08/07/22 | São Paulo
Reportagem publicada pelo Canal Energia
Setor precisa avançar com a expansão das renováveis e modernização das instalações ao mesmo tempo em que busca maior eficiência, digitalização da rede e serviços ancilares como armazenamento
Considerado o negócio mais atrativo do setor elétrico para quem deseja renda fixa por cerca de 30 anos, a transmissão de energia passa por um momento importante de expansão das linhas e modernização de suas instalações e ativos no Brasil. A necessidade vem da expansão das renováveis, maior eficiência da operação e a digitalização da rede para fornecer mais alternativas de manobras ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Hoje são quase 170 mil km de linhas conectando geradores a consumidores e a previsão é chegar a 202 mil km até 2026, segundo dados do ONS.
O segmento é tido pelos agentes como bem regulado pela Aneel, com regras e licitações anuais de concessões que trazem previsibilidade de receita, atraindo capital de players até de fora das áreas de infraestrutura ou energia. O leilão realizado na semana passada marca início do escoamento de 32 GW do Nordeste, em obras que devem ficar prontas até 2028. Os 13 lotes foram arrematados a um deságio médio de 46,16%, com aporte previsto de R$ 15,3 bilhões para mais 5.425 km de LTs e 6.180 MVA em capacidade de transformação.
O Presidente da Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate), Mário Miranda, comentou à Agência CanalEnergia que esse último certame foi um caso de sucesso diante dos efeitos da pandemia sobre o atraso de obras nos últimos anos, representando um grande esforço para superar esse período. Citou também os problemas com a crise logística internacional, que afetaram a fabricação e transporte de insumos e materiais, aumentando consideravelmente os preços do alumínio, cobre e o aço magnético.
“Mesmo assim continuam os deságios, ou seja, as engenharias financeiras e empresariais têm funcionado bastante sob esses aspectos mesmo com os aumentos de custos”, salienta, vendo como possível a realização de três leilões no ano que vem para obras importantes que levem a uma integração mais plena da bacia energética solar e eólica do Nordeste e do Norte de Minas Gerais.
Miranda vê boas possibilidades para o linhão que fará a integração de um grande bloco de energia em corrente contínua 800 kV, partindo do interior do Maranhão até Goiás. Outro ativo relevante deverá sair do Rio Grande do Norte ou Ceará e conectar a geração naquela região a algum estado do Sudeste ou até mesmo no Paraná, o que depende de estudos ainda delineados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Já a maior LT do mundo deve ser inaugurada em agosto, escoando a energia gerada em Belo Monte para o Sudeste, por 2.539 km.
Para o Head Estratégico-Financeiro da Thymos Energia, André Fonseca, o leilão do dia 30 de junho trouxe um cenário mais desafiador com alta dos custos de dívida, capital próprio e aumento do capex, refletindo em Receitas Anuais Permitidas (RAP) maiores. Mesmo assim houve bastante competitividade e tendências de loteamento maiores, além de projetos mais isolados onde as obras são um pouco mais complexas.
“O desafio é o aumento de capex, basicamente por dólar e commmodities, e por mais que os leilões tenham deságios altos começamos a ver alguns menores, como era esperado”, comenta o executivo, afirmando que o certame foi interessante para todas as características de ativos entre as companhias tradicionais do setor, numa sinalização pertinente para execução das obras.
Em entrevista à Agência CanalEnergia, a sócia líder do setor elétrico da KPMG, Franceli Jodas, disse ter ficado surpresa com o deságio alto no leilão, um pouco acima do esperado, além da competitividade por agentes importantes e saudáveis do setor, o que é compreensível ao pensar que só teve um certame em 2020, sem contar o cenário macroeconômico desafiador no mundo e no Brasil.
“O deságio foi alto porque tinha um certo estoque, os projetos foram pensados antes da alta dos preços e já contavam com um capital a ser investido pelas empresas”, afirma a diretora. Sobre o planejamento, Franceli entende que existem gargalos no atual escoamento de energia, sobretudo pela abertura da Geração Distribuída e a chamada “corrida pelo ouro” pelos projetos solares e fusões e aquisições de empresas e ativos renováveis.
