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Anexo 2.1.57 parte 1
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57
Anexo 2.1.57
Laudos Econômico-Financeiros da Eneva
Estudo Técnico
AP-0234/15-01
ENEVA
Estudo Técnico AP-0234/15-01 1
ÍNDICE
1. INTRODUÇÃO ................................................................................................... 2
2. DOCUMENTOS RECEBIDOS .................................................................................... 7
3. DESCRIÇÃO DA ENEVA ......................................................................................... 8
4. RAZÕES PARA A CRISE ........................................................................................ 13
5. ANÁLISE DO SETOR ........................................................................................... 15
6. PREMISSAS-CHAVE DO PLANO DE NEGÓCIOS DA COMPANHIA .......................................... 18
7. PREMISSAS OPERACIONAIS DAS USINAS TERMELÉTRICAS ............................................... 22
8. PREMISSAS OPERACIONAIS DAS PRODUTORAS DE GÁS NATURAL ...................................... 25
9. PROJEÇÕES DAS USINAS E CAMPOS DE GÁS ............................................................... 27
9.1 UTE ITAQUI ..................................................................................................... 27
9.2 UTE PECÉM II ................................................................................................... 29
9.3 UTE PARNAÍBA I ................................................................................................ 31
9.4 UTE PARNAÍBA II ............................................................................................... 33
9.5 UTE PARNAÍBA III ............................................................................................... 35
9.6 UTE PARNAÍBA IV .............................................................................................. 37
9.7 PARNAÍBA GÁS NATURAL (PGN) .............................................................................. 39
9.8 BPMB ............................................................................................................. 41
9.9 HOLDINGS E RESULTADO CONSOLIDADO ................................................................... 43
10. ANÁLISE DAS COMPANHIAS COMPARÁVEIS ................................................................ 44
11. PROPOSTA DE REESTRUTURAÇÃO FINANCEIRA ........................................................... 45
12. ALAVANCAGEM ................................................................................................ 49
13. RESUMO DO ESTUDO TÉCNICO .............................................................................. 50
14. RELAÇÃO DE ANEXOS ......................................................................................... 51
Estudo Técnico AP-0234/15-01 2
1. INTRODUÇÃO
O presente Estudo Técnico econômico-financeiro do plano de recuperação judicial (“Estudo
Técnico”) da ENEVA S.A., sociedade por ações inscrita sob o CNPJ nº 04.423.567/0001-21, e ENEVA
PARTICIPAÇÕES, sociedade por ações inscrita sob o CNPJ nº 15.379.168/0001-27, ambas com sede na
Rua Praia do Flamengo, nº 66, 9º Andar, Flamengo, na Cidade e Estado do Rio de Janeiro, é
apresentado para auxiliar as companhias em seu processo de recuperação judicial. Daqui em diante,
para fins de simplificação, as duas empresas serão denominadas em conjunto como “ENEVA” ou
“Companhias”.
Este Estudo Técnico foi preparado pela APSIS Consultoria Empresarial Ltda. (“APSIS”) com base em
informações fornecidas pela ENEVA e seus assessores, visando fornecer um maior entendimento
sobre o modelo de negócios da ENEVA e subsídios que atestem a sua viabilidade econômico-
financeira para auxiliar as Companhias em seu processo de recuperação judicial.
O presente Estudo Técnico não constitui, no todo ou em parte, material de marketing ou uma
solicitação ou oferta para a compra de quaisquer valores mobiliários, e não deve ser considerado
como um guia de investimentos, tendo sido elaborado unicamente com a finalidade de ser um
material complementar para auxílio à ENEVA em seu processo de recuperação judicial.
As premissas e declarações futuras aqui contidas têm por embasamento, em grande parte, as
expectativas atuais e as tendências que afetam, ou que potencialmente venham a afetar, os
negócios operacionais das Companhias. Consideramos que estas premissas e declarações futuras
baseiam-se em expectativas razoáveis e são feitas com base nas informações de que atualmente
dispomos, muito embora estejam sujeitas a diversos riscos, incertezas e suposições. Tais premissas
e declarações futuras podem ser influenciadas por diversos fatores, incluindo,
exemplificativamente:
Intervenções governamentais, resultando em alteração na economia, tributos, tarifas ou
ambiente regulatório no Brasil;
Alterações nas condições gerais da economia, incluindo, exemplificativamente, inflação,
taxas de juros, nível de emprego, crescimento populacional e confiança do consumidor;
Fatores ou tendências que possam afetar os negócios, participação no mercado, condição
financeira, liquidez ou resultados das operações da Companhia;
Eventual dificuldade das Companhias em implementar seus projetos, tempestivamente e
sem incorrer em custos não previstos, o que pode retardar ou impedir a implementação do
plano de negócios das mesmas;
Eventual dificuldade das Companhias em realizar os investimentos previstos, devido à
dificuldade de obtenção de financiamentos e/ou acesso ao mercado de capitais;
A extinção das concessões, reversão permanente dos ativos de controladas das
Companhias, bem como a intervenção do Poder Concedente com o fim de assegurar a
adequação na prestação dos serviços, que possam afetar adversamente as condições
financeiras e resultados operacionais das Companhias;
Estudo Técnico AP-0234/15-01 3
Decisões desfavoráveis em processos judiciais ou administrativos que possam causar
efeitos adversos para as Companhias;
Deterioração das condições hidrológicas existentes, potencial falta de eletricidade e o
consequente racionamento de energia elétrica que possam ter um efeito adverso sobre as
Companhias; e
As operações das Companhias dependem de sua capacidade de manter, aperfeiçoar e
operar, eficientemente, sua contabilidade, cobrança e serviços ao cliente.
Alguns dos indicadores e dados referentes ao setor de energia apresentados neste Estudo Técnico
foram obtidos perante as seguintes entidades: Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Banco
Mundial, BNDES e Câmara de Comissão de Valores Mobiliários (CVM). Tais indicadores financeiros
não foram verificados de forma independente. As informações contidas neste Estudo Técnico em
relação ao Brasil e à economia brasileira são baseadas em dados publicados pelo Banco Central do
Brasil, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), Instituto de Pesquisa Econômica
Aplicada (IPEA), por outros órgãos públicos e outras fontes. Todos os indicadores do setor de energia
e dados demográficos utilizados neste Estudo Técnico foram extraídos de fontes consideradas
confiáveis. Apesar de acreditarmos que essas informações provêm de fontes confiáveis, estes dados
macroeconômicos, comerciais e estatísticos não foram objeto de verificação de forma
independente.
Desta forma, quaisquer informações financeiras incluídas nesse Estudo Técnico não são, e não
devem ser consideradas, demonstrações contábeis das Companhias. Os potenciais impactos
financeiros mencionados neste Estudo Técnico têm como base, exclusivamente, informações
disponibilizadas pelas Companhias até a data deste Estudo Técnico.
O presente Estudo Técnico baseia-se em informações públicas no que tange ao entendimento e
conhecimento do setor por parte dos consultores da APSIS e por informações fornecidas pelas
Companhias.
Ao prepararmos o Estudo Técnico, observando a legislação e regulamentação aplicável, nós, da
APSIS, não levamos em conta o impacto de quaisquer comissões e despesas que possam resultar da
consumação da recuperação judicial. Ademais, os cálculos financeiros contidos no Estudo Técnico
podem não resultar sempre em soma precisa em razão de arredondamento.
Este documento não é, e não deve ser utilizado como, uma recomendação ou opinião para os
credores das Companhias sobre se a transação é aconselhável para qualquer credor ou sobre a
justeza da transação (fairness opinion) do ponto de vista financeiro. Não estamos aconselhando tais
credores em relação à recuperação judicial. Todos os credores devem conduzir suas próprias
análises sobre a recuperação judicial e, ao avaliar o processo, devem se basear nos seus próprios
assessores financeiros, fiscais e legais e não no Estudo Técnico.
A elaboração de análises econômico-financeiras, como as realizadas no presente Estudo Técnico, é
um processo complexo que envolve julgamentos subjetivos e não é suscetível a uma análise parcial
ou descrição resumida. Desse modo, a APSIS acredita que o Estudo Técnico deve ser analisado como
um todo, e a análise de partes selecionadas e outros fatores considerados na elaboração podem
Estudo Técnico AP-0234/15-01 4
resultar num entendimento incompleto e incorreto das conclusões. Os resultados aqui apresentados
se inserem exclusivamente no contexto do Plano de Recuperação Judicial e não se estendem a
quaisquer outras questões ou transações, presentes ou futuras, relativas às Companhias ou ao setor
em que atuam.
O Estudo Técnico é exclusivamente destinado às Companhias e não avalia a decisão comercial
inerente a estas de realizar a transação, tampouco constitui uma recomendação para as Companhias
e/ou seus credores (inclusive, sem limitações, quanto à maneira pela qual eles devem exercer seu
direito a voto ou quaisquer outros direitos no que tange à recuperação judicial).
No presente Estudo Técnico, foram adotadas algumas premissas-chave, essenciais para o sucesso do
Plano de Recuperação Judicial, informadas pela administração das Companhias. Caso as mesmas não
se realizem, impactos relevantes no Plano de Recuperação Judicial podem vir a ocorrer. Tais
premissas são descritas em detalhes no Capítulo 6.
Apresentamos a seguir o currículo das pessoas físicas e jurídicas que foram envolvidas na elaboração
e/ou revisão do presente Estudo Técnico:
APSIS CONSULTORIA EMPRESARIAL LTDA. — Há mais de 35 anos, a APSIS presta consultoria a
companhias do Brasil, América Latina e Europa em avaliação de empresas, marcas e outros
intangíveis, além de realizar avaliação patrimonial de ativos, consultoria e negócios imobiliários,
gestão de ativo imobilizado e sustentabilidade corporativa. Seguimos o padrão internacional da ASA
– American Society of Appraisers (Washington, DC), através das normas do USPAP – Uniform
Standards of Professional Appraisal Practice, bem como os padrões da ética. Somos membro do
IBAPE - Instituto Brasileiro de Avaliações e Perícias de Engenharia, órgão de classe formado por
engenheiros, arquitetos e empresas habilitadas que atuam na área das avaliações e perícias, cujas
normas foram desenvolvidas de acordo com os princípios básicos das normas internacionais do IVSC -
International Valuation Standards Committee e UPAV - União Pan-Americana de Associações de
Avaliação, o comitê internacional de normas de avaliação do IVSC, integrado por entidades
nacionais do continente americano que se dedicam à área de avaliação.
RICARDO DUARTE CARNEIRO MONTEIRO - Sócio-fundador e Conselheiro da APSIS, é diretor do
Instituto Brasileiro de Executivos de Finanças (IBEF) desde 2001, perito judicial das varas cível e de
fazenda e professor da cadeira de Construção Civil da Pontifícia Universidade Católica do Rio de
Janeiro (PUC-RIO).
Formação: Graduação em Engenharia Civil pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro
(PUC-RIO). Pós-Graduação em Engenharia Econômica também pela mesma.
ANA CRISTINA FRANÇA DE SOUZA, ICVS - Conselheira da APSIS, atua há mais de 25 anos em avaliação
de empresas, incluindo ativos tangíveis e intangíveis e consultoria imobiliária. Diretora executiva e
fundadora do Comitê Brasileiro de Avaliadores de Negócios (CBAN) da ANEFAC. É diretora e
professora do Instituto Brasileiro de Executivos Financeiros (IBEF). Lecionou no MBA de Avaliação de
Marcas da FGV e no Instituto de Engenharia Legal (IEL). Palestrante em diversas entidades, como a
Comissão de Valores Mobiliários (CVM), o International Business Communication (IBC), Licensing
Estudo Técnico AP-0234/15-01 5
Executives Society International (LESI), o Instituto Brasileiro de Economia (IBRE), a Universidade do
Estado do Rio de Janeiro (UERJ), o American Chamber (AMCHAM), entre outros. Responsável técnica
no Brasil do International Association of Consultants, Valuators and Analysts (IACVA), por onde é
internacionalmente certificada como avaliadora com a credencial ICVS - “International Certified
Valuation Analyst”.
