l IFE: nš 16 - Novembro de 2016 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 Elétricas devem ter resultados estáveis Apesar da demanda por energia elétrica ainda não ter se recuperado, as companhias do setor devem reportar resultados estáveis no terceiro trimestre do ano, refletindo a melhora do cenário hidrológico na comparação com o mesmo período de 2015. A recuperação do PLD em relação ao início do ano também deve ajudar os resultados, tanto das geradoras com capacidade descontratada quanto das distribuidoras que ainda são afetadas pela sobrecontratação de energia. Segundo o Itaú BBA, os dados operacionais da maior parte das companhias do setor devem vir estáveis no trimestre, sem grandes reflexos nos preços das ações, que tiveram valorização intensa nos últimos meses devido ao cenário de expectativa de operações de fusões e aquisições. As projeções dos bancos Itaú BBA, BTG Pactual, Santander, Morgan Stanley e JP Morgan aponta uma expectativa de resultados mistos nas principais companhias integradas do setor com praticamente estabilidade no faturamento na comparação anual. No caso das que atuam apenas - ou principalmente - em distribuição, as previsões variam. Para a Eletropaulo, que ainda sofre com uma sobrecontratação significativa, além do aumento da inadimplência e da redução da demanda dos consumidores, a média das previsões indicam um prejuízo líquido de R$ 38 mi, ante o prejuízo de R$ 5 mi apurado no terceiro trimestre do ano passado. A receita líquida, por sua vez, deve cair 26,6%, para R$ 2,5 bi. A Light é outra que deve ter os resultados ruins no trimestre, também por conta da redução na demanda, além das perdas por furto de energia. As estimativas dos analistas apontam queda de 16,3% no lucro, para R$ 32 mi, enquanto a receita permanecerá praticamente estável, com alta de 2%, para R$ 2,2 bi. (Valor Econômico – 01.11.2016) 2 Equatorial: demanda nas áreas de concessão continua alta Apesar da demanda por energia elétrica ainda não ter se recuperado, as companhias do setor devem reportar resultados estáveis no terceiro trimestre do ano, refletindo a melhora do cenário hidrológico na comparação com o mesmo período de 2015. No caso das que atuam apenas - ou principalmente - em distribuição, as previsões variam. Entre as distribuidoras de energia, a Equatorial é a principal exceção. A demanda nas áreas de concessão da companhia continua em alta, justificando a projeção de lucro de R$ 189 mi. A demanda baixa por energia deve pressionar os resultados de distribuição das companhias integradas, como é o caso da Copel. A estatal, que divulgou os dados operacionais na semana passada, apurou queda de 9% nas vendas de energia para o mercado cativo no terceiro trimestre. Apesar do cenário ruim em distribuição, a companhia deve ter resultados melhores nas vendas de energia no mercado de curto prazo, segundo o Morgan Stanley. A média das projeções de analistas indica uma receita praticamente estável, de R$ 3,2 bi, mas o lucro deve mais que dobrar, saindo de R$ 91 mi para R$ 258 mi. No terceiro trimestre do ano passado, os resultados da Copel foram fortemente pressionados pelo segmento de distribuição, que teve prejuízo devido à queda na demanda e aumento de inadimplência. No caso da Cemig, o cenário é parecido. Analistas esperam melhora no resultado, devido ao desempenho do segmento de geração e transmissão, devido à venda de energia descontratada no mercado de curto prazo. Analistas apontam queda de 3,2% na receita, para R$ 4,6 bi, e alta de 50% no lucro, para R$ 251 mi. Outra companhia integrada do setor, a EDP Energias do Brasil reportou os resultados ontem. A receita líquida caiu 1,6% no trimestre, para R$ 2,382 bilhões, refletindo a queda da demanda em distribuição, mas o lucro cresceu quatro vezes, para R$ 230,8 mi, refletindo fatores não recorrentes. (Valor Econômico – 01.11.2016) 3 Minoritários da Eletrobrás votam contra venda da Celg D O representante dos minoritários no conselho de administração da Eletrobrás, Marcelo Gasparino, votou contra a venda do controle da Celg D em leilão de privatização, conforme ata da assembleia que aprovou a alienação, realizada em 24 de outubro e arquivada na CVM. Em seu voto, Gasparino afirma que a Eletrobras sabia da inviabilidade financeira das distribuidoras que assumiu, tendo contratado consultorias como Roland Berger, Santander, Acenture e Ernst Young para assessorá-la na alienação de participações acionárias. Em dezembro de 2013, o então diretor-presidente teria assegurado que a companhia iria promover a venda das participações nas concessionárias de distribuição de energia controladas pela Eletrobras. O conselheiro questiona então por que a administração da estatal não propôs as alienações em 2014 e 2015. O conselheiro também pergunta se, no âmbito das investigações sofridas e promovidas pela companhia, foram identificadas irregularidades nas sete distribuidoras controladas pela Eletrobrás. Segundo ele, como as informações solicitadas não poderiam ser prestadas na assembleia e pelo fato de que a administração não esclareceu exaustivamente por que propôs a redução em um terço do valor pretendido para o leilão de privatização, optou por apresentar voto contrário à matéria. O valor mínimo para venda da Celg D havia sido fixado em cerca de R$ 2,8 bi para leilão realizado em agosto, que fracassou devido à ausência de interessados. Um novo certame foi marcado para 30 de novembro, com novo preço mínimo de R$ 1,7 bi. Dividendos Já a Geração Futuro L. Par Fundo de Investimento em Ações, do empresário Lirio Parisotto, aprovou a venda do controle da Celg D, condicionado a que os recursos decorrentes do negócio fossem utilizados para pagamento dos dividendos mínimos dos acionistas preferenciais. Segundo o fundo, caso a Eletrobrás não regularize a “inadimplência” com seus acionistas preferencialistas, seus administradores poderão ser responsabilizados e seu acionista controlador compelido a assumir os prejuízos financeiros que a companhia vem sofrendo, decorrentes das fraudes praticadas pelos administradores escolhidos pelo controlador, conforme apontado em investigações no Brasil e no exterior. (Valor Econômico – 31.10.2016) 4 CPFL prevê R$ 1 bi para modernizar rede elétrica da AES Sul 5 Light fecha exclusividade com a EDF para venda de participação na usina Itaocara A Light firmou compromisso de exclusividade com a EDF para venda da participação acionária de 51% na hidrelétrica Itaocara (150 MW – RJ/MG). A concessionária recebeu oferta da EDF ainda no dia 20/9 e fechou o acordo na última sexta-feira (28/10). A EDF é dona da usina térmica Norte Fluminense, também localizada no Estado do Rio de Janeiro e no passado já foi controladora da Light. A francesa vinha se dedicando à expandir sua atuação no segmento de geração. A empresa posui participação em Sinop e recentemente anunciou compra de projetos de energia renovável. A usina é detida pela Light indiretamente por meio da sua subsidiária integral Itaocara Energia. Segundo comunicado da companhia, a decisão vai de acordo com a postura de “reavaliação de alternativas estratégicas para seus ativos não operacionais e não relacionados às suas atividades principais”. A transação ainda está sujeita a aprovações regulatórias e demais condições necessárias para fechamento. (Agência Brasil Energia – 31.10.2016) 6 PDI da Celesc-D vai custar R$ 16 mi A Celesc informou em comunicado ao mercado nesta sexta-feira, 28 de outubro, que o Plano de Desligamento Incentivado proposto aos funcionários da distribuidora teve o orçamento aprovado e homologou 61 inscrições a um custo estimado de R$ 16 mi. O valor será reconhecido no resultado do quarto trimestre de 2016. Os desligamentos dos funcionários ocorrerão em dezembro de 2016 e o prazo médio de pagamento vai ser de 29 meses. De acordo com o comunicado, o Plano faz parte da estratégia da Celesc para adequação de seus custos operacionais e otimização dos processos, de maneira que seja estabelecido um equilíbrio da força de trabalho da concessionária, com a aplicação contínua de medidas de eficiência operacional que atendam aos requisitos de qualidade do serviço e mantenham a gestão econômico-financeira para o período 2017-2020, como previsto no contrato de concessão. (Agência CanalEnergia – 31.10.2016) 7 Economista José Tadiello será o novo presidente da RGE Sul, antiga AES Sul A AES Sul, que agora passa a se chamar RGE Sul, terá uma nova diretoria após a conclusão da aquisição pela CPFL Energia. O conselho de administração da companha aprovou, por unanimidade, a eleição do economista José Carlos Saciloto Tadiello como novo diretor presidente da RGE Sul, cujo mandato terá duração de dois anos, segundo comunicado enviado à CVM. O administrador Gustavo Estella ocupará o cargo de diretor Financeiro e de Relações com Investidores; o engenheiro Wagner Luiz Schneider de Freitas foi eleito para a cadeira de diretor Administrativo; o engenheiro Hélio Puttini Junior é o novo diretor de Assuntos Regulatórios; o engenheiro Roberto Sartori ocupará a cadeira de diretor de Gestão de Energia; enquanto o engenheiro Thiago Freire Guth será o novo diretor de Distribuição.A CPFL Energia concluiu a compra da distribuidora gaúcha AES Sul na última segunda-feira, 31 de agosto. Pelos termos da operação, a CPFL Energia irá pagar R$ 1,7 bi à The AES Corp. pela compra da AES Sul e assumirá R$ 1,1 bi em dívidas da concessionária, de modo que o valor final do negócio é de R$ 2,8 bi. A concessionária gaúcha atende 1,3 milhão de clientes em 118 municípios, registrando, em 2015, volume de vendas de 9 mil GWh e R$ 3,02 bilhões em receita líquida. O market share é de 1,9% do mercado nacional. A AES Sul faz fronteira com a outra distribuidora do Grupo no Rio Grande do Sul, a RGE. (Agência CanalEnergia – 01.11.2016) 8 Equatorial e Abengoa 9 AES Tietê Energia vê preços em elevação para 2018 A AES Tietê Energia estima que os preços do mercado livre para o ano que vem deverão ficar no patamar superior de projeção de valores que é de uma faixa de R$ 140 a R$ 170/MWh no longo prazo. A empresa ressaltou por três vezes essa projeção ao destacar que os fatores de incertezas que se apresentam hoje ao mercado baseiam essa avaliação. A hidrologia abaixo da média desde março deste ano no SIN, a revisão da carga realizada em setembro, incerteza sobre a ocorrência do La Niña e as mudanças nos parâmetros que serão utilizados no modelo de aversão ao risco são os itens que podem pressionar o preço. Tanto é assim que o vice presidente de Comercialização, Ricardo Cyrino, reportou que esses fatores têm trazido baixa liquidez a mercado. “Esse trimestre temos uma liquidez mais baixa por busca de novos contratos em decorrência da incerteza acerca dos preços no mercado para o futuro. As variáveis são muitas, têm pressionado o preço e consequentemente levado à redução de liquidez”, comentou ele. Mas, para Julian Nebreda, presidente do grupo AES Brasil, isso é questão de o mercado se acostumar ao novo patamar que virá, para ele esse fator deverá durar o tempo até o mercado se adequar aos valores. De acordo com os dados da empresa referente ao terceiro trimestre de 2016, há 147 MW médios disponíveis para venda no portfólio da companhia. Isso já considerando os 5% de margem que a geradora deixa em aberto para absorver o GSF do período. No total a empresa tem 88% de sua energia assegurada contratada. Em 2018 o indicador é de 72% sendo que há 346 MW médios para negociação, em 2019 esse nível de energia contratada cai a 39% e em 2020 há 27% já vendida. (Agência CanalEnergia – 04.11.2016) 10 AES Eletropaulo revisou estimativa de sobrecontratação para 111,6% 11 Equatorial Transmissão prevê antecipação média de doze meses para lotes arrematados A Equatorial Transmissão pretende antecipar em média de doze meses o início da operação dos lotes que ela arrematou no certame. O diretor de relações com investidores da empresa, Eduardo Haiama, disse que alguns lotes poderão começar a operar um pouco antes desse prazo e outros um pouco depois. Os lotes arrematados pela Equatorial estão nos estados do Pará, Bahia e Minas Gerais. A antecipação vai permitir o recebimento da receita antes do prazo. Porém ela vai exigir um acompanhamento ideal das etapas da execução das obras da LTs, uma vez que para o início de operação de alguns dos projetos, a condição é que outros lotes já estejam operando e nem todos são da Equatorial. A Equatorial venceu os lotes 8, 9, 12, 14,15, 16 e 23. Os lotes 9 e 14, são condicionantes, mas o lote 12 depende da entrada do lote 10, que ficou com o Consórcio Sertanejo. O executivo também anunciou que a Andrade Gutierrez e a Elecnor foram contratadas como as epecistas principais na implantação das linhas de transmissão. Ele lembrou que apesar da transmissão ser um ramo de atuação novo para a Equatorial, ela tem expertise no acompanhamento da execução de obras de rede de distribuição, como as que foram desencadeadas pelo Projeto Luz para Todos no Maranhão, estado em que ela atua por meio da Cemar. A Equatorial Transmissão vai construir 2.150 km em linhas. A previsão de investimentos é de R$ 3,9 bi. Desse total, cerca de 20% a 25% será investido até 2018. Em 2019, o percentual sobe para até 60% e em 2020 ele fica ente 15% e 30%. Em 2021 não haveria desembolso devido a antecipação. O modelo de financiamento ainda não está totalmente definido. O êxito no leilão de LTs não retirou o fôlego do grupo aquisições na área de distribuição. O leilão da Celg (GO) e das outras distribuidoras da Eletrobras ainda está o radar da Equatorial. Ainda não há uma decisão sobre a participação da Equatorial Transmissão no próximo leilão. Embora tenha aparecido sozinha no último certame, existe a possibilidade de formação de parcerias para os próximos leilões. Para Haiama, um acerto só acontecerá após avaliações serem feitas caso a caso. (Agência CanalEnergia – 04.11.2016) 12 Eletrobras não vai mais entrar em projetos com TIR patriótica, avisa MME O ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, reafirmou seu compromisso em recuperar a capacidade financeira da maior empresa de energia elétrica do país e disse que, na sua gestão, a Eletrobras não participará mais de empreendimentos cuja taxa interna de retorno não agregue valor para companhia. Nos últimos anos, a empresa entrou em projetos para salvar leilões do fracasso em detrimento do lucro para os investidores. Durante seu primeiro pronunciamento em seu estado natal como ministro, Coelho lembrou que quando chegou ao governo, em maio, encontrou a Eletrobras com um valor de mercado menor do que a dívida que suas subsidiárias de distribuição têm com a BR Distribuidora, da Petrobras, e que passados seis meses de sua gestão, a empresa que mais se valorizou na bolsa foi justamente a Eletrobras, mostrando que o mercado voltou a confiar nas empresas públicas brasileiras. "Estamos num esforço muito grande de poder restabelecer a lógica econômica dentro da Eletrobras. A Eletrobras não vai mais entrar em projetos com TIR patriótica, como a gente chama dentro do ministério. Ela vai perseguir o lucro e ser indutora de desenvolvimento. A gente vê que esses sinais começam a ser correspondidos e reconhecidos no mercado", disse Coelho em pronunciamento no Fórum Pernambuco e o Setor Elétrico Nacional, em Cabo de Santo Agostinho. A Petrobras e sua subsidiária BR Distribuidora fornecem gás natural e óleo para termelétricas no Norte do país, mas a Eletrobras e suas unidades de distribuição de energia que atuam na região têm atrasado pagamentos referente ao fornecimento do combustível, situação que ficou mais crítica em 2014. A dívida da Eletrobras com a petroleira fechou o ano de 2015 em R$ 9,9 bi, segundo informações mais recentes da Petrobras. A Eletrobras vem negociando formas de quitar essa dívida. (Agência CanalEnergia – 04.11.2016) 13 CPFL Energia concluiu projeto P&D em 100 residências de Campinas A CPFL Energia concluiu a instalação de placas solares em 100 residências no bairro de Barão Geraldo, em Campinas (SP). A iniciativa faz parte do projeto de P&D Telhados Solares, cujo objetivos são avaliar os impactos da microgeração nas redes elétricas das distribuidoras e preparar o Grupo CPFL para a expansão comercial da geração distribuída solar no Brasil. Com investimento de R$ 14,8 mi e previsto para ser concluído em novembro de 2017, o projeto Telhados Solares contempla a instalação de placas fotovoltaicas em 231 consumidores. A expectativa é que este número seja ainda alcançado em dezembro deste ano, dando início à etapa dos estudos técnicos da pesquisa. Para execução do projeto de P&D, a Diretoria de Estratégia e Inovação da CPFL Energia selecionou um trecho da rede elétrica da CPFL Paulista em Barão Geraldo que atende a aproximadamente 5 mil clientes. Por conta das suas características técnicas, essa parte do sistema foi considerada ideal para a realização dos testes de inserção de um número expressivo de usinas de geração distribuição na rede. “A intenção do projeto é estudar o impacto da inserção massiva de geração solar distribuída na qualidade do fornecimento de energia para os demais clientes que não possuem os painéis solares”, explica o diretor de Estratégia e Inovação da CPFL Energia, Rafael Lazzaretti. As placas solares terão capacidade de 850 kWp, volume suficiente para gerar 20% do consumo de energia dos 5 mil clientes do ramal. Além de estudar os impactos da inserção massiva da microgeração na rede elétrica, o projeto Telhados Solares também permitirá que a CPFL desenvolva conhecimento técnico para atuar como prestadora do serviço de instalação e operação dos painéis solares para os seus clientes. Tanto que a colocação das placas fotovoltaicas ficou a cargo da CPFL GD, empresa do Grupo voltada para atua no mercado de geração solar distribuída. (Agência CanalEnergia – 04.11.2016) 14 Eletrosul promove leilão de energia convencional dia 8 A Eletrosul vai promover na próxima terça-feira, 8 de novembro, às 11 horas, leilão de venda de energia convencional, com período de fornecimento de 1º de janeiro a 31 de dezembro de 2017. (Agência CanalEnergia – 07.11.2016) 15 AES Eletropaulo diz ter havido intervencionismo brutal recente na área O presidente do conselho de administração da AES Eletropaulo, Britaldo Soares, disse que o setor elétrico viveu recentemente um período de “intervencionismo brutal”. Ele mencionou os efeitos da polêmica MP 579, de 2012, que forçou uma redução das tarifas de energia elétrica por meio da renovação antecipada das concessões de geração e distribuição. O executivo considera que os efeitos negativos da decisão do governo foram além das fronteiras do setor elétrico, prejudicando outros segmentos da economia brasileira. “Segurança jurídica e regulatória se constrói num esforço de dia a dia, mas basta uma MP errada para destruir tudo”, disse. Soares participou de debate sobre segurança jurídica no setor de infraestrutura no seminário Infraestrutura e desenvolvimento do Brasil, promovido pelo Valor, com patrocínio da CNI e apoio do Banco de Desenvolvimento da América Latina (CAF). O presidente do conselho de administração da AES Eletropaulo afirmou que o setor elétrico vivia um momento positivo em 2004, com cenário de estabilidade das regras. Ele ressaltou que é necessário haver diálogo constante com o setor para não ter surpresa. “Migramos para um cenário de baixo diálogo ou diálogo nenhum”, afirmou. Para Soares, a MP¬579 transferiu para tarifa de energia elétrica custos da ordem de R$ 70 bi que seriam do Tesouro Nacional. Durante o debate, ele classificou como positiva a aprovação da Lei Geral das Agências, projeto de lei apoiado pelo governo que está em discussão no Senado. (Valor Econômico – 08.11.2016) 16 Decisão libera ICMS sobre sistema de tarifas de energia Uma sentença da Justiça do Rio de Janeiro permitiu que uma companhia excluísse da cobrança do ICMS o acréscimo decorrente da adoção do Sistema de Bandeiras Tarifárias de energia elétrica. O magistrado ainda condenou o Estado do Rio de Janeiro a devolver todos os valores já pagos pela empresa. Da decisão cabe recurso. A partir de 2015, as contas de energia passaram a adotar o Sistema de Bandeiras Tarifárias, com as cores verde, amarela e vermelha, que indicam o custo da energia, em função das condições de geração de eletricidade. Na bandeira vermelha, patamar com condições mais elevadas de geração, a tarifa sofreu acréscimo de R$ 3 a R$ 4,50 para cada kWh consumido por empresas. Na bandeira amarela, a tarifa aumenta R$ 1,50 para cada kWh. O advogado que representa a empresa, Rafael Capaz Goulart, do Abreu Faria, Goulart & Santos Advogados, alegou no processo que a discussão se assemelha a outras já pacificadas no STJ que tratam de energia elétrica. Nas decisões, a Corte entendeu que a tributação de ICMS se dá pelo seu consumo efetivo. O magistrado ainda entendeu que o contribuinte tem direito à restituição do que foi recolhido a mais nos últimos cinco anos. Especialista em direito tributário, o advogado Eduardo Kiralyhegy, do Negreiro, Medeiros & Kiralyhegy Advogados, afirma que as novas ações contra a cobrança do ICMS sobre as bandeiras tarifárias têm grande chances de prosperar porque o STJ já tem o entendimento consolidado de que o imposto só incide sobre o consumo. Procurada pelo Valor, a Procuradoria¬ Geral do Estado do Rio de Janeiro não retornou até o fechamento da reportagem. (Valor Econômico – 09.11.2016) 17 Aumento do ICMS pode ter efeito contrário no médio e longo prazos, alerta ministro O ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, afirmou em Curitiba que a decisão dos governadores de aumentar as alíquotas do ICMS para resolver a crise financeira dos estados pode representar alívio imediato, mas, a médio