l IFE: nš 02 - Setembro de 2015 Índice Distribuidoras de Energia Elétrica Contabilidade e Regulação da ANEEL Publicação de Balanços em IFRS Indicadores de Sustentabilidade Econômico-Financeira Lançamento de debêntures por distribuidoras e divulgação de resultados dos mesmos
Distribuidoras de Energia Elétrica A Light Energia, subsidiária integral da Light, dará à BNDESPar uma opção de venda sobre a totalidade das units de emissão da Renova de titularidade do braço de participações acionárias do banco de fomento. Segundo a Light, a BNDESPar manifestou interesse na alienação total das suas 9.311.425 units (duas ações preferenciais e uma ação ordinária), representativas de 8,8% do capital social da Renova. A decisão ocorreu após a Light Energia firmar contrato para a venda da suas ações à americana SunEdison, por US$ 250 milhões. (Valor Econômico – 08.09.2015) 2 Coelba investe R$ 6,3 milhões para programa de P&D em 2015 Buscar soluções tecnológicas que tragam mais eficiência aos serviços prestados e desenvolver e capacitar profissionais e pesquisadores. Estes são os principais objetivos do programa de P&D da Coelba (BA) que, nos últimos dez anos, recebeu investimentos da ordem de R$ 83 mi. Em 2015, a concessionária destinará R$ 6,3 mi para projetos do segmento. Atualmente, o programa de P&D da empresa conta com quatorze projetos em andamento, sendo seis desenvolvidos em cooperação com as demais distribuidoras do Grupo Neoenergia, – Celpe (PE) e Cosern (RN). As iniciativas do programa são voltadas para Sustentabilidade, Segurança, Qualidade, Combate a Perdas (furto de energia) e Redes Inteligentes, áreas estabelecidas como prioritárias pelo Grupo. O investimento em pesquisa e desenvolvimento é regulado pela Aneel e, para aprovação das iniciativas, são avaliadas a originalidade, aplicabilidade na empresa e no setor elétrico, relevância e razoabilidade de custos. Até chegar ao mercado, os produtos oriundos de projetos de P&D passam por criteriosas etapas, como estudos, experimentos, criação e aperfeiçoamento de protótipos, desenvolvimento industrial e pesquisas mercadológicas. Produto de um dos projetos de P&D da Coelba, o sensor de curto-circuito foi usado no carnaval de Salvador deste ano e contribuiu com a qualidade e continuidade do fornecimento de energia durante a festa. Outro produto oriundo de P&D que permite o monitoramento remoto é o transformador de distribuição de energia inteligente. Com o intuito de coibir o furto de energia, a Coelba também está investindo cerca de R$ 1 mi em um projeto de P&D para desenvolver um dispositivo de detecção de desvios embutidos de energia elétrica, realizado em parceria com a UFBA e o SENAI/CIMATEC. Trata-se de um equipamento eletrônico capaz de detectar fraudes embutidas em paredes ou pisos. (Agência CanalEnergia - 04.09.2015) 3 Abradee: governo poderia ter tido mais prudência "Há uma série de cenários possíveis, os quais indicam desde a possibilidade de sobrar dinheiro até a de faltar. Por isso defendemos que era mais prudente aguardar mais um período para que fosse tomada uma decisão mais segura", destaca o diretor da Abradee, Marco Delgado. (O Estado de São Paulo – 04.09.2015) 4 CPFL Energia: "Se essa situação não for corrigida agora, o valor será repassado mais à frente ao consumidor de maneira 'selicada'" 5 TCU confirma renovações de distribuidoras Após um longo debate, o plenário do TCU autorizou o governo a renovar por 30 anos as concessões das distribuidoras de energia elétrica cujos contratos vencem entre 2015 e 2017. A maioria dos ministros apoiou a decisão do relator, José Múcio, que optou por um caminho diferente do sugerido pela equipe técnica, favorável à relicitação de todos os contratos. O ministro entendeu que o cenário econômico atual torna absolutamente inviável a promoção de uma onda tão volumosa de licitações. Ainda assim, dois ministros preferiram a tese da unidade técnica, ao alegarem que, da forma proposta pelo governo, as renovações não garantem a qualidade desejada na prestação dos serviços. O próprio Múcio admitiu certa contrariedade com a própria decisão, de certa forma política. "Certamente, não foi o ideal. Preferia votar com unidade técnica, pois significaria que eu estava vivendo em um país otimista, com inflação controlada, com crédito farto e sem ameaça de rebaixamento do grau de confiança", disse o relator. O ministro Benjamin Zymler definiu a decisão de Múcio como uma forma de "respeito ao mundo real". (Valor Econômico – 10.09.2015) 6 Inadimplência pesa sobre distribuidoras O forte aumento nas tarifas de energia impediu um colapso financeiro das distribuidoras, mas trouxe efeitos colaterais. A conta de luz mais salgada associada à atividade econômica fraca se traduziu em queda no volume faturado e pressão sobre os níveis de inadimplência, mostram os balanços das empresas do setor referentes ao segundo trimestre. Analistas avaliam que a tendência deve se aprofundar no terceiro trimestre, já que o maior impacto do aumento das tarifas chegou para os clientes entre abril e maio. "A economia continua crescendo pouco e houve novos reajustes anuais. Além disso, a inadimplência em geral é contabilizada apenas meses após os atrasos", afirma Ricardo Pinto, da consultoria Roland Berger. A situação preocupa porque coloca pressão sobre o caixa das distribuidoras, que pagam o custo da energia para as geradoras, independentemente de terem recebido dos consumidores. Consequentemente, há um impacto também sobre o endividamento. "As empresas trabalham