Agência Fitch afirma rating da hidrelétrica Cachoeira Caldeirão com perspectiva estável

Paulo Silva
Da Redação

O rating reflete a baixa complexidade da operação e da manutenção do projeto, bem como a mitigação do risco de suprimento, devido à adesão ao Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e ao SP89 (produto que funciona como um seguro) — o que resulta em fluxos de caixa mais previsíveis e estáveis. No cenário de rating, o projeto apresenta Índices de Cobertura do Serviço da Dívida (DSCR) mínimo e médio de 1,00 vez e 1,20 vez, refletindo a premissa de Generating Scaling Factor (GSF) média de 86% entre 2018 e 2022 e de 92% em diante.

A estrutura do projeto se beneficia de uma cascata de pagamentos bem definida, na qual o serviço da dívida é sênior em relação a outros desembolsos e pari-passu com demais créditos, incluindo o do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). Os covenants financeiros exigem DSCR e teste de distribuição retroativo de 1,20 vez. A estrutura apresenta cláusulas de vencimento antecipado, relacionadas à qualidade de crédito dos acionistas durante todo o prazo de amortização, o que pode limitar ações de rating positivas.

Aproximadamente 45% do projeto foram construídos com recursos dos acionistas. O índice dívida líquida/EBITDA no primeiro ano de operação completo é de 7,36 vezes. Os DSCRs médios nos cenários-base (GSF médio entre 2018 e 2022 de 89% e 94% a partir de então) e de rating (GSF médio de 86% entre 2018 e 2022 e 92% a partir de então) são de 1,28 vez e de 1,20 vez, respectivamente, o que indica geração de caixa satisfatória mesmo em cenários de consistentes e contínuos déficits hidrológicos. Segundo as projeções do cenário de rating da Fitch, deve haver significativo acúmulo de caixa, devido à restrição da distribuição de dividendos, em decorrência de covenants  das dívidas e de prejuízos acumulados.

Até 30 de setembro de 2017, havia R$ 68,9 milhões a serem desembolsados pelo BNDES, dos R$ 504,1 milhões aprovados. Esta parcela final foi desembolsada em outubro de 2017, após decisão judicial favorável sobre o risco de perda da licença de operação devido à inundação ocorrida no município de Ferreira Gomes, estado do Amapá, em maio de 2015. Como consequência, o Ministério Público havia recomendado suspender a licença de operação do projeto. O risco, porém, foi superado.

Os recursos aportados foram resgatados pelos acionistas, por meio de cancelamento de adiantamentos para futuro aumento de capital (AFACs) e repagamento de parte dos mútuos, a um custo de 100,3% do Certificado de Depósito Interbancário (CDI). Em setembro de 2017, o saldo de mútuos era de R$ 99,2 milhões e, até então, os acionistas haviam integralizado R$ 627 milhões no projeto como capital social.

As premissas dos cenários base e de rating da Fitch refletem as projeções macroeconômicas de Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) e CDI atualizadas conforme o relatório Global Economic Outlook, publicado pela agência em dezembro de 2017. A premissa de TJLP considera margem de 150 pontos-base acima do IPCA a partir de 2018. Além disso, as projeções refletem os dados de geração realizados até novembro de 2017.

O cenário-base considera GSF e PLD do submercado Norte (em termos reais de dezembro de 2017), respectivamente, de 0,81 e R$ 265,0/MWh (2018), 0,84 e R$ 165,0/MWh (2019), 0,93 e R$ 122,0/MWh (2020) e 0,94 e R$ 136,0/MWh (2021) e de 0,94 e R$ 180,0/MWh de 2022 em diante. Os custos de O&M foram mantidos nos níveis estimados para 2017.

Para 2018 e 2019, o cenário de rating considera os mesmos indicadores do cenário-base. Daí em diante considera GSF e PLD de 0,88 e R$ 149,0/MWh em 2020 e 0,88 e R$ 161,0/MWh em 2021; 0,9 e R$ 206,0/MWh em 2022 e de 0,92 e R$ 206,0/MWh de 2023 em diante. Os custos de O&M foram estressados em 10% em relação ao cenário-base. (Com informações do CanalEnergia).

---

Deixe seu comentário