estratégia organizacional

Category
estratégia organizacional

Transição do portfólio de negócios das grandes empresas de petróleo exige estratégias coordenadas

DO VALOR ECONÔMICO – REVISTA SETORIAL ENERGIA
– PRESENÇA DOMINANTE POR MUITO TEMPO –

Potencial de exploração no Brasil favorece estratégia da Petrobras e não impacta oferta de produtos da empresa.
(Por Simone Goldberg)

Enquanto os combustíveis fósseis se encaixarem em uma equação econômica viável, eles continuarão a dominar a matriz energética mundial. Além disso, como observa o sócio-líder do Centro de Energia e Recursos Naturais da consultoria EY, Carlos Assis, há um ciclo de investimentos que está se iniciando com as recentes rodadas de licitação de área de exploração de petróleo no Brasil e as potencialidades das reservas do pré-sal, com novos leilões previstos.

O consultor estima que em menos de vinte anos dificilmente ocorrerá uma mudança de maior impacto na oferta de produtos da Petrobras, embora haja um consenso na indústria mundial e energia que aponta para o caminho das “revoluções das renováveis” – e essas fontes ganharão presença bem mais significativa que a atual na matriz energética.

“Mas não há consenso sobre em quanto tempo esse cenário vais ser atingido”, observa Assis. Essa “revolução” faria a participação dos combustíveis fósseis na matriz mundial cair de cerca de 80% para 56% enquanto as renováveis praticamente dobrariam sua participação, chegando a quase 30%. Estes dados reforçam a percepção de que a indústria do petróleo, nos moldes atuais, está em uma fase crepuscular, tendo um horizonte de amplo domínio na matriz energética mundial ainda de cerca de 40 anos.

É o que pensa o fundador da consultoria Macroplan, Claudio Porto. “A guinada para uma economia de baixo carbono é um movimento estratégico que as grandes economias e as empresas de energia estão fazendo para sintonizar-se competitivamente com as mudanças climáticas e as novas exigências dos consumidores”.

No entanto, acrescenta ele, essa transição dos portfólios de negócios das grandes empresas de petróleo tem que ser feita gradualmente e, mesmo em um cenário com mudanças aceleradas, “provavelmente o petróleo só deixará de ser dominante no protfólio da Petrobras na segunda metade deste século”.

Atualmente, a Petrobras investe em novas áreas e em aumento da produção de óleo e gás natural, seu foco principal. Mas, ao mesmo tempo, incorporou em seu plano de Negócio e Gestão (PNG) 2018-2022, em dezembro passado, a transição para uma economia de baixo carbono. Está reduzindo as emissões de seus processos produtivos, investindo em novas tecnologias para reduzir o impacto na mudança climática e desenvolvendo negócios de alto valor em energia renovável.

A empresa aderiu, em janeiro passado, durante o Fórum Econômico Mundial de Davos, na Suíça, à Iniciativa Climática de Petróleo e Gás (OGIC, na sigla em inglês), lançada em 2014 e que já conta com dez petroleiras signatárias. O caminho para a transição rumo a uma economia de baixo carbono é o aumento da participação do gás natural no mix de produtos, segundo destacou o presidente da Petrobras, Pedro parente, em painel sobre energia no Fórum.

Para isso a estatal brasileira pode investir no exterior, já que no brasil os campos costumam ter volume muito maior de petróleo do que de gás, que vem associado. O PNG 2018-2022 sinaliza investimentos de US$74,5bilhões, no mesmo nível do plano anterior, dos quais 81% vão para exploração e produção, e 18% para refino e gás natural e o restante para as demais áreas.

De acordo com o planejamento, a produção total da petroleira, considerando óleo e gás e as operações no exterior, subirão de 2,7 milhões de barris em 2018 para 3,5 milhões de barris por dia em 2022. Só no Brasil, esse volume será de 3,4 milhões de barris de óleo equivalente (boe) em 2022. A maior parcela da produção é oriunda do pré-sal. “O gás natural é o elo de transição mais imediato para o baixo carbono. E tem que ser priorizado como combustível local e base da geração industrial de energia e calor”, analisa o consultor Jean Paul Prates.

Mas ele ressalta que, além dos investimentos da Petrobras no setor, é preciso regulação e política de preços que priorizem o desenvolvimento de um mercado doméstico acessível e longevo. Prates também vê, na experiência de operações marítimas da estatal, perspectiva para o desenvolvimento da próxima fase de nossa indústria eólica, que será o “offshore”.

