Efetivo Direto 1.2. Gerenciamento Obras Civis, Elétricas e LT 1.3. Engenharia do Proprietário

1.4. Comissionamento Elétrica e LT 1.5. Gerenciamento WTG 1.6. Comissionamento WTG

1.7. Diligenciamento WTG Brasil e exterior 1.8. Representacao institucional do proprietario 1.9. Meio Ambiente e Licenciamento

1.10. Suporte Administrativo do Proprietário 1.11. Engenharia do proprietário 2.1. Aerogeradores

2.2.Redes elétricas e Subestação 2.3. Torres (Power Curve+ Aneel) 3.1. Linha de Transmissão

4.1. Ações sócio ambientais 5.1. Obras

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



9. Resultados

1. Objetivo

4. Conexão

5. Perdas


6. Certificação

7. Financiamento

avaliação regulatória eólica faísa ltda - vam.com.br · prt nº 718, de 11.08.2010 : aprova o...

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