“Na geração centralizada o planejador tinha tempo para pensar na transmissão, mas agora temos uma fila de 200 GW esperando conexão. As redes não estavam planejadas e não temos capacidade de conectar tudo”, assente. Outro desafio é a questão da potência e vários pontos em locais diferentes, exigindo manutenção de carga.
Para ela, ao mesmo tempo em que o cenário fica competitivo e mais difícil pelos custos, a crise faz esse mercado de capitais receber mais recursos que outrora iriam para ativos mais intangíveis ou menos sólidos do que o setor elétrico, como no caso das moedas digitais. “De 90 empresas de capital aberto listada nos seis meses, apenas 30 fecharam com valores positivos, sendo dez do segmento de energia”, ilustra.
Segundo dados do Plano Decenal de Energia 2031, elaborado pela EPE, nos próximos dez anos o cenário de referência para investimentos em transmissão é superior a R$ 100 bilhões, sendo R$ 70 bilhões em linhas e mais de R$ 30 bilhões em subestações. Até 2026 são previstos mais 17.361 km de linhas e 81.202 MVA em subestações, crescendo mais 16.273 km e 35.924 MVA até 2031. Por outro lado, existem ainda os aportes destinados a modernização das instalações, que chegam a R$ 56 bilhões e que possui cerca de R$ 24 bilhões já em execução.
Modernização em curso
O último estudo que a Abrate trabalhou junto ao ONS, de 2018, indicava que em 2023 encerra a vida útil regulatória de 97 mil equipamentos principais. “Estamos substituindo atualmente equipamentos dos anos 1960, que foram muito bem fabricados e mantidos, superando a régua regulatória da Aneel”, destaca, lembrando que o índice de disponibilidade dos ativos no país é de 99,90% para o Operador realizar suas manobras no sistema, número compatível com as melhores práticas de prestação do serviço.
Na análise da executiva da KPMG, a questão dos ativos depreciados é um dos maiores desafios para o segmento de transmissão, que precisa passar por uma modernização importante para maior confiabilidade. No entanto, pairam dúvidas sobre como os agentes vão conseguir fazer esse movimento sem aumentar seus riscos.
“A regulação deixa ainda muito em aberto sobre como irá conseguir os retornos dos investimentos em modernização e que precisam ser considerados nas receitas anuais permitidas. É um desafio grande e que coloca em xeque a manutenção da atratividade do setor”, avalia Franceli Jodas.
O caminho plausível, segundo ela, seria deixar algumas regras em aberto para serem discutidas, como saídas contratuais para existir alguma possível discussão de revisão caso o agente precise fazer um aporte expressivo.
“Não adianta fechar todas as portas no contrato. De alguma maneira tem que ser repassado os custos e não há como o empreendedor assumir discriminadamente, pois irá alocar isso numa taxa”, explica, ponderando ser preciso formas de reavaliações contratuais para readequação de tarifas.
Aumento de capex, complexidade das obras e digitalização da rede estão entre os desafios para os próximos anos (Isa Cteep)
Na opinião de Franceli, o nível de digitalização do sistema de transmissão brasileiro é baixo, questão que não é muito diferente em outros países, ainda que as redes sejam diferentes. No caso os sistemas mais avançados para gestão à distância estariam nos menores países europeus.
“Toda essa transição energética, modernização e digitalização que está acontecendo no mundo coloca todos os reguladores sofrendo na mesma página: buscando equalizar a conta de modernizar até o ponto que vale a pena”, pondera a sócia líder em Energia da KPMG, entendendo que o país tem avançado mas não em passos largos, ainda que no tempo necessário para ter um economics financeiro que faça sentido.
“Temos que ter cuidado para ser um dos sistemas mais modernos e seguros tendo uma das energias mais caras do mundo”, complementa, lembrando também dos gastos relevantes com a área de segurança cibernética.
O CEO da Sigdo Koppers Ingeniería y Construcción (SKIC) no Brasil, Robson Campos, disse à Agência CanalEnergia que enxerga o mercado de uma forma geral um pouco mais digitalizado do que as grandes linhas de transmissão ou subestações, referindo-se a projetos para consumidores industriais e agentes de geração distribuída, que podem precisar de trechos particulares de transmissão.