e longo prazos, terá um efeito completamente contrário ao planejado. Com a ressalva de que não estava “entrando no mérito, pela situação fiscal momentânea do estado A, B ou C”, Coelho Filho citou o exemplo do Rio de Janeiro, onde as distribuidoras de energia operam em áreas de difícil acesso, têm perdas que já elevam o custo da tarifa ao consumidor e terão um peso ainda maior do imposto, caso o aumento proposto na semana passada seja aprovado pelo Legislativo. Uma das medidas enviadas na semana passada à assembleia do Rio pelo governador Luiz Fernando Pezão é o projeto de lei que aumenta o ICMS para diversos setores, entre eles o de energia elétrica, onde a alíquota do consumidor residencial acima de 200 kWh vai passar de 25% para 29%. O ministro disse que entende as dificuldades de muitos estados brasileiros, mas lembrou que o Rio já fez movimento semelhante na indústria de óleo e gás. Ele destacou que o ministério está dedicado a atuar para garantir evitar novos custos para o setor onde o governo tem ingerência direta. Voltou a dizer que é preciso aprimorar a política de subsídios, que é importante, mas não pode ser infinita, porque tem se tornado um peso muito grande para o consumidor brasileiro. Questionado sobre possíveis vetos a dois pontos polêmicos do projeto da MP 735, o que prevê o perdão a geradoras com obras em atraso e o que cria incentivos para a modernização das usinas termelétricas a carvão, Coelho Filho destacou que há muitos outros pontos em analise e que a Eletrobrás seria uma das mais interessadas na primeira proposta. Mas frisou que isso daria um sinal economicamente trocado, em um momento de consolidação para a retomada de crescimento do país e de respeito aos contratos que foram firmados. Sobre o programa do carvão, que tende a aumentar os subsídios no longo prazo, Coelho confirmou mais uma vez que a decisão será política e caberá ao presidente Michel Temer e à Casa Civil. (Agência CanalEnergia – 08.11.2016) O conselho de administração da Light aprovou ontem a contratação de financiamentos de até R$ 655 mi. Foi aprovada a contratação de operação financeira de até R$ 180 mi, através da emissão de Cédula de Crédito Bancário, para rolagem das duas últimas parcelas vincendas de CCB do Bradesco. Também foi aprovada a contratação de empréstimo de R$ 474,7 mi com o BNDES, para financiamento do plano de investimentos da Light Sesa na atividade de distribuição de energia, no biênio 2015¬-2016. (Valor Econômico – 09.11.2016) 19 Enel confirma que está de olho na Celg e vê disputa pelo ativo Um dos maiores players de energia e gás no mundo, a Enel confirmou que está avaliando a compra da concessionária goiana Celg, embora a companhia ainda não tenha decidido se vai ou não entrar na disputa pelo ativo no leilão marcado para 30 de novembro. "O Grupo Enel tem muita experiência no mundo todo, realmente [é um ativo que] vale a pena ser estudado. Nós estamos estudando, mas não decidimos se vamos entrar ou não", disse Mário Santos, presidente do Conselho de Administração da Enel Brasil. "É um mercado que, enquanto o resto do país sofreu recessão, a concessão da Celg continua positiva. Tem um potencial muito grande, sobretudo da agroindústria. É um mercado que tem claramente perspectiva de crescimento. O nível de perdas é razoável, está em 12% e 13%, o que é uma oportunidade de se fazer upside na relação de perdas. A qualidade realmente é um desafio, mas com as novas curvas da medida provisória, você tem uma curva mais suave, não exige um investimento de imediato. Com todo esse conjunto de parâmetros, se acredita que realmente é uma empresa que atrai para você avaliar." O valor pedido pelo ativo, disse Santos, se tornou mais agradável ao paladar dos investidores. O Grupo Enel tem forte atuação na Europa e na América Latina. Presente em cinco continentes e com operações em mais de 30 países, possui quase 89 GW de capacidade instalada e uma rede de distribuição de eletricidade e gás de aproximadamente 1,9 milhão km. Em 2014, a Enel apurou cerca de 76 bilhões de euros de faturamento, um ebitda de 15,7 bilhões de euros e resultado líquido na casa dos 3 bilhões de euros. Suas operações abrangem uma rede diversificada de centrais de energia, que engloba de usinas hidrelétricas, termelétricas, nucleares, geotérmicas, eólicas e fotovoltaicas. No setor de distribuição da América Latina, o grupo está presente nos estados brasileiros do Ceará (Coelce) e do Rio de Janeiro (Ampla) e em quatro das maiores cidades da América do Sul: Bogotá (Colômbia), Buenos Aires (Argentina), Santiago do Chile e Lima (Peru). Segundo Mário Santos, a Enel está comprometida com o Brasil e tem capacidade econômica para seguir crescendo no país. "A Enel acredita no país, confia e estuda oportunidades de maneira positiva." (Agência CanalEnergia – 08.11.2016) 20 Enel Distribuição Rio investe para melhorar qualidade no fornecimento de energia Com investimentos de R$ 513 mi realizados até setembro deste ano, a Enel Distribuição Rio (RJ), novo nome da Ampla, trabalha para melhorar a qualidade no fornecimento de energia. A distribuidora tem um dos mais altos índices de perdas do país e luta para reduzi-los. Em coletiva para jornalistas nesta terça-feira, 8 de novembro, e que anunciou a mudança de nome, a empresa revelou que o seu DEC já melhorou 14% no acumulado do ano até outubro e 13% nos últimos doze meses do ano. "Os investimentos dos próximos anos vão ser pesados", afirma o presidente da Enel no Brasil, Carlo Zorzoli. De acordo com Zorzoli, já foi dado início a um plano de ação na ex-Ampla que envolve etapas como o aumento das atividades de manutenção e poda de árvores, um investimento relevante em telecontrole, para diminuir o tempo de solução das ocorrências e uma última etapa, considerada mais radical, de investimentos pesados em soluções inovadoras estruturais da rede. Um dos investimentos prometidos é uma inovação trazida da Itália, país de origem da Enel. São os centros satélites, similares a subestações. Eles permitem reduzir os quilômetros médios das linhas de média tensão, de modo que quando houver uma falha em uma linha muito longa, muitos consumidores ficam sem energia. Com os centros, que ficarão em lugares estratégicos da rede, quando houver uma falha, menos clientes serão afetados. Os equipamentos serão controlados a distância. Os centros aumentam a quantidade dos alimentadores disponíveis, melhorando o fornecimento de energia. Serão onze instalações desse tipo no estado do Rio de Janeiro. "É uma extensão remota de uma subestação. Tem o mesmo efeito, sem todos os custos", conta o presidente da concessionária. Zorzoli promete ainda a inspeção feita por helicópteros. Na cidade de Niterói, uma das maiores da área de concessão, a distribuidora enfrenta uma Comissão Parlamentar de Inquérito devido aos serviços prestados. Lá o DEC já apresentou melhora esse ano. O executivo admite que os índices no Rio de Janeiro não são bons, mas promete dias melhores e lembra que serão necessários alguns anos para que se obtenha resultados significativos. "Temos um plano de ação e investimentos para reduzir em 50% a duração das interrupções", aponta. (Agência CanalEnergia – 08.11.2016) 21 EDP Escelsa comemora a marca de 1,5 milhão de clientes atendidos no Espírito Santo A EDP Escelsa está comemorando a marca de mais de 1,5 milhão de clientes atendidos pela companhia na sua área de concessão. Ao longo dos últimos anos, a concessionária realizou obras para a implementação de importantes projetos no estado. Desde 2014, mais de R$ 500 mi foram investidos em ampliação, modernização e manutenção da rede. "Ter 1,5 milhão de clientes é uma grande honra, mas também uma enorme responsabilidade. Por isso, a EDP Brasil está atenta às necessidades dos clientes e antecipa-se ao crescimento do estado capixaba, promovendo investimentos contínuos em melhorias na rede e no atendimento", afirma Agostinho Gonçalves Barreira, Diretor Geral da Distribuição do Espírito Santo. Apenas nas subestações de Aracruz, São Mateus, Serra, Iúna, Muniz Freire e Castelo foram destinados cerca de R$ 30 mi para aumentar a capacidade instalada do sistema e atender à expansão da demanda por energia. Em 2015 a EDP também desembolsou mais R$ 8,7 mi para a renovação da frota de veículos operacionais, e R$ 1 mi para a compra de equipamentos de última geração, essenciais para trazer mais tecnologia às operações de manutenção nas subestações, inspeção dos transformadores de potência, entre outras atividades. Com a expansão da rede de clientes, a companhia ampliou também os seus canais de comunicação com o consumidor. Além de disponibilizar as lojas de atendimento presencial, a Agência Virtual e o atendimento telefônico, a empresa lançou recentemente o serviço de SMS, novo canal voltado a solicitações e comunicados de falta de energia. Soma-se a isso o trabalho realizado por meio dos programas de eficiência energética como o Agentes da Boa Energia, o Boa Energia Solar e Boa Energia nas Escolas, com foco na conscientização da população acerca do uso consciente da energia elétrica e preservação dos recursos naturais, além dos Bancos Comunitários, com o apoio do Instituto EDP. Nos últimos cinco anos, a concessionária investiu R$ 42,4 mi em projetos que incluíram instalação de painéis solares, distribuição de lâmpadas e substituição de eletrodomésticos obsoletos por novos e mais eficientes. (Agência CanalEnergia – 08.11.2016) 22 Programa de modernização da MP 735 deve aumentar investimento anual das distribuidoras em R$ 6 bi O programa de modernização das redes de distribuição previsto no projeto de conversão da MP 735 deve aumentar em R$ 6 bi o investimento anual das empresas do setor, segundo estimativa da Abradee. Esse valor adicional corresponde à metade dos cerca de R$ 12 bi aplicados anualmente pelas concessionárias. O projeto ainda não foi sancionado pelo presidente Michel Temer, mas a expectativa no mercado é de que a emenda que incluiu a proposta do programa Inova Rede no texto da MP seja preservada. O presidente da Abradee, Nelson Leite, lembra que a proposta permite remuneração adicional para os empreendimentos que ultrapassarem a cota de reintegração regulatória o que torna mais fácil a captação de financiamento pelas empresas. Para o executivo, o programa de modernização permite maior autonomia às distribuidoras e dá um sinal econômico adequado para que elas operem de forma eficiente, em um ambiente que se tornou mais desafiador para as empresas. A ampliação dos investimentos nos próximos cinco anos será obrigatória para as concessionárias que renovaram os contratos de concessão no ano passado. Elas terão que atingir metas de melhoria de qualidade e de gestão e, nesse sentido, a renovação da rede é importante para o cumprimento dos compromissos assumidos, admite Leite. “Acho que cada uma vai implantar o programa de acordo com suas necessidades”, afirma. Além do acesso a financiamento, as distribuidoras esperam uma solução que reduza a sobrecontratação de energia resultante da redução no número de clientes cativos. “Nós acreditamos que ela tenha condição de ser resolvida se houver o reconhecimento como exposição involuntária do resultado da migração dos 4.200 consumidores esse ano para o mercado livre”, afirma Leite. Ele acredita assim seria possível chegar ao fim de 2016 com um nível de contratação de energia abaixo do limite reconhecido na tarifa, que é de 105%. Os pedidos de migração representam esse ano 1.150 MW médios de energia, de uma sobra total estimada em 3.700 MW médios. As concessionárias conseguiram reduzir 100 MW médios em acordos bilaterais com geradores e 1.050 MW médios nas três rodadas do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova. (Agência CanalEnergia – 09.11.2016) A Eletrobras informou ontem à noite que negocia com a União aporte de R$ 900 mi como Adiantamento para Futuro Aumento de Capital. "Os referidos recursos têm por objetivo viabilizar a execução do Plano Diretor de Negócios e Gestão para o período de 2017 a 2021, previsto para ser divulgado ao mercado no dia 11 de novembro de 2016, incluindo a realização de Plano de Aposentadoria Incentivada", diz o comunicado da empresa. Em outro comunicado, a companhia informou que o seu conselho de administração aprovou o novo plano diretor de negócios e gestão. (Valor Econômico – 10.11.2016) 24 Light aprova captação de R$ 655 mi Em reunião do conselho de administração a Light aprovou os termos de rolagem da dívida de R$ 180 mi que ainda tem com o Bradesco. O montante será captado por meio de contratação de operação financeira que levará à emissão de cédulas de crédito bancário. Ainda restam duas parcelas a serem pagas. E houve ainda a aprovação para a obtenção de R$ 474,7 mi junto ao BNDES. Esses recursos serão utilizados para financiar o plano de investimentos em distribuição no biênio 2015 e 2016. (Agência CanalEnergia – 09.11.2016) 25 AES Eletropaulo: Investimento em smart grid desde 2013 A AES Eletropaulo tem realizado projetos de P&D em smart grid há sete anos. A empresa investiu R$ 75 milhões em seu projeto SmartGrid, em curso desde 2013 em Barueri, na região metropolitana de São Paulo, e prevê a instalação de 62 medidores inteligentes no município, envolvendo uma população de 240 mil pessoas. Outras ações são a aplicação de automação avançada, instalação de detectores de falta de energia e de equipamentos para possibilitar a reconfiguração automática da rede; implantação de estrutura de telecomunicação com equipamentos instalados na rede; desenvolvimento de tecnologias para identificar falta de energia e de um medidor com tecnologia nacional, já homologado pelo Inmetro. Além do projeto em Barueri, a empresa investiu mais R$ 170 mi em automação, com a instalação de 3.000 dispositivos de religação automáticos, identificadores de falta de energia e a digitalização de subestações em toda a área de concessão da companhia. De acordo com Maria Tereza Vellano, diretora de planejamento, engenharia e obras da distribuição da AES Eletropaulo, a aplicação dessas tecnologias traz vantagens para a empresa e consumidores. (Valor Econômico – 11.11.2016) 26 Cemig aposta em soluções que envolvam as redes inteligentes de energia A Cemig desenvolve desde 2010 o projeto Cidades do Futuro, em Sete Lagoas, a 72 km de Belo Horizonte, com o objetivo de validar produtos, serviços e soluções inovadoras de arquitetura das redes inteligentes de energia e aprofundar projetos de P&D de caráter disruptivo -- caso do conceito das redes sinérgicas, alvo de pesquisa há dez anos junto com a Fundação de Amparo à Pesquisa de Minas Gerais (Fapemig). Trata---se de uma tecnologia de transmissão, pelo mesmo cabo de fibra ótica, de energia elétrica e do sinal de internet de banda larga. "A rede sinérgica será uma revolução na forma como energia e dados são transmitidos no Brasil. Vai trazer impactos significativos no avanço do smart grid, que não ficará dependente da transmissão de dados por redes sem fio", diz Carlos Alexandre Nascimento, engenheiro de tecnologia e normalização da Cemig. A empresa está testando uma linha de transmissão com o conceito em Sete Lagoas e, no ano que vem, deve fazer os primeiros testes em uma rede de rua. O investimento em inovação e em desenvolvimento tecnológico local é fundamental para que as redes inteligentes ganhem mais rapidez e abrangência no Brasil, além de questões regulatórias e políticas públicas que viabilizem a nacionalização dos sistemas e fontes de financiamento específicas para a área. "Várias empresas do setor têm iniciativas relacionadas a smart grid, mas falta a segurança para investimento em alta escala", diz Maria Tereza Vellano. Para a ABCE, outro fator que poderia trazer avanço seria direcionar para as redes inteligentes parte dos recursos que as concessionárias devem aplicar em P&D. Pela Lei 9.991/2000, as empresas devem destinar 1% de sua receita líquida a pesquisa tecnológica e eficiência energética. "As redes inteligentes são o primeiro passo de uma grande transformação tecnológica, mas o setor elétrico brasileiro ainda está no período jurássico em relação a outros segmentos", diz Alexei Vivan, presidente da ABCE. (Valor Econômico – 11.11.2016) 27 CEA terá abatimento de R$ 9,88 milhões de parcela futura do ACR médio A Eletrobrás foi autorizada a considerar R$ 9,88 milhões em recursos repassados pela Companhia de Eletricidade do Amapá à Oiapoque Energia como adiantamento de parcelas a vencer do ACR médio. Uma decisão anterior da Agência Nacional de Energia Elétrica já havia permitido o abatimento de valores repassados pela CEA para ressarcimento dos custos de geração da termelétrica Oiapoque Coen em montantes superiores ao ACRméd. Segundo a Aneel, desde a entrada em operação da usina, a CEA repassou recursos à Oiapoque acima do valor devido. A empresa teria que pagar R$ 4,1 milhões, mas pagou R$ 13,98 millhões em ACRméd, que é o custo médio de potência e de energia comercializadas no ambiente de comercialização regulada. A geradora recebeu da Conta de Consumo de Combustíveis outros R$ 22,67 milhões. (Agência CanalEnergia – 10.11.2016) 28 BNDES aprova financiamento de R$ 474 milhões para Light O BNDES aprovou um financiamento de R$ 474,7 mi para a Light. Segundo o BNDES, os recursos serão destinados ao plano de investimentos da Light, “que inclui expansão e modernização de sua rede de distribuição de energia, diminuição do volume de perdas associadas ao furto de energia, no biênio 2015¬16, além de projetos sociais no âmbito da Linha Investimentos Sociais de Empresas (ISE).” O montante faz parte do plano bienal da Light, que totaliza R$ 1 bi nos anos 2015 e 2016. Os investimentos financiados pelo BNDES incluem ações para melhoria de atendimento aos clientes, além de ampliação do sistema de monitoramento de agências comerciais, via instalação de novas câmaras interligadas. Também há investimentos voltados para os esforços de combate às perdas, como fiscalização de fraudes e irregularidades, instalação de novas tecnologias de medição eletrônica e ações de recuperação de energia. Segundo o BNDES, os futuros investimentos em projetos sociais da Light serão definidos em uma próxima etapa. “A empresa já tem programas sociais em curso financiados pelo BNDES e o principal deles é o Projeto Travessia, que envolve a implantação e revitalização de espaços públicos esportivos em comunidades e bairros de baixa renda”, diz o comunicado do BNDES. (Valor Econômico – 14.11.2016) 29 Ao integrar atividades da holding, Eletrobras deve demitir 2,6 mil A Eletrobras informou mais detalhes sobre o seu Plano Diretor de Negócios e Gestão (PDNG) 2017¬-2021, indicando que a criação do Centro de Serviços Compartilhados (CSC) pode levar à inclusão de 2,6 mil empregados no chamado Plano de Incentivo ao Desligamento (PID). O CSC deve ser implantado até dezembro de 2017 e irá integrar atividades da holding e das controladas em áreas administrativas como finanças e tesouraria, contabilidade e fiscal, recursos humanos, suprimentos e logística, infraestrutura e serviços gerais, tecnologia da informação, jurídico e gestão das SPEs. O CSC ficará localizado no Rio de Janeiro e vai englobar uma série de companhias do grupo Eletrobras, como Cepel, Eletropar, Furnas, Eletronuclear, Eletronorte, Chesf, Eletrosul e CGTEE. “Há 5.226 empregados envolvidos nestas atividades transacionais, havendo uma potencial de redução de 50% em dois anos, sendo 60% [desse total] até o fim de 2017 e 40% até o fim de 2018”, informou a empresa em comunicado. A estatal estima que os desembolsos do PID ocorram nos próximos dois anos, sendo que a implantação do CSC ocorrerá em 2017 nas empresas localizadas no Rio de Janeiro e em 2018 para todo o grupo. No detalhamento do PDNG, a Eletrobras informou que a criação de um comitê de comercialização de energia tem como objetivo diminuir a distância do preço médio de energia recebido em relação às companhias privadas do setor. “Atualmente, com a comercialização não integrada, as empresas Eletrobras têm um preço médio de venda no ACL e ACR inferior à média das empresas privadas”, afirmou a estatal. O comitê será comandado pelo presidente e pelos diretores financeiro e de gestão da holding, mas também terá participação de representantes de todas as controladas, “visando a otimização nas transações de comercialização de energia”. O comitê deverá ter duas assessorias, uma técnica e uma de gestão. (Valor Econômico – 14.11.2016) 30 Cemig investe em plano de atendimento para o período chuvoso A Cemig investiu cerca de R$ 254 milhões na melhoria e manutenção da rede de distribuição e no atendimento aos consumidores da Região Metropolitana de Belo Horizonte, com o objetivo de minimizar os efeitos provocados pelas chuvas sobre o sistema elétrico. Segundo Carlos Augusto Reis de Oliveira, superintendente de Relacionamento Comercial com o Cliente da Distribuição, nos últimos 12 meses, a Cemig investiu na ampliação da capacidade do sistema com 180 MVA de potência. Para o próximo ano, o reforço será de 230 MVA. Esse reforço aconteceu com a implantação de quatro novas subestações: BH Calafata, Contagem, Ibirité e Nova Lima 7. Também foram construídos mais 30 quilômetros de novas linhas de transmissão. Já estão em execução as novas ampliações para o próximo ano, quando entram em operação as subestações Centro 2, Confins e a ampliação da subestação BH Pampulha. "A ampliação da capacidade na região vai beneficiar mais de 100 mil consumidores entre 2016 e 2017. A empresa está investindo em tecnologia, para que a população receba em sua casa energia com qualidade e segurança". A empresa cumpriu 100% do seu plano de manutenção com toda a rede urbana da região inspecionada, e mais de 100 mil árvores em conflito com a rede elétrica foram podadas. As equipes de manutenção fizeram a limpeza de faixa nas redes rurais, percorrendo 448 mil m². Em toda a região metropolitana, mais de dois mil objetos foram retirados da rede e cerca de 1.500 postes foram substituídos. (Agência CanalEnergia – 11.11.2016) A Energisa segue avaliando oportunidades de aquisições e investimentos em transmissão e distribuição de energia, sempre de forma "prudente e cautelosa", disse Ricardo Botelho, presidente da companhia, em teleconferência sobre os resultados do terceiro trimestre. Isso inclui participações em futuros leilões de privatização de distribuidoras, desde que a Energisa veja que poderá aplicar sua experiência na recuperação de ativos, e se as condições financeiras forem consideradas atrativas. No segmento de transmissão de energia, a Energisa chegou a se credenciar para participar do leilão de abril, mas não levou nenhum lote por não considerar as condições adequadas. Para os próximos leilões, a companhia seguirá avaliando o mercado. (Valor Econômico – 17.11.2016) 32 Cemig descarta saída da Light A Cemig negou, que colocará a Light à venda. O diretor de Relações com Investidores da Cemig, Fabiano Maia afirmou que é considerada o veículo de crescimento da estatal mineira em distribuição. No momento, há uma saída de investidores na companhia que atua no Rio de Janeiro, processo que deverá se estender até o final do ano de 2017, mas que a Light continuará no portfólio da elétrica mineira. A Cemig, comentou o executivo, está comprando a parte do BTG Pactual por conta do vencimento da PUT da Light, pois a instituição financeira exerceu seu direito de venda. Os outros bancos participantes dessa operação são o Banco do Brasil, Santander e Votorantim que também querem deixar o fundo. Contudo, a meta da estatal mineira é de manter a sua participação direta e indireta na Light na casa de 33%, conforme já havia afirmado o presidente da empresa, Mauro Borges, em setembro. Isso leva a companhia a procurar um novo sócio para a distribuidora, ação na qual a companhia já vinha trabalhando. Sobre a outra distribuidora do grupo, a Cemig-D, o destaque dado é de que o nível de sobrecontratação está dentro dos limites regulatórios. Na estimativa da empresa deverá encerrar o ano com a contratação de uma faixa de 100% a 102% da demanda. O PDV que a Cemig abriu neste ano levou a adesão de 648 funcionários. O ganho estimado com essas saídas deverá ficar em R$ 200 mi em custos evitados. Ainda sobre o plano de desinvestimentos, a empresa reforçou que as diretrizes para determinar se um ativo é elegível ao plano ou não, continuam válidas. Segundo Maia, permanece o foco de colocar à venda ativos que não são core business da Cemig ou onde a estatal não tem o controle. Nesse sentido, no terceiro trimestre foram contabilizados três movimentos no plano de vendas com a entrada de R$ 180 mi com a alienação de uma linha de transmissão no Chile, follow on das ações da Taesa e R$ 114 mi com a negociação de participação na Ativas Data Center pela Sonda. