Alerta para o Risco de Crédito de Contrapartes nos Leilões de 2021

Provável baixa demanda nos leilões requer cautela dos empreendedores na definição dos lances de preço e volume de venda de energia elétrica.

  • Por Eduardo Tobias N. F. Ruiz

Introdução

Este artigo tem por objetivo chamar a atenção das empresas que planejam participar dos leilões de energia nova (LEN) em 2021 para o potencial risco de inadimplência dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR). Também conhecido como risco de crédito, trata-se do risco de a usina entregar a energia elétrica e não ser paga parcial ou integralmente, ou ser paga com atraso (DABUS; RUIZ, 2021)[i].

Entendendo o risco

Em se tratando do Ambiente de Contratação Regulado (ACR), o tema pode soar estranho. No caso do LEN, as contrapartes dos CCEARs são as distribuidoras de energia elétrica. Nos 14 LENs que contaram com a participação da fonte eólica realizados na última década, em média, participaram 22 distribuidoras por leilão (ANEEL, 2021a)[ii]. Segundo a ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica (2021b)[iii], são 52 as concessionárias de distribuição no Brasil. Elas são responsáveis pelo fornecimento de energia elétrica para mais de 89 milhões de unidades consumidoras, atendendo mais de 206 milhões de pessoas. Em sua maioria, são empresas de grande porte. Suas atividades são reguladas pelos contratos de concessão e fiscalizadas pela ANEEL. Por essas razões, o risco de inadimplência sempre foi percebido, tanto por empreendedores como por credores, como baixo. Essa característica, inclusive, é uma das principais vantagens de se comercializar energia elétrica no ACR versus o mercado livre.

No entanto, a queda da demanda por energia elétrica observada na maior parte dos leilões realizados a partir de 2017 evidenciou que nem sempre o risco de crédito nos LENs é pulverizado. Para a melhor compreensão deste risco, a Figura 1 apresenta cada um dos 14 leilões mencionados. O eixo da esquerda indica o volume de energia elétrica vendida em cada leilão, em MW médios, e o da direita indica o número de distribuidoras que compraram.

Figura 1: Energia Elétrica Vendida e Número de Compradores por LEN.

Fonte: ANEEL (2021a)

 

Note que no LEN A-4 de 2017 a demanda foi de 220,2 MW médios, a menor até então. Nesse leilão, participaram somente sete distribuidoras, das quais duas responderam pela compra de 53,3% da energia elétrica comercializada, conforme ilustrado na Figura 2 (ANEEL, 2021c)[iv].

O caso mais emblemático de concentração de risco foi do leilão A-4 de 2019, no qual houve somente 81,1 MW médios de demanda. Participaram apenas duas distribuidoras, sendo uma delas responsável por 91,5% de todo o volume de energia elétrica contratado.

Há também o risco de empresas do mesmo grupo comprarem um percentual significativo da energia elétrica no leilão. Esse foi o caso do LEN A-6 de 2019. Apesar da demanda de 1.155 MW médios, participaram somente nove distribuidoras. As duas principais – Light e Cemig – foram responsáveis por 38,9% e 15,2% do volume contratado, respectivamente. Naquela data, a Cemig era a maior acionista da Light, com 49,99% de participação (LIGHT, 2019)[v]. Em conjunto, responderam por 54,1% da demanda, conforme indicado na Figura 2.

Figura 2: Pulverização do Volume Comprado por Distribuidora por LEN.

Fonte: ANEEL (2021c)

 

O alerta

Apesar da maioria das distribuidoras serem empresas de grande porte, nem todas estão em boas condições financeiras. O alerta é quanto à imprevisibilidade do risco de crédito dos CCEARs, especialmente em leilões com participação de poucas distribuidoras. O problema não está propriamente em vender energia elétrica por 20 anos para uma ou mais distribuidoras com dificuldades financeiras, mas sim em definir o preço e o volume do lance de venda sem essa informação; ou, pior, supor que o risco de crédito será baixo. Pelas regras atuais, o empreendedor define o lance de venda às cegas, sem saber quantas e quem são as contrapartes.

No Ambiente de Contratação Livre (ACL), por exemplo, os geradores podem escolher vender energia elétrica para um consumidor livre ou uma comercializadora em recuperação judicial. Naturalmente, sabendo que estará exposto a um risco de crédito maior, poderá negociar termos comerciais e contratuais compatíveis com o risco. No ACL, o vendedor tem a oportunidade de analisar – com diligência – a capacidade de pagamento de cada potencial contraparte, antes de vender a energia elétrica. No LEN, por outro lado, o vendedor descobre quem e quantas são as contrapartes somente após o encerramento do leilão.

Além do potencial impacto no fluxo de caixa futuro do projeto derivado do risco de inadimplência em si, o risco de crédito também pode impactar a financiabilidade do projeto. Ele é um dos fatores mais importantes no processo de análise de riscos de um banco credor ou garantidor, assim como de agências de classificação de risco (rating), no caso de emissão de debêntures. É um fator ainda mais relevante se o financiamento for estruturado na modalidade project finance. Possíveis consequências são maior spread de risco, menor alavancagem, prazo mais curto, garantias e mecanismos de controle mais restritivos. No limite, pode inviabilizar a obtenção do crédito.

Como lidar com o risco?