Oportunidades
Com mais de 2 mil km de LTs erguidas em território brasileiro, sendo esse o mercado que a companhia possui mais bagagem e reputação, equivalente a um negócio de 60 anos que acontece no Chile, atualmente a SKIC possui cinco obras em andamento por aqui, quatro na área de mineração e uma linha de transmissão em Minas Gerais. A última conclusão foi da ETB no ano passado, de posse da Alupar.
“Gostamos de trabalhar em projetos novos mas recentemente fomos consultados por uma grande companhia do setor que abriu nossos olhos para os investimentos bilionários a curto prazo em retrofit e modernização da transmissão”, revela o executivo, pontuando que as concessionárias estão preocupadas com a falta de corporações capacitadas para tocar um negócio dessa magnitude e que irá estudar melhor essa oportunidade no radar.
Além de toda estrutura para tocar os projetos, operação e orçamento, a epecista chilena comandada por um conglomerado que fatura US$ 3,5 bilhões por ano vê o Brasil como uma plataforma fundamental na expansão global do grupo. Entre os diferenciais está engenharia própria e a realização de estudos e acompanhamento das obras que acontecem com outros parceiros, trazendo otimizações aos clientes.
“Desde 2016 não tivemos um projeto fácil para desenvolver no Brasil, envolvendo regiões remotas e alta complexidade como na conexão de Belo Monte”, ressalta o CEO da SKIC Brasil.
A diretora Comercial de Mineração e Infraestrutura e Gerente de Planejamento Comercial e Inteligência de Mercado da SKIC, Indira Narvaz, que também participou da entrevista, destacou a concepção de uma frota de equipamentos específicos e especiais para linhas de alta tensão “que poucos empesas tem no país”, o que infere um diferencial de disponibilidade em poder fazer um grande lote com equipamentos próprios, sem precisar ir ao mercado.
Regulação deixa ainda em aberto sobre como irá conseguir os retornos dos investimentos em modernização. Franceli Jodas, da KPMG
Quanto ao último leilão a construtora afirma ter analisado atentamente os lotes 1, 2 e 11, pelas dimensões e localização geográfica, primando pela gestão de risco. Realizou propostas para diversos clientes, como no caso da Neoenergia, vendo com bons olhos a chance de conseguir algum contrato nos dois lotes vencidos pela subsidiária da Iberdrola, os quais representam mais de 2 mil km de linhas por Minas Gerais, São Paulo e Mato Grosso.
Um dos pontos de negociação era para que os concessionários assumissem a parte de compras e a consequente variação dos preços, se não estariam comprando uma grande contingência de epecistas. “A mudança para nós acontece em vender mais serviço e o cliente assumir as contas”, resume Indira, indicando que a SKIC não aceita propostas como o custo por km da linha ser ajustado pela inflação, estudando e propondo as próprias soluções alternativas que tragam mais competitividade.
Uma das conclusões das disputas recentes e movimentos corporativos é a preocupação em contratar projetos que sejam executáveis. Ela lembra de deságios altíssimos no passado e uma dificuldade imensa para conclusão dos projetos, o que trouxe uma insegurança no mercado, que passou a filtrar e aumentar também o critério de escolha de alguns clientes.
Epecista de origem chilena entregou 916 torres para o projeto ETB da Alupar, totalizando 452 km de linha na Bahia (SKIC Brasil)
“É um mercado que desde 2019 reduziu cerca de 14% a média do deságio, apesar de ser ainda alto, mas vendo empresas entrando mais nas discussões e questões sobre garantia e riscos”, aponta.
Para os executivos da construtora, os próximos certames serão enormes, com ideias que apontam para concepção de um megaleilão em 2023. A área de inteligência de mercado da empresa verificou a tendência de queda nos deságios, apesar de terem sido ainda um pouco altos nesse ano. O movimento tem a ver com os concessionários serem mais responsáveis e estudarem os lotes, além da referência do custo de EPC, um dos maiores desafios atuais para os investidores e epecistas.
“Os preços enlouqueceram. Lembro que nos últimos dois anos estávamos construindo linha com aumento mensal e nenhuma fórmula consegue captar isso na plenitude, protegendo a operação e os contratos equilibrados”, comentou Robson Campos, da SKIC.
