l IFE: nš 01 - Agosto de 2015 Índice Distribuidoras de Energia Elétrica Contabilidade e Regulação da ANEEL Publicação de Balanços em IFRS Indicadores de Sustentabilidade Econômico-Financeira Lançamento de debêntures por distribuidoras e divulgação de resultados dos mesmos
Distribuidoras de Energia Elétrica 1 Grupo Eletrobras executa apenas 16,9% da dotação orçamentária de 2015 O grupo Eletrobras executou, no primeiro semestre deste ano, R$ 1,8 bi da dotação orçamentária de 2015, valor que representa 16,9% do total de R$ 10,9 bi autorizado para ser investido no ano. Somente no terceiro bimestre, de maio a junho, foram investidos R$ 583,6 mi pelas empresas que foram o grupo. As informações constam da Portaria nº 12/2015 do Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais do Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, publicada no Diário Oficial da União na última sexta-feira, 31 de julho. A Eletronuclear, envolvida em escândalos de corrupção evidenciado pela Operação Lava Jato da PF, foi quem mais investiu de janeiro a junho: R$ 668,2 mi - 17,8% do orçamento previsto. Chesf e Furnas ocupam, respectivamente, a segunda e a terceira posição, com R$ 356,5 mi (17,8%) e R$ 239,9 mi (18,5%). A Eletronorte investiu R$ 104,8 milhões (8,8%), a Eletrosul R$ 88,8 mi (17%) e a CGTEE R$ 13,1 mi (7,4%). A Eletrobras holding executou R$ 12,6 mi (20,3%). Na distribuição, destaque para Amazonas Energia (AM) que executou 127,8 milhões, 16,5% da dotação anual; e Ceal (AL), que executou 22,5% do orçamento ou R$ 48,5 mi. Cepisa (PI) e Ceron (RO) investiram valores semelhantes no semestre: R$ 53,4 mi (15,4%) e R$ 53,3 mi (13,4%), respectivamente. A Eletroacre (AC) investiu R$ 18 mi (14,9%) e a Boavista Energia, R$ 10,2 mi (18%). O Cepel executou R$ 1,2 mi - 7,4% do orçamento e a Eletropar, R$ 15,5 mil (10,4%). (Agência CanalEnergia – 03.08.2015) 2 Eletrobras prevê investir R$ 50,3 bi entre 2015 e 2019 O conselho de administração da Eletrobras aprovou hoje o Plano de Negócios e Gestão da empresa para o período de 2015 a 2019. A estatal vai investir R$ 50,3 bi nesses cinco anos, o que representa uma queda de 17,3% na comparação com os investimentos programados para o quinquênio 2014-/2018. No ano passado foram investidos R$ 11,4 bi, aproximadamente 78,2% do previsto. Do total de R$ 50,3 bi previstos para investimento entre 2015 e 2019, R$ 34,8 bi, ou 69,2% do total, deverão ser alocados na expansão do parque de usinas e linhas de transmissão. Outros R$ 2,5 bi, ou 5% do total, vão para a expansão da distribuição de energia; enquanto R$ 11,3 bi serão investidos na manutenção dos ativos de geração, transmissão e distribuição. Este ano, até maio, a Eletrobras implantou 3.218 km de linhas de transmissão, o equivalente a 11% da meta para o ano inteiro. Como consequência a estatal informou que reduziu a meta dela para a instalação de linhas de transmissão para 2015 e agora pretende instalar apenas 86% da projeção inicial. A estatal informou ainda que, nos cinco primeiros meses de 2015 entraram em operação comercial 612 MW. Este volume corresponde a 24% do total de 2.512,6 MW previsto para o ano. (Valor Econômico – 31.07.2015) 3 Eletrobras se protege de déficit hídrico Questionado sobre a privatização das distribuidoras controladas pela Eletrobras, o diretor financeiro e de relações com investidores da Eletrobras, Armando Casado, disse que a expectativa é privatizar a Celg até novembro. Segundo ele, o gestor do processo é o BNDES, que já fez "as devidas subcontratações". Para as demais distribuidoras, o executivo ressaltou que a estatal vai esperar o processo de renovação das concessões para só então fechar um cronograma para a privatização dessas companhias. "Assim que renovar [as concessões], faremos esse movimento", disse Casado. O diretor acrescentou que a estatal espera que a Aneel decida até o fim do ano sobre os pleitos de Chesf, Eletronorte e Furnas para o recebimento das indenizações de ativos de transmissão não amortizados anteriores ao ano 2000. A agência já decidiu que a Eletrosul receberá R$ 1 bilhão pelos seus ativos de transmissão. A expectativa é que a Aneel decida sobre os pleitos de Chesf e Eletronorte no terceiro trimestre, enquanto a decisão sobre Furnas, que foi a última a fazer o pedido, deve ficar para o quarto trimestre. Casado explicou que Furnas pede R$ 10,7 bilhões, enquanto a Eletronorte quer R$ 3,5 bilhões de indenização e a Chesf, outros R$ 5,6 bilhões. O executivo também ressaltou que não há estratégia definida para a participação da Eletrobras nos leilões das usinas de Jupiá e Ilha Solteira. "A Eletrobras é muito grande e está em todos os estados, com vantagem com relação a essas usinas, mas não quer dizer que estejamos determinados a ter esses dois negócios. Por enquanto, [estamos] apenas estudando". (Valor Econômico – 18.08.2015) 4 Impacto do GSF na Eletrobras em 2015 soma R$ 2,4 bi 5 Inadimplência impede que tarifas de distribuidoras da Eletrobras sejam reajustadas Os reajustes tarifários das concessionárias Eletrobras Distribuição Alagoas e Eletrobras Distribuição Piauí foram suspensos pela diretoria da Aneel nesta terça-feira, 25 de agosto. A Aneel justificou que ambas as empresas estão inadimplentes com compromissos intrassetoriais, o que pelas regras regulatórias impedem que a agência homologue o reajusta ordinário de 2015 das concessionárias. Dessa forma, as tarifas aprovadas no reajuste tarifário extraordinário em fevereiro deste ano foram prorrogadas para ambas as empresas até que as pendências sejam regularizadas. No caso da Eletrobras-AL, a empresa está inadimplente com o pagamento de encargos setoriais; enquanto a do Piauí tem pendências com obrigações de compra de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. As empresas serão notificadas e os reajustes de 2015 serão aplicados assim que for comprovado o adimplemento das concessionárias. "Tão logo elas superem essa condição, o processo seria retomado", disse o diretor geral da Aneel, Romeu Rufino. Ele alertou que é importante que as empresas busquem com urgência superar essa situação, visto que as empresas perderão as receitas não arrecadadas nesse período. "É importante que a empresa busque com brevidade possível superar essa situação. Não tem efeito retroativo, a empresa perderá esse valor até que ela se habilite para retomar o processo [de reajuste tarifário]", disse. Somados os mercados, as empresas atendem a 2,1 milhões de unidades consumidoras localizados nos estados do Piauí e Alagoas. (Agência CanalEnergia - 25.08.2015) 6 Copel aportará R$ 101,3 milhões para garantir conclusão de obras de transmissão atrasadas O Conselho de Administração da Copel aprovou aporte adicional de R$ 101,3 milhões para garantir a conclusão de duas linhas de transmissão de energia que estão atrasadas. Os projetos são objetos do leilão de 2012 e deveriam ter entrado em operação em no início deste ano. As informações são da ata da reunião do dia 3 de agosto, mas que só foram divulgadas nesta quarta-feira, 12, na Comissão de Valores Mobiliários. O conselho aprovou o aporte de R$ 26 milhões, ante R$ 71,9 milhões pedidos, para a Sociedade de Propósito Específico Matrinchã, responsável pela construção do linhão que vai escoar a energia da hidrelétrica de Teles Pires (MT- 1.820 MW). A usina está pronta, mas a linha só deve entrar em operação em 30 de novembro, segundo previsões da Copel. Nesse empreendimento, a Copel tem a chinesa State Grid como sócia. Já a SPE Guaraciaba, envolve linhas em Minas Gerais, Goiás e Mato Grosso, receberá R$ 75,2 milhões, ante a quantia solicitada de R$ 126,3 milhões. A Copel informou que os recursos são necessários para a conclusão dos empreendimentos e que os atrasos provocam "ônus gravíssimos" para o grupo. Em ambos os casos, a diretoria determinou que “sejam implantados controles adicionais, para um acompanhamento ainda mais rigoroso do desempenho físico-financeiro" dos projetos, de forma a assegurar a conclusão das obras. Os valores só serão liberados após apresentação de seguro garantia por parte das empresas contratadas para concluir as obras. A diretoria da Copel ainda determinou que seja feita uma apuração para identificar "eventuais prejuízos" nos empreendimentos. (Agência CanalEnergia – 12.08.2015) 7 Copel vai priorizar obras já iniciadas A Copel vai manter seu foco na execução dos atuais projetos em carteira e reduzir a busca por novos empreendimentos, disse ontem o diretor financeiro da companhia, Luiz Eduardo Sebastiani, após encontro com investidores em São Paulo. A Copel vem enfrentando atrasos em alguns de seus principais empreendimentos. As usinas hidrelétricas de Colíder e Baixo Iguaçu estão fora do cronograma. No caso desse último projeto, as obras, que estavam paradas desde junho de 2014 por questões ambientais devem ser retomadas no dia 27, disse Sebastiani. A previsão é que a primeira turbina comece a operar no fim de 2017 e outras duas apenas no começo de 2018, acrescentou. Dois lotes de transmissão para escoar a energia da usina de Teles Pires, arrematados em leilão em 2012 em parceria com a chinesa State Grid, devem ficar prontos apenas em novembro e dezembro, quase um ano após o que previa o cronograma. A Copel, com 49% nos consórcios, autorizou o aporte de R$ 100 mi nos dois lotes neste mês para acelerar as obras e a State Grid, que tem 51% dos projetos, entrou com fatia semelhante, disse o diretor financeiro. (Valor econômico – 19.08.2015) 8 Copel não descarta participação em leilão mesmo priorizando obras já iniciadas 9 Copel ainda avalia terceiro bipolo de Teles Pires A Copel ainda não bateu o martelo se entrará na disputa pelo terceiro bipolo da UHE Teles Pires (MT, 1.820 MW), mas da semana passada para cá já houve a definição que se entrar na disputa, essa se dará ao lado da sócia nos outros bipolos do empreendimento, a State Grid. É que as duas empresas possuem um acordo que