Como o empreendedor pode lidar com a incerteza quanto ao risco de crédito das contrapartes em um LEN?

Dado que o eventual ônus do risco é integralmente do empreendedor e sua ocorrência está fora de seu controle, o ideal seria ponderar a incerteza na definição do preço de venda da energia elétrica. Contudo, é algo muito difícil de se mensurar, na medida em que não se tem informações sobre quantas e quais são as contrapartes. Além disso, em um contexto de leilão reverso, tem “vantagem” aquele competidor que não precifica a incerteza. Resta, portanto, ao empreendedor a opção de vender um percentual menor de sua garantia física. Esse sim é um mecanismo de mitigação eficaz. Na eventualidade das contrapartes serem poucas e de risco de crédito maior do que o esperado, elas representarão um percentual menor da receita total do projeto.

Após o leilão, não há muito o que se fazer para mitigar o risco de crédito em si. Não assinar os CCEARs faria com que o gerador incorresse em penalidades, além do risco reputacional. Reforçar cláusulas e dispositivos contratuais de garantias e penalidades do CCEAR também não é uma opção, pois a minuta é padrão e pré-definida em edital. Para a parcela da energia elétrica vendida para distribuidoras privadas, o empreendedor pode avaliar a contratação de um seguro de crédito, a depender do apetite de seguradoras locais (DABUS; RUIZ, 2021).

Caberia uma avaliação por parte da ANEEL da melhor maneira de munir antecipadamente os empreendedores de informações quanto ao risco de crédito a que estarão expostos. O desafio é fazê-lo sem comprometer o sigilo do volume da demanda e do nome das distribuidoras. Uma opção seria a de divulgar o número de distribuidoras que declararam demanda, para diminuir a incerteza quanto à pulverização do volume vendido. Para o risco de concentração de compra por distribuidoras de um mesmo grupo, a ANEEL poderia, por exemplo, informar sempre que a demanda declarada de um único grupo superasse X% do total. Em ambos os casos, não seria necessário identificar o nome das distribuidoras.

Conclusões

Estão previstos três LENs para 2021: um A-3 e um A-4 em 8 de julho e um A-5 em 30 de setembro. Segundo declaração da própria Secretária Executiva do Ministério de Minas e Energia, Marisete Pereira, os leilões A-3 e A-4 podem não ter grande demanda (PETRONOTÍCIAS, 2021)[vi]. Caso se confirme o prognóstico de baixa demanda, ratificado por diversas empresas de consultoria de mercado, a tendência é que menos distribuidoras participem. Logo, maior é a incerteza quanto ao risco de crédito das contrapartes dos CCEARs. Portanto, o cenário requer cautela dos empreendedores na definição dos lances de preço e volume de venda de energia elétrica. A viabilidade econômica de um projeto pode e deve sempre ser calculada ponderando-se os riscos que serão por ele assumidos. Nesta equação, o risco de crédito é uma variável chave.

 

[i] DABUS, André.; RUIZ, Eduardo T. N. F. Análise de riscos e estratégia de gerenciamento. In: RUIZ, Eduardo T. N. F. Análise de investimento em projetos de energia solar fotovoltaica: geração centralizada. 1ª ed. Campinas: Alínea, 2021.

[ii] ANEEL. Resultados dos leilões de geração, 2021a. Disponível em: https://www.aneel.gov.br/resultados-de-leiloes. Acesso em 07 jun. 2021.

[iii] ANEEL. Mapa das distribuidoras, 2021b. Disponível em: https://www.aneel.gov.br/contratos-de-distribuicao. Acesso em 08 jun. 2021.

[iv] ANEEL. Leilões de geração: edital e documentos vinculados, 2021c. Disponível em: https://www.aneel.gov.br/geracao4. Acesso em 07 jun. 2021.

[v] LIGHT. Relações com investidores: composição acionária. Disponível em: https://www.ri.light.com.br. Acesso em 28 jun. 2019.

[vi] PETRONOTÍCIAS. Minas e Energia descarta ações emergenciais para o setor elétrico. Publicado em 26 abr. 2021. Disponível em: https://petronoticias.com.br/minas-e-energia-descarta-acoes-emergenciais-para-o-setor-eletrico/

 

Eduardo Tobias Ruiz é sócio fundador e diretor da Watt Capital, empresa de assessoria financeira para investimentos, estruturação de financiamento e compra e venda de projetos e ativos no setor de energias renováveis no Brasil. É especialista em análise de viabilidade econômica de projetos, financiamento, M&A e desenvolvimento de negócios no setor de energias renováveis. Foi sócio e diretor da CELA Clean Energy Latin America de 2014 a 2020 e trabalhou como gerente de Project Finance e Desenvolvimento de Negócios na ERB – Energias Renováveis do Brasil de 2010 a 2014. Anteriormente, trabalhou na BNEF, Infinity Bio-Energy e banco JPMorgan Chase. Eduardo é professor convidado da FGV de “Avaliação de Projetos Aplicada ao Setor Elétrico” e da FIA Business School de “Project Finance”. É autor dos livros “Análise de Investimento em Projetos de Energia Solar FV” (2021) e “Análise de Investimento em Projetos Greenfield de Bioenergia” (2015). É Bacharel em Administração de Empresas pela FGV- EAESP e Mestre em Agroenergia pela FGV-EESP.