Formação: Graduação em Engenharia Civil pela Universidade Federal Fluminense (UFF-RJ), com pós-
graduação em Avaliação de Empresas e Projetos e em Ciências Contábeis, ambas pela Escola de Pós-
Graduação da Fundação Getúlio Vargas (EPGE - FGV). Cursou BV 201 e BV 202, do programa de
Business Valuation da ASA (American Society of Appraisers). Cursou o BV 301 - Avaliação de Ativos
Intangíveis pelo Institute of International Business Valuers (IIBV), joint venture da ASA com o CICBV
(Canadian Institute of Chartered Business Valuators).
LUIZ PAULO CÉSAR SILVEIRA, ICVS - Vice-presidente Técnico da APSIS, atua há mais de 14 anos em
avaliação de empresas, incluindo ativos tangíveis e intangíveis. Diretor executivo e fundador do
Comitê Brasileiro de Avaliadores de Negócios (CBAN) da ANEFAC. Responsável técnico no Brasil do
International Association of Consultants, Valuators and Analysts (IACVA), por onde é
internacionalmente certificado como avaliador com a credencial ICVS - “International Certified
Valuation Analyst”.
Formação: Graduação em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal Fluminense (UFF-RJ) em
1989 e mestrado em Administração de Empresas pela Universidade Federal do Rio de Janeiro
(COPPEAD-UFRJ) em 1991. Auditor líder ambiental certificado pelo Inmetro (ISO14001). Cursou BV
201 e BV 202, do programa de Business Valuation da ASA (American Society of Appraisers). Cursou o
BV 301 - Avaliação de Ativos Intangíveis pelo Institute of International Business Valuers (IIBV), joint
venture da ASA com o CICBV (Canadian Institute of Chartered Business Valuators).
RENATA POZZATO CARNEIRO MONTEIRO - Presidente da APSIS, atua no mercado de consultoria em
Avaliações e M&A há mais de 10 anos. Experiência na coordenação de projetos, em especial
avaliação de ações judiciais e passivos, e negociações de fusões e aquisições. Já atuou na
coordenação de projetos na área de sustentabilidade, dentre os quais se destaca o desenvolvimento
de projetos pioneiros de créditos de carbono junto à ONU e dimensionamento de passivos
ambientais.
Formação: Graduação em Direito. Pós-Graduação lato sensu em Direito da Propriedade Industrial
pela Faculdade de Direito da Universidade Estadual do Rio de Janeiro (UERJ). Fez MBA em Gestão de
Negócios pelo Instituto Brasileiro de Mercados e Capitais (IBMEC).
SÉRGIO FREITAS DE SOUZA - Vice-presidente de Novos Negócios da APSIS, possui experiência de mais
de 23 anos na área de Avaliações, Gestão de Ativo Imobilizado e Sistemas de Gestão Integrada ERPs
(Enterprise Resource Planning) e, também, Consultor de Projetos da FGV.
Formação: Graduação em Economia pela Universidade Gama Filho.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 6
ANTONIO NICOLAU - Diretor da área de Business Valuation da Apsis. Atuou como auditor externo em
uma das Big Four durante 10 anos e foi diretor de controladoria de instituição financeira de grande
porte durante 9 anos.
Formação: Graduação em Direito.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 7
2. DOCUMENTOS RECEBIDOS
O presente Estudo Técnico foi elaborado com base em informações recebidas pela ENEVA e seus
assessores, na forma de documentos e entrevistas verbais com o cliente. As estimativas utilizadas
neste processo estão baseadas nos documentos e informações, os quais incluem, entre outros, os
seguintes:
Demonstrações financeiras de todas as companhias do Grupo ENEVA em 31 de dezembro de
2014, não auditadas;
Fluxo de Caixa da Companhia (Holdings e operacionais) elaborado pela equipe de valuation
da ENEVA;
Fluxo de Caixa da Companhia (Holdings e operacionais) elaborado pelos assessores
financeiros da ENEVA (base para o plano de Recuperação Judicial);
Apresentações internas do Board of Directors da companhia contemplando as operações de
ativos propostas no Plano de Recuperação Judicial;
Contrato de Compra e Venda de Pecém I;
Pedido de Recuperação Judicial das Companhias elaborado pelo escritório de advocacia
Galdino Coelho Mendes Carneiro Advogados; e
Informações públicas das Companhias.
Também utilizamos bancos de dados selecionados de terceiros para a obtenção de informações
financeiras, incluindo:
Bloomberg LP; e
Relatórios do setor de energia elétrica.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 8
3. DESCRIÇÃO DA ENEVA
A ENEVA S.A. é uma holding do setor de geração de energia termelétrica no Brasil. A companhia é
detentora de quatro grupos de ativos principais: Geração, Recursos Naturais, Recursos Renováveis e
Projetos Térmicos. Sua principal atividade econômica é a geração e comercialização de energia
elétrica, com negócios complementares em exploração e produção de gás natural. Abaixo, um
quadro com os principais ativos da Companhia e um breve detalhamento sobre cada um deles:
¹ Em dez/2014 a ENEVA realizou a venda de sua participação à EDP, o que está sujeito a aprovações.
² 1/3 ENEVA e 2/3 PGN
³ Imetame, DELP e Ortang
Geração
Projetos com PPAs Assegurados
Parnaíba I 676 MW70% ENEVA
30% Petra
Parnaíba I I 517 MW100% ENEVA
Pecém I ¹ 720MW50% ENEVA50% EDP
Pecém II 365 MW50% ENEVA50% E.ON
Itaqui 360 MW100% ENEVA
Amapari 23 MW51% ENEVA49% Eletronorte
Recursos Naturais
Gás natural
Blocos Exploratórios (MA)
Total de 8 blocos
7 blocos
70% Parnaíba Gás Natural ¹
30% BPMB
1 bloco50% Parnaíba Gás Natural ²50% Consórcio ³
Carvão Mineral
Mina de Seival 30% ENEVA
70% Compelmi
Portfólio de projetos Térmicos
Projetos em desenvolvimento
Parnaíba (Expansão) 872 MW
35% ENEVA35% EnevaParticipações30% Petra
Sul 727 MW
50% ENEVA50% Eneva Participações
Seival 600MW
50% ENEVA
50% Eneva Participações
Açu 5.400MW
50% ENEVA50% Eneva Participações
Renováveis
Projetos de energias renováveis
Ventos
600 MW100% Eneva Participações
Tauá 1 MW100% ENEVA Participações
Projetos em desenvolvimento
Tauá (Expansão)49 MW100% ENEVA Participações
Geração
Projetos com PPAs Assegurados
Parnaíba III 176 MW
35% ENEVA35% Eneva Participações30% Petra
Parnaíba IV 56 MW
35% ENEVA35% Eneva Participações30% Petra
Eneva S.A. Eneva Participações S.A.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 9
GERAÇÃO
ITAQUI
Localizada no Distrito Industrial de São Luís e movida a carvão mineral, a usina está em
operação comercial desde fevereiro de 2013. A ENEVA S.A. tem 100% de participação no
empreendimento, que tem capacidade para gerar 360 MW de energia.
No leilão A-5 em outubro de 2007, foram contratados 315 MWm por um período de 15 anos,
iniciando-se em fevereiro de 2013. No leilão, foi garantida a receita fixa de R$ 115/MWm,
reajustada anualmente pelo IPCA.
PECÉM I
A usina termelétrica de Pecém I, localizada no município de São Gonçalo do Amarante (CE), produz
energia à base de carvão mineral pulverizado. A usina possui dois módulos de 360 MW, totalizando
720 MW. A ENEVA detinha 50% de participação no projeto e 50% pertencia à EDP. Em dez/2014 a
ENEVA realizou a venda de sua participação à EDP, o que está sujeito a aprovações.
No leilão de energia nova A-5, realizado em outubro de 2007, a usina contratou 615 MW médios,
garantindo uma receita fixa e indexada ao índice de inflação IPCA de cerca de R$ 111,00/MWh (base
dez/2013), durante 15 anos, a partir de janeiro de 2013.
PECÉM II
A termelétrica Pecém II está localizada no município de São Gonçalo do Amarante (CE) e produz
energia à base de carvão mineral pulverizado. Pecém II, um empreendimento 50% ENEVA S.A. e 50%
E.ON, possui capacidade instalada de 365 MW.
Ao comercializar 276 MW médios no leilão de energia nova A-5 de setembro de 2008, a usina
garantiu aproximadamente R$ 117,00/MWh (base: dez/2013) de receita fixa indexada ao IPCA,
durante 15 anos, a partir de junho de 2013. Nesta data, Pecém II se sincronizou com o Sistema
Interligado Nacional (SIN) e concluiu todos os testes elétricos requeridos pelo ONS. Em outubro, a
usina recebeu autorização da ANEEL para iniciar operação comercial.
PARNAÍBA I
A Usina de Parnaíba I está localizada dentro do Complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes
(MA). A usina utiliza gás natural, está em operação desde fevereiro de 2013 e possui capacidade
instalada de 676 MW. O fornecimento de gás para o Complexo de Parnaíba é feito pela Parnaíba Gás
Natural (PGN), cuja operação está detalhada mais adiante. A Usina de Parnaíba I é controlada pela
ENEVA S.A., que detém 70% das ações. A detentora dos 30% restantes é a Petra Energia.
No leilão de energia A-5 ocorrido em 2008, a Parnaíba I contratou 450 MWm por uma receita fixa de
R$ 112,50/MWh (base dez/13), reajustada anualmente pelo IPCA.
PARNAÍBA II
A Usina de Parnaíba II está localizada dentro do Complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes
(MA). A usina utiliza gás natural, está em fase pré-operacional e possuirá capacidade instalada de
Estudo Técnico AP-0234/15-01 10
518 MW. A ENEVA conseguiu junto à ANEEL um Termo de Ajuste de Conduta (TAC) que garantiu a
postergação do início de sua operação comercial para julho de 2016. No período de Dez/2014 a
Jun/2016, as turbinas de Parnaíba II estarão arrendadas à Parnaíba I. A ENEVA S.A. é detentora de
100% das ações de Parnaíba II.
No leilão de energia A-3 ocorrido em 2011, a Parnaíba II contratou 400 MWm pra entrega até março
de 2014 e 450 MWm para entrega de janeiro de 2015 por 20 anos. A receita fixa acordada para o
primeiro contrato foi de R$ 79/MWh (base dez/13), enquanto a receita fixa do segundo contrato foi
de R$ 94,82 MWh (base dez/13), ambas reajustadas anualmente pelo IPCA.
PARNAÍBA III
A Usina de Parnaíba III está localizada dentro do Complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes
(MA). A usina utiliza gás natural, está em operação desde outubro de 2013 e possui capacidade
instalada de 178 MW. A ENEVA S.A. é detentora de 35% das ações de Parnaíba III, enquanto a ENEVA
PARTICIPAÇÔES detém 35% e a Petra 30%.
No leilão de energia A-5 em 2008, a usina contratou 98 MWm por uma receita fixa de R$ 115/MWh
(base dez/13), reajustada anualmente pelo IPCA.
PARNAÍBA IV
A Usina de Parnaíba IV está localizada dentro do Complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes
(MA). A usina utiliza gás natural, está em operação desde janeiro de 2014 e possui capacidade
instalada de 56 MW. A ENEVA S.A. é detentora de 35% das ações de Parnaíba III, enquanto a ENEVA
PARTICIPAÇÔES detém 35% e a Petra 30%.
A usina de Parnaíba IV tem contrato firmado com a Kinross, por um prazo de cinco anos, para
fornecer 20 MWm de dezembro de 2013 a maio de 2014 e 46 MWm de junho de 2014 a dezembro de
2018. A energia restante será vendida no mercado livre.
AMAPARI
Em operação desde junho de 2008, a Amapari é uma usina termelétrica a óleo diesel, localizada no
município de Serra do Navio (AP), com capacidade de geração de energia elétrica de 23 MW, sendo
51% de propriedade da ENEVA S.A. e 49% da Eletronorte.
