Fabio Zanfelice, da Auren Energia: “Estamos posicionados para comprar qualquer ativo”

Fabio Zanfelice, da Auren Energia: “Estamos posicionados para comprar qualquer ativo”

12 de setembro de 2022

por Roberto Rockmann, especial para a Agência iNFRA

A Auren Energia (ex-Cesp) deverá encerrar este ano com pouco mais de 3,1 GW, quase o dobro da potência instalada que a Cesp tinha quando foi adquirida em leilão em novembro de 2018. De uma geradora basicamente concentrada em hidrelétricas, a empresa agora conta com uma matriz diversificada com eólicas e solares. A estratégia de expansão envolverá crescimento orgânico, aquisições, oportunidades com a abertura do mercado livre, ingresso em geração distribuída solar ainda neste ano e também poderá envolver a chegada a um novo segmento: transmissão de energia elétrica. Nesta entrevista exclusiva, o CEO, Fabio Zanfelice, diz que a diversificação da matriz e os projetos em várias regiões do país têm proporcionado hedge físico em relação ao risco hidrológico e às mudanças regulatórias, como o fim da estabilização da TUST (Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão).

Roberto Rockmann – Quando a Cesp foi vendida em 2018, ela detinha três hidrelétricas. Juntas, somavam pouco mais de 1.650 MW de capacidade instalada, sendo que Porto Primavera representava quase toda essa potência. Vocês estão expandindo além das hidrelétricas?

Fabio Zanfelice, CEO da Auren – Hoje temos capacidade de 2.660 MW, sendo 60% disso a hidrelétrica de Porto Primavera e 20% em dois projetos de usinas eólicas. Estão entrando ainda neste ano dois projetos: as usinas de Ventos do Piauí II e III, que adicionam 409 MW. Com a entrada desses dois empreendimentos, a gente praticamente dobra o que a Cesp tinha quando foi adquirida pela gente no leilão. Uso o advérbio praticamente porque não iremos renovar a concessão da UHE de Paraibuna (87 MW).

Há poucos dias, vocês anunciaram dois empreendimentos de geração solar – Sol do Piauí e Jaíba V. Isso vai elevar ainda mais a capacidade de vocês?
Sol do Piauí é um projeto híbrido que mescla eólica e solar, é o primeiro projeto híbrido em escala comercial do Brasil a obter outorga pela ANEEL [Agência Nacional de Energia Elétrica]. Tem 48 MWp. A previsão de investimento em Sol do Piauí é de R$ 255 milhões, com expectativa de entrada em operação comercial no terceiro trimestre de 2023. Jaíba V tem 500 MWp e investimento previsto de R$ 2 bilhões com expectativa de entrada em operação comercial no primeiro trimestre de 2024. Quando os tivermos, iremos elevar a garantia física da Auren em 25%. Ambos os empreendimentos terão início de construção neste ano ainda. 

Estão cotando fornecedores? Há dificuldades na cadeia eólica?
O capex depois da pandemia aumentou para eólica e para solar. Elevaram-se os preços de painéis, de commodities, o valor do frete. Passamos a fazer todos os meses uma cotação, principalmente de painel, que é a parte mais sensível de alguns projetos nossos. Aí começamos a observar algumas coisas: o painel começou já a apresentar estabilidade de preço, mas em um patamar superior ao pré-pandemia, enquanto as pressões sobre o frete se reduziram. Hoje o cenário está bem confortável para iniciar os projetos. Em Jaíba V, temos previsão de investimento de R$ 2 bilhões, baseada em cotações firmes.

Dá para estimar já quanto o capex é superior antes da pandemia?
Em solar, não tínhamos cotação antes para comparar. Em eólica, não temos cotação formal, mas ouvimos de mercado que há alguns componentes que subiram 20%.

Vocês estão com o primeiro projeto autorizado pela ANEEL de usina híbrida. Vão hibridizar outros projetos eólicos?
Sim, está dentro do nosso pipeline. O Sol do Piauí está dentro do nosso projeto Ventos do Piauí I. Vamos fazer hibridização de Ventos do Piauí II e III e de Ventos do Araripe III também.

Quando e quanto?
Estamos pensando que, quando avançarmos com Sol do Piauí e Jaíba V, poderemos ir adiante. Já conhecemos o território, são projetos mais rápidos de serem iniciados. Não temos problema de conexão, esse é hoje o tema principal. Quando terminarmos Sol do Piauí I, no fim do ano que vem, podemos começar a hibridizar o resto. Com a característica de ventos da região e as máquinas que têm sido usadas, temos a ideia de que é possível hibridizar 30% da capacidade de eólica, ou seja, uns 300 MW de solar para o parque eólico que tem 1000 MW. 

Se eu entrar no site de relações de investidores de vocês, está lá que vocês têm no pipeline 1,2 GW de eólicas e solares e mais 160 MW de hídrica. Esses 300 MW de híbridos estão nisso?
Sim, eles estão dentro desses 1,2 GW, que é o projeto Helios.