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 33 Energisa espera concluir em meados de 2017 fusão de distribuidoras de SP e PR A Energisa pretende até meados de 2017 consumar o pedido de fusão das concessões de distribuição que possui nos estados de São Paulo e Paraná. De acordo com Maurício Botelho, vice-presidente de Finanças e Relações com Investidores da empresa, a Caiuá será a distribuidora remanescente da fusão, por ser a que tem o maior prejuízo fiscal, com cerca de R$ 75 mi de créditos tributários. Ainda de acordo com Botelho, o movimento vai se repetir nas distribuidoras Energisa Nova Friburgo (RJ) e Energisa Minas Gerais (MG). A expectativa é que essa operação esteja concluída em 2018. O trimestre marcou o fim da recuperação judicial da Rede Energia, decretada em agosto. O executivo revelou que a participação da Energisa no leilão da Celg não está definida. Ela é uma das candidatas a disputar a distribuidora goiana, que a levaria a ter um ganho de escala, por já controlar a Energisa Tocantins, Mato Grosso e Mato Grosso do Sul, ficando em situação excepcional na região Centro-Oeste. O diretor Ricardo Botelho também lembrou que a Energisa continua avaliando oportunidades de modo contínuo, como no setor de transmissão. Agora com condições melhoradas no último leilão, uma investida na transmissão viria apenas por ativos que estivessem relacionados com o seu mercado de distribuição. Nos nove meses do ano, 79,1% dos investimentos foram aplicados nas distribuidoras compradas da Rede Energia, chegando a R$ 906 mi. Após o IPO realizado este ano, a dívida líquida consolidada cai 16,5% e companhia aporta R$ 680 mi nas subsidiárias. A Energisa Mato Grosso teve o maior aumento de capital, com R$ 350 mi, sendo seguida pela Tocantins, com R$ 150 mi. Nos indicadores de qualidade de fornecimento de energia, as distribuidoras do grupo no Nordeste, Energisa Paraíba, Borborema e Sergipe, ao lado da Energisa Mato Grosso chegaram ao menor nível histórico nos índices de DEC e FEC. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 34 AES Brasil e BNDESPar terão participação direta na AES Eletropaulo A AES Eletropaulo anunciou uma reorganização societária envolvendo as holdings Brasiliana e AES Elpa, por meio da qual AES Brasil e BNDESPar passarão a ter participação direta na distribuidora de energia. Atualmente, a AES Brasil e a BNDESPar exercem participação na AES Eletropaulo por meio da Brasiliana e da AES Elpa. A reestruturação se dará por meio das cisões parciais da Brasiliana e da AES Elpa com as consequentes incorporações das respectivas participações indiretas pela AES Eletropaulo. Na reorganização, haverá também a conversão voluntária de 10,8 milhões de ações ordinárias em preferenciais da AES Eletropaulo na proporção de um para um, para aumento da liquidez das participações. Essa opção de troca será estendida aos demais acionistas ordinaristas. Ao final dessa transação, a AES Brasil vai se manter como controladora da AES Eletropaulo, com mais de 50% das ações com direito ao voto. Segundo comunicado da AES Eletropaulo, a operação busca simplificar as estruturas acionárias das companhias, promovendo maior agilidade no processo de tomada de decisão por meio de um novo acordo de acionistas entre AES Brasil e BNDES na distribuidora de energia. Além disso, segundo comunicado, a reestruturação deve melhorar a liquidez dos investimentos e gerar um caixa futuro estimado em R$ 700 milhões até o final da sua concessão, reduzindo seu nível de endividamento. A empresa não esclarece de que forma acontecerá essa geração extra de recursos. Por último, o processo deve dar maior liquidez para os acionistas minoritários da AES Elpa, que passarão a deter participação direta na AES Eletropaulo. A reestruturação ainda está sujeita à aprovação pelos órgãos societários das companhias envolvidas, da Aneel e de determinados credores das empresas. (Valor Econômico – 17.11.2016) 35 Suspensão do vencimento de dívida da Celg traz segurança para investidor, diz Zaidan A suspensão temporária da cláusula de um acordo com Itaipu que permite o vencimento antecipado da dívida da Celg D, em caso de atraso no pagamento das parcelas, é uma segurança a mais para o investidor que vai participar do leilão de venda da empresa no próximo dia 30. A avaliação é do presidente da Celg, Zinval Zaidan, que se diz “muito otimista” em relação ao resultado do certame. “Estamos falando de quase R$ 1 bi. Não é coisa pequena”, destacou o executivo. Ele garantiu que a distribuidora está em dia com o pagamento das prestações, e o risco de inadimplência é zero no período entre o resultado do leilão e a assinatura do contrato de concessão pelo novo controlador. O débito da Celg D com Itaipu foi renegociado em junho de 2012, com a assinatura de um termo de confissão e repactuação de dívida com a Eletrobras. Ele abrange o período de 30 de novembro de 2008 a 30 de janeiro de 2012. A estatal detém 51% do capital da distribuidora, enquanto o governo de Goiás é dono de 49%. A suspensão da penalidade foi autorizada pela Aneel na última quarta-feira, 16 de novembro. A dívida em dólar da Celg D, segundo a Aneel, é de US$ 364, 2 mi, o que dá um valor de R$ 854,7 mi, a preços de março desse ano. A previsão é de que o vencedor do leilão assuma a empresa em, no máximo, 40 dias. Até que essa transição se complete, eventuais atrasos superiores a 30 dias não resultarão em execução imediata da dívida resultante da compra de energia da hidrelétrica. O futuro concessionário não estará isento, no entanto, do pagamento de multa de 10% sobre o saldo devedor vencido e juros de 1% ao mês, entre a data de vencimento e o dia do pagamento da obrigação. (Agência CanalEnergia – 17.11.2016) 36 Eletrobras visa cortar 30% de seus empregados A Eletrobras pretende cortar aproximadamente 30% de seu quadro pessoal até 2018. A expectativa da empresa é que os programas de incentivo ao desligamento voluntário e à aposentadoria contem com a adesão de 5,6 mil empregados e ajudem a elétrica a economizar R$ 1,5 bi/ano. A empresa possui, atualmente, cerca de 18,7 mil empregados próprios, mas a previsão é chegar ao final de 2018 com um quadro pessoal da ordem de 13 mil funcionários. Os números não incluem os 5,9 mil empregados nas distribuidoras que serão privatizadas pela estatal do setor elétrico. Para atingir esses números, a Eletrobras lançou duas iniciativas: o Plano de Aposentadoria Incentivada (PAI) e o Plano de Incentivo ao Desligamento (PID¬A), que devem custar R$ 2,6 bi à companhia. As medidas fazem parte do novo Plano Diretor de Negócios e Gestão 2017-¬2021, com foco na desalavancagem da estatal. Só com plano de incentivo às aposentadorias, a Eletrobras estima uma economia de R$ 920 mi/ano, com payback de 1,72 ano. Com essa medida, a estatal espera renovar seu quadro pessoal e reduzir custos, já que os funcionários com mais de 51 anos ¬ que respondem por 38% do pessoal da holding e 45% dos empregados das controladas ¬ costumam ter os níveis salariais mais altos. Já o Plano de Incentivo ao Desligamento deve gerar economias de R$ 616 mi/ano, ao custo de R$ 1,028 bi, com payback esperado de 1,67 ano. Além dessas duas medidas de corte de custos, a Eletrobras prepara também uma reestruturação organizacional, com potencial de economia anual de R$ 67,8 mi. Uma das medidas será reduzir em 57% as funções gerenciais da empresa. Segundo o presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Júnior, a estrutura de pessoal da companhia é "claramente grande" e contribui para o baixo nível de eficiência operacional da estatal de energia. O executivo destacou que 50% dos funcionários da estatal, por exemplo, atuam, hoje, na área administrativa. (Valor Econômico – 21.10.2016) 37 Eletrobras: Dívida com Petrobras é um ‘pouco inferior’ a R$ 5 bi A Eletrobras espera concluir até o final do ano um acordo com a Petrobras, para equacionar as dívidas relativas à compra de combustíveis, disse o presidente da estatal elétrica, Wilson Ferreira Junior. Segundo ele, o endividamento, atualmente, é um “pouco inferior a R$ 5 bi”. “No início houve uma fixação de um preço provisório [para o gás natural comprado pela Eletrobras] e, recentemente, o preço definitivo foi fixado pela Aneel e ANP. Esse número de R$ 6,6 bi [da dívida] foi revisto e é um pouco inferior a R$ 5 bi”, disse o executivo a jornalistas. Segundo ele, o pagamento terá que ser parcelado. “Temos mantido uma relação muito próxima com a Petrobras. Tenho conversado semanalmente com o [Pedro] Parente [presidente da Petrobras]”, afirmou Ferreira Junior. (Valor Econômico – 18.11.2016) 38 Apesar do cenário, Cemig programa oferta subsequente no início de 2017 A despeito das incertezas, a Cemig continua programada para lançar uma oferta subsequente de ações (follow on) no começo de 2017, momento em que se abre a primeira janela do ano. Segundo fontes, a emissão já está no forno, ainda que o “efeito Trump” sugira cautela. A Cemig precisa de recursos e sua situação financeira é delicada. Encerrou setembro com uma dívida que supera R$ 16 bi e já declarou estar em busca de alternativas para acessar capital. (O Estado de São Paulo – 20.11.2016) 39 Celg D: Ferreira Jr espera haver disputa pela compra de distribuidora O presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Jr contou que espera haver disputa pela compra da Celg Distribuição, empresa considerada importante para a Eletrobras reduzir seu passivo. Com leilão marcado para o fim do mês, a estatal tem quatro empresas interessadas e o valor mínimo, reduzido de R$ 2,8 bi para R$ 1,7 bi. Para o executivo, já há uma perspectiva de valorização da companhia só com a melhoria das condições macroeconômicas entre a primeira data do leilão e a atual. Como exemplo, Ferreira cita o caso da Eletrobras, que teve valorização de 240% das ações listadas na Bovespa nos últimos quatro meses, e ainda tem potencial de alta, pois o valor de mercado da companhia em bolsa corresponde à metade do patrimônio líquido. (Agência Brasil Energia – 18.11.2016) 40 AES Brasil e BNDESPar acertam reestruturação societária da AES Eletropaulo A AES Brasil e o BNDESPar assinaram um acordo para a reestruturação societária da AES Eletropaulo, onde a AES Eletropaulo será gerida diretamente pelas duas empresas, tirando a distribuidora de uma estrutura verticalizada onde ainda existia a Brasiliana Participações e a AES Elpa no organograma. Com isso, todos os sócios passam a deter participação direta na distribuidora paulista. De acordo com fato relevante publicado, a reestruturação se dará por meio das cisões parciais da Brasiliana e da AES Elpa e visa simplificar as estruturas acionárias das companhias. Com isso, aponta o comunicado, será possível ter mais agilidade no processo de tomada de decisão, considerada a assinatura de um novo acordo de acionistas, a melhoria na liquidez dos investimentos e na geração de caixa futuro da AES Eletropaulo estimada em cerca de R$ 700 mi até o final da concessão e maior liquidez para os acionistas minoritários da Elpa que passarão a deter ações da Eletropaulo. Ao passo que a reestruturação cumprir determinadas condições suspensivas, ao final do processo a AES Brasil ficará com 16,67% da Eletropaulo, o BNDESPar com 18,55% e os demais acionistas com o restante do capital social. A alteração não mudará o controlador da distribuidora. A alteração está vinculada à aprovação da Aneel e de determinados credores da concessionária. O prazo estimado para a conclusão dessa operação é 31 de dezembro. (Agência CanalEnergia – 18.11.2016) 41 Cemig eleva participação na Light com aumento de capital no Parati A Cemig realizou um aumento de capital de R$ 447,7 mi na Parati. Com isso, sua participação direta e indireta no capital da distribuidora de energia carioca saiu de 32,47% para 41,92% das ações. A operação é consequência da decisão do FIP Redentor de exercer a opção de venda que tinha contra a Cemig na sua participação no Parati. As participações do Parati na Light são por meio de outros dois veículos: Lepsa e Rio Minas Energia (RME). Hoje, foram realizadas assembleias gerais na Lepsa e na RME. Primeiro, aprovaram a conversão de 162,2 milhões de ações preferenciais da RME e 165,8 milhões de ações preferenciais da Lepsa de titularidade dos acionistas Santander, Banco do Brasil e Banco Votorantim em igual número de ações ordinárias. Depois, aprovaram o aumento do capital social da RME em até R$ 221,7 mi, por meio da emissão de até 162,2 milhões de ações ordinárias e 486,7 milhões de ações preferenciais. No caso da Lepsa, o aumento de capital foi de R$ 225,946 mi, pela emissão de até 165,8 milhões de ações ordinárias e até 497,5 milhões de ações preferenciais. Os bancos Santander, Banco do Brasil e o BTG Pactual renunciaram ao direito de preferência para subscrição das ações emitidas, e a Cemig optou por subscrever e integralizar a totalidade das ações. Assim, aumentou sua participação acionária na RME de 25% para 60,65% do capital social total, mantendo, contudo, a participação de 50% no capital social votante. Dessa forma, sua participação indireta na Light, por meio do Parati passou de 6,41% para 15,86%. A Cemig mantém ainda 26,06% de participação direta no capital social da Light. A operação já era esperada pelo mercado. Na semana passada, o diretor financeiro e de relações com investidores da companhia, Fabiano Maia Pereira, disse que iria conseguir antecipar o pagamento de cerca de um terço da participação que os bancos têm no veículo de investimento Parati, utilizando os recursos da oferta das ações que tinham da Taesa ao mercado. A opção de venda venceu em maio, mas a Cemig conseguiu negociar e estender o prazo até novembro do ano que vem. Além dessa reestruturação, o BTG Pactual já está saindo da Light. Na teleconferência realizada na semana passada, Pereira não deixou claro sobre o que será feito para que a companhia pague o montante restante aos bancos do Parati até novembro do ano que vem. O diretor não informou se haverá a entrada de um novo sócio, mas disse que a companhia está tentando “ver um novo desenho” no qual o pagamento seja mais rápido. (Valor Econômico – 21.11.2016) 42 CPFL Paulista aplica R$ 348 milhões na rede elétrica do interior de São Paulo De janeiro a setembro desse ano, a CPFL Paulista investiu R$ 348 mi em ampliações, manutenção do sistema elétrico e atendimento da necessidade de clientes e crescimento de mercado nas 234 cidades atendidas. O valor representa um aumento de 20% em relação ao montante aplicado no mesmo período do ano anterior (R$ 279 mi). Dos R$348 mi investidos no período, a concessionária destinou R$ 99 milhões em projetos que viabilizam a expansão do mercado consumidor e do número de clientes, por meio da ampliação das redes de distribuição e da conexão de novos consumidores residenciais, industriais e comerciais. Ao final de setembro, a CPFL Paulista atendia 4,29 milhões de clientes, ante 4,22 milhões em janeiro deste ano. Outros R$ 123 mi foram investidos em projetos que dão suporte ao crescimento do mercado, como o aumento da capacidade de subestações e linhas de transmissão e a readequação das redes de distribuição. Outros R$ 45 mi foram aplicados na manutenção do sistema e mais R$ 28 mi foram destinados aos projetos de melhoramento da malha elétrica, tais como melhorias nas redes primária e secundária da concessionária, entre outros. As ações de combate às perdas comerciais consumiram outros R$ 1,3 mi. O presidente da CPFL Paulista, Carlos Zamboni Neto, afirma que o crescimento dos investimentos revela o compromisso da distribuidora com os seus municípios atendidos. A CPFL Paulista tem o segundo menor índice de interrupção no fornecimento de energia do País, com 7,74 horas na média do ano, segundo a Aneel. (Agência CanalEnergia- 21.11.2016) 43 Enel planeja investir € 3,2 bi no Brasil nos próximos três anos A Enel anunciou o aumento dos investimentos no Brasil. A empresa vai investir € 3,2 bi entre 2017 e 2019. Serão destinados € 1,72 bi a projetos de expansão em distribuição e geração, enquanto para a manutenção dos atuais ativos serão € 1,5 bi. O presidente mundial da Enel, Francesco Starace, justificou o aumento dos investimentos no Brasil à necessidade de melhorar a qualidade da rede de distribuição de energia, principalmente. Respondendo a uma pergunta sobre o interesse da empresa em adquirir ativos colocados à venda no Brasil pelas estatais Eletrobras e Petrobras, o executivo disse que "definitivamente há interesse" mas acrescentou que não é praxe da companhia antecipar quais são os alvos. No ano passado, Starace já havia admitido que via oportunidades em distribuidoras da Eletrobras, mas não entrou em detalhes. Uma das distribuidoras que estão sendo vendidas é a Celg, onde a Enel controla a hidrelétrica Enel Green Power Cachoeira Dourada, que foi vendida em 1997 pelo governo goiano. Starace disse que os investimentos previstos para o Brasil são cerca de 20% maiores do que o plano anterior, que tinha horizonte de quatro anos, agora reduzidos para três anos. O diretor financeiro e de relações com investidores da Enel, Alberto De Paoli, disse que do total destinado ao Brasil, aproximadamente € 1,2 bi serão aplicados para a melhoria da rede de distribuição. O valor definitivo será conhecido depois de concluídas as negociações com a Aneel relacionadas com a Enel Distribuição Rio, disse De Paoli. Sobre a crise política e econômica no Brasil, Starace admitiu ser motivo de preocupação, mas disse que ela está diminuindo, já que a seu ver o sistema regulatório brasileiro está funcionando. (Valor Econômico – 23.11.2016) 44 Cemig vai pagar R$ 533,968 milhões de JCP e dividendos A Cemig divulgou nesta quarta-feira, 23 de novembro, que realizará no dia 20 de dezembro o pagamento da segunda parcela dos juros sobre capital próprio e a parcela única dos dividendos ambos referentes a 2015. Os acionistas receberam R$ 533,968 milhões, sendo R$ 433,968 mi de dividendos e R$ 100 mi, de JCP. O valor por ação será de R$ 0,344889593 e R$ 0,079473508, respectivamente, de dividendos e juros. Terão direito ao recebimento os acionistas que detinham ações negociadas na BM&FBovespa no dia 29 de abril deste ano, data das assembleias geral ordinária e extraordinária, que definiram os pagamentos. (Agência CanalEnergia – 23.11.2016) 45 Eletrobras recebe R$ 936,1 milhões do governo A Eletrobras recebeu na última terça-feira (22/11) R$ 936,1 mi como Adiantamento para Futuro Aumento de Capital (Afac). Os recursos serão utilizados para a viabilização da execução do Plano Diretor de Negócios e Gestão para o período de 2017 a 2021 (PDNG 2017-2021), que prevê a realização de planos incentivados de aposentadoria e de desligamento de funcionários. O