Em julho de 2009, a Licença de Operação da unidade foi renovada pela Secretaria de Estado do Meio
Ambiente do Amapá (Sema). A Usina Amapari tem autorização da ANEEL para atuar como Produtor
Independente de Energia (PIE) e possui contrato de fornecimento direto de energia elétrica para a
Anglo Ferrous Amapá Mineração até 2015.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 11
QUADRO RESUMO DOS ATIVOS OPERCIONAIS DA ENEVA
RECURSOS NATURAIS
BLOCOS EXPLORATÓRIOS DE GÁS NATURAL
A Parnaíba Gás Natural (PGN) - sociedade de propósito específico dividida entre Cambuhy (36%),
OGPar (36%), ENEVA S.A. (18%) e E.ON (9%) - possui participação majoritária na concessão de oito
blocos exploratórios terrestres na Bacia do Parnaíba (MA). Os blocos terrestres têm recursos
riscados estimados em mais de 11 trilhões de pés cúbicos (TCF) e estão localizados em uma área
total de 24.500 km², alcançando mais de 50 municípios.
A PGN tem um percentual de 70% na concessão de 7 blocos exploratórios na Bacia do Parnaíba,
sendo os 30% restantes de posse da BPMB. Além disso, a PGN opera outro bloco exploratório na
Bacia do Parnaíba em parceria com o consórcio formado por Imetrame Energia, Delp e Ortang
Equipamentos, com 50% de participação.
MINAS DE CARVÃO MINERAL - SEIVAL
Localizada no município de Candiota (RS), as reservas da Mina de Seival chegam a 152 milhões de
toneladas, quantidade superior à necessária para a operação das usinas térmicas a carvão do grupo.
Já os recursos totais certificados da mina chegam a 610 milhões de toneladas de carvão.
Fruto de parceria entre a ENEVA S.A. (com 30% do empreendimento) e a Copelmi (70%), a Mina de
Seival poderá ter sua produção comercializada para o mercado local, além de atender ao Complexo
Sul e Seival. A previsão é que o empreendimento alcance uma produção de 10 milhões de toneladas
anuais.
PROJETOS TÉRMICOS EM DESENVOLVIMENTO
SUL ENERGIA
A Usina Termelétrica Sul Energia será abastecida pelo carvão mineral da Mina de Seival. Localizada
no município de Candiota (RS), a planta terá 727 MW de potência instalada, com duas unidades
geradoras de 363,5 MW cada.
A Licença Prévia (LP) do projeto foi concedida em novembro de 2009 para uma capacidade de 600
MW e retificada para os atuais 727 MW pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos
Naturais Renováveis (IBAMA). A UTE Sul Energia é fruto da joint venture entre ENEVA S.A. e ENEVA
PARTICIPAÇÕES.
Nome TipoCapacidade
(MWh)
Início da
operaçãoPrazo do PPA
Receita fixa
(R$/MWh) ¹
Disponibilidade
Declarada
Participação
ENEVA
Itaqui Carvão 360 fev/13 15 anos 114,53 95,1% 100%
Pecém I Carvão 720 jan/13 15 anos 110,96 90,1% 50% ²
Pecém II Carvão 365 jun/13 15 anos 117,25 95,1% 50%
Parnaíba I Gás Natural 675 fev/13 15 anos 112,5 97,0% 70%
Parnaíba II Gás Natural 517 jul/16 20 anos 94,82 96,6% 100%
Parnaíba III Gás Natural 176 out/13 15 anos 114,71 97,0% 70% ³
Parnaíba IV Gás Natural 56 jan/14 5 anos - 95,9% 70% ³
Amapari Óleo Diesel 23 jun/08 - - - 51%
¹ Base = novembro de 2013
² Em dez/2014 a ENEVA realizou a venda de sua participação à EDP, o que está sujeito a aprovações.
³ A participação da Eneva está dividida entre Eneva S.A. (35%) e Eneva Participações S.A. (35%)
Estudo Técnico AP-0234/15-01 12
USINA DE SEIVAL
A Usina Termelétrica (UTE) de Seival, localizada no município de Candiota (RS), possui Licença de
Instalação (LI) de 600 MW, em terreno localizado dentro da área de concessão da ENEVA S.A. A UTE
Seival é fruto da joint venture entre ENEVA S.A. e ENEVA PARTICIPAÇÕES.
COMPLEXO AÇU
A joint venture entre a ENEVA S.A. e a ENEVA PARTICIPAÇÕES irá construir um projeto dividido em
duas fases, num total de 5.400 MW, em São João da Barra, região Norte Fluminense do Rio de
Janeiro. A Usina Termelétrica Açu, em sua primeira fase, utilizará o carvão como insumo para
produzir 2.100 MW por meio de quatro unidades geradoras de 525 MW cada. Já a segunda fase da
usina será abastecida com gás natural e terá capacidade de 3.300 MW, com dez turbinas a gás e
cinco a vapor.
PROJETOS DE ENERGIAS RENOVÁVEIS
PROJETO VENTOS
O Projeto Eólico Ventos está localizado no Rio Grande do Norte, nas cidades de Jandaíra e João
Câmara. Com capacidade instalada total de 600 MW e planejamento de expansão para 600 MW
adicionais, a ENEVA PARTICIPAÇÕES tem um percentual de 100% sobre o projeto.
TAUÁ
Em operação comercial desde agosto de 2011, a Usina Solar Tauá conta com 4.680 painéis
fotovoltaicos para converter a energia solar em elétrica, numa área de aproximadamente 12 mil
metros quadrados. Cerca de R$ 10 milhões foram investidos na unidade, cuja capacidade inicial é de
1 MW – o bastante para suprir 1.500 residências. O projeto possui licença para ampliar sua
capacidade gradualmente para até 50 MW.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 13
4. RAZÕES PARA A CRISE
Uma das maiores geradoras privadas de energia do país, a ENEVA deu entrada com seu pedido de
Recuperação Judicial no dia 9 de dezembro de 2014, visando ultrapassar o momento de crise e
retomar sua capacidade de pagamento das dívidas contraídas junto a credores públicos e privados.
Esta sessão destina-se a explicitar as principais causas da crise na qual a companhia atualmente se
encontra.
Constituída em 2001 sob a denominação de MPX Energia, a ENEVA S.A. foi criada com o propósito de
investir em companhias e usinas do setor de geração de energia termelétrica, e abriu capital em
2007, em meio a um cenário promissor tanto da economia nacional quanto do setor de energia em
geral.
Já a ENEVA PARTICIPAÇÕES S.A. é resultado da joint venture entre a ENEVA S.A. e a E.ON SE
(“E.ON”), e busca investir em projetos de geração de energia das mais diversas naturezas, incluindo
plantas térmicas, eólicas e solares.
Dentro do contexto de construção, aquisição, expansão e alavancagem de seus projetos, a ENEVA
recorreu a credores públicos e privados objetivando o financiamento destes projetos por via de
operações comumente referidas como Project Finance. Este tipo de operação, comum às Sociedades
de Propósito Específico (“SPEs”), tem por característica principal o suporte contratual do valor
emprestado pelo fluxo de caixa do projeto, servindo como garantia os ativos e recebíveis desse
mesmo projeto.
Por motivos que fogem ao escopo deste trabalho, o início da operação de determinados projetos
teve sua data adiada, alterando-se os prognósticos a respeito do momento inicial de geração de
energia, assim como o programa de rentabilidade da operação. Além disso, determinados projetos
incorreram em custos não previstos pelas Companhias, o que dificultou ainda mais a geração de
resultados favoráveis às SPEs e à ENEVA.
Dado que a ENEVA tem por atividade principal o investimento nos referidos projetos, a postergação
dos recebíveis sem a equivalente postergação das despesas financeiras gerou forte impacto em seu
fluxo de caixa, pressionando cada vez mais sua capacidade de pagamento das dívidas. Vale ressaltar
que, apesar de não operacional, a ENEVA possuía, na data de seu pedido de Recuperação Judicial,
dívidas da ordem de R$ 2,3 bilhões, valor bastante superior ao fluxo de caixa gerado pelas SPEs.
Vale ressaltar ainda, que o valor acima referido restringe-se às dívidas diretas de ENEVA S.A. e
ENEVA PARTICIPAÇÕES S.A., não estando nele inclusos os valores devidos pelas SPEs.
Dado o alto nível de endividamento e os imprevistos operacionais, a ENEVA deu início, em 2014, a
um Plano de Estabilização visando à renegociação das dívidas e a adequação da estrutura de capital
da companhia a uma operação de longo prazo no setor energético. Tal plano previa o alongamento
de prazos das dívidas das SPEs e das holdings, assim como um aumento de capital da ENEVA na
ordem de R$ 3,5 bilhões, especialmente a partir de conversão de créditos detidos por seus credores
e de novos aportes da E.ON.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 14
Embora o início do plano tenha mostrado resultados satisfatórios, eventualmente os credores e as
Companhias entraram em desacordo a respeito dos termos de renegociação das dívidas, impedindo a
concretização dos objetivos finais e mais relevantes do Plano de Estabilização. Diante da falha em
articular uma renegociação da dívida que viabilizasse a operação de longo prazo das Companhias, a
ENEVA optou pelo pedido de Recuperação Judicial como alternativa mais viável à recuperação de
sua capacidade de geração de caixa e de pagamento de suas dívidas, sem comprometimento de seu
potencial em longo prazo.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 15
5. ANÁLISE DO SETOR
Segundo o IPL (Instituto Politécnico de Leiria), o setor de energia elétrica brasileiro tem atravessado
diversas mudanças estruturas nas últimas décadas. Entre as principais, estão a criação da Agência
Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em 1996 e a introdução do Novo Modelo do Setor Elétrico em
2004. De modo geral, a comercialização de energia passou a ocorrer em dois ambientes separados,
o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), onde participam geradoras e distribuidoras, e o
Ambiente de Contratação Livre (ACL), no qual podem participar geradoras, comercializadoras,
importadores, exportadores e consumidores livres.
Este processo fez com que a estrutura do setor se tornasse menos estritamente regulamentada e
verticalizada. No modelo atual, as companhias do setor são divididas em geradoras, transmissoras e
distribuidoras. Enquanto a transmissão e a distribuição continuam inteiramente regulamentadas, a
produção das geradoras é hoje negociada em mercado livre.
Também foram criadas, nesse ínterim, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Esta última
tem o objetivo de desenvolver estudos para o planejamento da expansão do sistema, enquanto o
ONS coordena as usinas de rede e transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN) e a CCEE tem a
função de viabilizar um ambiente de negociação de energia seguro e competitivo.
A EPE (Empresa de Pesquisa Energética) afirma que a geração de energia elétrica no Brasil em
centrais de serviço público e autoprodutores foi de cerca de 570 TWh (Terawatt-hora, equivalente a
1 milhão de MWh) em 2013, o que configura um aumento de 3,2% em relação ao ano anterior. A
oferta interna de energia elétrica como um todo foi majoritariamente oriunda de energia
hidráulica, que teve cerca de 70,6% de participação em sua composição, seguida por fontes
derivadas do gás natural, com 11,3%, e de fontes de biomassa, com 7,6%. O quadro a seguir oferece
um breve resumo da composição da oferta interna de energia:
O Balanço Nacional Energético publicado em maio de 2014 pela EPE, indica uma redução de 5,4% na
oferta interna de energia hidráulica em 2013 em relação ao ano interior, e a participação de
energias renováveis na composição da matriz energética nacional decresceu de 84,5% em 2012 para
Estudo Técnico AP-0234/15-01 16
79,3% em 2013. A geração derivada de energia eólica aumentou em 30,2% no mesmo período, mas o
aumento do consumo de eletricidade no país, da ordem de 3,6% em 2013 foi sustentado por geração
térmica, principalmente da derivada de carvão mineral, gás natural e bagaço da cana. As mudanças
percentuais na participação de cada tipo de energia foram da seguinte ordem:
De acordo com a ANEEL, a ordem de despacho das usinas, determinada pelo ONS, é definida pela
preferência a energias de menor custo. De modo geral, começa com a geração de energia pelas
hidrelétricas e, em seguida, é acionada a geração pelas térmicas por ordem de menor custo.
Um estudo sobre a competitividade da geração termelétrica a gás natural no Brasil, publicado na Rio
Oil & Gas Expo and Conference 2014, afirma que o setor elétrico brasileiro se encontra em um
ponto de inflexão, pois a demanda vem apresentando um aumento constante enquanto a
capacidade de regularização dos reservatórios hídricos se reduz nesse processo. Desta forma, a
fonte termelétrica se apresenta como fonte de backup e alternativa para a geração na base.