A Petrobras busca diminuir emissões com o melhor aproveitamento do gás, reduzindo a queima em tocha, e da eficiência das termelétricas e acompanhando as emissões de fornecedores e produtos. A empresa quer usar sua experiência no mercado elétrico e de fontes renováveis de energia para desenvolver oportunidades que combinem tecnologia e modelos de negócios inovadores.

Dados do relatório de Sustentabilidade 2017 mostram que a Petrobras conta com uma capacidade instalada de geração elétrica de 6,4 mil megawatts (MW) médios, considerando usinas próprias e participações. Em 2017 suas termelétricas geraram 3.165 MW médios, com 2.982 MW a partir de gás natural e 183 MW com óleo combustível. Na participação com quatro empreendimentos eólicos, a estatal gerou 19 MW. Outro 1,9 MW foi gerado nas participações em duas centrais hidrelétricas, 0,9 MW na biomassa e 0,2 MW médio na planta fotovoltaica da empresa no Rio Grande do Norte, que tem capacidade para 1 MW.

A energia eólica é uma das fontes renováveis em que a Petrobrás vê sinergias com seus negócios atuais e com o sistema elétrico brasileiros. Está montando uma planta-piloto de geração eólica offshore, na baia potiguar, no Nordeste, visando entender o potencial dessa alternativa e obter informações para subsidiar decisões futuras de empreendimentos no setor. A previsão da empresa é ter a unidade instalada até meados de 2021.

Embora esteja vendendo ativos de biocombustíveis, a Petrobras continua desenvolvendo tecnologias para fabricação de produtos derivados de resíduos agrícolas e admite retornar ao segmento no futuro com outros modelos de negócios. Para a pesquisadora de energia da FGV, Fernanda Delgado, os biocombustíveis, por serem líquidos, poderiam se beneficiar da infraestrutura que a Petrobras já possui para lidar com os derivados de petróleo, mas não vê a empresa interessada nisso no curto prazo. “A Petrobras ainda está focada no petróleo e em poços mais produtivos. Os preços do barril subiram, o que é favorável à empresa e ao Brasil que exporta muito óleo”. Essa preocupação da estatal com uma economia de baixo carbono é, para a pesquisadora, “institucional” e serve como uma “licença para operar”, dando uma satisfação à sociedade.

Fernanda lembra que há uma movimentação mundial para atender aos compromissos do Acordo de paris – pelo qual os países signatários acertaram um esforço para limitar o aquecimento médio do planeta em 2 graus Celsius até o fim do século, em relação aos períodos pré-industrial – e cita os avanços da China, que é a maior provedora de equipamentos para energia eólica e solar.
Enquanto toca sua transição para a economia de baixo carbono, a Petrobras seguei no caminho de recuperar sua capacidade financeira, abalada com os escândalos de corrupção que a envolveram e aumentar a sua produção. Uma das aliadas nesta empreitada, além do programa de venda de ativos, têm sido as parceiras estratégicas com outras petroleiras estrangeiras, como a francesa Total, a chinesa CNPC, a norueguesa Statoil, a americana ExxonMobil e a britânica BP.

Com a Total, a Petrobrás assinou transações no valor de US$2,2 bilhões. Vendeu parcela nos campos da Lapa e Iara, no pré-sal da bacia de Santos, além de 50% da Termobahia, e fechou acordos de parcerias nos segmentos de exploração e produção e também abastecimento e distribuição e cooperação tecnológica, envolvendo áreas operacionais e de pesquisa.

Outros US$2,9 bilhões foram obtidos da Statoil, a partir da venda de uma participação de 25% no campo de Roncador, na bacia de Campos. Foram assinados acordos de cooperação técnica para aumentar o volume recuperável de petróleo e para compartilhamento de infraestrutura de exportação de gás. Já com a ExxonMobil, a estatal integra consórcio para a exploração de seis blocos offshore na bacia de Campos e assinou memorando de entendimento para cooperação em exploração e produção, gás e produtos químicos no Brasil e no exterior.

Com a BP, a parceria também se dá em consórcio, desta vez para exploração das áreas de Peroba e Alto de Cabo Frio Central, no pré-sal, além de uma carta de intenções para cooperação em diversas área da cadeia do petróleo. Já com a chinesa CNPC, há também parceira para explorar Peroba e um memorando de entendimento para cooperação em oportunidades no Brasil e fora do páis em todos os segmentos da cadeia, incluindo financiamento.