trata da formação de uma sociedade específica entre ambas caso haja interesse no projeto. Caso não exista esse interesse, deve ser firmado uma espécie de termo de desistência para que a outra parte possa entrar na disputa. Segundo o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Copel, Luiz Eduardo Sebastiani, a decisão mais importante nesse caso, de participar ou não da empreitada, ainda está em análise dentro da Copel. Contudo, se participar do leilão, por este que foi sinalizado como o lote que mais interessa à empresa, segundo palavras de seu diretor presidente, Luiz Fernando Vianna, esta disputa será feita em parceria com a State Grid. Aliás, as linhas que estão em construção para conectar a usina de Teles Pires atrasaram e ganharam um novo aporte de cerca de R$ 100 mi de cada uma das duas sócias. A nova previsão é de que o empreendimento da SPE Matrinchã e da SPE Guaraciaba entrem em operação em novembro e dezembro, respectivamente. Já o ramal para Sinop, alternativa para iniciar o escoamento da energia da UHE Teles Pires enquanto as linhas não ficam prontas, já estará disponível em setembro, revelou Sebastiani. Nesses dois projetos a Copel detém 49% de participação e a State Grid 51% do capital social. E deverá seguir essa mesma linha para o terceiro lote. (Agência CanalEnergia - 18.08.2015) 10 Copel quer manter entre 10% e 15% da energia descontratada 11 Copel: obras da UHE Baixo Iguaçu serão retomadas em 27 de agosto A Copel confirmou que as obras da UHE Baixo Iguaçu (PR, 350 MW) serão retomadas em 27 de agosto. O canteiro de obras estava paralisado desde junho de 2014 em função de problemas ambientais, por estar a cerca de 500 metros do Parque Nacional do Iguaçu. A usina já tem novo cronograma para entrar em operação comercial. A primeira unidade deverá iniciar a geração em dezembro de 2017, as UGs 2 e 3 devem começar a operar em janeiro e fevereiro de 2018. A central foi leiloada no A-5 de 2008 e originalmente deveria iniciar a operação em abril de 2016. Essa mudança, explicou a Copel, que detém 30% de participação no empreendimento, ocorreu em decorrência da suspensão da licença de instalação. Somente este ano a previsão de investimentos na obra referentes à participação da empresa é de R$ 158,5 mi. A sócia da Copel na UHE é a Neoenergia por meio da Geração Céu Azul. (Agência CanalEnergia - 18.08.2015) 12 Copel e Cemig buscam alternativas de financiamento junto ao BNDES A Copel e Cemig estão em conversas com o BNDES para encontrar instrumentos alternativos para financiamento em projetos de infraestrutura. As conversas estão no início mas visam oferecer a mesma condição que o banco de fomento já oferta ao mercado a empresas estatais que tem que enfrentar o contingenciamento de investimentos por conta da resolução 2728 do CMN e que restringe os financiamentos que entram como dívida pública. De acordo com o diretor Financeiro e Relações com Investidores da Copel, Luiz Eduardo Sebastiani, a proposta está em construção entre as partes. E essa alternativa é vista como importante para que as companhias possam ter acesso a recursos de forma mais acelerada do que ocorre atualmente. O BNDES tem sido aberto a essa perspectiva de retomada dos financiamentos da forma que foi previamente definido, agora em formato de uma nova modelagem que precisa ser construído. A reunião buscará avançar nos termos de achar esse novo instrumento para sair do contingenciamento do CMN. A relação não seria submetida ao CMN e a dívida pública, contudo há uma outra frente de trabalho coma Cemig uma outra forma de liberar esse contingenciamento que atualmente existe, pois se há esse fator o BNDES acaba postergando a análise dos projetos submetidos. Sebastiani diz que essa demanda de excetuar o endividamento das empresas se dá junto ao MF. Até porque, afirmou ele, há o desafio colocado de se evitar atrasos de obras que decorrem da falta de recursos a um custo competitivo para os aportes. "A demanda que existe hoje não é demanda das empresas é do setor e do MME para abrir o fluxo de financiamentos importante para essas empresas”, declarou ele. Essa necessidade de financiamento, contou Sebastiani, tem a participação do ministro do MME que tem feito pleitos oficiais no sentido de revisar a resolução do CMN e abrir uma janela de oportunidade de investimentos, já que o setor elétrico precisa expandir a sua capacidade instalada e reduzir os atrasos que afetam as obras no país. (Agência CanalEnergia - 19.08.2015) 13 Mudanças da MP 688 fazem Copel reavaliar participação no leilão de outubro Com a mudança nas regras de licitação das UHE’s com concesssões vencidas, a direção da Copel já considera a possibilidade de entrar na disputa por alguns dos 29 empreendimentos que serão leiloados no próximo dia 30 de outubro. O interesse, por enquanto, está restrito ao lote B do certame, que reúne as usinas Governador Parigot de Souza (260 MW – MG) e Mourão I (8,2 MW - PR), construídas pela estatal, além da UHE Paranapanema (31,5 MW - SP), que pertencia à Votorantim. A participação no certame terá de ser aprovada pelo Conselho de Administração da empresa, que tem reunião marcada para o dia 16 de setembro. Os futuros contratos prevêem o pagamento pela outorga ao longo dos 30 anos da concessão, e a expectativa do governo é de arrecadar R$ 17,1 bi com os empreendimentos. O vencedor terá de destinar pelo menos 70% da energia disponível ao mercado regulado. Essa energia entrará no sistema de cotas já aplicado aos empreendimentos renovados de acordo coma Lei 12.783, de 2013 com valor mais baixo, ja depreciado. A cobrança do chamado bônus de outorga será feita apenas sobre a parcela da energia que o empreendedor destinar ao mercado livre, que poderá ser de até 30%. Assim como os demais geradores, a Copel vai avaliar pontualmente a medida provisória para verificar quais de seus mecanismos correspondem ao que ficou acordado nas negociações do governo com os agentes, e que pontos podem ser aperfeiçoados na tramitação da norma no Congresso Nacional e no detalhamento das regras pela Aneel. (Agência CanalEnergia – 20.08.2015) 14 Investimento da Celpe em 2015 ultrapassa R$ 500 mi A Celpe realiza em 2015 um investimento recorde no sistema de distribuição de energia elétrica em Pernambuco. A empresa do Grupo Neoenergia vai aplicar, ao longo do ano, cerca de R$ 505 mi destinados, principalmente, a obras de ampliação de rede, construção de subestações, manutenção, automação e modernização do parque elétrico. Até o último mês de julho já foram aportados R$ 255 mi em novas ligações, expansão da rede e melhorias do sistema. O investimento será distribuído em toda a área de concessão da companhia. A maior parcela, aproximadamente R$ 200 mi, será aplicada na capital, Recife, e parte da região metropolitana. A região da Zona da Mata vai receber R$ 83 milhões. No Agreste, serão investidos R$ 116 mi. Para o Sertão pernambucano estão previstos R$ 106 mi. As ações de manutenção, melhoramento e modernização do sistema irão receber um aporte financeiro de R$ 186 mi. No decorrer do ano, serão substituídos 540 km de fiação convencional por rede protegida ou isolada, minimizando interrupções no fornecimento por contato da vegetação urbana na fiação. O plano de investimentos prevê, ainda, o desenvolvimento da automação da rede de distribuição por meio da instalação e ativação de 380 chaves automatizadas. Os equipamentos de proteção são controlados de forma remota pelo Centro de Operação Integrada da Celpe, o que evita deslocamento de equipes de prontidão e assegura maior agilidade no processo de recomposição do sistema. Entre as obras de maior porte, em 2015, estão as instalações de quatro novas subestações. No Recife, será iniciada a construção da subestação Setúbal, na Zona Sul da capital. Em Vertentes, no Agreste, será concluída a construção da subestação Vertentes. No Sertão Central e na região do Araripe, serão concluídas as obras de construção das subestações de Serrita e de Santa Cruz, respectivamente, cuja conclusão será no terceiro trimestre deste ano. (Agência CanalEnergia – 12.08.2015) 15 Celpe pretende terminar 13 subestações até o fim de 2016 Até o fim de 2016, a Celpe vai instalar um total de treze subestações, cinco em Recife e regiões metropolitanas e oito no interior do Estado. A expansão do sistema elétrico vai consumir recursos superiores a R$ 66 mi. Além das subestações, o investimento também será destinado à construção e finalização de cerca de 150 km de linhas de transmissão que serão responsáveis pelo aumento da oferta de energia elétrica em todas as regiões. As ações projetadas para 2015 incluem, ainda, a ligação de aproximadamente 132 mil novos clientes à rede de distribuição da Celpe no perímetro urbano e na zona rural do Estado. As novas ligações demandarão recursos na ordem de R$ 142 mi. Serão empregados também R$ 20 mi no desenvolvimento de sistemas de informática, em sistemas de telecomunicações, aquisição de veículos e outras ações que dão suporte à distribuição de energia. O plano de combate às fraudes e ligações clandestinas, por sua vez, deve consumir R$ 100 mi ao longo deste ano. Os recursos estão sendo destinados à realização de inspeções de 130 mil unidades consumidoras, com a finalidade de identificar e coibir a prática ilegal. Preventivamente, outros R$ 12 mi serão aplicados na realização do controle da vegetação situada próxima à rede de distribuição de energia do estado. (Agência CanalEnergia – 12.08.2015) 16 Light negocia 'perdão' com bancos credores A Light está negociando um "waiver" (perdão) com os três maiores bancos credores da empresa sobre o estouro no limite da alavancagem no segundo trimestre deste ano. A companhia registrou índice de endividamento, medido pela dívida líquida sobre Ebitda de 4,54 vezes, acima do limite estipulado de 3,75 vezes. O estouro nos limites de alavancagem despertou preocupação do Citi, que, em