Afac é um aporte de recursos, para fins de aumento de capital, que passa a fazer parte do patrimônio após fornalização em contrato social ou estatuto. A companhia pretende reduzir em aproximadamente R$ 1,5 bi por ano as despesas com pessoal, além de enxugar o quadro e rejuvenecer o corpo funcional da companhia. Na semana passada, o presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Jr, detalhou as estratégias que vão fazer parte do PDNG, que também prevêem venda de ativos imobiliários e participações em SPEs. (Agência Brasil Energia – 23.11.2016) 46 Minoritários da Light questionam assembleia na CVM Acionistas minoritários da Light enviaram uma reclamação à CVM, na semana passada, questionando a AGE da distribuidora, marcada para ontem. No entanto, antes que a representação fosse avaliada pelo colegiado da autoridade do mercado de capitais, a companhia cancelou a reunião. A intenção dos investidores era que a CVM suspendesse a assembleia. Na avaliação dos acionistas, há a possibilidade de "falha no procedimento, bem como uma potencial violação aos direitos dos acionistas", de acordo com a reclamação obtida. Isso porque o edital de convocação inicialmente divulgado pela Light dizia que a assembleia deliberaria sobre a eleição de uma suplente do conselho de administração, com a indicação de Aline Bracks Ferreira ao posto, em substituição a Wagner Delgado Costa Reis, que renunciou no mês passado. O documento não mencionava a substituição do conselheiro Mauro Borges Lemos, que deixou o cargo em 28 de outubro. Borges é o atual presidente da Cemig, companhia energética de Minas Gerais e também controladora da Light. A reunião do conselho que deliberou a renúncia do executivo informou que ele ficaria no cargo até a assembleia para recompor o conselho. O nome a ser indicado pela Cemig seria o do ex¬-assessor da ex¬-presidente Dilma Rousseff, Giles Azevedo, de acordo com uma fonte com conhecimento do assunto. Ele já foi conselheiro da Light e deixou o cargo em março. Dois dias antes da assembleia, a empresa comunicou ao mercado o cancelamento da reunião, sem informar os motivos. No dia seguinte, a Light disse que iria convocar nova AGE para substituir o presidente da Cemig e Reis. A companhia carioca disse que as informações para a deliberação da matéria em assembleia serão disponibilizadas "dentro dos prazos estabelecidos, conforme determina a legislação". O presidente da Cemig assumiu o assento após aprovação em assembleia, em 28 de abril. Sobre as razões da renúncia de Borges e os indicados ao posto, a Light disse que as questões deviam ser endereçadas à Cemig. Segundo a empresa mineira, o acordo de acionistas da Light prevê que ela tem direito de indicar seus representantes para avaliação dos acionistas, em assembleia. (Valor Econômico – 25.11.2016) 47 Abradee: veto ao Inova Rede foi um mal entendido O presidente da Abradee, Nelson Leite, credita a um mal-entendido do governo a decisão do Palácio do Planalto de vetar o artigo da lei resultante da MP 735, que criava o programa de modernização das redes de distribuição – o Inova Rede. Leite argumenta que apenas os investimentos tradicionais não serão suficientes para garantir a melhora do desempenho esperado para as distribuidoras nos próximos anos. Leite admite que o aumento dos investimentos amplia a base de remuneração das empresas e leva ao crescimento da tarifa. Mas argumenta que os ganhos de eficiência operacional das empresas também seriam capturados a favor da modicidade tarifária. A estimativa da Abradee é de que serão necessários investimentos adicionais de R$ 6 bipor ano em modernização de redes. Na avaliação do presidente da associação, o veto à proposta das distribuidoras impõe o desafio para o setor e para o órgão regulador de desenvolver um mecanismo de estímulo aos investimentos em inovação e em modernização das redes. “O investimento tradicional é aquele para repor itens que chegam ao final da vida útil. Um transformador chegou ao final da vida útil, você tira e coloca outro de mesma tecnologia. A inovação é você colocar uma tecnologia, nova, por exemplo, agregando sensores e equipamentos de comunicação que permitam fazer a operação remota dessas linhas”, afirma Leite. Ele explica que o smart grid ainda não ganhou escala no Brasil porque não há um sinal econômico adequado. O sinal, afirma, é não só uma remuneração melhor, mas o reconhecimento antecipado do que se investiu, para que o empreendedor saiba que remuneração vai ter. (Agência CanalEnergia – 24.11.2016) 48 CPFL Paulista investe R$ 81,5 milhões na rede elétrica de Campinas De janeiro a setembro deste ano, a CPFL Paulista investiu R$ 81,5 mi para ampliação e manutenção do sistema elétrico e atendimento das necessidades de clientes e crescimento de mercado. Do montante, a concessionária destinou aproximadamente R$ 33 mi em projetos que viabilizam a expansão do mercado consumidor e do número de clientes, por meio da ampliação das redes de distribuição e da conexão de novos consumidores residenciais, industriais e comerciais. Ao final de setembro, a CPFL Paulista atendia 1,425 milhão de clientes na região, ante 1,399 milhão em janeiro deste ano. Outros R$ 27,3 mi foram investidos em projetos que dão suporte ao crescimento do mercado, como o aumento da capacidade de subestações e linhas de transmissão e a readequação das redes de distribuição. Mais R$ 13 mi foram aplicados na manutenção do sistema e R$ 7,6 mi foram destinados aos projetos de melhoramento da malha elétrica, tais como melhorias nas redes primária e secundária da concessionária, entre outros. As ações de combate às perdas comerciais e outros projetos consumiram outros R$ 900 mil. O presidente da CPFL Paulista, Carlos Zamboni Neto, afirma que o crescimento dos investimentos revela o compromisso da distribuidora com os seus municípios atendidos. “As obras realizadas trarão mais qualidade e continuidade no fornecimento de energia para todos os clientes. Além disso, o papel da CPFL é manter uma infraestrutura preparada para responder à necessidade de crescimento e o desenvolvimento das cidades onde atua”, esclarece. A CPFL Paulista tem o segundo menor índice de interrupção no fornecimento de energia do País, com 7,74 horas na média do ano, segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). (Agência CanalEnergia – 24.11.2016) O leilão de privatização da Celg D está mantido para quarta-feira. Na sexta-feira terminou o prazo para que os interessados fizessem os aportes das garantias das suas propostas. Segundo uma fonte, houve aporte de no mínimo um interessado, garantindo a realização do certame. A privatização da Celg D havia sido marcada inicialmente para 19 de agosto, mas foi cancelada dias antes pela falta de interessados no ativo. Não houve o depósito das garantias necessárias. Após o fracasso, o conselho do PPI reduziu o preço mínimo do leilão da distribuidora de energia, que saiu de R$ 2,8 bi para R$ 1,792 bi. Os potenciais compradores vinham se queixando de que o preço estabelecido antes era muito elevado. O novo preço foi o resultado da avaliação do valor de mercado da companhia, em R$ 4,448 bi, descontada a dívida de R$ 2,656 bi. Assim, o valor líquido no leilão passou a ser de R$ 1,792 bi. (Valor Econômico – 28.11.2016) 50 Privatizações devem melhorar o serviço de distribuição, diz Coelho Filho As concessões de distribuição de energia elétrica precisam ir para as mãos da iniciativa privada para que a população possa ter um serviço de melhor qualidade, declarou o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, ao ser questionado sobre a expectativa do governo para o leilão de venda da concessionária goiana Celg-D, programado para a próxima quarta-feira, 30 de novembro. O sucesso da licitação da Celg-D é estratégico, pois servirá como referência para que o governo calibre corretamente as demais licitações de distribuidoras da Eletrobras. Em agosto, o governo fracassou ao tentar vender a Celg porque precificou o ativo por um valor considerado "irreal" pelo mercado. "Não só pela disponibilização desse ativo - que é um ativo bastante relevante tanto para a Eletrobras quanto para o governo de Goiás - mas para que possamos focar e nos dedicar as outras seis distribuidoras que estão na mão da Eletrobrás. está no nosso planejamento de poder, até no final de 2017, colocá-las na mão da iniciativa privada... essas concessões precisam ir para a iniciativa privada para que possa ser ofertado à população um serviço de melhor qualidade." Apesar do otimismo, o ministro evitou revelar a quantidade de empresas interessadas na concessionária goiana. O contrato de concessão da Celg foi renovado em dezembro do ano passado e sua validade é até 2045. Estarão na disputa 92,8393% do capital total votante da empresa equivalente a 142.933.812 ações sendo o preço mínimo de cada ação R$ 11,95. Está prevista oferta aos empregados e aposentados de 10% da participação acionária detida pela Eletrobras na concessionária, nesse caso o valor por ação será de R$ 10,76. Na parcela que cabe aos empregados o processo de venda das ações termina apenas em 9 de março de 2017, já contando com o rateio de eventuais sobras. Além da Celg, o governo pretende privatizar Ceal (AL), Cepisa (PI), Ceron (RO), Eletroacre (AC), Boa Vista (RR) e Amazonas Energia (AM). As seis distribuidoras não renovaram suas concessões por decisão da Assembleia Geral dos acionistas da Eletrobras, no dia 22 de julho 2016. (Agência CanalEnergia – 28.11.2016) 51 Distribuidoras defendem venda de excedente de energia em leilões A possibilidade da venda de excedentes de energia prevista na Lei 13.360 não é vista pelas distribuidoras com uma solução líquida e certa para reduzir uma parte da sobrecontratação, porque há muita incerteza em relação à forma como a lei vai ser regulamentada pela Aneel. As concessionárias de distribuição defendem que eventuais sobras de energia sejam negociadas em uma oferta pública em leilão. “Causaria transtorno ficar vendendo isso no varejo. Provocaria um canibalismo entre distribuidoras”, afirmou o presidente da Abradee, Nelson Leite. Segundo Leite, o importante é de que haja uma regra para a oferta desses montantes de energia em leilões pelas distribuidoras, evitando que isso comprometa o planejamento de compra de energia que é feito pelas empresas para os cinco anos à frente. Há o risco também de não haver concorrência. A proposta é de que as distribuidoras possam vender as sobras apenas para consumidores que já são livres, para não estimular a migração predatória para o mercado livre. Leite adverte que isso aumentaria a sobrecontratação na outra ponta. O ideal seria que a venda fosse limitada à área de concessão”, dentro da atuação geográfica da concessionária. (Agência CanalEnergia – 28.11.2016) 52 Governo está confiante no sucesso do leilão da Celg D O MME está confiante sobre o resultado do leilão de privatização da Celg D, afirmou ontem o ministro Fernando Coelho Filho, em conversa com a imprensa durante evento promovido pela União Nacional da Indústria de Cana de Açúcar (Unica). Na sexta-feira, os interessados na empresa fizeram os aportes das garantias para poderem participar do leilão, marcado para amanhã em São Paulo. Não há informação oficial sobre o número de candidatos interessados. Segundo o ministro, a expectativa é positiva para a venda do ativo, o que é importante para a Eletrobras e para o Estado de Goiás. Além disso, esse processo é importante para que possam se concentrar depois na privatização das outras seis distribuidoras estaduais que hoje estão sob controle da Eletrobras e que serão oferecidas ao mercado em 2017. A privatização da Celg D havia sido marcada inicialmente para 19 de agosto, mas foi cancelada dias antes pela falta de interessados no ativo. Não houve o depósito das garantias necessárias. Depois disso, o conselho do PPI reduziu o preço mínimo do leilão da distribuidora de energia, que saiu de R$ 2,8 bi para R$ 1,792 bi. Uma redução de 35,7%. Os potenciais compradores vinham se queixando que o preço estabelecido antes era muito elevado. O novo preço foi o resultado da avaliação do valor de mercado da companhia em R$ 4,448 bi. Descontada a dívida de R$ 2,656 bi, o valor líquido no leilão passou a ser de R$ 1,792 bi. Mesmo com a mudança, houve quem alertasse que o ativo continuava caro. O preço implica em uma relação entre valor de mercado e base de ativos regulatória (EV/RAB) de mais de duas vezes. Segundo analistas, esse múltiplo seria adequado para uma empresa em excelentes condições financeiras e operacionais, o que não é o caso da companhia goiana. No processo de desestatização, a Eletrobras pretende vender a totalidade de sua participação na distribuidora, equivalente a 50,93% do capital social. O governo de Goiás também deve vender sua participação de 49% na companhia. (Valor Econômico – 29.11.2016) 53 Enel arremata Celg D por R$ 2,2 bi na 1ª privatização do governo Temer Depois de uma tentativa fracassada de privatização em agosto passado, a Celg D, distribuidora de energia de Goiás, foi arrematada pela Enel Brasil S.A. por R$ 2,187 bilhões, ágio de 28,3% em relação ao valor mínimo de R$ 1,708 bi estabelecido pelo edital. O leilão aconteceu nesta quarta-feira, na BM&FBovespa, em São Paulo, e foi a primeira privatização do governo do presidente Michel Temer. O lance da Enel foi único. Foi ofertado um lote único de 142.933.812 ações ordinárias, das quais 69.085.140 pertencentes a Eletrobrás e 73.848.672 da CELGPar. Na primeira tentativa de privatização da Celg não houve interessados e o leilão acabou sendo cancelado. A venda da Celg é emblemática já que o governo pretende privatizar outras seis distribuidoras estaduais que hoje estão sob controle da Eletrobras e serão oferecidas ao mercado em 2017. A Eletrobras possuía 50,93% da Celg, enquanto o governo de Goiás detinha 49%. O vencedor do leilão terá de cumprir as metas de desempenho operacional nos próximos cinco anos, com objetivo de melhorar o serviço prestado à população. A empresa atende a 237 municípios do estado de Goiás e tem 2,61 milhões de unidades consumidoras. Para especialistas, a Celg é considerada uma boa empresa, mas durante anos o governo de Goiás fez uma gestão ruim, o que levou a transferência do controle societário para a Eletrobras. O objetivo, era evitar o desabastecimento de energia do estado, já que a companhia atende 98,7% do território goiano. (O Globo – 30.11.2016) 54 BNDES lança edital de consultoria para privatização de distribuidoras O BNDES publicou nesta terça-feira (29) edital para contratação de serviços de avaliação econômico-financeira necessários para a execução do processo de privatização das 6 distribuidoras de energia elétrica da Eletrobras. As distribuidoras que serão privatizadas são: Cepisa, Ceal, Eletroacre, Ceron, Boa Vista Energia S.A. e Amazonas Distribuidora de Energia S.A.. A venda é parte do processo de reestruturação da Eletrobras, que também fará um leilão para a privatização da Celg-D. Segundo o BNDES, o edital lançado nesta terça irá contratar dois grupos de consultores: um para a prestação do serviço de avaliação econômico-financeira e outro para modelagem de venda, serviços jurídicos, contábeis, técnico-operacionais e outros serviços profissionais especializados. O valor máximo para a licitação, para fins de aceitação da proposta, é de R$ 7.007.214,00 para o primeiro e R$ 40.813.583,00 para o segundo. A licitação será feita na modalidade de pregão eletrônico sendo o critério de escolha baseado no menor preço. A expectativa é que o leilão de privatização das distribuidoras ocorra em 2017. A Eletrobras pretende levantar cerca de R$ 5,5 bi com vendas de ativos até o final de 2017, incluindo a privatização da distribuidora goiana Celg-D, a venda de imóveis, como terrenos e prédios administrativos, e participações acionárias em usinas e linhas de energia. (G1 – 29.11.2016) 55 Com resultado de leilão da Celg, italiana Enel cresce em distribuição A aquisição da Celg D, em leilão realizado hoje na BM&FBovespa, marca o crescimento da Enel no segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil. A companhia já atua em distribuição no país por meio da Ampla e da Coelce. A Enel, considerada favorita pelo mercado para levar a Celg, foi a única a apresentar uma proposta válida pela distribuidora goiana. Apesar disso, a companhia italiana apresentou um prêmio de 28% em relação ao preço mínimo estabelecido pelo BNDES. Isso significa que a Eletrobras vai receber pouco mais de R$ 1,1 bi referente à venda da empresa, acima dos aproximadamente R$ 900 mi que receberia no caso de uma oferta pelo preço mínimo. Essa foi a segunda tentativa de privatização da Celg D apenas neste ano. A primeira vez, em agosto, foi cancelada devido à falta de interessados pelo ativo. Os investidores se queixavam que o preço mínimo estabelecido no primeiro leilão, de R$ 2,8 bi, era considerado muito alto. Preço justo Segundo Carlo Zorzoli, presidente da Enel no Brasil, a italiana ofereceu pela Celg D o preço que “achou justo”. O executivo afirmou que a companhia não tinha interesse em quantos outros competidores havia no leilão. Segundo o executivo, o trabalho da Enel no Brasil não termina hoje com esse investimento. (Valor Econômico – 30.11.2016) 56 Enel (antiga Ampla) corta energia de nove prefeituras do Estado do Rio por dívidas A Enel Distribuição Rio informou nesta terça-feira que suspendeu o fornecimento de energia em unidades de nove prefeituras do Estado do Rio, por dívidas. O corte ocorreu nos governos de Maricá, Araruama, Casimiro de Abreu, São Pedro da Aldeia, Iguaba Grande, Paraty, Angra dos Reis, Carmo e Campos dos Goytacazes. Em nota, a concessionária afirmou que tomou a decisão somente após várias tentativas de negociação. “Vale ressaltar que a distribuidora preservou o fornecimento de energia aos serviços essenciais como iluminação pública, hospitais, escolas e corpo de bombeiros”, conclui a empresa. A Enel não pôde detalhar o montante dos débitos de cada prefeitura por se tratar de informações confidenciais. (O Globo – 29.11.2016)
Contabilidade e Regulação da ANEEL 1 Aplicação do reajuste tarifário da CERR (RR) é suspenso A Aneel suspendeu a aplicação do reajuste tarifário de 2016 da CERR, devido à inadimplência da distribuidora com obrigações intrasetoriais. Conforme decisão da Agência a CERR vai prorrogar a vigência das tarifas aprovadas em 29 de outubro de 2014 até que regularize os pagamentos. É o segundo ano consecutivo que a distribuidora tem o reajuste suspenso por inadimplência. A distribuidora atende 43,9 mil unidades consumidoras no estado de Roraima. O impedimento do reajuste devido ao não pagamento dos encargos do setor elétrico está previsto no Art. 10 da Lei Nº 8631/1993. O reajuste suspenso entraria em vigor a partir do dia 01 de novembro. (Aneel – 01.11.2016) 2 Consumidores da Boa Vista Energia (RR) terão redução nas contas de luz A diretoria da Aneel aprovou, no dia 1 de novembro, redução nas tarifas dos consumidores da distribuidora Boa Vista Energia S/A. A redução vigora para 111 mil unidades consumidoras localizadas na capital Boa Vista. Ao calcular o reajuste, a Agência considera a variação de custos associados à prestação do serviço. O cálculo leva em conta a aquisição e a transmissão de energia elétrica, bem como os encargos setoriais. Os custos típicos da atividade de distribuição, por sua vez, são atualizados com base no IGP-M. Os índices da Boa Vista Energia são: Consumidores resideciais B1 -17,01% (negativo); Baixa tensão em média -17,05% (negativo); Alta tensão em média (indústrias) -24,31% (negativo); Efeito Médio para o consumidor -19,72% (negativo). O efeito médio da alta tensão refere-se às classes A1 (>= 230 kV), A2 (de 88 a 138 kV), A3 (69 kV) e A4 (de 2,3 a 25 kV). Para a baixa tensão, a média engloba as classes B1 (Residencial e subclasse residencial baixa renda); B2 (Rural: subclasses, como agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, serviço público de irrigação rural); B3 (Industrial, comercial, serviços e outras atividades, poder público, serviço público e consumo próprio); e B4 (Iluminação pública). (Aneel – 01.11.2016) 3 Reajuste tarifário da Amazonas Energia (AmE) está suspenso A Aneel decidiu, no dia 1, em reunião pública de diretoria suspender a aplicação do reajuste tarifário de 2016 da AmE devido a não assinatura do Termo de Compromisso associado à prestação de serviço temporária e ao inadimplemento no recolhimento de suas obrigações intrassetoriais. Conforme decisão da ANEEL, a AME vai prorrogar a vigência das tarifas aprovadas em 27 de outubro de 2015 até que regularize os pagamentos. A distribuidora atende 775 mil unidades consumidoras no estado do Amazonas. O impedimento do reajuste devido ao não pagamento dos encargos do setor elétrico está previsto no Art. 10 da Lei Nº 8631/1993. O reajuste suspenso entraria em vigor a partir do dia 01 de novembro. A concessão da Ame foi encerrada em julho de 2016, sem renovação. A distribuidora foi designada em caráter temporário pela Portaria MME nº 420, como Prestadora do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica naquela concessão. Entretanto para fazer jus aos direitos listados na portaria a distribuidora teria que assinar termo de compromisso do serviço precário, o que não ocorreu até o momento. (Aneel – 01.11.2016) 4 Aneel aprova redução de 19,72% nas tarifas da distribuidora Boa Vista 5 Redução nas contas dos consumidores da Light (RJ) entrará em vigor a partir de 7/11 Os consumidores atendidos pela distribuidora Light Serviços de Eletricidade S/A terão as tarifas reduzidas a partir de 7 de novembro. Os novos percentuais foram aprovados no dia 1 durante Reunião Pública da Diretoria da Aneel. A empresa