Adicionalmente, o Balanço Nacional Energético mostra que a participação da energia termelétrica
em 2013 chegou a 30,3% da oferta de energia total, contra 23,9% em 2012, o que configura um
aumento de 31% no período. A energia termelétrica teve a seguinte composição em 2013:
Estudo Técnico AP-0234/15-01 17
Já o Plano de Operação Energética, publicado pelo ONS em 2013, apresenta um resumo do
panorama do setor e estima a seguinte evolução das participações das diferentes fontes de energia
na composição da matriz energética entre 2013 e 2017:
Estudo Técnico AP-0234/15-01 18
6. PREMISSAS-CHAVE DO PLANO DE NEGÓCIOS DA COMPANHIA
Como mencionado na Introdução do presente Estudo Técnico, o plano de recuperação da ENEVA
depende da confirmação de algumas premissas-chave. Caso as mesmas não se realizem, a
implementação do plano pode vir a ser comprometida. São estas:
Consolidação das dívidas da ENEVA S.A. e ENEVA PARTICIPAÇÕES: As Companhias deram
entrada em conjunto com o pedido de Recuperação Judicial. Assim, para efeitos de
renegociação das dívidas com os credores e para fins de fluxo de caixa projetado, foi
considerada a dívida consolidada dessas duas empresas, atingindo conjuntamente um valor
total de R$ 2,3 bilhões.
Renegociação das dívidas das usinas: Atualmente as dívidas detidas pelas usinas estão
sendo renegociadas entre a administração da ENEVA e os respectivos bancos de cada
empresa. Para fins de fluxo de caixa, considerou-se um cenário contemplando a
renegociação dessas dívidas (prazos e taxas). Este é o cenário que a administração da ENEVA
entende ser o mais provável.
Funding para CAPEX: O fluxo de pagamento da dívida considerada neste Estudo Técnico
para fins de estudo de viabilidade, prevê que parte da dívida será convertida em ação pelos
credores, em troca de um aumento de capital na ENEVA. O percentual de dívida convertida
em ações e consequentemente o valor que será aportado na Companhia está baseado em
estimativas passadas pela ENEVA, com base em seu plano de Recuperação Judicial, não
tendo a APSIS validado os valores considerados.
Contrato Bilateral de Fornecimento de Energia com a MMX: Em 2009, a ENEVA assinou um
contrato bilateral de fornecimento de energia com a MMX, com o objetivo de viabilizar a
construção de Parnaíba IV e atender à futura demanda de energia da MMX. Por motivos
diversos que incluíram a redução significativa na demanda de energia da MMX e a restrição
no volume de gás do Complexo Parnaíba, as partes estão avaliando a possibilidade de
rescindir o contrato de forma antecipada. A ENEVA fez uma proposta de pagamento à MMX
no valor total de R$ 45 milhões, a ser pago em meados de 2015 (valor considerado no fluxo
de caixa projetado do Plano de Recuperação). A administração da ENEVA acredita que esta
proposta será aceita pela MMX.
Contratos de PPA das Usinas: As projeções de preço de venda de energia considerado no
fluxo das usinas foram baseadas nos contratos de PPA existentes para cada usina
operacional, sendo corrigido pela inflação projetada por todo o período projetivo. Para a
renovação dos PPA’s foi utilizada a premissa de que os preços da energia serão reajustados
somente pela inflação projetada. Como os PPA’s em vigor possuem contratos de longo
prazo, esta premissa tem pouco impacto no modelo.
Curva de despacho considerada: As projeções de despacho esperado foram baseadas nas
premissas da ENEVA e de seus assessores financeiros de modo a refletir suas expectativas na
data de elaboração do plano.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 19
PROPOSTA DE REESTRUTURAÇÃO DE ATIVOS – CENÁRIO BASE
Pecém I: Em 9 de dezembro de 2014, a ENEVA S.A. vendeu sua participação de 50% em
Pecém I para a EDP – ENERGIAS DO BRASIL S.A. por um montante de R$ 300 milhões. Como a
ENEVA S.A. encontra-se em Recuperação Judicial, a eficácia desta operação está sujeita às
seguintes condições: i) os credores da empresa devem aprovar o plano de reorganização das
Companhias; ii) A Corte responsável pela Recuperação Judicial deve homologar o Plano de
Recuperação; e iii) A operação necessita da autorização dos bancos IDB, BNDES e quaisquer
outras instituições financeiras que possuam contratos com Pecém I. A entrada de caixa
referente à venda deste ativo deve ocorrer em junho de 2015 e o caixa deverá ser utilizado
para financiar a holding até o início da entrada de caixa gerado pelos ativos operacionais.
Parnaíba I, III e IV: É considerada no Plano de recuperação Judicial a incorporação dos 30%
de participação nas usinas de Parnaíba I, III e IV detidas pela Petra. Considera-se também
que as ações dessas SPE’s detidas pela ENEVA PARTICIPAÇÕES sejam incorporadas pela
ENEVA S.A.
Parnaíba Gás Natural (PGN): O plano considera um cenário base, no qual a E.ON contribui
com seus 9% de participação na PGN junto à ENEVA. Desta forma, a participação final da
ENEVA na PGN considerada no plano é de 27,3%.
BPMB: É considerada no Plano de Recuperação Judicial a incorporação dos 100% de
participação em BPMB detidos atualmente pelo BTG Pactual. Desta forma, a ENEVA passaria
a deter aproximadamente 50% dos blocos de gás, uma vez que sua participação seria de
27,3% na PGN e 100% na BPMB, que possuem 70 e 30% dos campos de gás, respectivamente.
PROPOSTA DE REESTRUTURAÇÃO DE ATIVOS - CENÁRIOS ALTERNATIVOS
Ausência de contribuição dos Ativos Petra (Parnaíba I e Parnaíba IV): O cenário base
contempla a contribuição da totalidade dos Ativos Petra (Parnaíba I e Parnaíba IV). Na
hipótese de a Petra não manifestar seu interesse em participar do Aumento de Capital
mediante subscrição com os ativos supracitados, a ENEVA manterá sua participação de 70%
em ambas as usinas e deixará de assumir uma dívida referente à compra dos Ativos Petra no
valor de R$ 42 milhões. As premissas operacionais das usinas remanescentes não se alteram
neste caso, mas a proposta de reestruturação financeira se ajusta a esta possibilidade, de
modo a conservar a viabilidade econômico-financeira do Plano de Recuperação frente à
dívida adicionada. Maiores detalhes acerca das possíveis alterações na proposta de
reestruturação financeira podem ser encontrados na sessão 10 deste relatório.
Ausência de contribuição dos Ativos E.ON: Também existe a hipótese de a E.ON não
manifestar seu interesse em participar do Aumento de Capital com os ativos PGN, Parnaíba
III e Parnaíba IV. Neste caso, não haveria alteração no montante total da dívida a ser
renegociada, mas sim na participação total de ENEVA nos ativos operacionais. No entanto, a
viabilidade econômico-financeira do plano não será prejudicada.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 20
Estrutura considerada no Plano de Recuperação: Cenário Base
ENEVA
Itaqui
Pecém II
Parnaíba I
Parnaíba II
Parnaíba III
Parnaíba IV
PGN
BPMB
100%
100%
100%
100%
100%
50%
27,3%
100%
Estudo Técnico AP-0234/15-01 21
ATIVOS CONTRIBUTÓRIOS CONSIDERADOS NO PLANO DE REESTRUTURAÇÃO DA COMPANHIA
Ativos Contributórios Considerados: Para fins de fluxo de caixa utilizado no plano de
Recuperação Judicial das Companhias, foram consideradas as seguintes unidades geradoras
de caixa, já refletindo a reestruturação proposta: Pecém II (50% de participação), PGN
(27,3% de participação) e Parnaíba I, II, III, IV, Itaqui e BPMB (todas com 100% de
participação), assim como a holding ENEVA S.A., que carrega as despesas de pessoal
administrativo do grupo.
Ativos Operacionais não Considerados: Os ativos Amapari e Tauá não foram considerados
para fins de fluxo de caixa do plano de reestruturação. Estes ativos não possuem dívida e
seu fluxo de caixa é pouco significativo comparado aos demais ativos da ENEVA. Assim,
optou-se por não projetar seus fluxos.
Ativos que ainda não estão Operacionais: O restante dos ativos da companhia que ainda
não estão operacionais (Green Field), citadas no Capítulo 2, não foi considerado no fluxo de
caixa para fins de pagamento de dívida. Conforme conversas com a administração da
ENEVA, a relevância destes ativos sobre o caixa da companhia não é significativa no curto
prazo, tendo pouco ou nenhum efeito sobre a viabilidade do plano de Recuperação Judicial.
Desta forma, o início da operação destes ativos no futuro poderá representar um upside ao
cenário projetado no plano de Recuperação Judicial.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 22
7. PREMISSAS OPERACIONAIS DAS USINAS TERMELÉTRICAS
RECEITAS
Usinas termelétricas podem operar no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) ou no Ambiente de
Contratação Livre (ACL). No ACR, os contratos de fornecimento de energia (Purchase Price
Agreement – PPA) são divididos entre uma receita fixa e uma receita variável e têm prazo médio de
15 anos. No ACL, os contratos de PPA determinam um valor por MWh fornecido.
Os Contratos de Comercialização de Energia em Ambiente Regulado (CCEAR) para as termelétricas
são realizados na modalidade intitulada “contratos por disponibilidade de energia”. Nesta
modalidade de contratação, os agentes geradores de energia são pagos de acordo com sua
quantidade de energia assegurada e não com base na energia efetivamente gerada.
A energia assegurada leva em consideração a potência total da usina, as taxas de indisponibilidade
forçada e programada declaradas pelo empreendedor, o custo variável unitário do empreendimento
declarado também pelo empreendedor, dentre outros fatores. Quanto maior o custo variável da
usina, menor será a energia assegurada atribuída à usina, dado que quanto maior seu custo variável,
menor a probabilidade de ser despachada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Em contrapartida à energia assegurada que estará adicionando ao sistema, o empreendedor recebe
uma receita fixa, reajustada anualmente pelo IPCA. Esta receita é destinada a cobrir todos os custos
fixos da usina, incluindo despesas de depreciação, e a remunerar o capital investido.
Além da receita fixa, o empreendedor é ressarcido pelos custos variáveis decorrentes de sua
operação quando a usina é despachada pelo ONS. Esta modalidade de receita é chamada de “receita
variável” e cobre os custos com combustível e os custos de O&M incorridos a mais pela geração de
energia da usina.
A projeção de receita variável para as usinas está atrelada ao despacho esperado nos anos de
projeção. Considera-se que haja despacho sempre que o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças)
seja superior ao CVU (Custo Variável Unitário).
A companhia contratou uma consultoria especializada para projeção de diversos cenários mensais
para o PLD. Caso mais de 50% destes cenários aponte o PLD acima do CVU em um determinado
período, considera-se que há despacho de 100% da capacidade da usina. Caso menos de 50% das
séries aponte para um PLD superior ao CVU, considera-se que a usina não é despachada naquele
período. Por este motivo, no fluxo de caixa projetado pela Companhia, quando o PLD é muito
próximo ao CVU há grande volatilidade do despacho esperado.
TRIBUTOS
Foi considerada uma alíquota de PIS/COFINS de 9,3% sobre a ROB pelo período projetado. Além
disso, uma parcela dos custos com O&M e compra de combustível é dedutível do pagamento de
PIS/COFINS, por isso a projeção dos tributos totais desconta o crédito criado por estes custos do
montante a ser pago pela receita bruta.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 23
CUSTOS OPERACIONAIS
Os custos envolvidos na operação de usinas Termelétricas dividem-se entre fixos e variáveis,
segundo a descrição abaixo:
CUSTOS FIXOS
o Custos com Pessoal
Tal linha de custos refere-se ao pessoal da ENEVA alocado na operação das usinas termelétricas.
o Serviços Prestados por Terceiros
Parte do pessoal alocado nas usinas da ENEVA é terceirizada, e esta linha reflete os custos
envolvidos com a contratação deste pessoal.
o Taxa ANEEL
A TFSEE (Taxa de Fiscalização de Serviço de Energia Elétrica) é destinada a prover os recursos
necessários ao funcionamento da ANEEL, e seu valor é estabelecido anualmente. O cálculo do valor
devido é feito sobre a Potência Instalada da usina.
o Taxa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST)
O transporte de energia elétrica no Brasil é realizado por meio de linhas de transmissão e
subestações que compõem a chamada Rede Básica. A Taxa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST)
tem como objetivo a manutenção desta infraestrutura de transmissão e é definida anualmente pela
ANEEL. Os reajustes ocorrem anualmente e a tarifa é definida pela ANEEL para cada agente do setor
elétrico.
o Taxa da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)
Os agentes da CCEE têm obrigação de efetuar o recolhimento das contribuições relativas ao
funcionamento da CCEE a fim de cobrir seus custos e investimentos. A taxa foi considerada como R$
0,11 em 2014 e seu reajuste é realizado anualmente pelo IPCA.
o Despesa com seguros
As usinas possuem seguro sobre sua receita fixa e variável, cobrindo 100% das duas mediante
pagamento anual com reajuste pelo IPCA.