relatório, informou não ter sido surpreendido pelo prejuízo de R$ 57 mi apresentado pela empresa no segundo trimestre. Na reunião com investidores, diretor de Desenvolvimento de Negócios e Relações com Investidores da companhia, João Batista Zolini explicou que o estouro do limite da alavancagem foi causado pela redução do Ebitda, que recuou R$ 258 mi nos últimos 12 meses, devido à queda da demanda e principalmente à hidrologia desfavorável, que levou a empresa a comprar energia no mercado de curto prazo para honrar os contratos. Ele lembrou que, ao longo dos últimos 12 meses, o nível de endividamento saiu de 2,99 vezes para 4,54 vezes, principalmente pelos fatores que provocaram a redução do Ebitda. Segundo o presidente da Light, Paulo Roberto Pinto, parte dos US$ 250 mi que a empresa deverá receber pela venda da fatia de 15,9% na Renova para SunEdison pode ser utilizada para "desalavancar" a companhia. Também é possível, disse ele, que recursos da operação sejam destinados à construção da hidrelétrica de Itacoara (RJ), em parceria com a Cemig, prevista para iniciar em 2016. "Está na agenda da diretoria propor uma destinação adequada [para os recursos]", afirmou Pinto. (Valor Econômico – 14.08.2015) 17 Efeito médio de reajuste da Forcel será de 19,47% O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da Força e Luz Coronel Vivida (PR) terá efeito médio 19,47% para os consumidoers. O valor foi decidido em reunião da diretoria da Aneel realizada nesta terça-feira, 18 de agosto. Na alta tensão, o impacto será de 21,12% e na baixa tensão, ele será de 17,12%. A Forcel é suprida pela Copel e tem cerca de sete mil unidades consumidoras. Em 2014, ela teve faturamento de R$ 17 mi. O reajuste deverá ser aplicado a partir do próximo dia 26 de agosto. (Agência CanalEnergia - 18.08.2015) 18 Cemig investe R$ 47 milhões no fornecimento de energia em Minas Gerais A Cemig está investindo R$ 47 mi na região do Caparaó, em MG, na ampliação, reforço e manutenção da rede elétrica que atende empresas e moradores de cidades como Ponte Nova, Viçosa e mais 33 municípios que fazem parte da área de concessão da companhia. As melhorias contemplam, também, demandas por ampliação e fornecimento de energia e ligação de novos consumidores rurais e urbanos, viabilizando ainda projetos de eficiência energética, como o Conviver Solar e o Solar ILPI. O anúncio foi feito pelo presidente Mauro Borges no último sábado, 15 de agosto, durante o lançamento do Fórum Regional do Território Caparaó, no município de Manhuaçu, com a presença do governador Fernando Pimentel. O evento contou também com a participação do superintendente de Operação e Manutenção de Distribuição da Cemig, Danilo Gusmão. (Agência CanalEnergia - 19.08.2015) 19 Investimentos feitos na Cemig-D visam ajuste para renovação da concessão Tendo investido R$ 575 mi no primeiro semestre deste ano, o Grupo Cemig acredita que esses investimentos vão lhe dar mais fôlego para a renovação da concessão da Cemig-D. De acordo com Luiz Fernando Rolla, diretor de Relações Institucionais e de Comunicação da empresa, ela vai poder se ajustar ao cumprimento dos indicadores de qualidade que serão exigidos pela Aneel para a renovação. Até o fim do ano, a intenção é que sejam investidos R$ 1,23 bilhão na concessionária. Até o fim do ano, a intenção é ligar 250 mil consumidores na rede. A alta das tarifas de energia também não vem causando grande impacto nos índices de inadimplência da distribuidora. Segundo Rolla, o que ocorreu foi a retração no consumo. Na comparação com o primeiro semestre de 2014, houve redução no consumo total de 1,8%. Já em relação ao segundo trimestre do ano passado, a queda foi de 4,1%. O consumo na classe residencial caiu 8,6% na comparação com o segundo trimestre do ano passado. "Apesar do aumento de preço das contas, não temos observado um aumento na inadimplência nem das perdas comerciais", observa o executivo. Caso o FIP Redentor queira executar a cláusula de put a que tem direito na Light, a Cemig vai buscar outros sócios investidores. O objetivo do grupo é que a distribuidora que atende a capital do Rio de Janeiro continue a ser gerida como uma empresa privada. A Cemig ainda aguarda a publicação do acórdão com a decisão desfavorável à empresa no mandado de segurança da UHE Jaguara. A empresa também observa a movimentação que está sendo feita políticos e grandes consumidores livres do estado para que a MP 677 seja estendida a usinas da Cemig, a exemplo do que foi feito com a Chesf. (Agência CanalEnergia - 19.08.2015) 20 MP 688 faz Cemig querer disputar leilão de relicitação A Cemig mostrou interesse em participar do leilão de 14 hidrelétricas com prazo de concessão vencida. O anúncio foi feito pelo presidente da empresa, Mauro Borges Lemos, após a publicação da MP 688. De acordo com Lemos, o interesse da Cemig é em 13 usinas do lote D e na UHE Três Marias, única usina do lote E. Segundo ele, a empresa quer continuar controlando essas plantas e a edição da MP 688 trouxe avanços em relação às regras anteriores. Com a MP, também será permitido às concessionárias que vencerem a licitação a venda de 30% da geração para o mercado livre, possibilitando a oferta de energia para os consumidores industriais. A versão anterior da legislação exigia que 100% da carga fosse destinada ao mercado regulado, após a nova licitação. Para o Borges, um dos pontos fortes da Cemig na disputa é a experiência da empresa. Ele considera que a empresa tem muito mais capacidade organizacional do que qualquer outra operadora para fazer o manejo dessas usinas cujas concessões eram dela própria. Segundo ele, o manejo das barragens é fundamental e dá como exemplo a de Três Marias, que envolve a comunidade dessa região a montante e a jusante. O diretor de Relações Institucionais e de Comunicação da Cemig, Luiz Fernando Rolla, também reafirmou após conferência com investidores na última quarta-feira, 19 de agosto, que a empresa tem interesse em comprar térmicas da Petrobras, caso o programa de desinvestimentos da área de gás e energia aponte para a venda de algum desses ativos. (Agência CanalEnergia – 20.08.2015) 21 Light corta investimentos entre 2015 e 2018 para reduzir alavancagem Frente à necessidade de reduzir seu endividamento, a Light anunciou um corte de 22% em seu plano de investimentos, para R$ 3,5 bilhões entre 2015 e 2018. O montante é R$ 1 bilhão menor que o plano anterior (2014- 2017) e vem em linha com o compromisso de desalavancagem pregado pelo presidente da empresa, Paulo Roberto Pinto, que admitiu ontem a investidores que a companhia deve optar este ano pelo pagamento mínimo de dividendos. "O lucro final será muito afetado pelas despesas financeiras com o qual não contávamos. Por isso este ano vamos trabalhar com dividendo mínimo obrigatório. Queríamos pagar mais, mas este ano infelizmente não será possível", disse Pinto, durante o 8º Encontro Anual com Investidores, realizado ontem no Rio. No segundo trimestre, o índice de endividamento da companhia, medido pela dívida líquida sobre Ebitda, superou o limite estipulado nas cláusulas contratuais de dívida ("covenants"), de 3,75 vezes, para 4,54 vezes. A dívida bruta da empresa totaliza R$ 6,9 bilhões, dois quais R$ 6,2 bilhões possuem "covenants" que permitem a aceleração de dívidas quando a alavancagem ultrapassa, por dois trimestres seguidos, o teto fixado. (Valor Econômico – 25.08.2015) 22 Light: alavancagem da empresa reflete aumento dos ativos e passivos regulatórios De acordo com o presidente da Light, Paulo Roberto Pinto, a alavancagem da empresa reflete aumento dos ativos e passivos regulatórios (CVA), que fechou junho com saldo de R$ 820 milhões e impactou o caixa da empresa no primeiro semestre. "Para bancar o CVA, tivemos de recorrer ao mercado [financeiro] num momento desfavorável, o que nos levou a aumentar o índice de alavancagem, que já não era baixo", disse. Diretor de Desenvolvimento de Negócios e Relação com Investidores, João Batista Zolini, destaca que a Light está empenhada em reduzir a alavancagem e que a meta da empresa é reduzir a relação dívida líquida/Ebitda para 2,59 vezes em 2018. "As premissas incluem a venda da nossa participação na Renova Energia, o recebimento do saldo da CVA e a redução do volume de investimentos", explica. A companhia já procurou seus dez credores para explicar o recente crescimento da alavancagem. Segundo Zolini, a Light tem condições de reduzir esse índice já no terceiro trimestre, mas explica que a empresa também trabalha com o risco de "estouro" dos limites de endividamento pelo segundo trimestre seguido e, por isso, renegocia com os principais credores as cláusulas de "covenants" para evitar uma possível aceleração das dívidas. Ainda no encontro com os investidores, o diretor de Finanças da Light, Cláudio Bernardo Guimarães, explicou que a ideia da companhia é utilizar parte dos recursos com a venda de participação na Renova Energia para redução da alavancagem. O executivo explica que o prazo final para conclusão da negociação é novembro, mas vê chances de uma possível antecipação do negócio. "Há uma chance de fecharmos a operação ainda em setembro, o que vai ajudar nos 'covenants'", comentou. (Valor Econômico – 25.08.2015) 23 Light: programa de investimentos deve ser focado no combate às perdas A expectativa da Light é investir, anualmente, em média, R$ 865 milhões, patamar abaixo dos R$ 1,054 bilhão de 2014. O programa de investimentos, segundo a companhia, deve ser focado no combate às perdas, além de investimentos necessários para a Olimpíada do Rio 2016. Também estão previstos recursos para as hidrelétricas Belo Monte e Itaocara. A Light informou, ainda, a previsão de atingir um Ebitda de R$ 2,206 bilhões em 2018, uma alta de 10,6% ao ano frente a 2014, se desconsiderado os efeitos da CVA. O Ebitda será impactado positivamente pelo aumento de 2,5% ao ano no mercado cativo, que