Para Claudio Porto, da Macroplan, essas parcerias são estratégias eficazes por trazerem complementações estruturais e sinérgicas, especialmente porque são firmadas com empresas capitalizadas, com potencial para acelerar investimentos. “E que têm interesse no grande mercado nacional e mesmo global, já que a indústria do petróleo é global por excelência”, diz
Já Assis, da EY, vê o cenário de alianças e parcerias como estrategicamente importantes não só para a Petrobras e demais petroleiras estrangeiras, mas também para a indústria de óleo e gás e a cadeia de fornecimento, que ganham com a diversificação de atores no mercado, pela perspectiva de ganhos de escala operacionais e pela cooperação tecnológica e de inovação.

A Petrobras também planeja colocar novas plataformas em produção e vem rompendo seu portfólio de áreas. Até 2022 serão 19 novos sistemas produtivos, sendo oito em 2018. Na 15ª Rodada de Licitações, realizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em março, pelo regime de concessões, a Petrobras adquiriu sete blocos marítimos, sendo uma sozinha e os outros seis em consórcios diversos com empresas como ExxonMobil, Shell, Statoil e QGI Brazil.

A 15ª Rodada bateu recorde de arrecadação em bônus de assinatura: mais de R$8 bilhões. O número poderia ter sido maior se os dois blocos mais atrativos não tivessem sido retirados do certame pelo Tribunal de Contas da União (TCU),, por estarem em área próxima ao pré-sal. A presença de treze empresas de onze países disputado a etapa marítima – sendo que doze delas arremataram blocos (duas nacionais e dez de origem estrangeira) – evidencia a atratividade do offshore nacional. Os investimentos na fase de exploração, segundo a ANP , deve gerar em trono de US$1,2 bilhão. Não houve oferta para os blocos terrestres.

Em junho ocorrerá o quarto leilão de áreas do pré-sal e o governo, no começo de abril, negociava com o TCU para incluir no certame os blocos retirados da 15ª Rodada. O Ministério das Minas e Energia (MME) também quer fazer, no segundo semestre, um megaleilão para ofertar excedentes da cessão onerosa.

Para o analista de petróleo da consultoria Tendências, Walter de Vitto, o próximo leilão de pré-sal deve manter em alta o interesse de investidores de fora, já que as reservas nacionais são bastante atraentes. A Petrobras, acredita, tende a repetir o comportamento do ano passado. “A expectativa é que ela atue de forma semelhante aos últimos leilões recentes, participando de forma seletiva e buscando parcerias”, observa.

Em 2017, a Petrobras adquiriu, em parceria com a ExxonMobil, seis blocos na bacia de Campos, vendidos na 14ª Rodada, realizada em setembro. Cada um tem 50% e a estatal será a operadora. Também levou um campo terrestre. Em outubro, nos leilões de pré-sal, a estatal levou os três blocos pelos quais havia declarado interesse: Entorno de Sapinhoá, onde ficou com 45%, a Shell, com 30% e a Repsol com 25%. Em Peroba a estatal brasileira ficou com 40%, a BP com 40% e a chinesa CNODC, subsidiária da CNPC, com 20%. Já em Alto de Cabo Frio, a Petrobras e a BP têm 50% cada uma
Entre as multinacionais, a Shell é uma das mais ativas. Está investindo, desde 2016, mais de US$2 bilhões por ano até 2020, sem contar as aquisições de 2017, as novas conquistas em março passado e as futuras aquisições de áreas. Produz atualmente uma média de 350mil barris de petróleo equivalente diários, 90% oriundos de ativos não operados na bacia de Santos. O restante vem dos campos de BC-10 e Bijupirá e Salema, localizados na bacia de Campos e operadas pela própria Shell.

Outro exemplo de interesse crescente no Brasil é a norueguesa Statoil, que já anunciou seu desejo de triplicar sua produção no país até 2030. Na 15ª Rodada, a empresa adquiriu quatro blocos com parceiros diversos.

A ExxonMobil, que no ano passado já havia comprado diversos blocos na 14ª rodada, alguns sozinha, outros em consórcios – seis deles em sociedade somente com a Petrobras na bacia de Campos – levou nesta última venda oito áreas em parcerias diversas.

estratégia organizacional

Visão de futuro é essencial para o setor elétrico brasileiro se conectar com as transformações tecnológicas em curso

Do VALOR ECONÔMICO – REVISTA SETORIAL ENERGIA –
AVANÇO DIGITAL AINDA DISTANTE.