CUSTOS VARIÁVEIS
o O&M variável
Considera-se em cada usina um valor de O&M calculado sobre a energia despachada bruta. O valor
considerado por MWh inclui gastos com insumos de produção, como diesel, tratamento das cinzas,
água, químicos, cal, consumo interno de energia e outros.
o Pesquisa e Desenvolvimento (P&D)
É considerado que as usinas investem 1% de sua receita líquida de PIS/COFINS em Pesquisa e
Desenvolvimento. O cálculo deste valor para a rubrica de custos variáveis foi feito sobre a receita
variável líquida de PIS/COFINS.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 24
o Custo com compra de combustíveis
Caso a usina seja despachada é necessária a aquisição de combustível para alimentá-las. O preço de
mercado por tonelada de carvão foi baseado nas previsões de preço da CIF-ARA e foram
consideradas as taxas de degradação por aquecimento de cada usina, assim como os tributos
envolvidos na compra da matéria-prima.
Já o preço por metro cúbico de gás foi baseado na cotação do Henry Hub e nos valores acordados
entre as usinas do Complexo de Parnaíba e a Parnaíba Gás Natural (PGN) pela compra do gás.
GASTOS POR INDISPONIBILIDADE
Caso a indisponibilidade efetiva da usina seja superior à indisponibilidade declarada no ato de
contratação do PPA, a usina deve pagar, pelo critério ADOMP, uma multa equivalente a esta
diferença vezes o spread entre o preço spot da energia e o custo variável da usina. Vale ressaltar
que a companhia pleiteou a alteração desta metodologia de cálculo junto à ANEEL, de modo que o
cálculo seja realizado com base na média móvel histórica da disponibilidade da planta. A projeção
de despesas por indisponibilidade considerou o cálculo baseado na média móvel histórica da
disponibilidade das plantas.
OVERHAULING
As usinas termelétricas reconhecem os gastos com manutenção sob a rubrica de Overhauling, dentro
de custos. Os custos até 2019 foram estimados de acordo com o MTP (Medium Term Plan) elaborado
pela companhia e os valores considerados para os anos seguintes foram reajustados pelo IPCA.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 25
8. PREMISSAS OPERACIONAIS DAS PRODUTORAS DE GÁS NATURAL
RECEITAS
o RECEITAS POR VENDAS DE GÁS
As receitas por venda de gás da PGN e BPMB são provenientes das vendas de gás da companhia por
prazos e preços pré-estabelecidos sob contrato. O volume considerado varia segundo a demanda dos
compradores.
o RECEITAS DE ARRENDAMENTO
As Companhias possuem receitas provenientes de arrendamento pagos pelas plantas termelétricas
do Complexo Parnaíba. Tais receitas são determinadas por contrato e dividem-se entre uma parcela
fixa e outra variável.
A receita fixa é reajustada pela inflação e anualmente de modo que a Taxa Interna de Retorno (TIR)
de cada planta termelétrica seja igual a 15%. As receitas variáveis são determinadas pela diferença
entre receitas e custos variáveis, quando positiva, conforme estabelecido por contrato.
TRIBUTOS
Os tributos devidos pelas companhias são o ICMS, com alíquota de 4,6% incidente sobre a receita
bruta e o PIS/COFINS, com alíquota de 9,25% incidente sobre a receita bruta. Há geração de
créditos fiscais derivados dos custos operacionais, que são abatidos dos tributos totais a pagar. Os
valores projetados consideram tanto as alíquotas destacadas quanto os créditos citados.
CUSTOS OPERACIONAIS
o O&M
As despesas de Operação e Manutenção referem-se aos gastos envolvidos na produção de gás, tais
como salários dos funcionários, manutenção dos poços e equipamentos, custo de operação dos poços
de gás e dos insumos necessários à sua exploração. Tais custos dividem-se entre fixos e variáveis,
sendo os fixos reajustados pela inflação e os variáveis seguindo o volume de gás extraído.
o PESQUISA E DESENVOLVIMENTO
A ANP define que exploradores de gás natural são obrigados a destinar recursos para Pesquisa e
Desenvolvimento em montante equivalente a 1% da Receita Bruta da Produção do campo. Tal valor
é destinado majoritariamente a Universidades e Institutos de Pesquisa e Desenvolvimentos
credenciadas pela ANP.
o PARTICIPAÇÃO ESPECIAL
Exploradores de petróleo e gás natural em campos de alta rentabilidade estão sujeitos, segundo o
Decreto nº 2.705, de 1998, ao pagamento da chamada Participação Especial. Seu cálculo incide
sobre a receita líquida da produção trimestral de cada campo, consideradas as deduções previstas
por lei, de acordo com a localização da lavra, o número de anos de produção e o respectivo volume
de produção trimestral fiscalizada. Os valores considerados foram estimados pela companhia.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 26
o ROYALTIES
Trata-se de compensação financeira devida aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, bem
como a órgãos da administração direta da Usina, em função da produção de gás natural sob o
regime de concessão.
o CUSTOS DE EXPLORAÇÃO
Trata-se dos custos envolvidos nos estudos de geologia e geofísica e na procura por novos campos de
gás natural a serem explorados pela companhia.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 27
9. PROJEÇÕES DAS USINAS E CAMPOS DE GÁS
9.1 UTE ITAQUI
RECEITA BRUTA
As receitas foram projetadas segundo os termos do PPA contratado em leilão A-5 em outubro de
2007, considerando uma receita fixa com reajustes anuais pelo IPCA. As receitas variáveis
acompanham a evolução dos custos variáveis. Os dados projetados para receita, percentual de
despacho esperado e disponibilidade estão resumidos no gráfico abaixo:
Entre 2014 e 2026, o PLD projetado situa-se muito próximo do CVU da usina, o que explica,
conforme apontado na página 22, a volatilidade no despacho esperado para Itaqui. A variação do
despacho esperado é refletida na receita, no custo e na margem EBITDA, conforme destacado
abaixo.
CUSTOS
Os custos de Itaqui foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e considerando
sua natureza fixa e variável, segundo o gráfico abaixo:
Percebe-se um movimento da queda da participação dos custos sobre a Receita Operacional Líquida
(ROL) no período entre 2014 e 2021, em grande parte devido à diminuição do despacho esperado.
Isto ocorre pois a margem variável da companhia é inferior à margem fixa. Conforme a participação
Estudo Técnico AP-0234/15-01 28
da receita variável na receita total aumenta, há uma tendência à diminuição da margem bruta
operacional.
EBITDA
Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de Itaqui
está demonstrada abaixo:
Conforme destacado acima, a variação da margem EBITDA de Itaqui entre 2021 e 2026 é explicada
pela variação do despacho esperado pela companhia. Pode-se perceber que, quando o despacho
esperado é igual a zero, a margem aproxima-se de 55% (como observado em 2020 e 2021), e quando
o despacho é igual a 100%, a margem aproxima-se de 20% (como observado em 2015 e 2016).
Estudo Técnico AP-0234/15-01 29
9.2 UTE PECÉM II
RECEITA BRUTA
As receitas foram projetadas segundo os termos do PPA contratado em leilão A-5 em 2008
considerando uma receita fixa com reajustes anuais pelo IPCA. As receitas variáveis acompanham a
evolução dos custos variáveis. Os dados projetados para receita, percentual de despacho esperado e
disponibilidade estão resumidos no gráfico abaixo:
CUSTOS
Os custos de Pecém II foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e
considerando sua natureza fixa e variável, segundo o gráfico abaixo:
Percebe-se um movimento da queda da participação dos custos sobre a ROL no período entre 2014 e
2021, em grande parte devido à diminuição do despacho esperado. Isto ocorre pois a margem de
receita e custos variáveis da companhia é inferior à margem de receita e custos fixos. Conforme a
participação da receita variável na receita total aumenta, há uma tendência à diminuição da
margem bruta operacional.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 30
EBITDA
Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de
Pecém II está demonstrada abaixo:
Estudo Técnico AP-0234/15-01 31
9.3 UTE PARNAÍBA I
RECEITA BRUTA
As receitas foram projetadas segundo os termos do PPA contratado em leilão A-5 em 2008,
considerando uma receita fixa com reajustes anuais pelo IPCA. As receitas variáveis acompanham a
evolução dos custos variáveis. Os dados projetados para receita, percentual de despacho esperado e
disponibilidade estão resumidos no gráfico abaixo:
CUSTOS
Os custos de Parnaíba I foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e
considerando sua natureza fixa e variável, segundo o gráfico abaixo:
792876
678575
406 444 440534
438 433 444
711838
1.019 991 906
79,0%72,3%
64,1%60,7% 57,8%
73,3%69,7%
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400%
RO
L
mil
hõe
s de
R$
PARNAÍBA I
Custos Operacionais % Custos / Receitas
Estudo Técnico AP-0234/15-01 32
EBITDA
Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de
Parnaíba I está demonstrada abaixo:
683
1.373
1.0171.108
903734
561675 687
803 722 740 768
1.069 1.143
1.352 1.421 1.350
80259 225 232 226 160 155 231 247 269 284 306 324 358 305 333 430 444
12%
19%22% 21%
25%22%
28%
34%36% 34%
39%41% 42%
33%
27%25%
30%33%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
0
400
800
1.200
1.600
2.000
2.400
2.800
Mg.
EB
ITD
A (
%)
mil
hõe
s d
e R
$
PARNAÍBA I
Receita Líquida EBITDA Mg. EBITDA
projetadorealizado
Estudo Técnico AP-0234/15-01 33
9.4 UTE PARNAÍBA II
RECEITA BRUTA
As receitas foram projetadas segundo os termos do PPA contratado em leilão A-3 em 2011,
considerando uma receita fixa com reajustes anuais pelo IPCA. As receitas variáveis acompanham a
evolução dos custos variáveis. Os dados projetados para receita, percentual de despacho esperado e
disponibilidade estão resumidos no gráfico abaixo:
Cabe ressaltar que em 2016, ano de início da operação da usina, ela opera somente 6 meses, por
isso há um descasamento entre o percentual de despacho esperado e a receita bruta neste ano.
CUSTOS
Os custos de Parnaíba II foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e
considerando sua natureza fixa e variável, segundo o gráfico abaixo:
Como descrito acima, em 2016, a usina opera somente 6 meses, por isso há um descasamento entre
o percentual de despacho esperado e os custos operacionais neste ano.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 34
EBITDA
Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de
Parnaíba II está demonstrada abaixo:
Estudo Técnico AP-0234/15-01 35
9.5 UTE PARNAÍBA III
RECEITA BRUTA
As receitas foram projetadas segundo os termos do PPA contratado em leilão A-5 em 2008,
considerando uma receita fixa com reajustes anuais pelo IPCA. As receitas variáveis acompanham a
evolução dos custos variáveis. Os dados projetados para receita, percentual de despacho esperado e
disponibilidade estão resumidos no gráfico abaixo:
Pode-se observar uma forte queda das receitas projetadas entre 2016 e 2017, devido à forte queda
esperada para o percentual despachado.