deve atingir os 23.755 GWh em 2018. (Valor Econômico – 25.08.2015) 24 Light e Tonon Bioenergia buscam renegociar dívida A combinação de economia em recessão, juros altos e dólar mais caro tem levado uma série de empresas a procurar os credores para negociar um alívio em seus compromissos financeiros com bancos e no mercado de capitais. O objetivo é evitar o descumprimento de cláusulas contratuais ("covenants") que podem, no limite, acelerar o vencimento de todas as dívidas de uma companhia. A distribuidora de energia Light e a sucroalcooleira Tonon Bioenergia são algumas das empresas que já pediram uma trégua a seus credores. Há duas semanas, a Light anunciou negociar um "waiver" com seus três maiores bancos credores porque tinha estourado o limite de alavancagem - medida pela relação entre dívida líquida e Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortizações) - no segundo trimestre. O indicador ficou em 4,54 vezes, acima do teto fixado em 3,75 vezes. A violação por dois trimestres seguidos poderia deflagrar o vencimento antecipado das dívidas. Já a Tonon anunciou uma renegociação com detentores de bônus, o que afetou momentaneamente sua classificação de risco. (Valor Econômico – 28.08.2015) 25 Elektro reajusta tarifas em 0,84% A Aneel autorizou a Elektro, que opera em 223 municípios do interior de São Paulo e em cinco municípios de Mato Grosso do Sul, a reajustar as tarifas em 0,84% para os consumidores residenciais e em 9,32% para os grandes consumidores. Nesse caso, os aumentos foram concedidos com base na revisão do contrato da companhia, que ocorre a cada quatro anos. (Agência Brasil – 25.08.2015) 26 Conta de luz da CEB vai subir até 19,25% Os consumidores de energia do Distrito Federal passarão a pagar até 19,25 % mais na conta de luz. Até o fim deste mês, entram em vigor os aumentos de tarifas autorizados pela Aneel para distribuidoras que operam no Maranhão, no interior de São Paulo, em Mato Grosso do Sul e na Paraíba, além da CEB. O maior reajuste ocorrerá para os consumidores atendidos pela CEB, que poderá aumentar as tarifas em 18,36% para o consumo residencial e em 19,25% para a indústria e o comércio. No caso da CEB, o aumento foi maior por causa da decisão da Aneel de repassar aos consumidores gastos com a melhoria do serviço das distribuidoras que descumprem metas mínimas de qualidade. (Agência Brasil – 25.08.2015) 27 Cemar tem tarifa reajustada em 8,64% A Aneel aprovou nesta terça-feira, 25 de agosto, o reajuste tarifário da Cemar (MA), que conduzirá a um aumento médio de 8,64%. Para os consumidores da baixa tensão (residenciais), o reajuste a ser percebido será de 8,63%, enquanto para os consumidores de alta tensão (indústrias) o efeito será de 8,69%. Os novos valores serão aplicados a partir de 28 de agosto para 2,2 milhões de unidades consumidoras localizadas em 217 municípios do Maranhão. O aumento dos encargos setoriais (6,91%) foi o item que mais contribuiu para o resultado tarifário da Cemar, em função do processo de amortização do empréstimo contratado pelo governo em 2014 para socorrer as distribuidoras. O empréstimo, que totalizou R$ 21 bilhões, tem onerado, em média, 6% as tarifas de energia dos consumidores brasileiros neste ano. Esse financiamento serviu para equalizar os caixas das concessionárias, que estavam sem recursos por conta do elevado custo com compra de energia elétrica no curto prazo. A amortização do empréstimo será concluída em abril de 2020. Em 2014, as tarifas da Cemar foram reajustadas em 24,12% em média, contra um aumento médio acumulado de 11,64% em 2015, considerando o reajuste ordinário (8,64%) e o extraordinário (3%). Ao calcular o reajuste, a agência considera a variação de custos que a empresa teve no ano. O cálculo inclui custos típicos da atividade de distribuição, sobre os quais incide o IGP-M, e outros custos que não acompanham necessariamente o índice inflacionário, como energia comprada, encargos de transmissão e encargos setoriais. (Agência CanalEnergia - 25.08.2015) 28 Gleisi cede e excluiu a emenda que fixava a taxa de câmbio de dívida da Celg com Itaipu no patamar de janeiro de 2015 Em mais um recuo para atender demandas do PMDB e da oposição, a senadora Gleisi Hoffmann (PT-PR), relatora da Medida Provisória (MP) 675, alterou o texto para que a alta de tributos a bancos tenha prazo para acabar. Só assim foi possível aprovar ontem a proposta na comissão especial criada para analisar o tema. A MP ainda tem que conseguir o aval dos plenários da Câmara e do Senado até 18 de setembro, quando perderá a validade. Na versão aprovada ontem, o aumento de 15% para 20% na alíquota da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) a ser paga pelas instituições financeiras termina em 1º de janeiro de 2019, quando voltará ao patamar atual (15%). Gleisi foi pressionada por parlamentares do PMDB. A bancada do partido ameaçava derrubar a MP, que faz parte do ajuste das contas públicas. Seria mais prejudicial ao governo. A ideia inicial dela era que a alíquota da CSLL subisse para 23%. Gleisi teve que ceder em mais um ponto de interesse do governo. Excluiu a emenda pedida pelo MME que fixava a taxa de câmbio de uma dívida da Celg com Itaipu no patamar de janeiro de 2015, quando as empresas começaram a renegociar os débitos. O líder do PMDB no Senado, Eunício Oliveira (CE), negociará isso na Medida Provisória 677, que renova contratos da Chesf com indústrias do Nordeste. (Valor Econômico – 27.08.2015)
Contabilidade e Regulação da ANEEL 1 Estatais e privadas não concordam com proposta Aneel Para o presidente e diretor administrativo da Cteep Reynaldo Passanezi, o processo de transferência de DITs da Aneel não pode prosperar. Ele defendeu que uma mudança dessa magnitude precisa ser estudada com cautela. O principal questionamento da Cteep é em relação à metodologia para indenização dos ativos, que utiliza o banco de preços da agência, considerado desatualizado pelos agentes. A companhia estima ter um valor a receber da ordem de R$ 1,4 bi, enquanto a Aneel calcula R$ 357 mi. Já a preocupação das estatais é com a permanência do custo de pessoal, uma vez que por serem empresas públicas não poderão demitir funcionários para adequar seus quadros ao menor número de ativos. "A redução de receita não resulta em redução de despesas", alertou o representante da Eletrosul, informando que a empresa projeta uma redução das receitas da ordem de 11%. A preocupação do ONS, por outro lado, está relacionada ao impacto nos processos operativos de rede. O representante do ONS Marcos de Almeida chamou a atenção para a inexperiência das distribuidoras em manobrar as DITs em situações críticas. "As equipes têm que ter habilitação para participar dos processos de intervenção conduzidos pelo ONS", disse. Além disso, algumas manobras feitas pelas distribuidoras nas DITs poderão influenciar a rede básica, afetando a confiabilidade da operação. (Agência CanalEnergia - 24.08.2015) 2 Em processo da Aneel, maior preocupação das concessionárias é financeira As concessionárias de distribuição estão preocupadas com a parte financeira atingida pelo sucesso do processo de distribuição de DITs. Eles entendem que os novos ativos demandarão recursos para a realização de manutenções e substituição de equipamentos, o que pode comprometer quantias que poderiam ser aplicadas na expansão do mercado ou na melhoria dos indicadores de qualidade. Além disso, o fato de passarem por um estágio de renovação de contratos torna o processo ainda mais delicado, uma vez que a prorrogação exigirá investimentos em qualidade. A preocupação das federações e dos sindicatos é com o fechamento de empregos no segmento de transmissão. Os escritórios de advocacia chamam a atenção para o fato da transferência ser compulsória e não optativa, além de outros aspectos que podem levantar questionamentos jurídicos. (Agência CanalEnergia - 24.08.2015) 3 Contra críticas, Aneel argumenta que a transferência de ativos garantirá crescimento A Aneel argumentou que a transferência dos ativos visa garantir o crescimento da rede no ritmo exigido pelo segmento de distribuição e a prestação adequada do serviço ao usuário final. A ideia é deixar a distribuidora inteiramente responsável pela interligação da transmissão ao usuário final. "O Processo não vai ser fácil, vai ser tortuoso. Mas a gente entende que esses inconvenientes são menos onerosos do que continuar com as DTIs", disse Davi Rabelo, especialista em regulação da Superintendência de Regulação de Distribuição da Aneel. A proposta prevê que os ativos em operação sejam transferidos em até 3 anos. Já os ativos planejados ou em construção serão incorporados pela distribuidora imediatamente após o comissionamento dos equipamentos. Passados os 3 anos, independentemente de ter havido a incorporação, a distribuidora se responsabilizará pelo O&M e a transmissora deixará de receber a Receita Anual Permitida. Rabelo lembrou que os agentes que se sentirem prejudicados poderão pedir revisão tarifária extraordinária, de modo a garantir o equilíbrio econômico e financeiro dos contratos. (Agência CanalEnergia - 24.08.2015) 4 Eletrobras-RO tem projeto de eficiência energética reconhecido pela Aneel 5 Abradee: No pior dos cenários, bandeiras tarifárias de energia podem ter déficit de R$ 6 bi em 2015 O caixa do sistema de bandeiras tarifárias pode fechar o ano de 2015 com saldo negativo de até R$ 6 bi, informou a Abradee. A estimativa foi apresentada à diretoria da Aneel na tentativa de convencer o comando da agência de que pode ser cedo para reduzir o valor da bandeira vermelha nas contas de luz. Mesmo sob protesto do segmento de distribuição, a diretoria aprovou a diminuição do valor da bandeira vermelha de R$ 5,50 para R$ 4,50 por cada 100 KWh, a valer a partir de 1° de setembro. O diretor de Relações Institucionais da Abradee, Marco Delgado, alertou que as distribuidoras podem ser