O país que se destaca em fontes limpas está atrasado na adoção de mudanças tecnológicas.
(Por Roberto Rockman)

A matriz elétrica brasileira caminha para se tornar não só mais limpa, mas também complexa, diversificada e intermitente. Fontes renováveis como eólica, solar e gás natural devem crescer com força nos próximos cinco anos, com destaque para investimentos de empresas estrangeiras, como CPFL (nas mãos da chinesa State-Grid), AES Tietê, a italiana Enel e a francesa Engie. O país também exibe potencial invejável para se destacar em bioenergia, devido à capacidade produtiva de cana-de-açúcar nas usinas e da indústria de papel e celulose em produzir madeira com uso intensivo de florestas plantadas. Graças à utilização do etanol, o Brasil deixou de emitir, em 2017, 55,1 milhões de toneladas de dióxido de carbono equivalente.

O desafio brasileiro na área de energia passa por um acerto de contas entre o passado que carrega uma herança regulatória a ser reconstruída e uma visão de futuro capaz de impedir o país de perder a transformação tecnológica que o setor elétrico viverá. Nesse cenário as concessionárias terão de buscar novas receitas no mercado não regulado e os consumidores terão muito mais poder como minigeradores, contando com ferramentas para gerenciar sua conta.

Este é o caminho que governos, concessionárias e consumidores terão que trilhar em 2018 e no primeiro ano do mandato do futuro presidente da República. Mesmo que aprovados os projetos de lei que tratam da reforma do setor elétrico, da venda da Eletrobrás e do fim do regime de contas de energia, o Brasil ainda terá de desatar nós para avançar com hidrelétricas e térmicas a gás natural, incorporar novas tecnologias como redes inteligentes e armazenamento de energia e destravar o mercado de capitais, essencial em um momento em que o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) reduz o subsídio a crédito.

O avanço das fontes intermitentes como solar e eólica, que dependem de fatores climáticos, e a menor capacidade de armazenamento das hidrelétricas, criarão necessidade de energia de base, como as térmicas a gás natural, e necessidade de armazenamento de energia (storage, em inglês). Já as redes inteligentes são outra realidade – apenas a China já instalou 300 milhões de medidores, enquanto no Brasil menos de 5% da rede é inteligente. A reforma do setor elétrico proposta pelo governo, não trata de incentivos para as novas tecnologias, como smart grids e armazenamento, apenas sugere a contratação de um estudo para o assunto. O custo de um medidor inteligente estaria em US$100, sendo que outros US$50 seriam gastos em sistema de comunicação. O Brasil tem cerca de 70 milhões de medidores, sendo que menos de 5% deles são inteligentes. Os investimentos apenas na troca destes equipamentos e em sistemas de comunicação usados neles poderiam superar R$30 bilhões.

“O setor ruma para a maior digitalização e para o maior empoderamento do consumidor, que poderá ter à disposição medidores inteligentes. Outros países têm evoluído para o conceito de microredes, nós estamos atrasados. É preciso acertar o passado de olho no futuro, que vem em uma velocidade grande”, diz Caius Malagoli, diretor de engenharia da CPFL Energia. “As redes de energia brasileira ainda são muito defasadas, terão de ter mais inteligência distribuída, coom mais automação e mais serviços, que deverão destravar novos modelos de negócios e colocar um consumidor com mais poder nas mãos”, observa Carlo Zorzoli, presidente da Enel, grupo da Itália. Depois de 15 anos da instalação dos primeiros medidores eletrônicos, a Itália agora trabalha na substituição por uma nova geração de equipamentos.

O setor elétrico deverá viver nas próximas duas décadas uma revolução muito mais intensa do que nos últimos cem anos, mas o Brasil, que avança em fontes renováveis, ainda está atrasado em relação às transformações que combinarão redes inteligentes de energia, microgeração distribuída, tecnologias de armazenamentos, iluminação pública inteligente e carros elétricos. A CPFL Energia decidiu em março que seu projeto piloto de instalação de medidores inteligentes para baixa tensão será em Jaguariúna (SP). Para que a inovação avance, será preciso ter incentivos regulatórios. “Seria preciso resolver questões regulatórias, o reconhecimento na tarifa é dado apenas na revisão periódica, que ocorre a cada quatro a cinco anos, com uma tecnologia que demanda investimento intensivo em dez anos ou mais É preciso reconhecer que elas podem acelerar a adoção de carros elétricos ou de microgeração distribuída”, diz Malagoli, da CPFL Energia.