atende 3,8 milhões de unidades consumidoras localizadas em 31 municípios do Rio de Janeiro. Ao calcular o reajuste, conforme estabelecido no contrato de concessão, a Agência considera a variação de custos associados à prestação do serviço. O cálculo leva em conta a aquisição e a transmissão de energia elétrica, bem como os encargos setoriais. Os custos típicos da atividade de distribuição, por sua vez, são atualizados com base no IGP-M. Os dados são: Consumidores residenciais B1 -12,03 (negativo); Baixa tensão em média -11,73% (negativo); Alta tensão em média (indústrias) -13,32% (negativo); Efeito médio para o consumidor -12,25% (redução). O efeito médio da alta tensão refere-se às classes A1 (>= 230 kV), A2 (de 88 a 138 kV), A3 (69 kV) e A4 (de 2,3 a 25 kV). Para a baixa tensão, a média engloba as classes B1 (Residencial e subclasse residencial baixa renda); B2 (Rural: subclasses, como agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, serviço público de irrigação rural); B3 (Industrial, comercial, serviços e outras atividades, poder público, serviço público e consumo próprio); e B4 (Iluminação pública). (Aneel – 01.11.2016) 6 Decreto dá prioridade para distribuidoras da Eletrobrás no PPI Foi publicado no Diário Oficial da União desta quinta-feira, 3 de novembro, o decreto 8.893/2016, que dá tratamento prioritário para empreendimentos do Programa de Parcerias de Investimento dos setores de energia e mineração. O decreto coloca na lista a décima quarta rodada de licitações de blocos exploratórios de petróleo e gás natural sob o regime de concessão; as distribuidoras da Eletrobrás e as concessões do serviço público de distribuição de energia elétrica que elas eram titulares, além das hidrelétricas de Volta Grande, Miranda, São Simão, Pery e Agro Trafo. De acordo com o decerto, o BNDES ficará responsável pela execução e acompanhamento da desestatização das distribuidoras, tendo como obrigação divulgar as informações do processo, contratação de consultoria e auditoria, articulação com valores mobiliários e bolsa de valores e preparar os documentos necessários para apreciação do Tribunal de Contas da União. O decreto diz ainda que MME será o responsável pela coordenação e pelo monitoramento dos procedimentos e das etapas do processo de privatização, sem avançar nas competências do BNDES. (Agência CanalEnergia - 03.11.2016) 7 Aneel inicia processo que pode declarar inidoneidade da Bertin Energia A Aneel abriu processo de punição, que pode declarar a inidoneidade da Bertin Energia. O processo a ser instaurado pela Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração da Aneel é referente aos projetos MC2 Governador Mangabeira, MC2 Santo Antônio de Jesus, MC2 Sapeaçú, MC2 Camaçari 2, MC2 Camaçari 3 e MC2 Nossa Senhora do Socorro. Essas térmicas a óleo deveriam estar produzindo desde janeiro de 2013, mas nunca foram construídas. A empresa terá um prazo para apresentar defesa durante o processo, que pode banir não só a empresa e as subsidiárias responsáveis pelos projetos, como sócios e diretores das licitações da Administração Pública, assim como fecha qualquer tipo de contrato. As autorizações dessas usinas já foram revogadas pela Aneel em março deste ano, quando a diretoria definiu que era cabível a análise de aplicação de outras sanções administrativas aos agentes envolvidos. O diretor da Aneel, José Jurhosa Junior, relator da matéria, ressalvou que a abertura do processo administrativo era necessária tendo em vista os prejuízos causados ao setor elétrico. O diretor lembrou que a Bertin se comprometeu a implantar ao todo 23 usinas termelétricas no país a um investimento de R$ 8,270 bi. Esses projetos adicionariam 4.620 MW de potência instalada ao sistema e uma entrega anual contratada de 2.719,6 MW médios. O diretor lembrou ainda que a CCEE avaliou o montante a ser cobrado na justiça somente dos seis empreendimentos do processo de punição. Entre exposição ao mercado de curto prazo das distribuidoras, multas e penalidades contratuais por falta de lastro de energia e ajustes contábeis que seriam devidos por essas empresas no período de maio de 2014 a outubro de 2015, o valor chega a R$ 6,25 bi. A empresa tem ainda que pagar R$ 413,515 mi referentes a execução da garantia de fiel cumprimento, que tem sido impedida por liminares na justiça. (Agência CanalEnergia- 03.11.2016) 8 Distribuidoras vão repassar R$ 548,2 mil para conta-bandeiras de setembro A Aneel fixou os valores da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a Liquidação das operações do mercado de curto prazo. Os valores são referentes ao mês de setembro de 2016. De um total de R$ 548.245,02, a AES Sul (RS) vai repassar a maior cota de R$ 164.640,07, com a Coelba (BA) em seguida, repassando R$ 143.267,01. Os valores deverão ser repassados para a conta pelas distribuidoras até o próximo dia 7 de novembro. A Conta-Bandeiras também vai repassar aos agentes credores pelo mês de setembro R$ 565.510,34, das quais a AES Eletropaulo vai receber R$ 94.492,09 e a Copel R$ 70.662,89. O montante deverá ser repassado para as concessionárias até o dia 9 de novembro. (Agência CanalEnergia- 03.11.2016) A Aneel autorizou a Eletrosul a usar recebíveis de contratos de transmissão como garantia para obter financiamento de longo prazo no valor de R$ 750 mi com banco BTG Pactual. A operação será estruturada por meio da oferta de cotas do fundo de investimentos em direitos creditórios da Eletrosul (FIDC). (Valor Econômico – 04.11.2016) 10 Multa da Amazonas Energia é reduzida de R$ 1,9 milhão para R$ 94 mil A Aneel reduziu multa aplicada à Amazonas Distribuidora de Energia de R$ 1,9 mi para R$ 94,6 mil. A empresa foi punida por assinar dois contratos de mútuo com a Eletrobrás sem solicitar autorização prévia da Aneel. Os contratos firmados entre 2008 a 2011 envolvem empréstimos à distribuidora no valor total de R$ 64,5 mi. O valor da multa foi revisto pela diretoria da agência, ao concluir que não houve tratamento homogêneo em relação a processos semelhantes envolvendo Celg, Chesf e Bandeirante Energia. A distribuidora Eletrobrás havia solicitado o cancelamento ou a transformação da multa em advertência. (Agência CanalEnergia – 08.11.2016) 11 Ajuste na revisão da DMED prevê custo adicional de R$ 23,8 mil A Aneel negou pedido da DME Distribuição para que parte da receita com a prestação do serviço de iluminação pública não seja usada na redução da tarifa. A Aneel aprovou, no entanto, alguns ajustes no resultado da quarta revisão tarifária da empresa, realizada no ano passado, em consequência da ampliação de quatro para cinco anos do período entre revisões tarifárias, após a prorrogação do contrato de concessão. O novo contrato empurrou a próxima revisão da distribuidora de Poços de Caldas (MG) de 2018 para 2019. Com as alterações, o efeito médio na tarifa do consumidor passou de 25,04% para 25,06%. O custo financeiro de R$ 23,8 mil, a preços de outubro de 2015, será repassado no próximo reajuste tarifário. Em relação à iluminação pública, a agência aplicou a regra que prevê o compartilhamento com os consumidores de 60% da receita bruta resultante de atividades acessórias, mesmo que a prestação do serviço não gere lucro para a distribuidora. A responsabilidade pela iluminação pública foi transferida para a prefeitura de Poços de Caldas, que também controla o serviço de distribuição de energia, por meio do DMED. A distribuidora alega que vive uma situação particular, e que a operação contabilizada como “outras receitas” representa, na verdade, despesa. O serviço de iluminação é prestado por uma empresa contratada pelo município. O prejuízo anual estimado pela concessionária com o desconto na tarifa é em torno de R$ 1,2 mi, ou 9% da remuneração do capital investido. (Agência CanalEnergia – 08.11.2016) 12 Aneel aprova aprimoramentos no fornecimento de energia aos condomínios industriais A Diretoria da Aneel aprovou, no dia 88 resultado da Audiência Pública nº 10/2016 que tratou do aprimoramento regulatório dos aspectos comerciais relativos ao fornecimento de energia elétrica aos condomínios industriais. De acordo com a decisão, o empreendimento com múltiplas unidades consumidoras, cuja atividade predominante seja comercial, industrial ou de prestação de serviços, pode ser considerado uma única unidade consumidora desde que atenda as seguintes condições: a propriedade de todos os compartimentos do imóvel, prédio ou conjunto de edificações deve ser de apenas uma pessoa física ou jurídica ou as unidades consumidoras devem pertencer ao mesmo condomínio. De acordo com a regulamentação, em caso de necessidade de implantação de instalações pelos interessados em local onde já exista rede de distribuição, o fornecimento fica condicionado à avaliação técnica e de segurança pela distribuidora, que terá o prazo de até 30 dias para informar o resultado da análise a partir da solicitação. Nesses casos, a distribuidora pode determinar que sejam adotados padrões construtivos que não interfiram com a rede existente, como, por exemplo, sistemas subterrâneos. Segundo a decisão, todos os custos decorrentes de eventual solicitação de individualização da medição das unidades atendidas são de responsabilidade exclusiva do interessado. E o fornecimento de energia elétrica em um só ponto a unidades consumidoras já atendidas individualmente dependerá do ressarcimento prévio à distribuidora de eventuais investimentos realizados, nos termos da regulamentação específica. O assunto foi discutido em audiência pública no período de 3/3/16 a 3/5/16 e foram recebidas 37 contribuições de 21 participantes. (Aneel – 08.11.2016) 13 Bandeira tarifária verde pode voltar às contas de luz em dezembro Autoridades do setor elétrico avaliam que as condições meteorológicas e o forte ingresso de novas unidades de geração nas últimas semanas deverão levar à retomada do nível verde da bandeira tarifária da conta de luz em dezembro. A visão foi apresentada nesta quarta-feira em Brasília por participantes do CMSE do MME, que reúne a cúpula do governo para o tema. Em novembro, a bandeira voltou a ser amarela, com custo de R$ 1,50 a cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos, depois de vários meses no nível verde. O comitê informou que a ampliação da capacidade de geração de energia elétrica do país já alcançou 8.611 megawatts em 2016. O crescimento registrado nos dez primeiros meses deste ano é superior ao registrado em todo 2014, marcado pelo recorde de expansão anual. Naquele ano, o crescimento foi de 7.509 megawatts. Em outubro, entraram em operação 394,7 megawatts de capacidade instalada de geração e 65 km de linhas de transmissão. De acordo com o comitê, não há risco de déficit de energia para os subsistemas das regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste em 2016. Para o ano que vem, a chance de ocorrer esse déficit é de 0,9% e 0,1%, respectivamente, dentro da margem de 5% considerada a máxima inerente ao sistema elétrico. Na reunião, a Aneel apresentou os resultados do leilão de linhas de transmissão, onde foram vendidos 21 dos 24 lotes oferecidos. Dos R$ 12,5 bi em linhas de transmissão ofertadas, foram contratados R$ 11,6 bi. As instalações serão construídas em nove estados (Bahia, Ceará, Espírito Santo, Goiás, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Piauí e Rio Grande do Norte) e devem gerar cerca de 23,7 mil empregos diretos. (O Globo - 09.11.2016) 14 Aneel mantém multa da Bragantina de R$ 227 mil A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica manteve a multa de R$ 227,8 mil, aplicada no ano passado à Empresa Elétrica Bragantina por falhas em registros contábeis. A distribuidora seria multada em R$ 364,9 mil pela fiscalização econômica e financeira da Aneel, mas o valor foi reduzido após ajustes destinados a corrigir os erros identificados. A ação dos fiscais aconteceu em setembro de 2011 e resultou notificação à empresa no ano seguinte. A Bragantina opera no interior de São Paulo e é controlada pelo grupo Energisa. (Agência CanalEnergia – 10.11.2016) 15 Aneel autoriza recebíveis como garantia para Light e Furnas A Aneel autorizou a Light a oferecer recebíveis em garantia a empréstimo junto ao BNDES ao valor de R$ 176,9 mi que serão utilizados em seu plano de investimentos. O despacho foi publicado na edição de14 de novembro do DOU, que traz ainda a autorização para que Furnas ofereça recebíveis como garantia para financiamentos com diferentes instituições financeiras. Com a Caixa, o valor autorizado é de até R$ 1 bi, já ao BNDES (e Caixa via repasse) envolve a cessão de direitos creditórios e emergentes de recebíveis de geração e transmissão no valor de até R$ 628 mi. Outra frente é a anuência a fiança corporativa em favor da State Grid no valor de até R$ 100 mi, garantia para repactuação de financiamento de longo prazo, no valor de até R$ 195 mi com a Eletrobrás e fiança corporativa para aditamento à primeira emissão de debêntures da SPE Belo Monte Transmissora. (Agência CanalEnergia – 14.11.2016) 16 Aneel avalia limitar dividendo de distribuidora que não cumprir metas A Aneel irá analisar em reunião de diretoria na quarta-feira uma proposta que prevê limites para que distribuidoras de eletricidade paguem dividendos ou juros sobre o capital próprio a acionistas quando as empresas estiverem abaixo das metas de qualidade do serviço estabelecidas pelo regulador. O mecanismo, que valeria para concessionárias que renovaram o contrato no final do ano passado e outras que venham a assinar aditivos contratuais, tem como objetivo incentivar as elétricas a reduzir índices que medem a frequência e a duração das interrupções no fornecimento de energia. Pela proposta, as distribuidoras ficariam proibidas de distribuir dividendos ou pagar juros sobre o capital próprio acima de 25% do lucro líquido quando houvesse descumprimento das metas regulatórias por dois anos consecutivos ou por três vezes em um período de cinco anos. "As concessionárias... deverão limitar a distribuição de dividendos ou pagamento de juros sobre o capital próprio... até que os parâmetros regulatórios sejam restaurados", aponta a regra em estudo pela Aneel. A proposta que será analisada pela diretoria da agência na quarta-feira ainda prevê que, no caso de uma distribuidora descumprir a regra e pagar dividendos ou juros sobre capital próprio, será necessário que seus controladores reponham os recursos na forma de caixa, equivalentes de caixa ou aporte de capital, em 180 dias, com correção pela taxa Selic. Se aprovada, a medida valeria a partir do ano seguinte à assinatura dos contratos, o que significa desde 2016 para as elétricas que prorrogaram a concessão no final do ano passado. (G1 – 14.11.2016) 17 Tarifas da CEEE-D serão reduzidas em média em 16,28% A revisão tarifária da CEEE-D levou a uma redução média de tarifas de 16,28%, com impacto médio de -13,12% para os consumidores atendidos em baixa tensão e de -17,87% para os clientes conectados em alta tensão. Os novos índices serão aplicados a partir de 22 de novembro. O fator que mais influenciou o resultado da revisão foi a retirada da tarifa de 11,36% em despesas financeiras nos próximos 12 meses, além da saída de 5,03% em custos financeiros cobrados no último período tarifário. A redução no custo da energia comprada teve impacto de -3,52%, com destaque para Itaipu. Houve ainda queda de 4,65% nos custos da Conta de Desenvolvimento Energético. A Aneel também estabeleceu a trajetória de redução das perdas comerciais da CEEE-D, que vão partir do limite atual de 8,45% até atingir 7,04% sobre o mercado faturado em 2021. Para as perdas técnicas, o percentual ficou em 6,01% da energia injetada. Foram definidos ainda os limites dos indicadores de qualidade que medem a duração (DEC) e a frequência (FEC) das interrupções no fornecimento de energia para o período de 2017 a 2021. A distribuidora atende 1,6 milhão de unidades consumidoras no Rio Grande do Sul, em 72 municipios das regiões metropolitana (incluída a capital Porto Alegre), sul, litoral e campanha gaúcha. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 18 Aneel abre discussão sobre acordos de redução de contratos de energia A Aneel vai abrir audiência pública para discutir a possibilidade do registro retroativo de acordos bilaterais de redução de contratos de energia entre distribuidoras e geradores, para a contabilização dos meses de maio a dezembro de 2016. Outro ponto da audiência é a proposta de recontabilização do primeiro MCSD Energia Nova, realizado em julho desse ano, para que os agentes vendedores que já tinham acordos bilaterais registrados na época possam apresentar montantes adicionais de descontratação de energia. A livre negociação entre os agentes é parte da estratégia adotada pela agencia para redução das sobras de energia das distribuidoras. Pelas regras atuais, acordos de redução contratual só podem ser registrados na CCEE até o 25º dia do mês anterior ao mês de início de vigência. Existem pedidos na Aneel para que esse prazo previsto na RN seja desconsiderado, de forma a permitir maior flexibilidade em relação à data de validade dos acordos. Em relação ao Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova, a demanda de distribuidores e de geradores é de que o mesmo tratamento aplicado aos agentes na última rodada de processamento do MCSD em 2016 seja dado aos que participaram das duas primeiras rodadas. O argumento da Apine e da Abradee é de que no MCSD de outubro foi permitida a participação de geradores que já tinham firmado acordos de redução de contratos anteriormente, o que não aconteceu nas rodadas de julho e agosto. (Agência CanalEnergia – 17.11.2016) 19 Aneel recomenda veto a emendas na 'MP das Elétricas' A Aneel levou ao governo suas recomendações de veto presidencial na MP 735, que foi aprovada pelo CN no mês passado e precisa ser sancionada nos próximos dias. Tratando originalmente de questões como a venda de distribuidoras controladas pela Eletrobras e da reforma dos subsídios nas contas de luz, a MP voltou ao Palácio do Planalto com uma avalanche de emendas. Duas emendas importantes estão entre as sugestões de veto encaminhadas pela agência reguladora ao MME. Uma delas envolve o Inova Rede, programa de modernização das redes de distribuição, que é defendido pelas empresas do setor. Outra é a emenda que abre caminho para uma relicitação dos ativos da espanhola Abengoa dentro do processo de recuperação judicial da empresa. A emenda do Inova Rede permitiria, segundo a Abradee, investimentos adicionais de R$ 6 bi nas redes de áreas urbanas. De acordo com uma nota técnica da Aneel encaminhada ao ministério e obtida pelo Valor, a agência considera que isso implica instabilidade regulatória e compromete a modicidade tarifária, pois garante uma taxa de retorno maior aos investimentos do programa. Além disso, contraria o princípio da "regulação por incentivos". No caso da emenda que trata dos ativos da Abengoa, a ideia aprovada pelo CN é que suas linhas de transmissão possam ser relicitadas dentro do processo de recuperação judicial pela empresa, o que seria inédito em concessões de infraestrutura. Os contratos com fornecedores de bens e serviços também seriam mantidos. A Abinee, associação que representa fabricantes de materiais elétricos, lutou pela inclusão do texto na MP. Além disso, segundo a nota técnica, o tempo dispendido para a valoração das ações do sócio controlador pode ser maior do que a "solução usual" de declarar caducidade da concessão e relicitar o ativo. Outra sugestão de veto feita pela agência trata do artigo, incluído na MP 735 pelos parlamentares, que permitiria às distribuidoras negociar suas sobras de energia para consumidores do mercado livre. Na visão da Aneel, esse mecanismo dificultaria a regulação e desincentivaria a contratação eficiente, abrindo portas para uma "sobrecontratação artificial". (Valor Econômico – 17.11.2016) 20 Aneel muda regra para facilitar venda da Celg-D O novo operador da distribuidora de energia goiana Celg-D terá mais uma facilidade ao assumir uma das principais dívidas da companhia. O leilão da empresa está marcado para o dia 30, mas o contrato de concessão deve ser assinado apenas em fevereiro. Durante esse intervalo, o novo concessionário poderá atrasar o pagamento de parcelas das dívidas da empresa com a usina de Itaipu, que totaliza R$ 854 mi, com a garantia de que o vencimento da dívida total não será antecipado. A decisão de suspender essa regra foi tomada pela Aneel, que atendeu a um pedido da Eletrobrás, detentora de 51% das ações da distribuidora. A dívida da Celg-D com Itaipu foi renegociada em fevereiro, conforme os termos de medida provisória sancionada em novembro de 2015. Com o apoio do governo federal, a Celg conseguiu converter a dívida de US$ 364 mi em reais pelo câmbio de 2 de janeiro de 2015, de R$ 2,69. Na época da renegociação, a cotação média do dólar era de R$ 4,05. Com a aprovação da repactuação, o passivo da distribuidora ficou R$ 453,89 mi menor. A medida foi tomada para facilitar a privatização da companhia. Para ter direito a esse benefício, a Eletrobrás se comprometeu a não atrasar o pagamento das parcelas por mais de 30 dias. Caso contrário, estaria sujeita ao vencimento imediato de toda a dívida. Segundo o diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, a medida ajuda a mitigar os riscos do futuro operador da Celg-D. Ele destacou, no entanto, que o novo concessionário continua sujeito às demais penalidades do contrato de renegociação caso atrase o pagamento das parcelas da dívida no período entre o leilão e a assinatura do contrato de concessão. Sobre os pagamentos em atraso devem incidir automática e imediatamente multa pecuniária de 10% sobre o saldo devedor