submetidas à nova pressão de caixa se haver a confirmação dos piores cenários até o final do ano. As simulações, segundo ele, foram feitas com base em informações reunidas na nota técnica formulada pela própria Aneel. O cálculo realizado pela entidade indica, no entanto, que o sistema de bandeiras tarifárias poderá encerrar o ano com saldo positivo de R$ 3 bi se confirmando as previsões mais otimistas. “Diante de um rol de cenários com tamanha volatilidade, a gente espera que a decisão seja pautada pela prudência. Não somos contra a redução da bandeira vermelha, mas achamos que talvez fosse melhor aguardar o momento certo para uma tomada de decisão mais madura”, disse Delgado. (Valor Econômico – 28.08.2015) 6 Aneel nega pedido da Abradee contra pagamento de custos extras da CDE A Aneel negou medida cautelar que desobrigaria as distribuidoras de recolher à CDE os valores que deixarão de ser pagos por grandes consumidores de energia beneficiados por liminar judicial. O assunto será tratado pela Aneel em audiência pública e a recomendação constante da proposta é de que o impacto estimado de R$ 1,8 bi em 2015 seja assumido pelas empresas e repassado às tarifas nos reajustes anuais. O pedido foi apresentado à agência pela Abradee, que alega a existência de descompasso financeiro provocado pelo atraso no repasse de recursos das bandeiras tarifárias, de outras despesas de valor ainda mais elevado que só serão repassadas nos processos tarifários anuais e dos atrasos no recebimento de subsídios a políticas publicas cobertos pela CDE. Para o relator do processo, André Pepitone, a conta é uma só e a Aneel não pode alterar o orçamento anual da CDE. Pepitone reconheceu que a decisão judicial que beneficia indústrias filiadas à Abrace trará impacto para as distribuidoras, mas afirmou que a perda será compensada nos reajustes tarifários. A mesma avaliação foi feita pelo diretor-geral da agência, Romeu Rufino. Ele destacou que a desoneração de alguns consumidores tem como resultado a transferência de custos para outros. (Agência CanalEnergia - 25.08.2015)
Publicação de Balanços em IFRS 1 Cteep tem lucro 11,3% menor no segundo trimestre A Cteep reportou um lucro liquido de R$ 79,9 milhões no segundo trimestre de 2015, uma queda de 11,3% na comparação com o mesmo período do ano passado. O resultado Ebitda (antes de juros, impostos, depreciação e amortização) ficou em R$ 113,3 milhões no período, uma margem de 40,6%. A receita líquida ficou em R$ 279 milhões, um aumento de 27,8% em relação ao mesmo período de 2014. A queda do lucro foi justificada pela empresa como decorrência da receita não recorrente no ano passado de R$ 21,4 milhões de créditos extemporâneos de PIS/Cofins, acréscimo no lucro bruto de R$ 33,3 milhões, redução de R$ 10,7 milhões no resultado financeiro e aumento das despesas de contingências. Essa linha do balanço da empresa apresentou alta de R$ 19,2 milhões. A parcela de custos e despesas de O&M gerenciáveis apresentou redução de R$ 4,9 milhões, queda de 4,7% no segundo trimestre deste ano. Por sua vez esses custos tiveram aumento de 13,4% na comparação com o mesmo período de 2014. O endividamento bruto da Cteep ficou em R$ 1,070 bilhão, um montante 10,2% menor do que o reportado ao final de junho de 2014. (Agência CanalEnergia – 31.07.2015) 2 Taesa triplica lucro do segundo trimestre, para R$ 240,5 mi A Taesa, da Cemig, registrou um lucro líquido de R$ 240,5 mi no segundo trimestre, triplicando o resultado líquido de R$ 80,1 mi de igual período de 2014. A receita da empresa cresceu 51% em igual comparação, para R$ 392,2 mi. Segundo a companhia, o resultado positivo é decorrente da contabilização mensal do efeito inflacionário a partir de julho de 2014, com a correção da RAP pela Aneel. O Ebitda regulatório, que representa uma medida da geração de caixa operacional da empresa, totalizou R$ 343,8 mi, numa alta de 5,5% em relação ao segundo trimestre de 2014, em linha com o ajuste inflacionário do ciclo 2014-/2015. (Valor Econômico – 07.08.2015) 3 Lucro da AES Tietê cai 50% no segundo trimestre A AES Tietê registrou lucro líquido de R$ 126,1 mi no segundo trimestre, 50% menor que o apurado no mesmo intervalo de 2014. Segundo a companhia, o resultado foi influenciado pelo GSF, que se manteve no patamar de 18,9% no segundo trimestre, levando à necessidade de compra de energia no mercado de curto prazo. Nesse cenário, a receita líquida da companhia caiu 12%, para R$ 667 mi. Os custos e despesas, por outro lado, avançaram 20%, para R$ 440,7 mi, pressionados principalmente pela maior necessidade de compra de energia no mercado de curto prazo para fazer frente ao volume gerado abaixo do esperado. Com isso, o Ebitda ficou em R$ 268,5 mi, com queda de 37,7% sobre o mesmo período de 2014. O resultado financeiro também contribuiu para a queda no lucro. Entre abril e junho, o saldo entre ganhos com aplicações financeiras e gastos com pagamento de juros ficou negativo em R$ 34 mi, o triplo dos R$ 10,2 mi de um ano antes. (Valor Econômico – 07.08.2015) 4 Lucro ajustado da AES Eletropaulo recua 32,5% no segundo trimestre O lucro líquido da AES Eletropaulo alcançou R$ 48,5 mi no segundo trimestre do ano ante um prejuízo de R$ 354,4 mi no mesmo período do ano passado. Quando se analisa o resultado ajustado do ano passado, há uma queda de 32,5% pois se considera nesse cenário os ativos e passivos regulatórios que começaram a ser contabilizados apenas em dezembro de 2014, fundo de pensão e ativos possivelmente inexistentes. O resultado ebitda no trimestre encerrado em junho foi de R$ 217 mi ante um número negativo de R$ 383 mi no ano passado, ao se considerar o ajustado, houve queda de 9,5% nessa mesma base de comparação. O mercado total da AES Eletropaulo somou 11.038,2 GWh, um recuo de 4,4% no trimestre e de 22.422,5 GWh no acumulado do ano, redução de 3,9% ante 2014. Considerando somente o mercado cativo a redução acompanhou esse mesmo índice de desempenho, com quedas de 4,1% no trimestre e 3,7% no semestre. A maior variação negativa continua sendo verificada na classe industrial com recuos de 9,2% e de 8,5% no trimestre e semestre, respectivamente. Já a demanda dos clientes livres que estão na área de concessão apresentaram queda de 5,8% no trimestre e de 4,9% nos seis primeiros meses de 2015. (Agência CanalEnergia – 10.08.2015) 5 AES Eletropaulo: receita bruta de R$ 6,230 bi no trimestre A receita bruta da AES Eletropaulo no trimestre foi de R$ 6,230 bi aumento de 101% em relação ao mesmo período de 2014. Dois fatores que elevaram esse indicador foi a obtenção de R$ 307 mi de venda de energia no curto prazo e R$ 489 mi relacionados à bandeira tarifária. Na comparação com a receita ajustada do segundo trimestre de 2014 com o efeito do ativo regulatório líquido no valor de R$ 631,9 mi a receita bruta desse período ficou em R$ 3,726 bi, o que representou um aumento de 67,2% nesse indicador ao se comparação os meses de abril e junho do ano passado e de 2015. Já a receita operacional líquida ficou em R4 6,587 bi, 47,9% mais elevada. A empresa explica que esse aumento deve-se principalmente aos reajustes da tarifa no ano que somaram R$ 2,332 bi, o reconhecimento de R$ 1,217 bi de ativo regulatório líquido. Os custos e despesas operacionais aumentaram 225,5% para R$ 5,896 bi, influenciada principalmente pelo aumento de 19,7% nos custos de energia elétrica comprada para revenda e de 141,9% nos custos de transmissão. As perdas totais ficaram em 9,3%, um volume 0,59 ponto porcentual abaixo do mesmo período do ano anterior. Já o DEC piorou, foi de 9,97 horas no acumulado dos últimos 12 meses em relação ao período anterior, elevação de 22,2%. Já o FEC recuou para 3,50 vezes ante o indicador de 4,1 vezes do ano passado. Os indicadores estabelecidos pela Aneel para a empresa em 2015 são de 8,06 horas e de 5,95 vezes. (Agência CanalEnergia – 10.08.2015) 6 Light reverte lucro e registra prejuízo no segundo trimestre A Light fechou o segundo trimestre com prejuízo líquido de R$ 57,3 mi, revertendo um lucro de R$ 15 mi apurado em igual período do ano passado. Segundo a empresa, o resultado se deve à queda do Ebitda, que passou de R$ 239 mi entre abril a junho do ano passado para R$ 132 mi em igual período deste ano, um recuo de 44,8%. Esse decaímento foi puxado pela atividade de geração, que registrou Ebitda negativo de R$ 800 mil no segundo trimestre, contra um resultado positivo de R$ 88 mi em igual período de 2014. A retração foi motivada pela queda de 12,9 pontos percentuais na média do GSF no segundo trimestre de 2015, na mesma comparação. Com isso, a companhia foi obrigada a comprar energia mais cara no mercado livre para honrar contratos de entrega de energia. A receita operacional líquida, desconsiderando a receita de construção, da Light cresceu 39,4% no segundo trimestre, frente igual período do ano passado, para R$ 2,233 bi. O salto, segundo a empresa, foi explicado principalmente pelo reconhecimento tarifário dos custos com compra de energia, que no segundo trimestre de 2014 foram reduzidos das despesas não gerenciáveis. No mercado de distribuição de energia, principal atividade da empresa, o consumo na área de concessão da Light caiu 0,8% em relação ao segundo trimestre de 2014, para 6.448 GWh, influenciado pelo decréscimo de 4,6% no segmento residencial e 1,3% no industrial, parcialmente compensado pelo aumento de 2,8% no segmento comercial. As perdas não técnicas da Light, calculadas sobre o mercado faturado de baixa tensão, atingiram 39,63% em junho, com queda de 0,25 ponto percentual em relação ao apurado em março deste ano. (Valor Econômico – 12.08.2015) 7 CPFL Energia: Lucro líquido cai 24% no 2º tri, para R$ 124,180 mi A CPFL Energia registrou lucro líquido de R$ 124,180 mi no segundo trimestre deste ano, ante um lucro líquido de R$ 164,634 mi obtido no mesmo trimestre de 2014, em baixa de 24,6%. O lucro é o atribuído