A reforma do setor elétrico não trata do tema, mas a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) deverá rever em 2019 a metodologia do custo de capital das concessionárias para as rodadas de revisões periódicas de tarifas da próxima década. Sobre a mesa, as empresas discutem com o regulador como criar mecanismos que incentivem investimentos em novas tecnologias. “É preciso encarar a realidade, já uma preocupação de que a rede esteja preparada para os novos desafios que virão com a microgeração, redes inteligentes, microrredes”, aponta Malagoli.

A Alemanha passou a ter 30% de usa matriz com microgeração distribuída solar, a complexidade da matriz cresceu e a qualidade da energia distribuída caiu. No caso brasileiro, em que o sistema de transmissão escoa grandes blocos de energia em grandes distâncias, a situação poderá se tornar ainda mais desafiadora, com redes defasadas e a expansão da geração distribuída solar. “ A digitalização é uma tendência e o consumidor vai ganhar mais poder , seja gerenciando a conta, seja gerando. A rede precisa estar preparada”.

No Brasil, estima-se crescimento de 3,7% ao ano no consumo de energia elétrica até 2026, de acordo com dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), com uma elasticidade de 1,5% em relação ao previsto para o crescimento da economia brasileira no período. Esse crescimento equivale a um consumo per capita de 3,1 kWh por habitante por ano. Neste período observaremos um incremento acelerado da autoprodução, que cresce à taxa média anual maior que a do consumo direto na rede. Hoje a geração de eletricidade pelo próprio consumidor, a partir de instalações localizadas junto às unidades de consumo, já representa quase 11% de toda a energia elétrica consumida no país e tende a crescer nos próximos anos, na medida em que os custos e as tecnologias evoluem”, diz o diretor da Macroplan, Glaucio Neves.

Ele destaca que, em uma perspectiva e médio e longo prazos, a aceleração da digitalização ampla da sociedade e da economia deve impactar bastante o perfil de consumo no Brasil. “A indústria 4.0, com as chamadas fábricas inteligentes, o aumento da robotização, internet das coisas, o carro elétrico, a implantação de smart grids e outras são drivers de mudanças que impactarão não só os produtos oferecidos, mas também as cadeias de valor, com impactos diretos na geração e no consumo de energia elétrica”, aponta Neves.

Em geração, três fontes deverão ter destaque nos próximos dez anos: eólica, solar e térmicas a gás natural. A potência das usinas movidas pela força dos ventos deve pular de 12,7GW, em 2017, para 18,6 GW, até 2023, segundo estimativas da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABE Eólica), com a construção de mais 252novos parques já contratados. Até 2026, este número poderá pular para 28GW, duas vezes e meia a usina de Itaipu. A energia solar também deverá ter forte expansão: a fonte que, em 2017, tinha 1GW, poderá ter 10GW em 2026, segundo a EPE. “Em dez anos, os custos de implementação da energia solar podem reduzir cerca 30% em relação aos patamares atuais, podendo chegar a até 40%, a exemplo do que já se observa internacionalmente”, destaca Neves.

Um dos principais investimentos em energia solar é da Enel, que tem ampliado sua participação em geração e distribuição. Em setembro de 2015, a empresa inaugurou o primeiro parque híbrido (que combina turbinas eólicas com 80 MW de potência e placas fotovoltaicas) no sertão de Pernambuco. Em junho do ano passado, deu início à operação na Bahia do parque solar Lapa, composto por duas usinas: Bom Jesus da Lapa (80MW) e Lapa (78MW), com capacidade instalada total de 158MW. Em fevererro deste ano, iniciou operação de seu parque solar Horizonte (1033 MW), localizado no município de Tabocas do Brejo Velho, na Bahia. No fim do ano passado a empresa conquistou o direito, em leilão do governo federal, a trocar contratos de fornecimento de energia de 20 anos no país, com um novo projeto solar de 388MW no Estado do Piauí até 2021.