Sobre o próximo leilão, em dezembro, o executivo entende que será mais modesto em termos de tamanho e está definindo junto a sua equipe se algum lote será estudado, visto não ser muito interessante para a empresa projetos muito pequenos, mirando mais o certame do ano que vem.
A meta da SKIC é quintuplicar de tamanho até 2025 no Brasil, chegando a um faturamento de R$ 1,5 bilhão, com metade do crescimento vindo da área de energia, pela construção de linhas de transmissão, subestações, plantas fotovoltaicas e usinas térmicas, além de indústrias pesadas como mineração e siderurgia.
Desde 2019 a média dos deságios reduziu em cerca de 14%, apesar de ser ainda alta. Indira Narvaz, da SKIC Brasil
Últimos movimentos
Questionado sobre o ritmo de fusões e aquisições no setor, Campos disse que tem percebido as companhias brasileiras do segmento já tomadas de investimentos em seu pipeline, e que começam agora a se associar em parcerias porque eventualmente podem faltar recursos financeiros, técnicos ou de gestão para tocar os aportes, além da questão de mitigação de riscos. Vale lembrar que são mais de 450 contratos para a área de transmissão no país.
“O que temos visto como uma tendência é a formação de parcerias para lotes maiores dos leilões, como nos casos recentes da Copel com a Engie e da Taesa com a Isa Cteep”, ressalta, destacando também os fundos institucionais de longo prazo vindo com mais força para M&A de ativos. Entre os últimos movimentos do setor está a venda da Celg para a EDP, CEEE-T em julho para CPFL, e a Energisa comprando a Gemini Energy no último mês.
Sobre essa última aquisição, o diretor de Geração e Transmissão do Grupo Energisa, Gabriel Mussi, disse à Agência CanalEnergia que a empresa pagou R$ 822,5 milhões pela transmissora visando expandir suas operações no Norte e Sudeste do país, em linha com sua política de diversificação do portfólio, majoritário em distribuição.
“A transmissão é cada vez mais central em nossa estratégia, um segmento que precisa de investimentos para tornar a transição energética e a diversificação da matriz viável e segura”, aponta. Entre os movimentos recentes, ele cita a incorporação de quatro concessões ao grupo: Paranaíta, LMTE, LTTE e LXTE, e que novas oportunidades de valor agregado seguem no radar.
Atualmente a Energisa tem sob seu guarda-chuva 3.212 km de extensão em linhas de transmissão e 30 subestações, divididas em operação e construção, em concessões nos estados de Goiás, Pará, Bahia, Tocantins, Amazonas, Amapá, Mato Grosso, Rio de Janeiro e São Paulo. Nesse ano está investindo R$ 362 milhões na área, com o diferencial de operar todos os seus ativos remotamente do Centro de Operação Integrado de Cataguases (MG) da (re)energisa, nova marca de negócios de serviços e negócios concorrenciais.
Com a ampliação dos investimentos em fontes renováveis no país, a expectativa é que os negócios de transmissão sejam ainda mais priorizados no cenário nacional, visando o escoamento da energia das regiões produtoras para os centros de consumo. A prioridade do grupo é para aquisição no mercado secundário de brownfield, de players no mercado e as vitórias em leilões, como no lote 12 arrematado no leilão do mês passado ou nos dois de 2021.
Na visão de Franceli Jodas, da KPMG, o volume de fusões e aquisições é alto em qualquer mercado atualmente, mas o que chama mais a atenção são as geradoras renováveis. “Faz muito tempo em que não víamos um período tão aquecido. Tem alguns players sinalizando que não ficariam com certos ativos, outros que querem crescer na transmissão, o que depende das estratégias e movimento tecnológicos para o portfólio das empresas”, pontua.
Investimentos bilionários a curto prazo em retrofit e modernização da transmissão estão no radar. Robson Campos, da SKIC Brasil
Novos serviços
A executiva também enxerga cada vez mais a transmissão como um ponto crucial na operação e planejamento, chamando atenção para o começo da utilização das redes como baterias em determinados pontos, para a não configuração de uma série de sistemas isolados pelo país.
“Sem dúvida a capacidade do sistema será colocada em xeque, visto que antes só tinha escoamento da grandes UHEs para o Sudeste e agora todas as regiões estão gerando energia descentralizada”, completa.