aos sócios controladores, base para distribuição de dividendos. Os dados foram divulgados pela empresa na noite desta quinta-¬feira. A receita operacional líquida da companhia ficou em R$ 5,162 bi no segundo trimestre deste ano, ante R$ 3,893 bi um ano antes, uma alta de 32,6%. Os custos operacionais cresceram 23,9%, de R$ 1,007 bi no segundo trimestre de 2014 para R$ 1,247 bi um ano depois. O lucro antes da tributação caiu 30,9%, para R$ 181,068 mi no segundo trimestre deste ano, ante R$ 262,113 mi um ano antes. O Ebitda da empresa atingiu R$ 692,477 mi no segundo trimestre deste ano, ante resultado de R$ 771,636 mi no segundo trimestre do ano passado, em baixa de 10,3%. (Valor Econômico – 13.08.2015) A estatal paranaense de energia Copel encerrou o segundo trimestre com lucro de R$ 275,3 mi, alta de 29,6% em relação ao mesmo período de 2014. O número refere-¬se ao resultado atribuível aos acionistas controladores, que é base para a distribuição de dividendos, e foi impulsionado pelo avanço da receita e por uma forte alta nos ganhos financeiros. O lucro registrado entre abril e junho surpreendeu positivamente. A média das projeções de seis casas de análise consultadas pelo Valor ¬ J.P. Morgan, Votorantim, Morgan Stanley, BofA, Santander e BTG ¬ apontava para ganhos de R$ 164,2 mi, o que representaria queda na comparação anual. A receita da empresa ¬ que atua em distribuição, geração e transmissão ¬ cresceu 25,4% em relação ao segundo trimestre do ano passado, para R$ 3,91 bi. (Valor Econômico – 14.08.2015) 9 Lucro da Alupar cai 63,7% no segundo trimestre A Alupar registrou no segundo trimestre do ano um lucro líquido de R$ 17,4 mi. O resultado ficou 63,7% abaixo do registrado no mesmo período do ano passado, quando lucrou R$ 47,8 mi. O Ebitda atingiu R$ 259,1 mi, 11,4% superior aos R$ 232,6 mi apurados no segundo trimestre de 2014. No segundo trimestre, a receita líquida atingiu R$ 330,9 mi, 16,5% superior aos R$ 284 mi apurados em igual período em 2014. Somado o resultado dos primeiros seis meses do ano, o lucro líquido totalizou R$ 71,9 mi, ante os R$ 107,3 mi apurados de janeiro a junho de 2014. O Ebitda totalizou R$ 561,3 mi, 11,2% superior aos R$ 504,9 mi apurados no ano passado. A receita líquida totalizou R$ 679,1 mi no primeiro semestre de 2015, 12,9% superior aos R$ 601,5 mi apurados de janeiro a junho de 2014. A Alupar é uma holding de controle nacional privado e que atua nos segmentos de transmissão e geração de energia elétrica. Possui participação em concessões de 21 sistemas de transmissão de energia elétrica, totalizando 5.703 km de linhas, localizadas no Brasil e no Chile. No Brasil, participa de 20 concessões de transmissão, sendo 18 operacionais e 2 em fase de implantação, que possuem cronograma de entrada em operação comercial entre 2017 e 2018. Dessa forma, opera 5.703 km de linhas de transmissão, sendo 5.503 km no Brasil e 200 km no Chile. Em geração, atura por meio de UHEs, PCHs e parques eólicos, no Brasil, Colômbia e Peru. O portfólio de ativos em operação totaliza uma capacidade instalada de 431,4 MW em operação e 235,9 MW em implantação. Adicionalmente a Companhia prospecta e desenvolve projetos de geração que totalizam mais de 3.000 MW. (Agência CanalEnergia – 13.08.2015) 10 Eletrobras tem prejuízo de R$ 1,36 bi no 2º tri A Eletrobras fechou o segundo trimestre com prejuízo de R$ 1,36 bilhão. Em igual período do ano passado, o resultado foi negativo em R$ 108,7 milhões. Na mesma comparação, a receita líquida da estatal cresceu 20%, para R$ 8,3 bilhões. Em relação ao primeiro trimestre, a receita avançou 6,8%. Ainda na comparação com o primeiro trimestre, quando a empresa apurou um lucro de R$ 1,26 bilhão, o resultado na última linha foi afetado principalmente pela provisão para contingências de ações judiciais no valor de R$ 848 milhões. O resultado da Eletrobras teve uma ressalva da auditoria independente KPMG, devido ao envolvimento da companhia com as investigações da Operação Lava¬Jato. A auditoria lembra das investigações de supostos pagamentos de propinas por executivos e ex¬executivos das construtoras responsáveis pela construção da usina nuclear Angra 3 e pela usina de Belo Monte. "O conselho de administração da companhia aprovou a contratação de empresa independente especializada para conduzir a investigação referente a questões relacionadas com a Operação Lava¬Jato e eventuais descumprimentos de leis e regulamentos, no contexto da legislação do Brasil e dos Estados Unidos. Adicionalmente, aprovou a criação de uma comissão independente para gestão e supervisão dos trabalhos de investigação em andamento, conduzidos pela empresa independente contratada", diz o texto que baseia a ressalva da auditoria. Como as investigações ainda estão em fase inicial, os possíveis impactos sobre as informações contábeis da estatal no segundo trimestre ainda não são conhecidos e não podem ser estimados. "Consequentemente, não nos foi possível determinar se havia a necessidade de ajustes ou divulgações em decorrência destes assuntos nas referidas informações contábeis intermediárias", disse a auditoria KMPG. (Valor Econômico – 17.08.2015) 11 Energisa: lucro cai 48,7% no segundo trimestre, mas avança 91,1% no ano O Grupo Energisa fechou o segundo trimestre do ano com um lucro líquido de R$ 48,8 mi, queda de 48,7% quando comparado aos R$ 95,1 mi registrados em igual período em 2014. No entanto, no semestre, o lucro da empresa somou R$ 325,5 mi, resultado 91,1% maior que o registrado nos seis primeiros meses do ano passado. A geração de caixa, medida pelo Ebtida, ficou em R$ 372,4 mi no segundo trimestre de 2015, queda de 1,3% na comparação com igual período do ano anterior. No semestre, a empresa acumula um Ebtida de R$ 1,32 bi, representando um incremento de 162,2% em relação aos primeiros seis meses de 2014 quando atingiu R$ 503,7 mi. A receita líquida do grupo avançou 19,8% no segundo trimestre, totalizando R$ 2,38 bi. No semestre, a receita acumulada foi de R$ 4,8 bi contra R$ 2,67 bi registrados entre janeiro a junho de 2015. A Energisa distribuição encerrou os primeiros seis meses de 2015 com 6.330.768 unidades consumidoras cativas, quantidade 3,6% superior à registrada no fim de junho de 2014. (Agência CanalEnergia - 14.08.2015) 12 Celesc reverte prejuízo e lucra R$ 86,3 mi no primeiro semestre A Celesc reverteu prejuízo de R$ 8,2 mi do primeiro semestre de 2014 e lucrou R$ 86,3 mi em igual período deste ano. No segundo trimestre, contudo, resultado caiu 52,7% para R$ 30,5 mi. O lucro líquido ajustado, levando em conta ativo e passivo regulatórios e excluindo efeitos não recorrentes, registrou queda de 60% no semestre para R$ 68,4 mi. No trimestre, a empresa catarinense teve lucro de R$ 34,8 mi, com que da de 57,6%. A receita bruta da Celesc cresceu 51,5% para R$ 5,661 bi nos seis primeiros meses do ano. No trimestre, a receita aumentou 53,6% para R$ 2,886 bi. A empresa teve receita líquida de R$ 3,280 bi, com alta de 29,6%, de janeiro a junho. A receita líquida no segundo trimestre aumentou 21% para R$ 1,552 bi. O ebtida da empresa teve crescimento de 8,1% no semestre para R$ 124,2 mi. No trimestre, porém, houve queda de 81,5% para R$ 25,4 mi. O ebtida ajustado caiu 68,9% no semestre para R$ 97,1 mi e 76,7% no trimestre para R$ 31,9 mi. Os investimentos da empresa em distribuição e geração chegaram a R$ 204,8 mi nos seis primeiros meses do ano, com alta de 28,8%. No trimestre, a alta ficou em 15,4% para R$ 110,2 mi. O mercado da Celesc Distribuição cresceu 0,6% somando 11.912 GWh. No trimestre a alta ficou em 2,9% para 5.717 GWh. (Agência CanalEnergia - 14.08.2015) 13 Lucro líquido da Cesp cai 72,3% no primeiro semestre O lucro líquido da Cesp caiu 72,3% no primeiro semestre este ano, em relação a igual período anterior, para R$ 369,130 mi . No segundo trimestre, o lucro da geradora paulista caiu 45,9% para R$ 264,975 mi. O ebtida ajustado da empresa recuou 55,6% nos seis primeiros meses do ano para R$ 1,140 bi. No segundo trimestre, o ebtida ajustado teve queda de 48,3% para R$ 565,120 mi. A Cesp registrou receita líquida de R$ 1,527 bi no primeiro semestre, com queda de 47,4% na comparação com o ano anterior. No segundo trimestre, a redução ficou em 40,5% para R$ 748,069 mi. A produção de energia no segundo trimestre caiu 15,1% para 5.947 GWh para atender ao comando do ONS A produção da Cesp foi 26,4% inferior à garantia física no trimestre, sem considerar a sazonalização da energia. (Agência CanalEnergia - 14.08.2015) 14 Equatorial reverte prejuízo e tem lucro de R$ 500 milhões no segundo trimestre A Equatorial reportou um lucro líquido de R$ 500 mi no segundo trimestre de 2015, revertendo as perdas de R$ 185 mi do mesmo período do ano passado. No acumulado do ano a companhia já acumula ganhos de R$ 585 mi ante perdas de R$ 170 mi nos seis primeiros meses de 2014. A Cemar foi a responsável por R$ 83 mi positivos e a Celpa por R$ 451 mi. Já nos indicadores ajustados a primeira teve resultado aumentado para R$ 93 mi e a concessionária paraense levou a ganhos de R$ 65 mi. Segundo a Equatorial, na Celpa, o item que teve mais impacto ficou com o ajuste a valor presente da dívida que pesou em R$ 407 mi negativos. O resultado ebitda consolidado da Equatorial saiu do patamar negativo para o positivo de R$ 231 mi, o que eleva o resultado semestral para R$ 478 mi, nível 440% acima do mesmo período de 2014. O avanço é explicado como o resultado do reconhecimento dos ativos regulatórios. A receita liquida operacional do trimestre avançou 27%, para 1,719 bi. (Agência CanalEnergia - 14.08.2015) 15 Equatorial: aumento de 5% no volume de energia requerida na área de concessão da Cemar O volume de energia requerida na área de concessão da Cemar somou 1.744 GWh no segundo trimestre, aumento de 5% na comparação com o mesmo período do ano passado. O volume de energia vendida pela concessionária