vencido, e juros moratórios de 1% ao mês, calculados desde a data do vencimento até o dia do pagamento, disse a Aneel. (O Estado de São Paulo - 16.11.2016) 21 Aneel reduz tarifas de energia para distribuidoras do RS e de Goiás A Aneel aprovou, no dia 16, a revisão tarifária para as distribuidoras Ceee-D, do Rio Grande do Sul, e Chesp, de Goiás. Nos dois casos, a revisão resultou em redução das tarifas para os consumidores. Para a Ceee, a redução será de 17,87% para os consumidores residenciais e de 13,12% para as indústrias. Os novos valores começam a valer no dia 22, para os 1,6 mi de consumidores atendidos pela distribuidora em 72 municípios do Rio Grande do Sul. Os consumidores residenciais atendidos pela Chesp terão uma redução de 9,34% nas tarifas e as indústrias, redução de 24,43%. A empresa atende 35,2 mil unidades consumidoras em dez municípios de Goiás. Diferentemente do reajuste, que acontece todos os anos, a revisão tarifária das distribuidoras é feita a cada quatro anos e leva em conta os custos, os investimentos e a eficiência das empresas. Por isso o valor das tarifas pode ser alterado para mais ou para menos. O principal objetivo da revisão é garantir uma tarifa justa para os consumidores e para os investidores e estimular o aumento da eficiência e da qualidade do serviço de distribuição de energia elétrica. (Agência Brasil 16.11.2016) 22 Aneel estende concessão de usina da CEB por 183 dias A Aneel aprovou a extensão do prazo de concessão da usina hidrelétrica Paranoá por 183 dias, em consequência da repactuação do risco hidrológico. O contrato outorgado a Companhia Energética de Brasilia venceria em outubro de 2019, mas vai vigorar até 29 de abril de 2020. A Aneel também aprovou a mudança no regime de exploração da usina de Serviço Público para Produção Independente de Energia, com a alteração da classificação do empreendimento de hidrelétrica para pequena central hidrelétrica. Localizada em Brasilia, a UHE Paranoá tem 30 MW de potência instalada e 13 MW de garantia fisica. A titularidade da usina deverá ser transferida para a CEB Geração, que vai assinar um termo aditivo ao contrato original, considerando a nova classificação da UHE Paranoá. Com a mudança de enquadramento da usina, a CEB Geração não precisará aplicar recursos no Programa de Pesquisa e Desenvolvimento do Setor Elétrico e terá direito à redução de 50% nas tarifas de Tusd e Tust. Essas isenções serão usadas na redução do custo dos contratos de energia da usina. A PCH não ficará isenta, no entanto, do pagamento da compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos, por ter entrado em operação comercial antes de 1998. Com a modificação do regime de explicação, a concessionária terá de fazer o pagamento do Uso do Bem Público correspondente ao prazo que resta da concessão. O valor anual do UBP é de R$ 358.380,36, dividido em parcelas mensais ao longo do ano. A prorrogação do prazo de concessão das usinas que tiveram parte ou a totalidade do risco transferida para o consumidor, em troca do pagamento de um prêmio de risco, está prevista na Lei nº 13.203, de 2015. A legislação e a regulamentação da Aneel estabelecem que o deslocamento do período de outorga poderá ser feito quando não for possível ressarcir o gerador do prejuízo com o déficit de geração da usina no ano passado, no prazo remanescente da vigência dos contratos de venda de energia do empreendimento. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 23 Aneel determina recálculo de débitos do GSF suspensos por decisão judicial A CCEE terá que fazer a recontabilização dos débitos relacionados ao déficit de geração das usinas hidrelétricas que ficaram suspensos por decisões judiciais entre março e dezembro de 2015, para retirar os juros cobrados dos geradores que decidiram repactuar o risco hidrológico. A decisão foi revista pela Aneel na reunião pública de 16 de novembro. O valor terá de ser recalculado para a retirada da remuneração, uma vez que a Resolução 552 da Aneel prevê apenas a atualização pelo IGPM de pagamentos que estão sub judice. A remuneração só será considerada no parcelamento dos débitos do GSF aprovados pela autarquia em março desse ano, sobre os quais incidem a Selic mais juros de 1% ao mês. A diretoria da agência confirmou, porém, a decisão da CCEE de não considerar inadimplentes os agentes que não estavam protegidos por decisões judiciais e que pagaram na liquidação apenas os valores sobre os quais não havia questionamento. Também estão suspensos para esses agentes os efeitos financeiros dos custos associados ao risco hidrológico de terceiros, até que sejam resolvidas as ações que ainda tramitam na Justiça. A resolução que impede a cobrança de remuneração em caso de decisão judicial favorável aos agentes será reavaliada pela Aneel. A agência considera que essas decisões impactam financeiramente outros credores no mercado de curto prazo e estimulam as ações judiciais, ao protegerem os beneficiados dos custos da inadimplência. A ideia é modificar as Regras de Comercialização para que encargos sejam cobrados do agente quando as decisões judiciais forem revogadas, com tratamento semelhante ao dos demais casos de inadimplência. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 24 Aneel flexibiliza regra para pagamento de dívida da Celg D A Aneel decidiu flexibilizar as condições de cobrança das parcelas da dívida de R$ 854 mi da Celg D que deverão ser pagas neste fim de ano. A medida foi tomada pela diretoria da agência para que o novo controlador da distribuidora goiana não seja submetido à pressão por aporte de recursos após a realização do leilão, no fim do mês, e antes da assinatura dos contratos. A Celg D acumulou a dívida milionária ao deixar de honrar nos últimos anos com o pagamento da compra da energia gerada pela hidrelétrica Itaipu (PR). No início do ano, a Aneel definiu os critério de parcelamento deste montante, o que era apontando como uma das principais incertezas do processo de privatização. De acordo com as regras do leilão, a empresa ou grupo empresarial que assumir o controle da Celg D se comprometerá a saldar a totalidade das dívidas da companhia com o setor elétrico. O diretor¬-geral da Aneel, Romeu Rufino, explicou que a penalidade decorrente da falta de pagamento da dívida de Itaipu não será aplicada no período que anteceder a assinatura do contrato, programada para o início de 2017. "No prazo entre a realização do leilão e a assinatura do contrato, o novo controlador não terá ainda assumido efetivamente a gestão da distribuidora", justificou Rufino. Para ele, a decisão tomada vai afastará um "risco desnecessário" que vinha sendo associado ao leilão, o que poderia influenciar na decisão de investidores interessados na privatização da empresa. Rufino ressaltou que as atuais obrigações previstas nas regras de parcelamento da dívida da Celg D com Itaipu continuarão valendo após a troca de comando. Ao reestruturar a dívida da Celg D com Itaipu, a Aneel definiu que, em caso de atraso superior a 30 dias, haverá cobrança de multa de 10% sobre o saldo devedor e juros de 1% ao mês, entre a data de vencimento e o dia do pagamento da obrigação. O saldo atual envolve dívidas acumuladas entre novembro de 2008 a janeiro de 2012. (Valor Econômico – 17.11.2016) 25 Aprovado aprimoramento sobre investimentos em redes subterrâneas Foi aprovado no dia 16, durante Reunião Pública da Diretoria da Aneel, aprimoramento na regulação Nº 414/2010 no que diz respeito a investimentos em redes subterrâneas de distribuição de energia elétrica. De acordo com a decisão, é de responsabilidade exclusiva do interessado, individualmente ou em conjunto, da Administração Pública Direta ou Indireta, o custeio das obras realizadas a seu pedido nos seguintes casos: deslocamento ou remoção de poste e rede e implantação de rede subterrânea em casos de extensão rede nova ou conversão da rede aérea existente. Nesse último caso, a distribuidora deve estabelecer, em até 90 dias após a solicitação, normas técnicas próprias para viabilização das obras. O aprimoramento não se aplica a obras para implantação de redes subterrâneas que atendam a critérios técnicos e econômicos da distribuidora - situação em que os investimentos associados serão reconhecidos de acordo com a regulamentação vigente. O assunto ficou em audiência pública no período de 28 de janeiro a 28 de março e recebeu 23 contribuições de 12 empresas. Como ponto de partida para discussão do tema, a Aneel realizou, em 26 de setembro de 2013, o Seminário Sistemas Subterrâneos de Distribuição: Aspectos Regulatórios. Também foi realizada no segundo semestre de 2014 a Consulta Pública nº 13/2014, com o objetivo de receber contribuições sobre investimentos em redes subterrâneas e avaliar a necessidade de aprimoramentos. A ideia de discutir o assunto surgiu após a constatação de que nos últimos anos têm surgido diferentes iniciativas, tanto em âmbito municipal quanto em âmbito federal, no sentido de estabelecer critérios para que as empresas de infraestrutura enterrem suas redes aéreas urbanas. As principais justificativas apresentadas por essas iniciativas são de ordem estética ou de segurança. (Aneel – 18.11.2016) 26 Audiência quer aprimorar classificação de unidades consumidoras A Aneel aprovou, no dia 16, audiência pública para receber contribuições e aprimorar os critérios de classificação das unidades consumidoras. O documento em audiência visa dar mais clareza a alguns artigos da RN nº 414/2010, com o objetivo de evitar possíveis dúvidas. Entre as sugestões está a proposta de que os “logradouros de uso comum e livre acesso” devam ser entendidos como os espaços públicos em que o acesso e o uso são gratuitos, ainda que cercados e com horário de funcionamento, inclusive os destinados ao lazer e à prática de atividades esportivas. Outra alteração necessária no critério de classificação é a explicitação de que a subclasse iluminação pública é destinada exclusivamente para as instalações relacionadas com a prestação do serviço de iluminação pública e de responsabilidade do Poder Público Municipal ou Distrital ou de quem receba a delegação, com fundamento nos arts. 30 e 149-A da Constituição Federal. Também deve ser simplificada a atual redação do §6o do art. 5º da resolução 414, com a utilização da expressão “vias públicas destinadas ao trânsito de pessoas ou veículos” no lugar do texto atual, que elenca “ruas, avenidas, túneis, passagens subterrâneas, vias, estradas e passarelas”, em harmonia com o Código de Trânsito Brasileiro. (Aneel – 18.11.2016) 27 Aneel reduz multa aplicada contra CPFL Paulista A diretoria da Aneel concedeu um alívio milionário em favor da CPFL Paulista ao reduzir uma penalidade aplicada pela Arcesp, que totalizava R$ 3,68 mi. A multa aplicada pela Aresp ocorreu em razão de fiscalização realizada entre 13 e 15 de outubro de 2014, com o objetivo de avaliar o desempenho da área comercial da distribuidora. A agência encontrou 26 constatações, 14 não conformidades, cinco determinações e três recomendações. Por considerar insatisfatórias as alegações apresentadas pela distribuidora, a Arcesp lavrou auto de infração multando a companhia em R$ 4,83 milhões, valor que foi reduzido para R$ 3,68 mi após interposição de recursos por parte da concessionária de energia elétrica. O processo foi encaminhado à Aneel. A CPFL Paulista, empresa do grupo CPFL Energia, entrou novamente com recurso questionando o enquadramento das infrações. A Aneel aceitou parte dos argumentos da empresa, reduzindo a multa para R$ 479,3 mil. "Tudo posto, há elementos suficientes para a redução da multa de R$ 3.682.240,50 para R$ 479.313,95", decidiu a agência reguladora federal, seguindo o voto encaminhado pelo diretor Tiago Correia. (Agência CanalEnergia- 21.11.2016) 28 Aneel aprova reajuste tarifário médio de 8,37% para Eletroacre A Aneel aprovou, em reunião ordinária de dia 22, o reajuste tarifário da Eletroacre, com efeito médio de 8,37% para os consumidores. Os novos percentuais passarão a valer a partir de 30 de novembro. A Eletroacre atende 250 mil unidades consumidoras em 22 municípios do Acre. (Valor Econômico – 22.11.2016) 29 Aneel nega pedido para revisar cobrança de encargo da conta A Aneel rejeitou um pedido de revisão de valores incluídos na CDE, fundo setorial que banca subsídios do setor elétrico. A Light e a Abrace tinham solicitado revisão das quotas anuais da CDE deste ano, por conta de previsões de gastos feitos com indenizações de concessões e iniciativas sociais como programa Luz para Todos, despesas com carvão mineral e subvenção Tarifa Social de Energia Elétrica. A Abrace pedia à agência que não incluísse nenhum no orçamento da CDE de 2016 atrelado à rubrica "obrigações pendentes" da CCC, que está dentro da CDE, mas a Aneel rejeitou o pleito e manteve o valor de R$ 2,4 bi. A agência também rejeitou um pedido para reembolso integral de valores contratados de gás natural e pagos pela Eletrobrás Amazonas Energia e pela Petrobrás. Em sua decisão, a Aneel determina que a Eletrobrás repasse aos beneficiários da CCC apenas os valores relativos às "obrigações pendentes", no total de R$ 2,4 bi, para aqueles que comprovem a efetiva utilização do recurso. A Petrobrás pedia a revisão dos valores relacionados ao transporte de gás na região, mas também teve seu pleito rejeitado. O pagamento de CDE transformou-se em um imbróglio jurídico, com dezenas de ações de empresas movidas pelas empresas para interromper o pagamento parte do encargo. Nas contas da Abrace, cerca de R$ 6 bi deverão ser alvo de contestação judicial somente este ano. Como essa conta da CDE tem um orçamento anual pré-definido, se algum agente deixa de participar do rateio, a conta sobra para o consumidor doméstico, a não ser que o TN assuma a despesa. A suspensão de pagamento teve início em julho do ano passado. Com decisões na Justiça que apontaram uma série de custos irregulares embutidos no fundo setorial, a Abrace conseguiu uma liminar que eximiu seus clientes de pagar, em 2015, cerca de R$ 1,6 bilhão. Nas discussões sobre o orçamento da CDE, a Abrace convenceu a Aneel de que o fundo tinha embutido uma cobrança em duplicidade de custos da CCC. A agência reconheceu o erro de metodologia e cortou a cobrança em R$ 1,6 bi, reduzindo esse custo da conta de luz dos consumidores do País. (O Estadão – 22.11.2016) 30 Aneel corrige norma para permitir redução de contratos no MCSD A Aneelvou uma correção na Resolução Normativa 693, que trata do MCSD de energia nova, para permitir que a redução de montantes de energia negociada entre distribuidoras e geradores possa ser aplicada aos contratos com início de suprimento anterior ou igual ao início da vigência do processamento do MCSD Energia Nova. Uma alteração feita pela resolução normativa 727 na resolução 693 prevê que a oferta de redução contratual só poderá ser proposta por geradores cujos contratos têm início de suprimento anterior ao de vigência do MCSD de energia nova. A Aneel destacou que a maioria dos contratos regulados tem entrega da energia iniciada em 1º de janeiro. Nos acordos para redução de contratos, como o início de suprimento aconteceria na data de início da vigência do processamento do MCSD, haveria impedimento para que esse tipo de operação fosse incluída no mecanismo. “Essa restrição é ilógica e contraria o objetivo primordial da norma de dar condições para que todos os contratos possam participar do Mecanismo”, ponderou em seu voto o relator do processo, André Pepitone. (Agência CanalEnergia – 22.11.2016) 31 União adianta R$ 936 milhões para aumento de capital da Eletrobras A Eletrobras recebeu R$ 936,2 mi da União como adiantamento de uma futura operação de aumento de capital, informou a empresa em comunicado. Os recursos devem viabilizar parte da execução do plano de negócios da estatal para o período de 2017 a 2021. O plano foi divulgado na semana passada e prevê aportes de R$ 35,8 bi no período. Do total projetado até 2021, a Eletrobras prevê investimentos de R$ 8,95 bi em 2017. Os aportes anuais esperados para 2017 serão os maiores do plano divulgado. A companhia afirmou ainda, em nota, que manterá o mercado informado sobre efetivação da operação de aumento de capital, assim como de outros adiantamentos da União feitos anteriormente que somam quase R$ 2 bi. (G1 – 22.11.2016) 32 Tarifa da Eletrobras-AC vai subir 8,37% em média A Eletrobrás Distribuição Acre foi autorizada a aplicar aumento médio de tarifas de 8,37%, com impacto de 7,84% para os consumidores atendidos em alta tensão e de 8,50% para os clientes do segmento de baixa tensão. As novas tarifas entrarão em vigor em 30 de novembro. Os índices de reajuste refletem o impacto de 7,63% do custo de aquisição de energia, em consequência dos novos contratos dos sistemas isolados e da energia das cotas das hidrelétricas. O custo da distribuição cresceu 3,05%, e houve ainda a inclusão de 8,93% em despesas financeiras nos próximos 12 meses. A aplicação de componentes financeiros foi compensada pela retirada de 9,49% em despesas do periodo tarifário anterior. Os encargos setoriais tiveram redução de 7,97%, com destaque para a CDE. A distribuidora tem débitos setoriais em atraso, mas terá direito ao reajuste por ter assinado o termo de prestação temporária do serviço de distribuição no estado. Ela está sem contrato de concessão, que venceu e não foi renovado pela Eletrobras. Com um mercado consumidor de cerca de 250 mil clientes, a Eletroacre é uma das seis distribuidoras federalizadas que estão sem contrato e deverão ser privatizadas até dezembro de 2017. (Agência CanalEnergia – 22.11.2016) 33 CPFL Energia busca anuência da Aneel para aquisição pela State Grid A CPFL Energia divulgou nesta quarta-feira, 23 de novembro, que apresentou o requerimento para que a Aneel autorize a transferência das ações detidas pelos acionistas do bloco de controle à State Grid. A autorização da Aneel é a última condição precedente para a consumação da transferência das ações de emissão da CPFL Energia. O negócio anunciado em julho passado, inicialmente envolvia apenas a parte da Camargo Correa, mas teve adesão dos outros acionistas previ e fundo Energia SP FIA. Com isso, a empresa chinesa já tem assegurado 53,3% do capital social da companhia. A State Grid deve oferecer aos acionistas minoritários as mesmas condições de compra dos papeis, podendo chegar a 100% do capital social da companhia brasileira. O negócio pode chegar perto de R$ 39,5 bi, segundo cálculos do mercado financeiro na ocasião da divulgação do negócio. (Agência CanalEnergia – 23.11.2016) 34 Audiência debate revisão tarifária da Energisa Borborema (PB) A Diretoria da ANEEL aprovou, em audiência pública de dia 22, discutir com a sociedade proposta da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Energisa Borborema Distribuidora de Energia S/A (EBO). A concessionária possui 207 mil unidades consumidoras e atende Campina Grande e outras cinco cidades do interior da Paraíba. As propostas são: Alta Tensão em média (indústrias) 11,82%; Baixa Tensão em média (residências) -4,09% negativo; Média (Baixa Tensão e Alta Tensão) 1,29%. A previsão é que os índices finais somente serão conhecidos no final de janeiro de 2017, quando o assunto será deliberado pela Diretoria da Agência em Reunião Pública Ordinária. A revisão das tarifas será aplicada a partir de 4 de fevereiro de 2017. A revisão tarifária periódica reposiciona as tarifas cobradas dos consumidores após analisar os custos eficientes e os investimentos prudentes para a prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica, em intervalo médio de quatro anos. No dia 15/12/16 será realizada sessão presencial da audiência na cidade de Campina Grande, Paraíba. Local e horário da sessão serão divulgados posteriormente. (Aneel – 23.11.2016) 35 Regulamentados descontos em tarifas de distribuição e transmissão para fontes incentivadas A Aneel aprovou, no dia 22, o resultado da Audiência Pública 038/2016, que propôs alterar a Resolução Normativa nº 77/2004, para refletir as alterações nas disposições relativas ao desconto nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de TUSD e TUST, oriundas das Leis 13.097/2015, 13.203/2015 e 13.299/2016. A audiência recebeu 77 contribuições de representantes da sociedade e de instituições do setor elétrico. Segundo essas leis, a CDE deve prover recursos para compensar descontos aplicados nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica. A proposta aprovada prevê o início da aplicação da redução tarifária após a publicação da RN nº 77/2004 e aprovação das Regras de Comercialização – objeto da Audiência Pública nº 67/2016. Pontos abrangidos pela resolução: Leis 13.097/2015 e 13.203/2015; Ampliação do alcance do desconto nas tarifas de uso para consumo de energia destinada à autoprodução em operação comercial a partir de 1/1/16, fontes incentivadas com potência entre 30 e 300 MW, que resultem de leilão de compra de energia ou autorizados a partir de 1 de janeiro, fontes incentivadas com potência entre 30 e 50 MW, limitado o desconto a 30 MW; Lei 13.299/2016; Altera o patamar de potência de empreendimentos hidráulicos com desconto de 3 MW para 5 MW; Empreendimentos que tiverem suas outorgas de autorização prorrogadas não fazem jus à redução tarifária (Aneel – 23.11.2016) 36 DME Distribuição e Eletroacre terão novas tarifas Consumidores da DME Distribuição, de Poços de Caldas (MG), tiveram as tarifas de energia reduzidas em média em -29,13%. Os novos valores foram aprovados pela Aneel e entraram em vigor na última terça-feira (22/11). Clientes da baixa tensão tiveram redução de 26,83%, enquanto consumidores da alta tensão vão ter queda de 32,07% nas tarifas de energia. A Aneel aprovou também os