CUSTOS
Os custos de Parnaíba III foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e
considerando sua natureza fixa e variável, segundo o gráfico abaixo:
Estudo Técnico AP-0234/15-01 36
EBITDA
Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de
Parnaíba III está demonstrada abaixo. Pode-se observar que a queda da receita é acompanhada de
um aumento da margem, uma vez que a margem de receita e custos fixos da companhia é superior
à margem de receita e custos variáveis.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 37
9.6 UTE PARNAÍBA IV
RECEITA BRUTA
As receitas foram projetadas segundo os termos do PPA com a Kinross, considerando uma linha de
receita proveniente da venda de gás no mercado Spot e no PPA e outra referente às receitas de
produção própria. Dada a magnitude dos fluxos de caixa de Parnaíba IV, a ausência de
endividamento da usina e a incerteza quanto à renovação do contrato de venda de energia com a
Kinross, o Plano de Recuperação contempla tais fluxos apenas até o fim do contrato existente:
CUSTOS
Os custos de Parnaíba IV foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e
considerando sua natureza fixa e variável, segundo o gráfico abaixo:
6468
7275
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
10
20
30
40
50
60
70
80
mil
hões
de R
$
PARNAÍBA IV
Receita PPA e Spot Receitas de produção própria Despacho Esperado Disponibilidade Esperada
49 51 50 53
78,9%77,8%
72,8% 73,4%
60%
70%
80%
0
50
100
150
200
% R
OL
mil
hõe
s de R
$
PARNAÍBA IV
Custos Operacionais % Custos / Receitas
Estudo Técnico AP-0234/15-01 38
EBITDA
Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de
Parnaíba IV está demonstrada abaixo.
5062 65 69 72
21 13 15 19 19
42%
21% 22%
27% 27%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
0
50
100
150
200
250
Mg.
EB
ITD
A (
%)
mil
hõe
s d
e R
$
PARNAÍBA IV
Receita Líquida EBITDA Mg. EBITDA
projetadorealizado
Estudo Técnico AP-0234/15-01 39
9.7 PARNAÍBA GÁS NATURAL (PGN)
RECEITA BRUTA
As receitas foram projetadas segundo as vendas de gás e as receitas de arrendamento da
companhia. Os dados projetados para receita, abertos por vendas de gás e receita de
arrendamento, estão detalhados abaixo:
Dado que nem toda a receita da companhia é fixa, há variação do valor de vendas de gás e receitas
de arrendamento segundo a demanda por gás considerada. Por este motivo, a curva de receitas tem
um movimento não linear.
CUSTOS
Os custos de PGN foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e considerando sua
natureza fixa e variável, segundo o gráfico abaixo:
697
876
744641
516571
684
820 814894
968 9941.085 1.121 1.169
1.221
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
mil
hões
de R
$
PARNAÍBA GÁS NATURAL
Vendas de Gás Receita de Arrendamento
169212 231
200 182216 244
282 289 311 335 357 384 400 417 43826,6%
34,1%38,4% 38,6% 38,5% 37,6% 37,1%
39,8%
-10,0%
10,0%
30,0%
50,0%
0
100
200
300
400
500
600
700
800%
RO
L
mil
hões
de R
$
PARNAÍBA GÁS NATURAL
Custos Operacionais % Custos / Receitas
Estudo Técnico AP-0234/15-01 40
EBITDA
Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de PGN
está demonstrada abaixo:
582 630795
678586
475 528633
758 752 824 891 9141.033 1.021 1.049 1.095
437 461583
447 386293 312
389476 463 513 556 557
649 621 632 657
75% 73% 73%66% 66%
62% 59% 61% 63% 62% 62% 62% 61% 63% 61% 60% 60%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
0
400
800
1.200
1.600
2.000
Mg.
EB
ITD
A (
%)
mil
hõe
s d
e R
$
PARNAÍBA GÁS NATURAL
Receita Líquida EBITDA Mg. EBITDA
realizado projetado
Estudo Técnico AP-0234/15-01 41
9.8 BPMB
RECEITA BRUTA
As receitas foram projetadas segundo as vendas de gás e as receitas de arrendamento da
companhia. Os dados projetados para receita, abertos por vendas de gás e receita de
arrendamento, estão detalhados abaixo:
Dado que nem toda a receita da companhia é fixa, há variação do valor de vendas de gás e receitas
de arrendamento segundo a demanda por gás considerada. Por este motivo, a curva de receitas tem
um movimento não linear.
CUSTOS
Os custos de PGN foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e considerando sua
natureza fixa e variável, segundo o gráfico abaixo:
299
376
319275
221245
293
352 349383
415 426465 480 501
523
0
100
200
300
400
500
600
mil
hões
de R
$
BPMB
Vendas de Gás Receita de Arrendamento
80 7291 99
86 7893
105121 124
133143
153164 172 179
26,6%
34,1%38,4% 38,6% 38,5% 37,6% 37,1%
39,8%
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
0
50
100
150
200
250
% R
OL
mil
hões
de
R$
BPMB
Custos Operacionais % Custos / Receitas
Estudo Técnico AP-0234/15-01 42
EBITDA
Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de BPMB
está demonstrada abaixo:
249 270341
291251
203 226271
325 322353 382 392
443 437 449 469
170 198250
192 166125 134
167204 198 220 238 239
278 266 271 282
68%73% 73%
66% 66%62% 59% 61% 63% 62% 62% 62% 61% 63% 61% 60% 60%
0%
20%
40%
60%
80%
0
200
400
600
800
Mg.
EB
ITD
A (
%)
mil
hõe
s d
e R
$
BPMB
Receita Líquida EBITDA Mg. EBITDA
projetadorealizado
Estudo Técnico AP-0234/15-01 43
9.9 HOLDINGS E RESULTADO CONSOLIDADO
A projeção considera as despesas com o pessoal administrativo alocado nas holdings como despesa
do grupo e, por isso, o resultado consolidado deve incluir estes desembolsos de caixa na verificação
do saldo disponível final. Para fins de projeção, as despesas com pessoal da ENEVA S.A. e da ENEVA
PARTICIPAÇÕES foram consolidadas de modo a facilitar a compreensão.
Os custos com o pessoal foram estimados de acordo com premissas da companhia e segundo o cargo
e salário de seus funcionários. A projeção evolui conforme o gráfico abaixo:
No final de 2014, como parte da reestruturação das Companhias, a ENEVA iniciou uma reforma em
seu quadro de funcionários, reduzindo os custos com pessoal administrativo alocados na Holding. Os
custos do ano de 2015 são impactados pelas despesas referentes ao processo de Recuperação
Judicial.
Considerando as receitas, tributos e custos operacionais das usinas citadas acima, bem como as
despesas das holdings referentes aos encargos da administração, o resultado consolidado de receita,
EBITDA e margem EBITDA segue o gráfico abaixo:
1.4392.103
2.7153.292 2.925 2.609
2.261 2.511 2.7413.251 3.067
3.429 3.3204.009 4.241
4.596 4.829 4.899
-89
317694 959 1.026 960 905 1.052 1.173 1.281 1.263 1.415 1.477 1.522 1.461 1.598 1.717 1.748
-6%
15%
26%
29%
35%37%
40%42% 43%
39%41% 41%
44%
38%34% 35% 36% 36%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
-2.000
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
Mg.
EB
ITD
A (
%)
mil
hõe
s d
e R
$
ENEVA - Consolidado
Receita Líquida EBITDA Mg. EBITDA
projetadorealizado
Estudo Técnico AP-0234/15-01 44
10. ANÁLISE DAS COMPANHIAS COMPARÁVEIS
O gráfico acima expõe a margem EBITDA histórica de algumas companhias brasileiras do setor de
geração de energia elétrica. Pode-se observar que esta vem mantendo-se relativamente constante e
próxima a 55%. A estabilidade das margens é fruto da alta regulação do mercado de energia no
Brasil, conforme exposto no Capítulo 5. Exceção pode ser feita à margem da AES Tietê em 2014, ano
no qual, segundo a própria companhia, sofreu fortes perdas derivadas do rebaixamento médio do
MRE (Mecanismo de Realocação de Energia).
Vale ressaltar que a margem EBITDA média projetada para ENEVA situa-se em 16% e 19% em 2015 e
2016, respectivamente, bastante abaixo da margem média projetada para as companhias do setor
nestes anos. Primeiramente, vale reiterar que as usinas termelétricas possuem custo marginal
superior às usinas hidrelétricas e, por esta razão, é esperado que as primeiras apresentem margens
inferiores às segundas, o que explicaria parte do gap entre as margens das empresas destacadas
(primordialmente geradoras de energia hidrelétrica) e a ENEVA.
Ademais, a projeção de resultado operacional abaixo da média de mercado é resultado do alto
despacho esperado para os primeiros anos de projeção e do ramp-up de algumas usinas, como é o
caso de Parnaíba II. Nos anos subsequentes, no entanto, a margem EBITDA média da ENEVA
aproxima-se dos 40%, mais em linha com o restante das empresas do setor e ligeiramente abaixo da
média do setor, conforme o esperado para usinas com custo variável superior às destacadas.
55% 54%58%
55%
41%37%
50%54%
-10%
10%
30%
50%
70%
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015* 2016*
Margem EBITDA - Setor Energético
*Projeção Bloombergfonte: Bloomberg
CPFL Energia
CESPTractebelAES Tietê
Média
Estudo Técnico AP-0234/15-01 45
11. PROPOSTA DE REESTRUTURAÇÃO FINANCEIRA
A elaboração do fluxo de pagamentos da dívida previsto no Plano de Recuperação Judicial levou em
consideração: (i) os valores dos Créditos constantes da Lista de Credores e (ii) a capacidade de
geração de caixa das Companhias.
De acordo com Plano de Recuperação Judicial elaborado pelas Companhias e seus assessores, e
conforme o endividamento das mesmas, a proposta de pagamento da dívida dar-se-á da seguinte
forma:
Credores trabalhistas: Os Créditos Trabalhistas serão pagos integralmente — sem deságio — por
meio de 2 (duas) parcelas iguais e sucessivas, sem a incidência de correção monetária e juros, a
serem pagas no 30º (trigésimo) dia após a Data de Homologação Judicial do Plano e 30º (sexagésimo)
dia após a Data de Homologação do Aumento de Capital.
Credores com garantia real: Na presente data, as Companhias não reconhecem a existência de
Credores com Garantia Real na Data do Pedido e, até o momento, nenhum Credor com Garantia
Real foi incluído na Lista de Credores pela Administradora Judicial.
Primeiro cenário de pagamento dos credores quirografários: Na hipótese de a Petra manifestar
seu interesse em participar do Aumento de Capital mediante subscrição com os Ativos Petra, o
pagamento dos Créditos Quirografários observará o disposto nos pontos abaixo:
Pagamento Linear de até R$ 250 mil a todos os Credores Quirografários: O montante de
até R$ 250.000,00 (duzentos e cinquenta mil reais) será pago integralmente — sem deságio
— a cada um dos Credores Quirografários, limitado ao valor do respectivo Crédito
Quirografário, em 2 (duas) parcelas, sem a incidência de correção monetária e juros,
conforme segue: (i) 50% (cinquenta por cento) será pago no 30º (trigésimo) dia após a Data
de Homologação Judicial do Plano e (ii) 50% (cinquenta por cento) será pago no 30º
(trigésimo) dia após a Data de Homologação do Aumento de Capital.