maranhense aumentou 5,2% nesse mesmo período, para 1.424 GWh. A base de clientes aumentou 2,6%. No acumulado do ano as vendas totais de energia avançam 5,5%, sendo 5,6% no mercado cativo e em 2,8% no ambiente livre. O destaque de crescimento ficou com o classe comercial, que avançou 6,1% no semestre. A residencial e industrial cresceram 5,5% e 5,6%, respectivamente. Cabe ressaltar que o consumo industrial no ACR nessa região representa cerca de 15% do consumo residencial. As perdas totais de energia nos 12 meses encerrados em junho de 2015 está abaixo da meta da Aneel que é de 19,4%. A Cemar reportou um nível de perdas de 17,7%. Da mesma forma, as perdas comerciais no segmento de baixa tensão ficaram abaixo da meta regulatória, em 12,4% ante um limite de 15,6%. (Agência CanalEnergia - 14.08.2015) 16 Equatorial: vendas na área de concessão da Celpa caíram 5% no trimestre Já as vendas na área de concessão da Celpa caíram 5% no trimestre encerrado em junho, para 1.793 GWh. No acumulado do ano as vendas no ACR recuaram 0,1%. A empresa explica que esse comportamento pode ser atribuído à economia do país e ao aumento das perdas. As vendas totais de energia caíram 0,4% no ano, sendo uma redução de 0,1% no mercado cativo e de 6,9% no ambiente livre. No mercado cativo da Celpa apenas o segmento comercial e outros apresentaram crescimento. O residencial e o industrial recuaram 1,2%, ambos. Já o volume de energia destinado ao mercado livre caiu 6,9%. As perdas totais de energia nos 12 meses encerrados em junho de 2015 voltaram a subir após quase dois anos de melhoria nos indicadores. O resultado reportado no segundo trimestre subiu 1 ponto porcentual, para 31,8% ante uma meta regulatória de 27,1%. As perdas comerciais no mercado de baixa tensão seguiram essa mesma tendência com aumento de quase 3% ante o registrado no primeiro trimestre de 2015, passando de 42,4% para 45,2% ante a meta de 34%. (Agência CanalEnergia - 14.08.2015) 17 Lucro líquido gerencial da CPFL soma R$ 264 milhões no 2º trimestre A CPFL Energia reportou um lucro líquido gerencial de R$ 264 mi no segundo trimestre do ano. Esse valor representa um aumento de 3,5% na comparação com o mesmo período do ano passado. O resultado gerencial, explicou a CPFL, considera os ativos e passivos financeiros regulatórios, que não eram contabilizados no ano passsado, e ainda, desconsidera itens não recorrentes e consolida de forma proporcional os ativos de geração do grupo. A geração de caixa medida pelo Ebitda, também na modelagem gerencial, recuou 2,1% nessa mesma base de comparação, para R$ 884 mi. O impacto negativo foi gerado pelo aumento de 0,1% nas despesas com pessoal, material e serviços. (Agência CanalEnergia - 14.08.2015) 18 Receita líquida da CPFL aumentou 32% no 2o trimestre Nesse período a receita líquida da CPFL, excluindo a de construção, aumentou 32%, para R$ 4,8 bi. Essa elevação deve-se, justamente, à contabilização dos ativos financeiros setoriais, da liquidação das sobras de energia no mercado de curto prazo e do aumento das tarifas de energia das oito distribuidoras do grupo. Em termos de resultado no padrão IFRS, a CPFL apurou um crescimento de 32,7% na receita líquida, passando a R$ 4,9 bi. Já o Ebitda nesse mesmo padrão contábil recuou 10,2%, para R$ 692 mi em decorrência dos impactos negativos do déficit de geração hídrica e despesas com ações judiciais. O lucro liquido do grupo em IFRS teve queda de 37,9%, para R$ 90 mi. O consumo de energia nas áreas de concessão da empresa recuou 2,9% no trimestre, passou de 14.621 GWh para 14.191 GWh. As vendas no mercado cativo recuaram 2,4% e o volume faturado da TUSD para os consumidores livres recuou 4,2%. A demanda da classe comercial aumentou 0,6%, no segmento residencial caiu 1,5% e no industrial 5,4% de redução, consequência da desaceleração da economia brasileira. Os investimentos da empresa no trimestre somaram R$ 382 mi, um aumento de 36,4%em relação ao mesmo período do ano passado. Desse total, R$ 245 mi foram destinado ao segmento de distribuição, R$ 130 mi para geração e R$ 7 mi para comercialização e serviços. (Agência CanalEnergia - 14.08.2015) 19 Copel encerra segundo trimestre de 2015 com lucro de R$ 302 mi A Copel terminou o segundo trimestre de 2015 com lucro líquido de R$ 302 mi, 21,7% maior que o do mesmo período de 2014. A empresa divulgou na última quinta-feira, 13 de agosto, seus resultados financeiros. A receita operacional líquida ficou em R$ 3,9 bi, valor 21,7% superior ao do seguinte trimestre do ano passado. Já o Ebitda que a Copel registrou neste trimestre chegou a R$ 493 mi, 5,7% acima do Ebitda do mesmo período do ano passado. Os investimentos no período recuaram 1,9%, ficando em R$ 535 mi. No semestre, o lucro líquido diminui 7,1% na comparação com o primeiro semestre de 2014, ficando em R$ 772 mi. A receita operacional líquida foi de R$ 8,1 bi, crescendo 32% em relação ao primeiro semestre do ano passado. Já o Ebitda da Copel ficou em R$ 1,32 bi, aumentando 0,2%. No semestre, os investimentos chegaram a R$ 962 mi, diminuindo 3,9 % na comparação com o primeiro semestre do ano passado. Em abril, foram concluídas as obras dos 4 parques eólicos pertencentes ao Complexo Eólico São Miguel do Gostoso I, em que a Copel tem em sociedade com a Voltalia, que está localizado no RN e possui capacidade instalada de 108 MW. Em junho, a Copel inaugurou outros parques dos complexos eólicos que estão em construção no RN, da São Bento Energia e da Copel Brisa Potiguar. (Agência CanalEnergia - 14.08.2015) 20 Copel trabalha em plano de investimento de R$ 500 milhões para setor rural A questão acerca da renovação das concessões de distribuição ainda está em discussão sobre a legalidade de se permitir ou não a extensão dos atuais contratos como deseja o governo. Enquanto esse assunto não chega a uma definição, a Copel estuda reforços de investimentos em áreas onde possui algumas deficiências em relação a índices de qualidade que deverão ser exigidos das concessionárias. Para tanto está elaborando um plano de investimentos de R$ 500 mi para atender o segmento rural e melhorar a qualidade do fornecimento a essa classe de consumidores. O diretor presidente da Copel, Luiz Fernando Vianna, lembrou em teleconferência com analistas e investidores que o contrato de concessão da empresa terminou em 7 de julho e que ainda está em discussão todo o processo de renovação no TCU. A estatal afirmou que está otimista mesmo sem a conclusão da questão da renovação das concessões das distribuidoras no TCU. A empresa destacou que considera consistente a defesa que o governo tem preparado para manter a renovação mediante condições de melhoria da qualidade de fornecimento e do equilíbrio financeiro. A maior preocupação da empresa tem sido em relação aos indicadores. Ainda há discussões acerca das métricas e de uma falta de flexibilidade das metas. E exemplificou que se a empresa está dentro dos limites estabelecidos e um evento climático extremo ocorre, pode impactar os indicadores daquele período e colocar a concessão em risco por conta de apenas um fato isolado. Segundo relatou a empresa, tanto o MME quanto a Aneel estão sensibilizados quanto à rigidez do contrato. (Agência CanalEnergia - 14.08.2015) 21 Copel mantém os aportes em nível pouco menor do que o previsto no início do ano Em termos de investimentos em transmissão a Copel deverá manter os aportes em um nível um pouco menor do que o previsto no início do ano. Nesse ano, a empresa ainda avalia a participação no leilão de transmissão do terceiro circuito que conectará a UHE Teles Pires ao SIN. Segundo Vianna, a empresa ainda não decidiu se entrará na disputa ou com qual sócio em uma SPE. “Essa decisão deverá ser tomada na próxima semana”, resumiu. Já quanto ao leilão de energia de reserva na fonte solar, a Copel já se posicionou em não entrar na disputa. “Vamos esperar o próximo”, concluiu. (Agência CanalEnergia - 14.08.2015) A estatal mineira de energia Cemig encerrou o segundo trimestre com lucro de R$ 534 mi, 28% menor que o valor do mesmo intervalo de 2014. O resultado veio praticamente em linha com a média das projeções de seis casas de análise consultadas pelo Valor - J.P. Morgan, Votorantim, Morgan Stanley, Santander, BofA e BTG Pactual -, que apontava para ganho de R$ 548 mi. A receita líquida cresceu 15%, para R$ 5,39 bi. Os custos avançaram 27%, para R$ 3,89 bi. Com isso, o lucro bruto caiu 8%, para R$ 1,51 bi. As despesas operacionais também tiveram aumento expressivo: subiram 67% frente ante um ano atrás, para R$ 455,5 milhões. (Valor Econômico– 17.08.2015)
Indicadores de Sustentabilidade Econômico-Financeira 1 AES Eletropaulo: plano para recuperação dos indicadores de qualidade A AES Eletropaulo desenvolve um plano para recuperação dos indicadores de qualidade, aumentando o número de podas e investimentos adicionais. De janeiro a junho foram regularizadas mais de 30 mil ligações informais. Sobre o processo movido pela Eletrobras para pagamento do saldo de um empréstimo contratado entre a Eletrobras e a Eletropaulo em 1986 - quando ela ainda era controlada pelo governo de São Paulo - o vice-presidente jurídico da AES Eletropaulo, Pedro Bueno, relatou que o caso aguarda a qualquer momento a publicação de um laudo pericial. Nele vai ter o valor a ser pago e o responsável pela dívida. A Cteep também está envolvida no processo. Ainda segundo Bueno, ele está confiante em um resultado favorável para a empresa, já que ele classifica o caso como sólido, pelo trabalho exaustivo em cima de documentos e números que vem sendo apresentados pela empresa ao longo do processo. Ele disse ainda que caberá recurso ao resultado do laudo e que a decisão final será do juiz e não do perito. (Agência CanalEnergia – 10.08.2015)
