ANÁLISE EDUARDO TOBIAS RUIZ

sito Específico (SPEs). São eles Campo Largo (361,2MW) da Engie Brasil, Santa Martina 14 (63 MW) da Casa dos Ventos e Jerusalém (180,6MW) da EDP Renováveis. Os prazos totais de financiamento aprovados foram muito favoráveis, de 19,5 anos, 21 anos e 23 anos, respectivamente (BNDES, 2021a).

Segundo o BNDES (2020)[5], o parque Santa Martina 14 teve a energia elétrica “comercializada majoritariamente no mercado livre em contrato de longo prazo com um grupo nacional do setor automotivo que poderá tornar-se autoprodutor, passando a integrar a estrutura acionária da SPE”. Este foi o primeiro financiamento no qual o BNDES aplicou a política do ‘Preço de Suporte’, evidenciando sua eficácia, inclusive, para projetos estruturados como autoprodução.

Contudo, o ‘Fator Alfa’ – redutor da TLP – tem crescido a cada ano, reduzindo a competitividade dos novos empréstimos do BNDES. Em 2021, o fator subiu de 0,74 para 0,83. Em 2023, o fator será 1 (BACEN, 2017)[6]. A partir daí, o custo financeiro do BNDES será similar ao das debêntures incentivadas, ou seja, referenciada à taxa da NTN-B.

Além do FINEM, o BNDES anunciou em outubro de 2020 uma nova modalidade de financiamento chamada ‘BNDES Debêntures Sustentáveis e de Infraestrutura’ (Góes, 2020)[8]. Neste caso, o crédito é formalizado via emissão de debêntures. Para o setor eólico, a presença do BNDES dentre os subscritores das debêntures não é fato novo. Contudo, em um contexto de encarecimento de seu custo financeiro, é uma forma do banco se manter mais competitivo do que o mercado de capitais, principalmente a partir de 2023. Via debêntures, o BNDES consegue fazer empréstimos com isenção de IOF e tem a flexibilidade de customizar os fluxos de amortização da dívida. Tal como no FINEM, pode oferecer prazos mais longos que o dos contratos de venda de energia elétrica no ACL e aplicar a política de ‘Preço de Suporte’ para o volume de energia elétrica descontratada.

Deb Ntures Incentivadas

Dentre as três fontes, o mercado de capitais para debêntures incentivadas foi a que sentiu mais abruptamente as consequências da pandemia. Em 12/03/2020 a taxa de venda da Nota do Tesouro Nacional série B (NTN-B), com vencimento em 15/08/2026, subiu de 2,85% a.a. para 4,23% a.a. acima do IPCA. Após pouco mais de 2 meses, ela voltou a níveis pré-COVID. No entanto, com maior volatilidade, conforme indicado no gráfico abaixo.

A taxa de juros cobrada pelo BNDES é composta pela TLP (custo financeiro), mais a Remuneração do BNDES (de 1,3% a.a. para eólica), mais a taxa de risco de crédito, peculiar a cada projeto. Como referência, a taxa de juros do financiamento ao projeto Campo Largo foi de TLP mais 2,21% a.a., do Santa Martina foi de TLP mais 2,38% a.a. e do Jerusalém de TLP + 2,47% a.a. (BNDES, 2021a). A TLP aplicável para empréstimos contratados em março de 2021 será de IPCA + 2,08% a.a. (BNDES, 2021c)[7].

Apesar da rápida recuperação da taxa – referência para o custo dessas debêntures – o volume de emissões para projetos de infraestrutura caiu 45% em 2020, de R$33,8 bilhões em 2019 para R$18,6 bilhões. No consolidado das emissões de 2020, a média do spread sobre a NTN-B subiu de 1,0% para 2,1% a.a. e o prazo total diminuiu de 13,3 para 11,6 anos (ME, 2020).

O volume de emissões para financiar projetos eólicos também caiu, de R$960 milhões em 2019 (7 emissões) para R$427 milhões em 2020 (5 emissões) (ME, 2020). Embora o volume de emissões em 2020 tenha sido o mais baixo desde 2016, só no primeiro bimes- tre de 2021 já foram emitidas três novas debêntures, totalizando R$410 milhões, sinalizando a retomada do apetite dos investidores (ME, 2021)[10].

Apesar do baixo volume em 2020, as emissões após o início da pandemia quebraram importantes paradigmas e consolidaram tendências. A primeira tendência que se consolidou foi a estratégia de emitir debêntures para complementar o financiamento do BNB (FNE). Esse foi o caso da Echoenergia para parte de seus parques eólicos em Serra do Mel (RN).

A segunda tendência consolidada foi de emissão de debêntures incentivadas pelos acionistas dos projetos. Em 2019, três das sete emissões foram feitas pelos acionistas.

Em 2020, foram três de cinco emissões, sendo uma pela Echoenergia Participações e duas pela Omega Geração

(ME, 2020). Em 2021, até fevereiro, todas as três emissões foram feitas pelos acionistas. A principal vantagem desta estratégia para o emissor é poder financiar a parcela de recursos próprios (equity) aportada no projeto.

Ainda em 2020, no mês de julho, houve a primeira emissão de debêntures incentivadas por um projeto eólico com energia elétrica comercializada exclusivamente no ACL. Segundo a Fitch Ratings (2020) [11], os projetos Vila Piauí 1 e 2, da Echoenergia, venderam 80% de sua garantia física para uma contraparte do grupo CPFL por prazo de 15 anos. Apesar da Fitch ter atribuído rating ‘AAA(bra)’ à emissão e os projetos já estarem em operação, as debêntures foram precificadas a NTN-B mais 3,9% a.a. (IPCA + 5,95% a.a.). A dívida foi estruturada na modalidade project finance, por prazo total de 15 anos, tendo como garantia adicional fiança bancária do Banco ABC Brasil até completion financeiro. O valor captado de R$87 milhões representa em torno de 29% do orçamento dos projetos, tendo complementado o financiamento pré-existente junto ao Banco do Brasil, a partir de recursos do FDNE – Fundo de Desenvolvimento do Nordeste (ANBIMA, 2020a)[12].

O segundo paradigma quebrado foi o uso de debêntures incentivadas para o financiamento (parcial) de projetos eólicos em fase de construção. Foi o caso das três emissões realizadas no primeiro bimestre de 2021, todas estruturadas na modalidade corporate finance. As duas emissões da Echoenergia visam financiar a construção dos projetos Echo 8, 9 e 10, cuja data estimada para conclusão da construção é dezembro de 2021 (ANBIMA, 2020b)[13]. A emissão da Aliança Geração, por sua vez, visa financiar a construção