Redução Obrigatória de 20% (vinte por cento) do Valor dos Créditos Quirografários,
mediante deságio parcial do crédito: A aprovação do Plano implica necessariamente a
redução, em relação a cada Credor Quirografário, de 20% (vinte por cento) do valor do
Crédito Quirografário no montante que superar o valor de R$ 250.000,00 (duzentos e
cinquenta mil reais), o que ocorrerá por meio de deságio (isto é, cancelamento) parcial do
Crédito Quirografário
Redução Obrigatória de 40% (quarenta por cento) do Valor dos Créditos Quirografários,
mediante capitalização do Crédito Quirografário: Concomitantemente à aplicação do
deságio previsto no ponto acima, o montante correspondente a 40% (quarenta por cento) do
valor do Crédito Quirografário que superar o valor de R$250.000,00 (duzentos e cinquenta
mil reais) será capitalizado no âmbito do Aumento de Capital, através do procedimento de
Capitalização dos Créditos.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 46
Pagamento do Saldo Remanescente dos Créditos Quirografários: O Saldo Remanescente
dos Créditos Quirografários será pago nas seguintes condições:
o Juros: 100% (cem por cento) do CDI acrescido de juros de 2,75% (dois vírgula
setenta e cinco por cento) ao ano, incidentes a partir da Data de Homologação
Judicial do Plano, para os Créditos Quirografários em reais (e para os convertidos
para reais, por opção do Credor Quirografário); ou 100% (cem por cento) do LIBOR,
incidentes a partir da Data de Homologação Judicial do Plano, para os Créditos
Quirografários denominados em moeda estrangeira.
o Carência: Período de carência de amortização de principal de 8 (oito) anos e de
pagamento de juros de 4 (quatro) anos, contados da Data de Homologação Judicial
do Plano.
o Pagamento de juros: A cada mês decorrido no período compreendido entre o 5º
(quinto) e o 8º (oitavo) anos após a Data de Homologação Judicial do Plano, será
realizado o pagamento dos juros previstos neste Plano.
o Amortização de principal e pagamento de juros: A cada mês decorrido no período
compreendido entre o 9º (nono) e o 13º (décimo-terceiro) anos após a Data de
Homologação Judicial do Plano, serão realizadas amortizações de principal e
pagamento de juros, observando-se o seguinte cronograma de pagamento:
Segundo Cenário de Pagamento dos Credores Quirografários: Na hipótese de a Petra não
manifestar seu interesse em participar do Aumento de Capital mediante subscrição com os Ativos
Petra, o pagamento dos Créditos Quirografários observará o disposto nas cláusulas abaixo:
Pagamento Linear de até R$ 250 mil a todos os Credores Quirografários:O
montante de até R$ 250.000,00 (duzentos e cinquenta mil reais) será pago
integralmente — sem deságio — a cada um dos Credores Quirografários,
limitado ao valor do respectivo Crédito Quirografário, em 2 (duas) parcelas,
sem a incidência de correção monetária e juros, conforme segue: (i) 50%
(cinquenta por cento) será pago no 30º (trigésimo) dia após a Data de
Homologação Judicial do Plano e (ii) 50% (cinquenta por cento) será pago no 30º
(trigésimo) dia após a Data de Homologação do Aumento de Capital.
Redução Obrigatória de 20% (vinte por cento) do Valor dos Créditos
Quirografários, mediante deságio parcial do crédito: A aprovação do Plano
implica necessariamente a redução, em relação a cada Credor Quirografário, de
20% (vinte por cento) do valor do Crédito Quirografário no montante que
superar o valor de R$250.000,00 (duzentos e cinquenta mil reais), o que
ocorrerá por meio de deságio (isto é, cancelamento) parcial do Crédito
Quirografário.
9º Ano 10º Ano 11º Ano 12º Ano 13º Ano
15% 15% 20% 25% 25%
Estudo Técnico AP-0234/15-01 47
Redução Obrigatória de 50% (cinquenta por cento) do Valor dos Créditos
Quirografários, mediante capitalização do Crédito Quirografário:
Concomitantemente à aplicação do deságio previsto no ponto acima, o
montante correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor do Crédito
Quirografário que superar o valor de R$ 250.000,00 (duzentos e cinquenta mil
reais) será capitalizado no âmbito do Aumento de Capital, através do
procedimento de Capitalização dos Créditos.
Pagamento do Saldo Remanescente dos Créditos Quirografários: O Saldo
Remanescente dos Créditos Quirografários será pago nas seguintes condições:
o Juros: 100% (cem por cento) do CDI acrescido de juros de 2,75% (dois vírgula
setenta e cinco por cento) ao ano, incidentes a partir da Data de Homologação
Judicial do Plano, para os Créditos Quirografários em reais (e para os convertidos
para reais, por opção do Credor Quirografário); ou 100% (cem por cento) do LIBOR,
incidentes a partir da Data de Homologação Judicial do Plano, para os Créditos
Quirografários denominados em moeda estrangeira;
o Carência: Período de carência de amortização de principal de 8 (oito) anos e de
pagamento de juros de 4 (quatro) anos, contados da Data de Homologação Judicial
do Plano.
o Pagamento de juros: A cada mês decorrido no período compreendido entre o 5º
(quinto) e o 8º (oitavo) anos após a Data de Homologação Judicial do Plano, será
realizado o pagamento dos juros previstos neste Plano.
o Amortização de principal e pagamento de juros: A cada mês decorrido no período
compreendido entre o 9º (nono) e o 13º (décimo-terceiro) anos após a Data de
Homologação Judicial do Plano, serão realizadas amortizações de principal e
pagamento de juros, observando-se o seguinte cronograma de pagamento:
Para efeitos de modelagem da dívida, no fluxo de caixa anexo a este Estudo Técnico, foram
consideradas as seguintes premissas como integrantes do cenário base:
Credores Trabalhistas: Pagos de acordo com o plano proposto;
Credores Quirografários com créditos até R$ 250 mil: Pagos em sua totalidade
Credores Quirografários com créditos superiores a R$ 250 mil: Para fins de modelagem
foi considerado que a Petra, a E.ON e a BTG Pactual manifestarão seus interesses em
participar do Aumento de Capital mediante subscrição com os seguintes ativos: Parnaíba I,
III e IV, por parte da Petra, Parnaíba III, IV e PGN, por parte da E.ON e BPMB, por parte do
BTG Pactual. Desta forma, considerou-se o percentual definitivo de redução do crédito
quirografário como 60%, e foi considerado que os aprox. R$ 738 milhões restantes serão
pagos a uma taxa de CDI + 2,75%, com o início de sua capitalização em maio de 2015.
9º Ano 10º Ano 11º Ano 12º Ano 13º Ano
15% 15% 20% 25% 25%
Estudo Técnico AP-0234/15-01 48
Vale ressaltar que o Plano de Recuperação Judicial contemplou as premissas consideradas como
mais prováveis. O fluxo de repagamento da dívida poderá mudar em função da real contribuição dos
ativos operacionais de Petra, E.ON e BTG Pactual.
Ressalva-se que o resumo da forma de repagamento descrita acima não contempla todas as
previsões estabelecidas no Plano. Na hipótese de haver qualquer inconsistência entre a forma de
repagamento da dívida aqui descrita e a forma descrita no plano, ao qual este Estudo Técnico está
anexo, o Plano prevalecerá.
Estudo Técnico AP-0234/15-01 49
12. ALAVANCAGEM
De posse das premissas operacionais da ENEVA e das premissas-chave consideradas no plano de
Recuperação Judicial, descritas no Capítulo 6 e 7 do presente estudo, e também das propostas de
reestruturação da dívida descritas no Capítulo 10, destacamos no gráfico abaixo a dinâmica
projetada do endividamento da companhia, assim como o nível de alavancagem calculado sobre o
EBITDA consolidado, sendo ambos pautados na estrutura operacional esperada. Percebe-se que o
EBITDA consolidado torna-se superior à dívida líquida a partir de 2024, enquanto a dívida bruta
torna-se zero a partir de 2027, após atingir seu ápice entre 2018 e 2022.
1.128
1.303
1.506
1.739 1.739 1.739 1.739 1.739
1.478
1.217
869
434
1,3x
1,0x 1,1x 1,0x0,7x
0,7x 0,8x0,6x
0,3x
0,0x0,0x
0,5x
1,0x
1,5x
2,0x
2,5x
3,0x
0
400
800
1.200
1.600
2.000
Dív
ida
Líq
uid
a/EBIT
DA
mil
hões
de R
$
Endividamento - Eneva S.A. e Eneva Participações S.A.
Dívida Bruta ENEVA Dívida Líquida / EBITDA
Estudo Técnico AP-0234/15-01 50
13. RESUMO DO ESTUDO TÉCNICO
A Apsis realizou o Estudo Técnico econômico do plano de recuperação judicial da ENEVA S.A. e
ENEVA PARTICIPAÇÕES. Este estudo centrou-se na viabilidade econômica do plano de recuperação,
não considerando sua viabilidade sob os aspectos societários, tributários e legais.
O presente quadro de credores baseia-se em informações fornecidas pelas Companhias e seus
assessores legais até a data de elaboração deste estudo, sendo assim, este quadro estará sujeito a
alterações.
Após nossa análise da reestruturação dos passivos e ativos, das condições de liquidez das
Companhias no médio e longo prazo, e considerando suas origens de recursos, despesas e estrutura
de ativos e passivos, acreditamos que o desempenho operacional das Companhias e consequente
geração de caixa suportam a viabilidade econômico-financeira das Companhias após a saída do
processo de Recuperação Judicial, bem como possibilitam aos credores a satisfação dos seus
créditos conforme determinado pelo plano de recuperação. Nossa análise assume que todas as
premissas macroeconômicas e operacionais contidas nesse relatório, bem como todas as premissas
de reestruturação de créditos, sujeitos ou não ao plano de recuperação, apresentadas no plano de
Recuperação Judicial serão verificadas e atingidas. A não verificação ou atingimento de qualquer
uma das premissas adotadas, incluindo, mas não se limitando a, estabilidade econômica do país,
manutenção do atual modelo regulatório e desempenho operacional esperado das Companhias
poderão tornar esta análise inválida.
A APSIS entende que o plano de recuperação da ENEVA S.A. e ENEVA PARTICIPAÇÕES deveria ser
revisto na ausência, atraso ou redução de qualquer uma das premissas-chave descritas no Capítulo
6, bem como no caso de não verificação ou atingimento de quaisquer premissas apresentadas nesse
relatório e no plano de recuperação judicial.
Estando o relatório concluído, composto por 51 (cinquenta e uma) folhas digitadas de um lado e 3
(três) anexos, a APSIS Consultoria Empresarial Ltda., CREA/RJ 82.2.00620-1 e CORECON/RJ
RF/2.052-4, empresa especializada em avaliação, abaixo representada legalmente pelos seus
diretores, coloca-se à disposição para quaisquer esclarecimentos que, porventura, se façam
necessários.
Rio de Janeiro, 09 de abril de 2015.