Avaliação de Empresas e Previsão de Analistas 1 Fitch afirma rating Nacional de Longo Prazo AA+(bra) da Copel A agência de classificação de risco Fitch Ratings afirmou na última sexta-feira, 21 de agosto, o Rating Nacional de Longo Prazo AA+ (bra) da Copel, da Copel GT e de suas emissões de debêntures. A Perspectiva do rating corporativo é estável. De acordo com a Fitch, os ratings da Copel e da Copel GT continuam amparados pelo sólido perfil financeiro em bases consolidadas, beneficiado pela robusta geração operacional de caixa da empresa. A Copel vem nos últimos anos gradualmente aumentando a alavancagem financeira consolidada em consequência de um programa de investimentos mais intenso, aliado a uma política de maior distribuição de dividendos. Com isso, ela dilui potenciais riscos operacionais. As classificações da Copel e da Copel GT são iguais e refletem o risco consolidado do grupo, tendo em vista a existência de cláusulas de cross-default em algumas de suas dívidas. Ainda de acordo com a Fitch, uma ação de rating positiva é improvável, dada a expectativa de pico de alavancagem em 2015 e 2016. Uma eventual ação de rating negativa pode ser ocasionada pelo enfraquecimento do indicador de cobertura da dívida para um patamar inferior a 2,5 vezes e por uma alavancagem líquida ajustada acima de três vezes de forma sustentada. (Agência CanalEnergia - 24.08.2015) 2 Fitch prevê aumento de alavancagem de empresas O nível de alavancagem (endividamento) das companhias brasileiras ficará em cerca de 3,5 vezes a relação entre a dívida líquida e o Ebitda (sigla em inglês para lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortizações) em 2015, o maior patamar em pelo menos cinco anos. A estimativa é da Fitch Ratings e considera a mediana dos dados das empresas cobertas pela agência de risco. Em 2013 e 2014, o indicador ficou em 3 vezes, patamar já considerado alto. "Com a deterioração da economia, a geração de caixa está menor e o consumo de caixa aumentou porque as despesas financeiras estão maiores diante do dólar e dos juros mais altos", afirma Ricardo Carvalho, diretor sênior de crédito corporativo da Fitch. Fonte da área de atacado de uma instituição estrangeira afirma que algumas operações que previam o pagamento do principal da dívida apenas no vencimento têm sido refinanciadas com prazo mais longo, mas com amortizações periódicas. Em troca de um alívio, os credores têm pedido garantias adicionais para se resguardar - em alguns casos, ativos reais. A Tonon Bioenergia fez, no mês passado, uma operação que reúne algumas dessas características. A empresa sucroalcooleira fez uma troca de bônus seniores que vencem em 2020 por títulos novos e de igual vencimento, mas com "covenants" mais brandos e quase dois anos de pagamento de cupom reduzido. Em paralelo, tomou empréstimo de US$ 70 milhões garantido pelo penhor dos equipamentos industriais das usinas Santa Candida e Vista Alegre e pela hipoteca dessas terras. "É o caso de uma companhia forte, tradicionalmente bem administrada, mas que foi prejudicada pela crise", afirma Felsberg, que assessorou a Tonon. (Valor Econômico – 28.08.2015) 3 Debêntures e fundos são alternativas de investimento para parque de energia brasileiro Para financiar a expansão da capacidade instalada no parque de energia brasileiro serão necessários de R$ 85 bilhões a R$ 90 bilhões, segundo Rafael Noya, diretor de credit markets do Santander. De onde virão esses recursos? Noya acredita que parte será suprida por bancos comerciais, mas no formato de empréstimos de curto prazo. Como os projetos de hidrelétricas maturam em períodos maiores, as fontes de financiamentos de longo prazo serão o BNDES e o mercado de capitais. Nesse sentido, ele vê as debêntures como alternativa, principalmente por conta do incentivo que o BNDES tem oferecido para que decolem. O banco de fomento, além de diminuir de 70% para 50% o teto de financiamento desses projetos, passou a condicionar os recursos à emissão de debêntures. Esse movimento, acredita Noya, fará com que tais ativos de dívida cubram entre 10% a 15% da necessidade dos investimentos em hidrelétricas. Contudo, o sucesso das debêntures está atrelado a "bons projetos, bons ratings e boas histórias para contar no mercado". Leandro Alves, presidente da Infra Asset Management, acredita que a menor participação do BNDES como financiador fará com que os projetos de hidrelétricas demandem parceiros para conduzir os negócios, situação na qual os Fundos de Investimento em Participações (FIPs) ganharão espaço. Como o próprio nome sugere, esses fundos que são uma espécie de private equity - alocam, em suas carteiras, ativos como ações, debêntures, bônus de subscrição ou outros títulos e valores mobiliários conversíveis ou permutáveis em ações de emissão de companhias abertas ou fechadas. "O fundo vira sócio da empresa", resume. Os FIPs para infraestrutura, que inclui hidrelétricas, são muito interessantes do ponto de vista do investidor, segundo Alves. "Quem tem foco no longo prazo, vê o setor de energia com maior estrutura regulatória e com capacidade de atrair recursos." Explica que, pela natureza dos projetos de hidrelétricas, o FIP se expõe a ativos de menor liquidez quando comparados a ações em bolsa. Normalmente os FIPs ingressam como sócios na fase de implantação dos projetos e geralmente deixam a sociedade antes do encerramento dos projetos, por meio da venda da participação para um investidor estratégico. Bruno Constantino, sócio da XP Investimentos, destaca que, além do capital, o FIP leva governança ao projeto. Já como investimento, os FIPs ainda não decolaram. "Mas têm tudo para isso." (Valor Econômico – 28.08.2015) 4 Fitch afirma ratings nacionais de longo prazo da Cteep em AA+ A Fitch afirmou o Rating Nacional de Longo Prazo da Cteep em 'AA+(bra)'. A ação de rating também se aplica à primeira emissão de debêntures da empresa, em circulação no mercado, no montante de R$ 65 mi, com vencimento em 2017. A perspectiva do rating corporativo é estável. De acordo com a Fitch, os ratings da Cteep refletem a sua forte qualidade de crédito, apoiada no baixo risco de negócio do setor de transmissão no Brasil, com fluxo de caixa operacional previsível. A análise também considerou a eficiência da companhia na administração de seu perfil financeiro, após a acentuada redução das receitas, já que a Cteep aceitou a renovação antecipada de sua principal concessão, no início de 2013. A agência considera positivo o uso da compensação recebida pelos ativos não depreciados como pagamento inicial de parte da dívida da transmissora. Os ratings também levam em conta o moderado risco regulatório. (Agência CanalEnergia - 27.08.2015)
Lançamento de debêntures por distribuidoras e divulgação de resultados dos mesmos 1 Aversão ao risco reduz prazo médio das debêntures ao menor patamar desde 2009 A cautela e aversão ao risco que marcam o mercado de capitais doméstico causaram piora na característica das debêntures no que diz respeito a prazos e indexadores. O prazo médio de vencimento das debêntures encolheu ao menor patamar desde 2009, ficando em apenas 3,6 anos em julho de 2015, segundo o boletim de mercado de capitais da Anbima. Em 2012, quando o mercado de debêntures estava bastante aquecido influenciado pelo ciclo de corte da taxa Selic, o prazo médio de vencimento das debêntures atingiu o nível mais elevado desde 2009, de 6,1 anos. A EDP Energias do Brasil, por exemplo, protocolou na semana passada uma emissão de R$ 750 mi de debêntures de quatro séries, sendo duas remuneradas ao CDI com prêmio teto de 1,90% e 2,10% para vencimentos de três e cinco anos, respectivamente. As terceira e quarta séries são incentivadas e remuneradas a partir do IPCA, oferecendo prêmio de 1,50% para a série de seis anos e de 1,75% para a série de nove anos. A crise macroeconômica e política reduziu a pressão da busca dos fundos de pensão por títulos privados e levou as assets a manter um volume maior de grande recursos em caixa. O mercado só tem comprado papéis de excelente crédito e, com a forte competição dos papéis incentivados como letras de crédito do agronegócio e imobiliários, as debêntures de infraestrutura são as com maior chance de emplacar no segundo semestre (O Estado de São Paulo – 10.08.2015) 2 EDP pretende captar até R$ 750 mi com debêntures A EDP lançou nesta segunda-feira, 17 de agosto, o prospecto preliminar para a captação de R$ 750 mi por meio de debêntures simples, não conversíveis em ações e valor unitário de R$ 1 mil cada na data da emissão que para efeitos legais é 15 de setembro. O montante é inicial e será dividido em 750 mil debêntures, sem considerar as suplementares e as adicionais. Todos os papeis são nominativas, escriturais e serão emitidas em até quatro séries, sendo que qualquer uma das séries poderá não ser emitida conforme o procedimento de bookbuilding. O volume de debêntures suplementares equivale a 15% do total, ou seja, 112.500 unidades, que podem ser utilizadas para atender a um eventual excesso de demanda. As debêntures adicionais podem chegar a 20% do montante inicial, ou seja, até 150 mil unidades, que poderão ser alocadas em cada uma das séries. De acordo com o prospecto preliminar da EDP, publicado no site da CVM, na remuneração da primeira série incidirão juros remuneratórios correspondentes a 100% da DI e ano bases de 252 dias uteis acrescida de um spread máximo de 1,9% ao ano. Para a segunda série o spread máximo aumenta para 2,1%. Para a terceira série, a remuneração consiste na incidência de juros correspondentes à taxa interna de retorno do Tesouro IPCA, com vencimento em 2022, acrescidas de spread máximo de 1,4% ao ano ou a uma taxa máxima de 7,7% ao ano, a maior entre as duas. Na quarta série a remuneração é a taxa interna de retorno do Tesouro com vencimento em 2014 mais spread máximo de 1,65% ano ano, ou uma taxa máxima de 7,95%, sendo que será considerada a maior entre as duas. (Agência CanalEnergia – 17.08.2015) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
|