A mesma visão é compartilhada pelo presidente da Abrate, de que a inserção cada vez maior das renováveis fará com que as transmissoras sejam chamadas a prestar serviços ancilares como armazenamento ou controle de tensão a mais que essas usinas podem ter, devido a suas variabilidades de blocos de produção energia. As tecnologias são versáteis, capazes de prover diferentes serviços ao ONS e postergar investimentos na rede.
Um desses casos é o projeto da Isa Cteep, que deve colocar em operação nesse ano o primeiro sistema com essa tecnologia na subestação Registro (SP). Serão 30MW/60MWh para atuar em momentos de pico de consumo, assegurando energia adicional por até duas horas e evitando interrupção na prestação do serviço. No começo de junho o primeiro navio embarcou com as baterias da China para o Brasil, que devem chegar em solo brasileiro em julho.
“Durante o período de veraneio uma grande quantidade de turistas vai para aquela região (litoral paulista), que volta à normalidade no mês de março. O consumo só tem seu pico por 3 meses, sendo mais barato fazer as baterias do que construir novas linhas de transmissão”, explica Mário Miranda.
A companhia controlada pelo grupo colombiano Isa destacou à Agência CanalEnergia que energizou no ano passado a primeira subestação digital do Sistema Interligado Nacional (SIN), a SE Lorena, reforçando e duplicando a confiabilidade do abastecimento de energia para a região do Vale do Paraíba. O investimento foi de R$ 238 milhões, com RAP de R$ 11,8 milhões no ciclo 2021-2022. Agora o plano da empresa é digitalizar mais sete subestações até 2024.
Segundo Miranda, todas as novas instalações já vêm com o maior grau de modernidade possível, passando a criar um ambiente de automação e digitalização, com maior confiabilidade dos equipamentos e da rede, além das obras de reforço e expansão.
Sobre novos negócios a serem explorados para o setor, ele lembra que na regulamentação da Aneel para eventuais serviços a serem incorporados do mercado de telecomunicações é previsto que 75% desse resultado seja capturado para modicidade tarifária, restando 25% para o transmissor.
Segmento precisa de investimentos para tornar a transição energética e a diversificação da matriz viável e segura. Gabriel Mussi, da Energisa
“Entendemos que deveria ter um valor mais equilibrado até mesmo para incentivar que a transmissão fosse um grande ambiente para a infraestrutura de telecomunicações e operadoras de telefonia, o que melhoraria o Brasil”, defende.
Para o dirigente da Abrate, os serviços de telefonia, internet, entre outros poderiam ser incorporados em torres de transmissão ou outras estruturas aéreas, sendo melhor essa alternativa do que lançar no chão ou dentro do mar, até por questões de manutenção. Ele chama atenção também para o advento do 5G, que irá exigir maior infraestrutura, principalmente na área da internet das coisas.
Robson Campos, da SKIC Brasil, pontuou que a ativação do 5G agora em Brasília para depois em outras capitais irá gerar um consumo “absurdo” de energia elétrica, trazendo oportunidades na área de geração e transmissão. Outro movimento de sinergia com as telecomunicações é a quantidade enorme de data centers sendo construídos no pipeline e que a empresa está mapeando, com consultas em andamento e que só tendem a crescer.
Por sua vez, Franceli Jodas, da KPMG, comentou que existem muitos serviços que podem ser explorados no futuro pelas transmissoras, por possuírem uma área de servidão interessante e que pode ser utilizada dependendo de alguns estudos e avanços regulatórios, como o próprio 5G e as regras e discussões acerca do compartilhamento de postes. “Não é algo para o presente”, conclui.
Quanto ao presente, a executiva com mais de 15 anos de atuação na área de energia diz enxergar o segmento de transmissão com otimismo, mas também com os pés no chão para os desafios globais e que o Brasil tem pela frente, como alguns que discorremos nessa reportagem, rogando tecnologia, capacidade de investimentos e agentes sérios para cumprir os prazos das implementações.
“Estou ansiosa para ver a participação da Eletrobras nos próximos leilões, se será como vendedora ou compradora, e acho super salutar a volta da companhia para o jogo, como foi nesse último certame”, finaliza.