Vice-Presidente (CREA/RJ 1989100165) Diretor
Estudo Técnico AP-0234/15-01 51
14. RELAÇÃO DE ANEXOS
1. DRE CONSOLIDADO PROJETADO
2. FLUXO DE PAGAMENTO DA DÍVIDA
3. PREMISSAS MACROECONÔMICAS
RIO DE JANEIRO - RJ Rua da Assembleia, nº 35, 12º andar Centro, CEP 20011-001 Tel.: + 55 (21) 2212-6850 Fax: + 55 (21) 2212-6851
SÃO PAULO - SP Av. Angélica, nº 2.503, Conj. 42 Consolação, CEP 01227-200 Tel.: + 55 (11) 3666-8448 Fax: + 55 (11) 3662-5722
Anexo 1
ESTUDO TÉCNICO AP-0234/15-01 ANEXO 1
DRE CONSOLIDADO - ENEVA
(R$ milhões)(% crescimento) 21,2% -11,2% -10,9% -13,3% 7,6% 9,1% 18,0% -5,5% 11,6% -2,7% 20,0% 4,8% 9,3% 5,4% 1,5%
RECEITA OPERACIONAL BRUTA (ROB) 3.014 3.652 3.242 2.890 2.507 2.698 2.944 3.474 3.284 3.665 3.567 4.282 4.488 4.905 5.172 5.248 ENEVA - - - - - - - - - - - - - - - - Itaqui 673 727 671 602 604 530 520 708 648 823 767 968 1.027 1.082 1.141 1.202
Pecém II (50%) 313 352 288 253 224 216 219 299 290 306 324 401 393 448 472 498 Parnaíba I 1.132 1.233 1.005 817 624 738 751 874 789 808 839 1.157 1.229 1.451 1.533 1.461 Parnaíba II - 285 555 556 552 640 807 847 814 924 771 861 868 873 924 981 Parnaíba III 344 374 128 136 140 173 167 170 172 176 186 198 209 265 282 249 Parnaíba IV 64 68 72 75 - - - - - - - - - - - - PGN (27%) 190 239 203 175 141 156 187 224 222 244 264 271 296 306 319 333
BPMB 299 376 319 275 221 245 293 352 349 383 415 426 465 480 501 523 DEDUÇÕES/IMPOSTOS ( - ) (298) (360) (317) (281) (246) (187) (203) (223) (217) (236) (248) (272) (247) (309) (343) (350)
ENEVA - - - - - - - - - - - - - - - - Itaqui (68) (73) (68) (60) (61) (36) (39) (40) (43) (46) (49) (51) (54) (58) (61) (65)
Pecém II (50%) (32) (36) (29) (26) (23) (15) (16) (18) (19) (20) (21) (23) (24) (26) (27) (29) Parnaíba I (115) (125) (102) (83) (63) (63) (64) (71) (67) (69) (71) (88) (86) (99) (113) (112) Parnaíba II - (29) (56) (56) (56) (31) (36) (37) (31) (39) (38) (38) (29) (39) (38) (36) Parnaíba III (35) (38) (13) (14) (14) (11) (12) (12) (13) (14) (15) (16) (17) (18) (19) (20) Parnaíba IV (2) (2) (3) (4) - - - - - - - - - - - - PGN (27%) (18) (22) (18) (15) (11) (12) (14) (17) (17) (19) (21) (22) (14) (27) (33) (34)
BPMB (29) (35) (28) (24) (18) (18) (22) (27) (26) (30) (33) (34) (22) (43) (52) (54) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA (ROL) 2.716 3.292 2.925 2.609 2.261 2.511 2.741 3.251 3.067 3.429 3.320 4.009 4.241 4.596 4.829 4.899
CUSTOS OPERACIONAIS ( - ) (2.024) (2.336) (1.901) (1.651) (1.376) (1.481) (1.590) (1.994) (1.829) (2.041) (1.871) (2.518) (2.811) (3.031) (3.146) (3.188) ENEVA (105) (56) (58) (62) (73) (77) (82) (87) (93) (98) (105) (119) (127) (135) (144) (154) Itaqui (479) (539) (442) (354) (334) (244) (216) (398) (311) (473) (390) (579) (614) (642) (676) (708)
Pecém II (50%) (193) (221) (168) (126) (107) (94) (89) (159) (141) (148) (157) (222) (204) (245) (258) (271) Parnaíba I (792) (876) (678) (575) (406) (444) (440) (534) (438) (433) (444) (711) (838) (1.019) (991) (906) Parnaíba II (37) (170) (278) (273) (261) (365) (497) (525) (553) (579) (445) (534) (652) (557) (623) (714) Parnaíba III (250) (272) (63) (67) (68) (105) (95) (94) (91) (90) (95) (101) (107) (152) (163) (128) Parnaíba IV (51) (54) (53) (55) - - - - - - - - - - - - PGN (27%) (46) (58) (63) (54) (50) (59) (67) (77) (79) (85) (91) (98) (105) (109) (114) (120)
BPMB (72) (91) (99) (86) (78) (93) (105) (121) (124) (133) (143) (153) (164) (172) (179) (188)
2030
ANEXO 1 - DRE PROJETADO DA EMPRESA
2023 2024 2025 2026 2027 2028201720162015 2018 2019 2020 2021 2022 2029
APSIS CONSULTORIA EMPRESARIAL LTDA. 1/2
ESTUDO TÉCNICO AP-0234/15-01 ANEXO 1
DRE CONSOLIDADO - ENEVA
(R$ milhões)2030
ANEXO 1 - DRE PROJETADO DA EMPRESA
2023 2024 2025 2026 2027 2028201720162015 2018 2019 2020 2021 2022 2029
LAJIDA/EBITDA ( = ) 692 957 1.024 958 885 1.030 1.150 1.257 1.238 1.388 1.448 1.492 1.430 1.565 1.682 1.711 margem Ebitda (Ebitda/ROL) 25,5% 29,1% 35,0% 36,7% 39,1% 41,0% 42,0% 38,7% 40,4% 40,5% 43,6% 37,2% 33,7% 34,1% 34,8% 34,9%
DEPRECIAÇÃO/AMORTIZAÇÃO ( - ) (247) (333) (383) (363) (333) (409) (524) (561) (785) (845) (878) (875) (1.162) (747) (495) (160) ENEVA - - - - - - - - - - - - - - - - Itaqui (94) (95) (95) (96) (94) (117) (117) (117) (286) (286) (286) (286) (286) (286) (216) (3)
Pecém II (50%) (34) (34) (35) (35) (35) (44) (44) (44) (104) (104) (104) (104) (104) (104) (104) (4) Parnaíba I (43) (44) (44) (44) (44) (62) (123) (123) (123) (123) (123) (123) (123) (52) (2) (2) Parnaíba II (9) (34) (57) (57) (57) (59) (59) (59) (59) (112) (138) (138) (138) (138) (138) (116) Parnaíba III (7) (7) (7) (7) (7) (10) (20) (20) (20) (20) (20) (20) (20) (8) (0) (0) Parnaíba IV (7) (7) (7) (7) - - - - - - - - - - - - PGN (27%) (21) (44) (54) (46) (38) (46) (63) (77) (75) (78) (80) (79) (191) (61) (13) (13)
BPMB (33) (69) (84) (72) (59) (72) (99) (121) (117) (122) (126) (124) (300) (96) (21) (21) RESULTADO FINANCEIRO ( - ) (441) (454) (432) (404) (420) (369) (318) (265) (221) (180) (174) (129) (82) (62) (38) (24)
ENEVA - - - - - - - - - - - - - - - - Itaqui (123) (134) (137) (134) (128) (115) (102) (86) (67) (45) (46) (28) (13) (4) (1) (2)
Pecém II (50%) (70) (72) (72) (58) (53) (44) (37) (29) (25) (23) (21) (13) (3) 1 2 2 Parnaíba I (77) (59) (41) (21) (53) (41) (34) (34) (36) (37) (37) (30) (23) (20) (16) (14) Parnaíba II (107) (132) (130) (129) (120) (111) (96) (76) (62) (55) (64) (62) (51) (44) (43) (29) Parnaíba III (13) (8) (1) (11) (9) (9) (9) (8) (8) (8) (8) (8) (8) (8) (8) (7) Parnaíba IV - - 0 0 - - - - - - - - - - - - PGN (27%) (31) (28) (27) (25) (32) (29) (24) (19) (14) (7) 2 12 16 13 26 27
BPMB (20) (22) (24) (27) (25) (21) (17) (13) (8) (4) 0 - - - - - LAIR/EBT ( = ) 4 169 209 191 132 251 308 432 232 363 397 488 186 757 1.149 1.527
IR/CSLL ( - ) (31) (58) (48) (31) (28) (33) (39) (54) (47) (120) (139) (166) (87) (253) (388) (482) Taxa de IRCS Efetiva (IRCS/EBIT) -790,8% -34,0% -23,0% -16,2% -21,0% -13,0% -12,6% -12,6% -20,4% -33,0% -35,0% -34,1% -46,8% -33,4% -33,7% -31,5%
ENEVA - - - - - - - - - - - - - - - - Itaqui - - - - (1) (2) (4) (5) - - - (3) (9) (15) (37) (94)
Pecém II (50%) - - (0) (0) (1) (1) (2) (3) - (1) (4) (8) (11) (14) (17) (44) Parnaíba I (14) (14) (15) 1 (0) (10) (7) (9) (10) (45) (51) (64) (48) (82) (132) (136) Parnaíba II 46 26 (1) (5) (11) (6) (8) (9) (6) (10) (6) (7) - (25) (25) (24) Parnaíba III (3) (4) (2) (4) (4) (3) (2) (3) (3) (14) (15) (16) (18) (25) (30) (30) Parnaíba IV - - (0) (0) - - - - - - - - - - - - PGN (27%) (25) (30) (14) (12) (4) (4) (7) (11) (13) (19) (25) (29) (1) (41) (63) (66)
BPMB (34) (36) (15) (12) (7) (7) (10) (14) (15) (32) (38) (39) - (51) (85) (89) LUCRO LÍQUIDO (=) (27) 112 161 160 104 219 269 377 185 244 258 321 99 504 762 1.045
margem líquida (LL/ROL) -1,0% 3,4% 5,5% 6,1% 4,6% 8,7% 9,8% 11,6% 6,0% 7,1% 7,8% 8,0% 2,3% 11,0% 15,8% 21,3%
APSIS CONSULTORIA EMPRESARIAL LTDA. 2/2
Anexo 2
ESTUDO TÉCNICO AP-0234/15-01 ANEXO 2
ANÁLISE DE ENDIVIDAMENTO - ENEVA
(R$ milhões)
CAIXA BOP 68 238 337 408 740 1.144 1.008 863 982 1.086 1.433 2.291 2.790 3.127 4.307 5.959
( + ) Resultado Operacional Holdings (105) (56) (58) (62) (73) (77) (82) (87) (93) (98) (105) (119) (127) (135) (144) (154)
( + ) Outras Receitas (Despesas) ¹ 255 - - - - - - - - - - - - - - -
( + ) Rendimento do caixa ² 19 40 49 84 144 124 109 119 142 175 255 305 343 453 624 829
( + ) Transferência de caixa das Operacionais - 114 81 308 585 55 65 324 536 716 1.199 839 588 863 1.172 1.277
( - ) Pagamento de Juros - - - - (252) (237) (237) (237) (221) (185) (144) (91) (32) - - -
( - ) Amortização da Dívida - - - - - - - - (261) (261) (348) (435) (435) - - -
CAIXA EOP 238 337 408 740 1.144 1.008 863 982 1.086 1.433 2.291 2.790 3.127 4.307 5.959 7.911
DÍVIDA BRUTA BOP 1.026 1.129 1.304 1.506 1.740 1.740 1.740 1.740 1.740 1.479 1.218 870 435 0 0 0
( + ) Juros a pagar 103 175 202 233 252 237 237 237 221 185 144 91 32 - - -
( - ) Pagamento de Juros - - - - (252) (237) (237) (237) (221) (185) (144) (91) (32) - - -
( - ) Amortização de Principal - - - - - - - - (261) (261) (348) (435) (435) - - -
DÍVIDA BRUTA EOP 1.129 1.304 1.506 1.740 1.740 1.740 1.740 1.740 1.479 1.218 870 435 0 0 0 0
¹ Refere-se à venda de Pecém I e ao pagamento à MMX referente a um contrato antigo.
² A empresa aplica o saldo do caixa a uma rentabilidade equivalente ao CDI.
2016 2018 2019 2020 2021 2029 2030
ANEXO 2 - ANÁLISE DA POSIÇÃO DE CAIXA E ENDIVIDAMENTO
2023 2024 2025 2026 2027 20282017 20222015
APSIS CONSULTORIA EMPRESARIAL LTDA. 1/1
Anexo 3
ESTUDO TÉCNICO AP-0234/15-01 ANEXO 3
PREMISSAS MACROECONÔMICAS 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Taxa de câmbio (R$/US$) 2,70 2,78 2,77 2,89 2,95 3,02 3,09 3,16 3,24 3,32 3,40 3,48 3,57 3,65 3,74 3,83 IPCA (% a.a.) 6,0% 5,8% 5,8% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0%IGPM (% a.a.) 5,1% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%EUA CPI (% a.a.) 3,6% 3,9% 3,9% 3,8% 3,8% 3,7% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5%Câmbio NDF's - Capex 2,57 2,68 2,77 2,89 2,95 3,02 3,09 3,16 3,24 3,32 3,40 3,48 3,57 3,65 3,74 3,83 Câmbio NDF's - Dívida 2,65 2,76 2,86 2,98 3,05 3,11 3,19 3,26 3,34 3,42 3,51 3,59 3,68 3,77 3,86 3,95 TJLP (% a.a.) 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8%CDI (% a.a.) 12,8% 12,8% 12,8% 12,8% 12,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8%LIBOR (% a.a.) 1,7% 2,2% 2,2% 2,2% 2,2% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0%CIF ARA (coal) - 6300 Kcal/kg GAR 80,80 82,85 85,85 85,85 85,85 106,47 103,36 105,83 108,29 111,10 113,56 116,54 118,49 119,85 121,38 123,17 Coal Fuel Index (Custos) 86,50 93,78 111,70 112,50 114,10 118,30 121,60 124,50 127,40 130,70 133,60 137,10 139,40 141,00 142,80 144,90 Gas Fuel Index (Receitas ACR) 4,28 4,47 4,64 4,85 5,03 5,64 5,92 6,20 6,38 6,65 6,99 7,19 7,52 7,69 7,93 8,25 Gas Fuel Index (Custos) 6,54 6,94 7,29 7,71 8,17 8,66 9,18 9,73 10,32 10,94 11,59 12,29 13,03 13,81 14,64 15,51
ANEXO 3 - PREMISSAS MACROECONÔMICAS
APSIS CONSULTORIA EMPRESARIAL LTDA. 1/1