Vocês estão na corrida de ouro?
A gente pediu outorga, está trabalhando em cima deles, mas sem muita pressão como o resto do mercado. Temos capacidade de adquirir projetos greenfield, não estamos fazendo com correria.

Como fica o financiamento desses projetos que vocês querem iniciar neste ano? A taxa de juros, o câmbio e a inflação estão em patamares diferentes dos vistos nos últimos meses. Temos visto alguns empreendimentos com debênture de IPCA mais 8% ao ano.
Nesses projetos solares, uma parte iremos buscar BNB [Banco do Nordeste do Brasil], outra parte pode ser BNDES [Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social] ou debêntures. O detalhe é que nós não vemos esse spread que você está falando porque temos um spread menor com nossa gestão e classificação de risco. Agora a gente está avaliando uma outra opção: seria pegar um empréstimo ponte até passar essa escalada de juros e aí ver um momento quando ele tiver uma queda; aí faríamos uma debênture incentivada para cobrir. Mas, quando fizemos nossa avaliação de investimentos, já estávamos vendo essas condições diferentes.

Você está trabalhando em um portfólio de fontes, buscando solar, eólica, hídrica. Portfólio é a palavra central da estratégia porque o consumidor quer cada vez mais flexibilidade?
A Cesp era uma geradora 100% hidrelétrica que sofria com a volatilidade das chuvas e do risco hidrológico. Por mais que se pudesse ser preciso para acertar o GSF anual, mês a mês era quase impossível acertar, porque dependia da operação do sistema e do PLD mensal. Não há um hedge perfeito porque no mercado não há produtos com essa flexibilidade e granularidade que possam ser contratados com antecedência. Sem poder ter essa cobertura, pode-se buscar o perfil eólico, que é quase contrário da hidrelétrica. Se adicionar a sazonalidade da hidrelétrica com a eólica, há mitigação de ambos os lados. A eólica gera mais no período seco. Uma combinação boa de perfis como hedge físico. A solar também traz mais complementariedade para a gente porque os nossos parques eólicos geram mais à noite. A hibridização ajuda na modulação horária. O consumidor quer flexibilidade. E eu imagino que uma abertura total do mercado fará o consumidor residencial também querer comprar energia para ter mais flexibilidade do que a distribuidora oferece. Então estamos trabalhando para ter hedge físico para que a comercializadora possa oferecer na ponta esses produtos.

Vocês estão buscando ampliar o pipeline? Tentaram comprar a CEEE-G. Como é a combinação entre as fontes que estão na matriz da Auren?
Temos projetos para os próximos dois anos. O pipeline tem um ponto ótimo para não carregar demais. Hoje eu preciso ter uma combinação ótima entre hidrelétrica, eólica e solar. Quando participamos do leilão da CEEE-G, alguns questionaram por que estávamos interessados em hidrelétrica, já que a gente estava diversificando nossa matriz com eólicas e solares. Mas eólica e solar são empreendimentos gerenciáveis e mais fáceis de serem viabilizados, enquanto é muito difícil de ver uma hidrelétrica greenfield saindo do papel. Ter hidrelétrica me permite também crescer em eólica e solar porque ela oferece controle de tensão e frequência. 

Hidrelétrica greenfield é difícil?
Pode sair, mas a equação risco e retorno é difícil de avaliar. Hoje é complicado encaixar o risco de construção e socioambiental para a nossa estratégia de crescimento. Observamos que as últimas construídas não foram tão bem sucedidas quanto esperado.  

Eólicas offshore estão na mira?
Particularmente, acho que estão distantes, porque o custo ainda é muito elevado. Ainda temos muitas áreas competitivas em terra, com ventos fortes e com irradiação elevada. Ainda temos bons anos para que a offshore seja competitiva. Está fora dos planos por ora. 

Vocês fizeram duas aquisições: Way2 e Aquarela. Elas foram adquiridas por conta dessa abertura para a baixa tensão? Você não vai vender mais apenas para a Votorantim, mas para pessoas físicas. Como está essa preparação?
Desde a Votorantim Energia, há uns cinco anos, a gente vem investindo internamente para a digitalização dos processos. Muitos lançaram plataformas para clientes com produtos, nós não fizemos porque não víamos aderência a esse tipo porque o mercado é restrito hoje. Para ter essa interação, é preciso estar bem digitalizado e o processo de gestão de risco tem de estar muito preciso. E principalmente é preciso conseguir avaliar perfis diferentes e combinações e necessidades de consumidores para dentro de um universo de clientes se baixar o custo médio ofertado. Investimos em telemedição da Way2 porque é um braço de negócios com potencial de crescimento em telemedição, já que a abertura do mercado demandará informações de consumo para fins de eficiência energética ou de de checagem de informação, para prevenir erro de medição. Isso ajuda nosso time de comercialização a pensar em coisas novas. Trabalhar com o consumo do cliente pode ajudar novos produtos. Na Aquarela, o interesse é outro. Em um mercado aberto, é essencial conseguir combinar perfis de clientes e no universo de clientes ter portfólios ótimos de produtos. Para mitigar riscos, é preciso trabalhar projeções futuras de consumo, comportamentos e também entregar uma energia mais barata. Só se consegue isso com inteligência artificial. Se eu lanço um portal de cliente, não posso levar duas horas para ter o perfil de risco e os produtos a serem oferecidos e, aí sim, ligar para ele.