reajustes de tarifas para os consumidores da Eletroacre – Eletrobras Distribuição Acre, que entram em vigor a partir de 30/11. Em média, as tarifas devem subir 8,37%. Clientes conectados à baixa tensão terão elevação de 8,50%, enquanto que os conectados na alta tensão devem ter alta de 7,34%. (Agência Brasil Energia – 23.11.2016) 37 Audiência debate qualidade da governança de distribuidoras de energia elétrica Iniciado hoje o período de contribuições à audiência pública que debate o aprimoramento da regulação sobre qualidade dos sistemas de governança corporativa dos agentes de distribuição de energia elétrica. A proposta em debate apresenta os principais eixos para a formulação dos mecanismos e da adoção de boas práticas de governança. Por mérito, as distribuidoras serão classificadas em níveis que definirão benefícios para aquelas com nível de governança alto ou médio, e restrições para as que apresentarem classificação insuficiente. O regulamento prevê ainda período de dois anos para a adaptação inicial, antes de a avaliação passar a ser obrigatória. Após a avaliação, a classificação perdurará por dois anos, caso a distribuidora não dê causa a processo de reavaliação; e a Aneel divulgará listagem com a avaliação da governança de todas as distribuidoras após o período de avaliação inicial. As adequações na regulamentação de governança corporativa seguem as diretrizes propostas nos aditivos dos contratos de concessão e no art. 13 da Resolução Normativa 699/2016. (Aneel – 24.11.2016) 38 Aneel libera mais R$ 4 milhões para a Light por obras nas Olimpíadas A Aneel autorizou a liberação de R$ 4.130.212,05 CDE para a Light (RJ). O valor corresponde a parcela do mês de setembro de 2016 e se destina as obras de fornecimento de energia elétrica temporária para os Jogos Olímpicos e Paraolímpicos de 2016, referentes ao International Broadcast Centre (IBC). (Agência CanalEnergia – 24.11.2016) 39 Eletropaulo discorda de decisão da Aneel A Eletropaulo mantém a posição de não provisionar os R$ 626 mi que a Aneel determinou que sejam devolvidos aos consumidores, e não descarta acionar a Justiça para garantir isso, disse Francisco Morandi, vice-¬presidente e diretor de relações com investidores da distribuidora de energia. A briga entre a companhia e o regulador vem desde 2013. Em dezembro daquele ano, a Aneel determinou que a Eletropaulo deveria ressarcir os consumidores por cerca de 250 km de cabos contabilizados, na visão da agência, incorretamente, na base de ativos da empresa. Essa devolução seria via tarifa. A contabilização incorreta dos cabos teria acontecido entre 2002 e 2011. E Eletropaulo questionou a decisão do regulador na Justiça, que suspendeu a necessidade de devolução do montante. Nesta semana, a disputa entre a distribuidora de energia e a agência reguladora teve um novo capítulo. A Aneel havia determinado a cobrança de uma multa de R$ 143,3 mi da companhia devido ao não provisionamento dos R$ 626 mi no balanço. Na reunião ordinária da agência de terça-¬feira, os diretores decidiram suspender a cobrança da multa, mas determinaram que a distribuidora teria 30 dias para fazer a provisão contábil do montante no balanço. Segundo Morandi, a posição da empresa tem também suporte em pareceres de escritórios de advocacia especializados. Com base nesses pareceres, a Eletropaulo considera que não precisa provisionar nenhum valor referente aos cabos. Isso porque a companhia acredita que são grandes as suas chances de sucesso na disputa que questiona a necessidade da devolução do montante. (Valor Econômico – 25.11.2016) 40 Redução na tarifa da Ceron é aprovada A diretoria da Aneel aprovou, em Reunião Pública de dia 29, redução nas tarifas da Ceron. Os novos percentuais entram em vigor a partir de dia 30. A empresa atende 605 mil unidades consumidoras localizadas em 52 municípios de Rondônia. Ao calcular o reajuste, conforme estabelecido no contrato de concessão, a Agência considera a variação de custos associados à prestação do serviço. O cálculo leva em conta a aquisição e a transmissão de energia elétrica, bem como os encargos setoriais. Os custos típicos da atividade de distribuição, por sua vez, são atualizados com base no IGP-M. Os índices que serão aplicados às contas de luz dos consumidores são: Consumidores residenciais B1: -6,36 % (negativo); Baixa tensão em média: -5,82 % (negativo); Alta tensão em média (indústrias): -7,61% (negativo); Efeito médio para o consumidor: -6,32% (negativo). (Aneel – 29.11.2016) 41 Aprovado reajuste tarifário da Amazonas Distribuidora de Energia (AmE) A diretoria da Aneel aprovou, em Reunião Pública de dia 29, o reajuste tarifário da AmE. Os novos percentuais entram em vigor a partir da publicação no DOU. A empresa atende 775 mil unidades consumidoras localizadas no Estado do Amazonas. O reajuste havia sido suspenso em 1º/11. Ao calcular o reajuste, conforme estabelecido no contrato de concessão, a Agência considera a variação de custos associados à prestação do serviço. O cálculo leva em conta a aquisição e a transmissão de energia elétrica, bem como os encargos setoriais. Os custos típicos da atividade de distribuição, por sua vez, são atualizados com base no IGP-M. Os índices que serão aplicados às contas de luz dos consumidores são: Consumidores residenciais B1: 21,54 %; Baixa tensão em média: 21,57 %; Alta tensão em média (indústrias): 17,78 %; Efeito médio para o consumidor: 20,01 %. (Aneel – 29.11.2016) 42 Aprovada redução nas tarifas de cooperativa do interior de São Paulo A diretoria da Aneel aprovou hoje, em reunião pública, revisão tarifária da Cermc. A redução nas tarifas entra em vigor a partir de dia 30. Os índices que serão aplicados às contas de luz dos consumidores são: Baixa tensão em média: -0,60 % (negativo); Alta tensão em média (indústrias): -3,73 % (negativo); Efeito médio para o consumidor: -1,96 % (negativo). A aplicação da revisão tarifária está prevista nos contratos de permissão assinados entre as cooperativas e o Governo federal, por meio da Aneel. Os índices homologados pela Agência são os limites a serem praticados pelas cooperativas. (Aneel – 29.11.2016) 43 Aneel aprova regras para prestação temporária dos serviços de distribuição de energia A Aneel aprovou o resultado da audiência pública que disciplina as condições para a prestação temporária do serviço público de distribuição de energia elétrica. A decisão alcança as distribuidoras Amazonas Energia (AM), Eletroacre (AC), Ceron (RO), Cepisa (PI), Ceal (AL), Boa Vista Energia (RR) e CERR (RR), que não renovaram o contrato de concessão, e a CEA (AP) em caso de autorização do poder concedente. O normativo aprovado segue as diretrizes estabelecidas na Portaria MME nº 388/2016. Para a prestação temporária algumas regras foram adaptadas e flexibilizadas até a assinatura do contrato de concessão por um novo concessionário, com data limite de dezembro de 2017 para as federalizadas e 30 de junho de 2018 para as distribuidoras estaduais. A decisão contempla medidas que asseguram a continuidade do serviço prestado em três dimensões: gestão; receitas reguladas; e empréstimo com condições reguladas. A Agência também definiu trajetórias de melhoria para as empresas referente a custos operacionais, perdas não técnicas, e qualidade do serviço, verificada por meio dos indicadores globais DEC/FEC. A Agência estabeleceu ainda mecanismos específicos e provisórios de recomposição de receitas reguladas como a reversão dos valores de compensação por violação de indicadores individuais de qualidade em investimentos na rede; aplicação dos reajustes e revisões tarifárias; recebimento de recursos dos fundos CCC, CDE e RGR; condição diferenciada para recebimento dos recursos da sub-rogação da CCC e flexibilização dos referenciais regulatórios de perdas para fins de cálculo das tarifas e dos repasses da CCC, conforme determinação da Lei n. 13.299/2016. As distribuidoras poderão realizar empréstimos via RGR, em condições definidas pela Aneel, para garantir o cumprimento das obrigações intrassetoriais, as despesas para operação e manutenção relativas à atividade de distribuição e os investimentos mínimos em reposição, e o pagamento dos juros da dívida. Esses empréstimos deverão ser pagos pelos novos concessionários em prazo de 48 meses após assinatura do contrato de concessão, com carência de 12 meses após a assinatura do contrato de concessão para amortização de principal e juros. (Aneel – 29.11.2016)
Publicação de Balanços em IFRS 1 Lucro líquido da EDP Brasil cresce 317,2% no 3º trimestre A EDP Brasil reportou um salto de 317,2% no lucro líquido do terceiro trimestre deste ano para R$ 230,798 milhões, frente aos R$ 55,323 mi registrados no mesmo período anterior. No acumulado do ano, o lucro ainda cai 28,6% sobre 2015 para R$ 630,705 mi. O ebtida da empresa cresceu 6,6% para R$ 625,774 mi no trimestre, decorrente da contabilização do valor justo do ativo indenizável na EDP Escelsa, no montante de R$ 151,5 mi. Sem esse efeito, o ebitda cairia 19,2% no trimestre. No ano, o ebtida cai 15,2% para R$ 1,880 bi. A receita operacional líquida, sem a receita de construção, registra queda de 5% no trimestre para R$ 2,382 bi e no acumulado dos nove primeiros meses do ano, de -7,3%, para R$ 7,158 bi. O investimento do grupo cresceu 84,4% no terceiro trimestre para R$ 184,342 mi. No acumulado do ano, a alta é de 71,9% para R$ 423,253 mi. (Agência CanalEnergia – 31.10.2016) 2 Eletropaulo multiplica prejuízo em seis vezes, para R$ 32,5 mi A Eletropaulo terminou o terceiro trimestre do ano com prejuízo líquido de R$ 32,5 mi, seis vezes maior que a perda de R$ 5,2 mi apurada no mesmo intervalo do ano passado. Segundo a Eletropaulo, o resultado mais uma vez refletiu a retração do mercado de distribuição de energia na sua área de concessão. A receita líquida da companhia caiu 18,1% no trimestre, para R$ 2,9 bi. O mercado total de distribuição caiu 1% no trimestre, para 10.606,6 GWh. O Ebitda recuou 47,8% no trimestre, para R$ 134,4 mi. Além da retração do mercado, resultado também refletiu o aumento das despesas operacionais, por conta dos custos com o programa de recuperação dos indicadores de qualidade da companhia. Os investimentos operacionais tiveram alta de 2,2% no trimestre, para R$ 645,5 mi. O aumento da provisão para créditos de liquidação duvidosa (PCLD) em 72,8%, para R$ 80,8 mi, também contribuiu para a piora no resultado líquido da companhia. (Valor Econômico – 03.11.2016) 3 AES Tietê: Lucro cai 38,6% no 3º trimestre, para R$ 97,8 milhões A AES Tietê apurou lucro líquido de R$ 97,8 mi no terceiro trimestre do ano, queda de 38,6% ante os R$ 159,3 mi obtidos no mesmo intervalo de 2015. O resultado refletiu a queda da receita da companhia, devido ao fim do contrato bilateral de venda de energia para a AES Eletropaulo, no fim do ano passado. A receita da companhia caiu 36,3% no trimestre, para R$ 402,4 mi. O Ebitda caiu 36%, para R$ 334,3 mi. Devido ao fim do contrato com a Eletropaulo, a energia vendida pela AES Tietê foi contratada no mercado livre desde o início do ano. Isso explica a queda no preço médio da energia vendida pela companhia, que saiu de R$ 203,2/MWh no terceiro trimestre de 2015 para R$ 149,4/MWh no trimestre encerrado em setembro, queda de 26,5%. A energia gerada pela companhia no período, porém, teve alta de 59,9%, para 3.189,1 GWh. (Valor Econômico – 03.11.2016) 4 Alta de custo e efeito cambial afetam lucro da EDP no 3º trimestre A EDP informou queda de 4% no lucro líquido do terceiro trimestre, para 143 milhões de euros, na comparação anual. A receita da companhia portuguesa somou 3,44 bilhões de euros de julho a setembro, recuo de 6% em relação ao mesmo período de 2015. O resultado foi afetado, principalmente, pelos efeitos cambiais negativos e pelo aumento dos custos de geração de energia. A produção de eletricidade da EDP no trimestre foi de 14,89 TWh, avanço de 4,2% na comparação anual. Com relação à operação brasileira, a empresa destacou o crescimento de 5% no Ebitda, para 163 milhões de euros, por conta da incorporação da usina de Pecém. (Valor Econômico – 03.11.2016) 5 Ampla termina terceiro trimestre de 2016 com prejuízo de R$ 72,3 mi A Ampla terminou o terceiro trimestre de 2016 com prejuízo de R$ 72,3 mi, superior ao resultado negativo do mesmo período de 2015, de R$ 12 mi. A distribuidora divulgou na última quinta-feira, 3 de novembro, seus resultados financeiros. A receita operacional líquida ficou em R$ 1,09 bi, recuando 18,5% em relação ao do terceiro trimestre de 2015. O Ebitda neste trimestre caiu 44,6% e chegou a R$ 53,6 mi. O volume de energia no trimestre, que engloba a venda e o transporte, é de 2.658 GWh, mostrando um pequeno aumento de 0,4%. Os investimentos de R$ 192,5 mi no trimestre foram 21,9% menores na comparação com o terceiro trimestre de 2015. Nos nove meses do ano, o prejuízo está em R$ 199 mi. O valor também supera o alcançado até setembro de 2015, à época de R$ 31,1 mi. A receita operacional líquida ficou em R$ 3,11 bi, caindo 18,8% na comparação com os nove meses de 2015. Já o Ebitda da distribuidora teve recuo de 12,7% e registrou R$ 219,9 mi. Até setembro, o volume de energia da Ampla teve uma leve queda de 0,4%, ficando em 8.740 GWh. No ano, o capex de R$ 571,4 mi mostra um aumento de 2,3% na comparação com o que foi investido até setembro de 2015. De acordo com Carlo Zorzoli, Country Manager da Enel Brasil, os resultados da Ampla continuam afetados pela recessão econômica, que teve um forte impacto na distribuição. Segundo ele, as vendas de energia e de transportes estão estagnadas e as perdas aumentam. Ainda assim, ele alega que está havendo investimento na modernização da rede de distribuição para melhorar a qualidade do serviço. O número de consumidores totais aumentou 3,1%, chegando aos 3 milhões. (Agência CanalEnergia – 04.11.2016) 6 Lucro da AES Tietê Energia cai 38% no 3º trimestre A AES Tietê Energia apresentou um lucro líquido de R$ 97,8 mi no terceiro trimestre de 2016, queda de 38,6% quando comparado aos R$ 159,3 mi do mesmo período de 2015. No ano a queda de lucro está em 41,8% ante 2015. A empresa acumula ganhos de R$ 275,4 mi ante os R$ 473,2 mi de 2016. As quedas reportadas não somente nesse indicador, mas como em receita e de geração de caixa operacional são atribuídos ao encerramento do contrato bilateral da geradora com a AES Eletropaulo que esteve vigente até 31 de dezembro de 2015. O ebitda na base trimestral da geradora ficou em R$ 213,8 mi, recuo de 36% na mesma base de comparação com 2015. Essa queda deve-se à redução do preço médio de venda. No ano esse indicador soma R$ 633 mi, recuo de 36% na comparação com os nove meses de 2015. A receita operacional bruta da empresa somou R$ 453,6 mi, 31,9% menor do que no mesmo trimestre de 2015. Um dos principais motivos é o menor preço médio em função do término do contrato com a AES Eletropaulo. Já nos nove meses de 2016 o indicador segue a mesma tendência com queda de 35,9%, justamente pelo encerramento do contrato bilateral com a distribuidora do próprio grupo AES Brasil. O volume de energia gerada nos três meses encerrados em setembro somou 3.189,1 GWh, aumento de 59,9% na comparação com 2015. No acumulado do ano, esse volume somou 9.869,8 GWh um volume 84,6% acima do reportado nesse mesmo período de 2015. O destaque ficou com a maior UHE da empresa a de Água Vermelha que no ano vem apresentando geração 106,4% acima do reportado em 2015. A energia faturada aumentou em 14,8% na comparação trimestral e 13,4% acima quando a base é anual. A performance, explicou a geradora, deve-se ao aumento da venda de energia no MRE e função do maior despacho das usinas da companhia ao longo deste ano. No trimestre foram faturados 4.011 GWh e no ano 12.096 GWh. De acordo com a empresa, os resultados de trimestre foram influenciados pelo aumento do volume de energia gerada no período. Este amento deve-se pelo menor volume e compra de energia no mercado de curto prazo, que associado ao menor preço spot médio verificado no submercado SE/CO, que ficou em R$ 115,01/MWh ante os R$ 203,82/MWh no mesmo período de 2015, resultaram na queda dos custos com energia no MCP em R$ 70,3 mi quando comprado ao mesmo período do ano anterior. (Agência CanalEnergia – 04.11.2016) 7 Coelce tem lucro de R$ 59,7 mi no terceiro trimestre de 2016 A Coelce teve lucro líquido de R$ 59,7 mi no terceiro trimestre de 2016. O resultado, divulgado pela concessionária na última quinta-feira, 3 de novembro, é 35,3% menor que o registrado no mesmo período do ano passado, que chegou a R$ 92,3 mi. A receita líquida caiu 0,7% e ficou em R$ 1,02 bi. Já o Ebitda da Coelce neste trimestre mostra uma queda de 14% e ficou em R$ 135,3 mi. O número de consumidores totais da distribuidora é de 3,8 mi. Nos nove meses do ano, o lucro chega a R$ 277,9 mi, caindo 11,3% na comparação com os R$ 313,2 mi registrados até setembro de 2015. A receita líquida da distribuidora nos nove meses recuou 7%, ficando em R$ 2,89 mi. O Ebitda da Coelce até setembro é de R$ 516,9 mi, menor que os R$ 562,7 mi dos nove meses do ano passado. Os investimentos no trimestre ficaram em R$ 122,4 mi, recuando 8,4% na comparação com o capex do mesmo período do ano passado. No ano, houve um aumento de 12,5% e os investimentos chegaram a R$ 332,6 mi. O volume de energia vendida e transportada no trimestre foi de 2.903 GWh, crescendo 3,4 %. No acumulado do ano, o volume é de 8.597 GWh, subindo 1,7%. (Agência CanalEnergia – 04.11.2016) 8 Eletrobras tem lucro de R$ 875 milhões no 3º trimestre A estatal Eletrobras apresentou lucro de R$ 875 milhões no terceiro trimestre, revertendo prejuízo no mesmo período do ano passado, após contabilizar novas receitas relacionadas a indenizações devidas pela União à companhia desde a renovação antecipada de seus contratos de concessão, segundo dados divulgados nesta quinta-feira. As indenizações decorrem de um pacote de medidas do governo para redução das tarifas de energia, no final de 2012. A companhia registrou um saldo contábil de R$ 1,499 bilhão ao incluir uma atualização monetária referente a essas indenizações, cujo recebimento foi reconhecido em seu balanço do segundo trimestre. No terceiro trimestre de 2015, o prejuízo da elétrica havia sido de R$ 4,225 bilhões. As indenizações renderam também mais R$ 1,931 bilhão à Eletrobras devido à participação detida pela estatal na transmissora de energia Cteep, que reconheceu o direito a compensações bilionárias em seu balanço do terceiro trimestre. Com o resultado, a Eletrobras registra o segundo trimestre consecutivo de lucros, após acumular mais de R$ 30 bilhões em perdas desde 2012. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) do trimestre subiu para R$ 3,237 bilhões, ante R$ 3,149 bilhões negativos no mesmo período de 2015. (G1 – 10.11.2016) 9 Eletrobras: ganhos são resultado de participações societárias que teve influência direta da Portaria no. 120 A Eletrobras apresentou lucro líquido de R$ 863 mi ao final do terceiro trimestre deste ano, revertendo assim as perdas de R$ 4 bilhões no mesmo período de 2015. Já no acumulado do ano a elétrica já soma ganhos de R$ 9,7 bilhões ante o resultado negativo de R$ 4,1 bi reportado entre janeiro e setembro do ano passado. O ebitda (antes de juros, impostos, depreciação e amortização) ficou em R$ 3,237 bi, revertendo o sinal inverso do ano passado e no acumulado do ano está em R$ 24,580 bi. A estatal atribuiu os ganhos no trimestre ao resultado de participações societárias que teve influência direta da Portaria no. 120 do MME que estabeleceu as condições de indenização do RBSE. E ainda, ao passivo a descoberto em controladas e atualizações monetárias. (Agência CanalEnergia – 10.11.2016) 10 Copel tem prejuízo de R$ 75,1 milhões no 3º trimestre A Copel reportou um prejuízo líquido de R$ 75,1 milhões no terceiro trimestre, revertendo o lucro líquido de R$ 91,4 mi obtido no ano anterior. No segundo trimestre, a empresa tinha tido um lucro líquido de R$ 996,6 mi. No ano, o lucro acumulado está em R$ 1,057 bi, 22,5% acima do registrado em 2015. A receita operacional líquida da companhia paranaense chegou a R$ 2,907 bi no trimestre, 10,4% menor que o registrado em igual período anterior. Nos nove primeiros meses do ano, a Copel teve receita líquida de R$ 9,675 bi, 15,1% menos que no ano passado. Os investimentos no trimestre cresceram 70,4% para R$ 911,1 mi. A Copel já aportou no ano R$ 2,728 bilhões, 72% acima de 2015. O lajida (ou ebtida) da empresa cresceu 42,9% para R$ 427,7 mi no terceiro trimestre. No ano, a geração de caixa aumentou 53,5% para R$ 2,498 bi. o resultado reflete efeitos positivos da revisão tarifária da copel Distribuição e a estratégia de alocação de energia no mercado de curto prazo da Copel GeT, alinhado à menor exposição ao GSF no período. Esses efeitos são parcialmente compensados pela retração de 9% no mercado cativo da distribuidora, pelo menor volume de energia vendida no MCP em razão do não acionamento da UTE Araucária no trimestre e pela remensuração do valor da indenização da RBSE que impactou negativamente a receita de disponibilidade da rede elétrica em R$ 206,4 milhões. (Agência CanalEnergia – 10.11.2016) 11 Celesc reverte prejuízo e lucra R$ 120,4 milhões no 3º trimestre A Celesc obteve lucro líquido de R$ 120,4 mi no terceiro trimestre deste ano, revertendo o prejuízo de R$ 83,3 mi registrado igual período anterior. O lucro líquido acumulado no ano está em R$ 121,2 mi, revertendo o prejuízo de R$ 6,7 mi em 2015. O ebtida teve forte alta no trimestre passando de R$ 15,6 mi, em 2015, para R$ 197,8 mi, em 2016. No ano, o aumento ficou em 11,6% para R$ 156,1 mi. A receita bruta da companhia caiu 10,9% para R$ 2,785 bi no trimestre. A queda acumulada no ano está em 8,2% para R$ 8,446 bi. A receita líquida, excluindo a receita de construção, caiu 3,9% no trimestre para R$ 1,492 bi. O resultado foi afetado pelo reconhecimento de R$ 225 mi relativo à exposição considerada voluntária de 2014, na conta de ativos/passivos financeiros. No ano, o recuo é de 13,5% para R$ 4,773 bi. Os investimentos realizados em geração e distribuição de energia somaram R$ 112,2 mi no trimestre e R$ 312,8 mi acumulado no ano. Na área de concessão da Celesc houve elevação de 3,9% da energia total distribuída, somando 5.576 GWh no terceiro trimestre com destaque para a classe residencial, que registrou 8% de aumento no período e os consumidores livres, que cresceram 31,1%. Por outro lado, a classe industrial retraiu 24,5% no trimestre. (Agência CanalEnergia – 11.11.2016) 12 Cemig: Lucro quase triplica no 3º trimestre e vai a R$ 433,4 milhões A Cemig registrou lucro líquido atribuído aos acionistas controladores de R$ 433,4 mi no terceiro trimestre, quase três vezes acima do ganho de R$ 166,9 mi registrado um ano antes. A estatal mineira de energia teve receita líquida de R$ 4,89 bi, com alta de 2,31% na mesma base de comparação, e Ebitda consolidado de R$ 1,19 bi, com expansão de 84,3%. Conforme a companhia, esse desempenho reflete, principalmente, a redução da despesa com compra de energia e a , sociedade por meio da qual as empresas mantêm uma participação no bloco de controle da Light, diante de “novos critérios de precificação”. “Com base nos estudos realizados, encontra¬-se registrado um passivo no valor de R$ 1,513 bi referente à diferença entre o valor justo estimado para os ativos em relação ao preço de exercício”, informou a Cemig, em relatório divulgado na madrugada de sábado. A energia comercializada pelo grupo no trimestre totalizou 13.841 GWh, o equivalente a expansão de 3,63%, e as vendas de energia para consumidores finais somaram 10.826 GWh, queda de 4,32%. A estatal argumentou que o consumo de energia elétrica é afetado, desde o início do ano passado, “pelas condições adversas das conjunturas política e econômica nacional e, no mercado cativo, pelos sucessivos aumentos de tarifas de energia elétrica que, associados à aplicação da bandeira tarifária, resultaram em significativo aumento no valor da conta de energia”. (Valor Econômico – 13.11.2016) 13 Energisa melhora resultado e reduz endividamento Depois de uma oferta pública de ações que injetou R$ 1,536 bi no caixa, a Energisa registrou lucro de R$ 63,3 mi no terceiro trimestre, revertendo prejuízo de R$ 132,5 mi registrado em igual período de 2015. No acumulado do ano a empresa contabiliza lucro líquido de R$ 160,6 mi, 16,8% abaixo do acumulado nos nove primeiros meses de 2015. A geração de caixa medida pelo Ebitda ajustado foi de R$ 574,3 mi, com crescimento de 26,5% em relação ao mesmo período do ano passado. No acumulado de 2016, o Ebitda ajustado da Energisa foi de R$ 1,376 bi. A empresa tinha em caixa R$ 3,318 bi. Parte do dinheiro da capitalização foi utilizado para aumentar a participação acionária em algumas subsidiárias, como a Energisa Tocantins e a Bragantina. A empresa fechou o trimestre com dívidas de R$ 5,85 bi. A injeção de capital permitiu reduzir a alavancagem que estava em 4,2 vezes em junho ¬ quando a dívida era de R$ 7,015 bi ¬ para 3,2 vezes em setembro. A Energisa investiu R$ 509 mi no terceiro trimestre, 15,9% mais que em igual período de 2015. Segundo Maurício Botelho, vice¬presidente financeiro e de relações com investidores, grande parte dos recursos foi destinado às empresas adquiridas do grupo Rede. Segundo o executivo, as empresas do Mato Grosso e Tocantins são as que mais absorvem investimentos para programas de melhoria da qualidade e também para atender o mercado. Enquanto registra melhora do caixa, a Energisa sente a queda do consumo de energia nas suas distribuidoras. As vendas para o mercado cativo faturado caíram 2,7% no terceiro trimestre, para 6.022 Gwh e como ficou com excedentes de energia adquirida, a comercializadora do grupo registrou aumento de 7,8% nas vendas de energia elétrica. Mesmo assim Botelho aponta como positivo o aumento de 2,2% no consumo da classe residencial em relação ao terceiro trimestre de 2015. Um destaque é a Energisa Tocantins, onde o mercado cresceu 8,9%, e a Paraíba (5,6%) devido às altas temperaturas registradas. Botelho também chamou a atenção para o aumento de 6,8% do consumo da classe rural, influenciada por exportações de commodities agrícolas e ligações do Programa Luz para Todos no Mato Grosso. A Energisa aderiu ao Nível 2 de Governança da BM&FBovespa em 28 de agosto. A empresa está concluindo em novembro um aumento de capital na Rede Energia, de R$ 351 mi, que vai elevar sua participação direta na empresa de 95,1% para 96,2%. Na Energisa Mato Grosso o aumento de capital será de R$ 350,9 mi, o que vai elevar a participação para 66,6%, ante os atuais 58,8%. No Tocantins a participação vai aumentar de 71,4% para 76,7% depois de capitalização de R$ 152,6 mi. Após capitalização de R$ 50 mi na Empresa Elétrica Bragantina, a Energisa terá 95,8% do capital. (Valor Econômico – 14.11.2016) 14 CEB tem prejuízo de R$ 5,1 mi no 3º trimestre A CEB terminou o terceiro trimestre de 2016 com prejuízo de R$ 5,1 mi. No mesmo trimestre do ano passado, ela teve prejuízo de R$ 111,2 mi. No segundo trimestre deste ano ela teve lucro de R$ 29,7 mi. A estatal do Distrito Federal divulgou na última segunda-feira, 14 de novembro, seus resultados financeiros do período. A receita operacional líquida chegou a R$ 451,4 mi, menor que os R$ 621,1 mi do terceiro trimestre de 2015. O Ebitda ajustado da CEB no trimestre ficou negativo em R$ 18,4 mi, recuando mais que no mesmo período do ano passado, quando foi negativo em R$ 1,5 mi. No acumulado dos nove meses do ano, a CEB teve lucro líquido consolidado de R$ 30,3 mi, em contraponto ao prejuízo de R$ 174,8 milhões registrados até setembro de 2015. A receita líquida registrada até setembro deste ano ficou em R$ 1,53 bi, inferior aos R$ 1,78 bi do mesmo período do ano passado. Já o Ebitda ajustado no ano está em R$ 40,1 mi, menor que o dos nove meses de 2015, de 55,3 milhões. De acordo com a CEB, houve uma redução no consumo na área de concessão da distribuidora de 1,3%. Ela encerrou o trimestre com 1.031.846 consumidores, em que 87,7% estão na classe residencial, 10,5% no comercial e 1,8% nas demais classes. Ainda de acordo com a CEB, houve um recuo de 17,6% nos custos com a energia comprada devido à queda nos custos de suprimento da energia de Itaipu. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016)
Indicadores de Sustentabilidade Econômico-Financeira 1 Audiência apresenta proposta de limites de DEC e FEC para a Companhia de Eletricidade do Amapá Os limites dos indicadores de continuidade de DEC e de FEC da CEA para o período de 2017 a 2021 estão em Audiência Pública. A medida foi aprovada no dia 1 durante Reunião Pública da Diretoria da ANEEL. A empresa não possui contrato de concessão e não tem cronograma de revisões tarifárias como as outras distribuidoras. Por essa razão, a Agência tem estabelecido os limites dos indicadores de continuidade com periodicidade de cinco anos, em 2007 e 2011. Os indicadores DEC e FEC são apurados pelas distribuidoras e enviados periodicamente para a ANEEL para verificação da continuidade do serviço prestado e representam, respectivamente, o tempo e o número de vezes que uma unidade consumidora ficou sem energia elétrica para o período considerado (mês, trimestre ou ano). Para definir os índices, a ANEEL utiliza os atributos extraídos das Base de Dados Geográficas das Distribuidoras - BDGDs enviadas pelas empresas. (Aneel – 03.11.2016) 2 Limites de DEC e FEC da Companhia Sul Sergipana de Eletricidade estão em audiência A Diretoria da Aneel aprovou, no dia 1, abertura de audiência pública para definir os limites dos indicadores de continuidade de DEC e de FEC da Companhia Sul Sergipana de Eletricidade – SULGIPE para o ano de 2017. A data de Revisão Tarifária Periódica (RTP) da empresa passou de 14 de dezembro de 2016 para 22 de maio de 2017, no entanto, a distribuidora possui limites de DEC e FEC definidos somente até o fim de 2016. Os limites para o período de 2018 a 2022 serão definidos durante a revisão tarifária da Distribuidora. Os indicadores DEC e FEC são apurados pelas distribuidoras e enviados periodicamente para a ANEEL para verificação da continuidade do serviço prestado e representam, respectivamente, o tempo e o número de vezes que uma unidade consumidora ficou sem energia elétrica para o período considerado (mês, trimestre ou ano). Para definir os índices, a Aneel utiliza os atributos extraídos das BDGDs enviadas pelas empresas. (Aneel – 03.11.2016) 3 Aneel anuncia nova data para o prêmio IASC 2016 A cerimônia do Prêmio IASC 2016, Índice Aneel de Satisfação do Consumidor, que reconhece as distribuidoras mais bem avaliadas com base na percepção do consumidor residencial, foi remarcada para o dia 23 de novembro, às 16h, no auditório CEPAT, localizado na sede da Aneel, em Brasília. Na ocasião, serão entregues troféus e certificados às vencedoras, que poderão ser utilizados no material de divulgação de cada empresa juntamente com o selo IASC. Anualmente, a Aneel divulga a lista de distribuidoras finalistas do Prêmio IASC 2016, Índice Aneel de satisfação do Consumidor. As distribuidoras são por meio de pesquisa de opinião realizada pela Agência. A pesquisa foi realizada, no período de 7 de julho a 21 de setembro de 2016. Foram entrevistados 24.926 consumidores residenciais, de forma presencial domiciliar, de 540 municípios atendidos pelas 101 distribuidoras, sendo 63 concessionárias e 38 permissionárias. Divulgado anualmente pela Aneel desde 2000, o IASC retrata o grau de satisfação do consumidor em relação à qualidade dos serviços prestados pelas distribuidoras de energia elétrica, com o propósito de estimular a busca pela melhoria contínua na perspectiva do consumidor. A Aneel premia desde 2002 as distribuidoras mais bem avaliadas pelos consumidores residenciais. (Agência CanalEnergia – 09.11.2016) 4 Revisão da Energisa Borborema prevê aumento médio de tarifa de 1,29% A proposta de revisão tarifária da Energisa Borborema prevê aumento médio para os consumidores de 1,29%, com impacto de 11,82%, em média, para os consumidores conectados na alta tensão e redução média de 4,09%, para os clientes atendidos em baixa tensão. Os índices definitivos entrarão em vigor em 4 de fevereiro de 2017. O processo da distribuidora da Paraíba ficará em audiência pública de 24 de novembro a 23 de dezembro. Está prevista reunião pública na cidade de Campina Grande no próximo dia 15. No cálculo da revisão, a Aneel atualizou os custos das parcelas A (compra de energia e encargos) e B (despesas operacionais e remuneração), que contribuíram para um impacto de 7,22% em relação ao reajuste tarifário de 2016. A retirada da tarifa de despesas financeiras nos próximos 12 meses contribuiu para uma redução tarifária de 4,17%. Houve ainda a retirada de componentes financeiros incluídos no reajuste tarifário do ano passado, que representam redução de 1,76% na revisão. A Aneel definiu a trajetória de perdas comerciais sobre o mercado de baixa tensão para os próximos anos, que vai variar do índice de partida de 2,24% a 0,74%, no fechamento do ciclo de revisão. Já para as perdas técnicas, foi estabelecido o percentual de 5,86% da energia injetada no sistema. A agência definiu ainda os DEC e a FEC das interrupções no fornecimento de energia para o período de 2018 a 2021. (Agência CanalEnergia – 23.11.2016) 5 Distribuidoras do RS são vencedoras do Prêmio Iasc Brasil Pelo segundo ano consecutivo, a concessionária Muxfeldt Marin & Cia Ltda e a Cooperativa de Distribuição e Geração de Energia das Missões foram as vencedoras do Prêmio Índice Aneel de Satisfação do Consumidor na principal categoria da premiação – o Iasc Brasil – e também em categorias específicas. A MuxEnergia atingiu a nota de 84,28 e a Cermissões de 89,38, em uma escala de um a 100. A cerimônia de entrega do prêmio aconteceu nesta quarta-feira, 23 de novembro, no auditório da Agência Nacional de Energia Elétrica. A nota média do Iasc para as 63 concessionárias de distribuição esse ano ficou em 64,86, enquanto a das 38 cooperativas enquadradas como permissionárias foi de 70,89. O prêmio é conferido anualmente pela agência reguladora às distribuidoras melhor avaliadas por seus clientes, na Pesquisa Aneel de Satisfação do Consumidor. O levantamento realizado entre julho e setembro com 24.926 consumidores de 540 municipios brasileiros mostrou melhora na avaliação das empresas em relação à pesquisa de 2015, ano em que nota média ficou em 57,03 para as concessionárias e em 69,31 para as permissionárias. A piora na percepção foi influenciada pelo aumento expressivo nas tarifas de energiano ano passado. Apesar disso, na pesquisa anterior, a Mux e a Cermissões, que operam no interior do Rio Grande do Sul, já alcançavam índices bem acima da média das distribuidoras, com 74,81 e 83,18, respectivamente. Apesar da melhora no cenário, em 2016 os dez melhores índices ficaram com empresas de pequeno porte. Entre os dez piores estão os de concessionárias como AES Eletropaulo e Celg Distribuição. (Agência CanalEnergia – 23.11.2016) 6 BM&F Bovespa lista 11 empresas do setor no ISE A BM&FBovespa anunciou na última quinta-feira, 25 de novembro, a décima segunda carteira do Índice de Sustentabilidade Empresarial. Desta vez, onze empresas ligadas ao setor elétrico foram listadas no ISE. AES Tietê, AES Eletropaulo, Copel, Eletrobras, CPFL, Light, Celesc, Cemig, Engie Brasil, WEG e EDP. Essa lista vai vigorar de 2 de janeiro de 2017 a 5 de janeiro de 2018. O ISE foi criado em 2005, sendo o quarto do tipo no mundo. Desde a sua criação, ele apresentou rentabilidade de 145,36% contra 94,11% do Ibovespa. No mesmo período, o ISE teve ainda menor volatilidade: 25,25% em relação a 28,05% do Ibovespa. O objetivo do índice é atuar como indutor de boas práticas no meio empresarial brasileiro e ser uma referência para o investimento socialmente responsável. Para este processo da carteira, foram convidadas 179 companhias. Destas, 41 participaram do processo, sendo 39 como elegíveis e duas como treineiras. Esta carteira também inaugura a inclusão dos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável no questionário em alinhamento e de forma tempestiva à adoção dos ODS pela ONU no final de 2015. A partir de uma abordagem integrada, as perguntas foram estruturadas a fim de que as empresas possam analisar as implicações das práticas empresariais em relação aos ODS; prever indicadores e metas em relação aos ODS e seus resultados esperados e prever recursos compatíveis com os objetivos e metas. A Celesc não estava na última edição e agora foi inserida. De acordo com a empresa, a classificação reflete a evolução e compromisso de longo prazo dela com o desenvolvimento sustentável. Já a Cesp, que estava na carteira anterior, não divulgou as repostas de seu questionário e ficou de fora. Para a Copel, que se manteve no índice, a manutenção no ISE é reflexo da constante preocupação dela com o desenvolvimento da sustentabilidade, baseada em eficiência econômica, equilíbrio ambiental, justiça social e governança corporativa. No ISE desde o início, André Dorf, presidente da CPFL Energia, lembra que participar pelo décimo segundo ano consecutivo é a consolidação de que a empresa é protagonista em sustentabilidade no setor elétrico brasileiro, contribuindo para a construção de uma visão de longo prazo voltada para a economia de baixo carbono. Para o presidente da Cemig, Mauro Borges, a manutenção nesse índice reitera o compromisso da empresa na busca da criação de valor para os seus acionistas, empregados e fornecedores, e ao bem-estar da sociedade, além do aprimoramento das práticas de sustentabilidade empresarial. (Agência Canal Energia – 25.11.2016) 7 CPFL Piratininga investe na melhoria do sistema elétrico das cidades de Sorocaba e Santos A CPFL Piratininga investiu este ano, até setembro, R$ 12,7 mi em Sorocaba e R$ 7,4 mi em Santos. A concessionária realizou obras de suporte ao crescimento de mercado, aumento da capacidade de subestações e linhas de transmissão, adequação, manutenção e expansão de redes, tornando mais robusto, seguro e confiável o sistema elétrico e melhorando o nível de conforto de seus clientes. Do montante investido pela concessionária na cidade de Sorocaba, cerca de R$ 6,7 mi foram destinados aos projetos que viabilizam o atendimento ao cliente e o crescimento do mercado, por meio da ampliação da extensão das redes elétricas e a instalação de novos medidores para consumidores residenciais, comerciais e industriais. Já em Santos, essa área recebeu investimentos a cerca de R$ 2,3 mi. Ao final de setembro, 281,6 mil clientes eram atendidos pela CPFL Piratininga em Sorocaba, e 216,971 mil em Santos. Em linhas gerais, Santos e Sorocaba receberam investimentos para a ampliação de suas redes elétricas secundária e primária, substituição de equipamentos, readequação de subestações e no suporte ao crescimento do mercado. Esses projetos deixam o sistema elétrico das cidades preparados para o aumento futuro da demanda por energia tanto do parque industrial quanto no consumo das classes comercial e residencial. O presidente da CPFL Piratininga, Carlos Zamboni Neto, diz que a realização desses investimentos revela o compromisso da distribuidora. Os investimentos realizados contribuem para que a CPFL Piratininga tenha os melhores indicadores de continuidade no fornecimento de energia do País, segundo o ranking da Aneel. Em média, os clientes da concessionária ficam 7,25 horas sem energia durante o ano, o menor índice de interrupção do Brasil, de acordo com o regulador. A frequência das interrupções é de 4,31 vezes, também o mais baixo do país. (Agência CanalEnergia – 28.11.2016)
1 S&P rebaixa ratings da Cemig A Standard & Poor's Global Ratings rebaixou a classificação 'B+' atribuídos na escala global e 'brBBB+' na Escala Nacional Brasil da Cemig, e suas subsidiárias Cemig D e Cemig GT. A perspectiva dos ratings é estável. De acordo com a agência, a perspectiva estável reflete a opinião de que a liquidez da empresa não deverá se deteriorar muito mais, uma vez que a agência espera que a Cemig conclua o refinanciamento de seus vencimentos de dívida de curto prazo. (Agência CanalEnergia – 23.11.2016) 2 Eletrobras: Fitch revisa perspectiva de nota de negativa para estável A Fitch revisou a perspectiva dos ratings de longo prazo em moeda local e estrangeira da Eletrobras — ambos atualmente em ‘BB-’ — de negativa para estável. A agência também manteve a nota em escala nacional da companhia em ‘AA-(bra)’. Segundo a Fitch, a melhora da perspectiva reflete o crescente apoio financeiro que o governo federal deu à Eletrobras durante 2016, por meio de aportes que já somaram R$ 3 bi e garantias de empréstimos que representam 30% da dívida da empresa. A agência também espera que a nova diretoria administrativa da Eletrobras melhore gradualmente seu fluxo de caixa operacional consolidado. O rating da companhia considera sua importância estratégica para o país em decorrência de sua forte posição no setor de energia e sua participação de mercado nas áreas de geração e transmissão. Já na avaliação de sua nota separada do país, o rating seria menor por conta de sua fraca geração de caixa operacional e investimentos altos. “A decisão de aceitar a renovação antecipada dos contratos de concessões de energia elétrica com o governo afetou seriamente a companhia”, afirmou a Fitch. Por outro lado, a estatal vem reduzindo com sucesso seus custos operacionais e a compensação da renovação das concessões de transmissões a receber será adicionada à sua geração de caixa operacional após julho de 2017, segundo a Fitch. (Valor Econômico – 29.11.2016)
Lançamento de debêntures por distribuidoras e divulgação de resultados dos mesmos 1 Light aprova emissão de R$ 100 mi A Light informou em comunicado ao mercado que aprovou emissão de R$ 100 mi em debêntures, que será feita em série única no próximo dia 16 de novembro. O valor nominal unitário será de mil reais e serão emitidas cem mil debêntures. De acordo com a empresa, as debêntures serão simples, não sendo conversíveis em ações de emissão da emissora. As debêntures vencem em 12 meses da sua data de emissão e não haverá atualização monetária do valor nominal unitário delas. As Debêntures farão jus a juros correspondentes à variação acumulada de 100% da taxa média diária dos depósitos interfinanceiros de um dia. A remuneração será paga trimestralmente, a contar da data de emissão, no dia 16 dos meses de fevereiro, maio, agosto e dezembro de cada ano, sendo o primeiro pagamento devido em 16 de fevereiro de 2017 e o último na data de vencimento. (Agência CanalEnergia – 31.10.2016) 2 Celpa estuda captar R$ 300 milhões com debêntures A Celpa estuda captar R$ 300 mi por meio da emissão de debêntures, segundo comunicado enviado ao mercado na última sexta-feira, 28 de outubro. A empresa explica que o documento é um prospecto preliminar exclusivo para a análise da Anbima. A intenção inicial é emitir 300 mil papéis com valor unitário de R$ 1 mil cada. A proposta poderá ser ampliada em 105 mil debêntures caso haja interesse do mercado. Os bancos coordenadores da emissão são o Itaú BBA, o BTG Pactual e o Citi, que realizarão o procedimento de coleta de intenções de investimento, procedimento conhecido como Bookbuilding. (Agência CanalEnergia – 31.10.2016) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
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