A CPFL Renováveis tem em sua carteira de projetos, que somam 2,5 GW de capacidade, com destaque para 1,9 GW de eólicas e 0,35 GW de solares, todos os empreendimentos no Nordeste. “Os preços das eólicas já são competitivos há algum tempo, a solar tem começado a ficar bastante competitiva e deve ficar ainda mais com mais fabricantes vindo para o Brasil”, observa Alessandro Gregori, diretor de investidores da concessionária que também está de olho no mercado secundário, principalmente de energia eólica: “Há muitas consultas de clientes interessados em vender ativos e outros em comprar ativos renováveis. Houve uma tentativa de mais de R$1 bilhão, mas não fechou porque a análise técnica mostrou que era preciso investir mais em equipamentos para melhorar a geração das máquinas”, diz Carlos Frederico Lucchett Bingemer, sócio da BMA-Barbosa Müssnich, Aragão. O interesse está tanto em fundos de private equity que já ergueram usinas e querem vender participação quanto de empresas em dificuldades financeiras. Outro movimento que deve atrair atenção é a venda de ativos da Eletrobras em Sociedades de Propósito Específicos em transmissão e geração, marcada para 7 de junho, com destaque para 1,7 GW de eólicas, que devem ser vendidas uma a uma.

Não apenas projetos solares centralizados e eólicos estão atraindo investimentos. “Geração distribuída é outro segmento que deverá ter uma expansão forte nos próximos anos com a retomada do crescimento”, diz Fabiano Brito, sócio de infraestrutura do escritório de advocacia Mattos Filho. Redes de farmácias, educação, hospitais e agências bancárias estão começando a analisar investir no setor, de olho em reduzir sua conta de energia, já que essas empresas estão ligadas à baixa tensão e não podem se tornar consumidores livres.

A AES Tietê fechou em fevereiro com a de mineiro de farmácias Drogaria Araújo seu primeiro grande contrato de geração e distribuição, pelo qual irá construir uma planta solar de 5 MW na divisa com São Paulo para abastecer 145 lojas da rede de farmácias. Isso deve permitir uma redução de até 20% nos gastos de energia. “Temos mais cinco outras negociações em curso em estágio avançados”, diz Ítalo Freitas, presidente da AES Tietê.

A AES Tietê deve iniciar em maio um projeto piloto inovador na usina hidrelétrica de Bariri (SP), com aplicação de uma bateria de lítico para armazenamento de 200kW de energia. Primeiro projeto no Brasil do gênero, a bateria ficará conectada ao gerador auxiliar, que trabalha com a iluminação da hidrelétrica e bombeamento de máquinas. O Operador Nacional do Sistema (NOS) acompanhará o teste, cujo investimento está em cerca de R$2,5 milhões.

“Essa tecnologia de armazenamento é uma tendência forte para o Brasil, principalmente com a interligação mais complexa, com linhas de transmissão do Norte para o Sudeste. Ela pode servir para ser usada como backup na transmissão ou geração na ponta, como alternativa para o consumidor reduzir a conta”, diz Freitas
Grandes empresas estrangeiras que fabricam equipamentos já sondam o mercado brasileiro, buscando entender a regulação, segundo um advogado. Atualmente não há regras sobre o segmento, nem como seu custo seria repartido.

Além da regulação para incorporar as novidades que irão revolucionar o setor, outro nó a ser desatado é a participação do mercado de capitais no financiamento dos projetos. O BNDES deverá ter uma participação menor no crédito e as suas taxas serão diferentes: até 2023 deverão ser similares às praticadas pelo mercado. Uma das apostas para complementar as opções, serão as debêntures de infraestrutura, que contam com incentivo para investidores pessoas físicas, que não pagam Imposto de Renda sobre ganho de capital. “As debêntures devem ser parte do financiamento dos projetos solares que estamos tocando”, observa Freitas, da AES Tietê. “Elas se tornarão parte importante”, corrobora Gregori, da CPFL Renováveis.

Para Marcelo Girão, responsável pela área de project finance do Itaú BBA, as debêntures são uma opção complementar que tem sido analisada pelos investidores , mas é preciso analisar os compradores desses papéis, cuja demanda está em pessoas físicas , que contam com incentivo tributário. O problema é que os fundos de pensão , que são tradicionais compradores no mundo desses debêntures, no Brasil vão para os papéis de renda fixa do Tesouro, já que eles têm isenção em ambos os títulos, o que não os incentiva ao risco. “É preciso pensar em buscar novos bolsos, porque o bolso dos fundos de pensão não está disponível”, aponta Girão.

Os investidores externos são outros potenciais compradores, mas aí a questão esbarra em algum tipo de hedge cambial. O Pátria, que arrematou no ano passado uma rodovia concedida pelo Estado de São Paulo, recentemente fez uma emissão de debêntures no valor de R$1 bilhão, com demanda para quase o dobro, sendo que os estrangeiros responderam por um quarto da alocação. O governo paulista criou um mecanismo de proteção cambial para os vendedores do leilão.