Já começaram a vender produtos nessas duas aquisições?
Já temos algumas ofertas. A Auren é cliente deles. Na Aquarela, temos um algoritmo de tomada de decisão que usa o nosso banco de dados para que os traders possam ter mais informações para que eles tomem decisões daqui um mês ou três meses, isso ajuda quando eles têm dificuldade para ver cenários. Isso é uma ferramenta a mais.

Como será essa abertura para a baixa tensão? Além do timing, uma dúvida é o tamanho dela. Quantos migrarão?
É difícil de responder a essa pergunta porque nós temos a geração distribuída solar no meio do caminho. O consumidor cativo já está se declarando livre com a GD. A grande dúvida: até quando o mercado livre vai poder competir com a GD solar no futuro? Até quando o preço do mercado livre será suficientemente baixo, existirá previsibilidade e o serviço em si continuará sem problemas? Porque temos visto subsídios da GD. Isso continuará? É preciso observar que os equipamentos de geração distribuída exigirão operação e manutenção. Hoje boa parte desses equipamentos é nova, mas, quando tiver idade, como ficarão esses custos? Haverá problemas? Isso poderá despertar um outro tipo de sensibilidade do consumidor. A equação será: como será o mercado livre? quanto será barato? quanto será cômodo? 
Quem for livre não irá querer voltar ao regulado, mas, a depender dessa equação, quem ganhou a liberdade pode deixar a GD solar e ir para o livre. A aceleração do mercado livre poderá ser diferente por conta disso, um efeito que não foi visto em outros países.

Essa equação é tão incerta ou a favor por um tempo em que a GD solar deve ganhar espaço? Por isso vocês vão ingressar nesse segmento?
 Acho que ela não é totalmente favorável à geração distribuída solar. Acho que, quando os consumidores só têm uma opção, eles vão usá-la. Hoje eles são cativos da GD, até que surjam esses pontos a que me referi. Quando se abrir o mercado residencial, vai ter um embate entre GD e mercado livre, vai ter de se mostrar que GD solar tem manutenção, tem durabilidade, eficiência, tem variáveis diferentes do mercado livre, tem subsídios decrescentes e isso impacta financiamento. Agora, isso não quer dizer que mercado livre não tem desafios. Tem, sim. O produto do mercado livre tem de ter simplificado, o cliente não pode receber uma fatura da CCEE [Câmara de Comercialização de Energia Elétrica], tem de receber algo fácil. Não é assumir risco só de carga, mas questão de conexão, de informação, de clareza, é um trabalho muito amplo.

Como vão trabalhar GD solar? Muita gente grande saiu do segmento, outros ficaram, mas não trabalham no consumidor final. É um segmento pulverizado com empresas de diversos portes.
Definitivamente, investir no serviço de instalação e manutenção não é nosso negócio, não dá para competir com empresas menores, temos uma estrutura de remuneração que não é compatível, não temos capilaridade. O que nós estamos vendo? Os portais que fazem intermediação entre a GD compartilhada, aí existe um ativo instalado, que precisa de um cliente. Essa intermediação é feita em muitos casos por startup. Esse é o nosso espaço, podemos dar inteligência. Dá dinheiro? Óbvio que a maior margem está nas pontas, mas nesse meio do caminho a gente pode estudar o cliente e entender o próximo passo, aí posso preparar a estratégia para uma abertura de mercado mais agressiva à frente.

Vocês estão analisando oportunidades de fusões e aquisições?
Estamos muito ativos. Temos uma estrutura de capital que permite. Estamos desalavancados. Estamos preparados, por isso participamos da CEEE-G. A gente vai continuar olhando.

O que está no radar? Eólica? Participação nas usinas da região Norte?
Está no radar solar, eólica e hidrelétrica. Temos capacidade de construir greenfield, podemos modernizar usinas existentes, estamos posicionados para comprar qualquer ativo, mas desde que ele tenha solução. Tem coisas que não param de pé e não estão no nosso escopo.

Vocês estão também analisando ingressar em transmissão. Como está isso?
É um segmento muito atrativo, mas a gente não consegue enxergar ainda a expectativa de retorno esperada. Ativos estão caros. Mas o ingresso não está descartado ainda.

Tem uma recente discussão na ANEEL sobre o fim da estabilização da TUST (Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão) e mudança no fator locacional dessa tarifa. Isso terá impacto?
Impacto menor porque a usina de Porto Primavera já tem a tarifa estabilizada. A gente sempre olha a diversificação geográfica, seja pelo ativo de geração, seja pela questão da transmissão. Aí se perde nas eólicas, mas se tem hedge no sul e em Porto Primavera.