com estratégias de dívida de longo prazo e esses 'soluços' atrapalham o planejamento", afirma Carolina Carneiro, analista do banco Santander. Há também efeito sobre a lucratividade. A maior parte dos reajustes cobriu apenas os custos maiores com a compra de energia e a fatia da receita que gera margens - a chamada "parcela B" - é pequena e altamente regulada. Com menos volume faturado, diminui a chance de se gerar retornos mais expressivos. Apesar de a queda no consumo ser esperada, o movimento surpreendeu pela sua magnitude. "Não esperávamos uma queda tão acentuada no consumo residencial", afirma a especialista. O segmento é o que mais afeta as distribuidoras, na medida em que traz as maiores margens. Apesar da expressividade da indústria em termos de volume, muitos consumidores são atendidos pelo mercado livre, com contratos diretos com as geradoras, no qual o pagamento à distribuidora ocorre apenas pelo chamado "uso do fio". A tendência foi mais acentuada no Sudeste, região mais industrializada no país e que passou pelos maiores reajustes tarifárias. O pior desempenho entre as empresas de capital aberto ficou por conta da Cemig, que registrou queda de 7,8% no volume faturado em relação ao segundo trimestre de 2014. (Valor Econômico – 11.09.2015) 7 AES Eletropaulo projeta uma queda de 4% para o consumo em sua área de concessão neste ano A AES Eletropaulo, que atende à região metropolitana de São Paulo, já projeta uma queda de 4% para o consumo em sua área de concessão neste ano. Somente no segundo trimestre, o recuo foi de 4,4%. Desde janeiro, as tarifas de energia para o consumidor residencial da companhia aumentaram 75%. Na CPFL Energia, que atende o interior paulista, a queda de 1,5% no consumo residencial surpreendeu - foi a primeira vez desde o racionamento de 2001 que o consumo caiu na comparação anual. Ao todo, a demanda na área de concessão recuou 2,9% sobre o segundo trimestre de 2014. Nas distribuidoras do Nordeste, por outro lado, o consumo cresceu. Na Cemar, que atender o Maranhão, houve alta de 5,2%, enquanto, na Coelce, do Ceará, o avanço foi de 5,8%. No caso da Neoenergia, que controla empresas no Rio Grande do Norte, na Bahia e em Pernambuco, o volume faturado subiu 3,3%. De acordo com Carolina Carneiro, analista do banco Santander, a diferença é explicada pela menor presença de indústrias no Nordeste e por reajustes não tão expressivos quanto no resto do país. Ainda assim, o desempenho da região ficou abaixo do esperado. "Esperávamos um crescimento maior", pondera a analista, lembrando que, no Norte, a Celpa, do Pará, também registrou declínio expressivo na demanda, de 5%. Enquanto os volumes mostram uma tendência distinta para as regiões, a inadimplência é uma preocupação generalizada. A Cemig relata um aumento de 5% nas contas em atrasos. Já a taxa de arrecadação da Coelba, na Bahia, passou de 98,10% no segundo trimestre de 2014 para 97,45% no mesmo intervalo deste ano. Na Cosern (RN), saiu de 99,87% para 97,69%, enquanto na Celpe (PE), passou de 97,34% para 96,62%. Além dos reajustes nas tarifas, o Nordeste foi a região mais afetada pelo descadastramento de 20% a 30% dos consumidores que pagavam a tarifa social do governo, aponta Carolina, do Santander. "Para esses clientes, em algumas localidades, a conta triplicou", ressalta. (Valor Econômico – 11.09.2015) 8 AES Eletropaulo conclui captação de R$ 100 mi 9 Celpe investe mais de R$ 44 milhões em Petrolina e no sertão de PE até agosto A Celpe (PE) investiu até agosto de 2015 mais de R$ 44 mi no sistema de distribuição de energia que atende a cidade de Petrolina e outros 16 municípios do sertão. Ao longo do ano, os investimentos vão chegar a R$ 62,8 mi. Os recursos vão assegurar a qualidade do fornecimento, dando maior continuidade e ampliação da oferta de energia no perímetro urbano e na zona rural das cidades. Para Petrolina, estão sendo disponibilizados mais de R$ 25 mi. Os maiores destaques vão para as obras de ampliação e modernização do sistema. Uma das principais ações executadas foi o aumento de potência da Subestação Dom Avelar, beneficiando 51 mil clientes da cidade. A concessionária também está reforçando o contingente de profissionais. As equipes de prontidão estão sendo ampliadas em 30%, permitindo mais agilidade nos atendimentos. Também estão sendo construídos 27 quilômetros de rede de distribuição e, no próximo mês, será energizada a linha de transmissão Ouricuri/Santa Cruz, em 138kV. A linha com 57 km de extensão recebeu investimentos de R$ 10 mi e irá beneficiar, além do polo cerâmico da região, 14 mil clientes dos municípios de Ouricuri, Santa Vista, Santa Filomena, Santa Cruz, Afrânio e Trindade. A nova linha vai inserir novas cargas na rede elétrica dessas cidades, dando suporte ao crescimento econômico e demográfico. No plano de investimentos da Celpe constam, ainda, melhorias nas Subestações de Ouricuri e Exu e a conclusão da Subestação de Santa Cruz, que contará com quatro circuitos de média tensão. As obras juntas devem consumir R$ 6 mi. (Agência CanalEnergia - 10.09.2015) 10 Eletrobras-RO investe R$ 1 milhão em ampliação da subestação de Jaru 11 Bloqueio de R$ 93 mi da Eletrobras-PI pode comprometer obras O bloqueio de R$ 93,1 mi das contas da Eletrobrás Distribuição Piauí pode comprometer a execução de obras importantes no estado. A concessionária foi sentenciada a pagar duas indenizações, uma de R$ 17,6 mi e outra de R$ 75,5 mi, ambas por danos morais, danos materiais e lucros cessantes causados as empresas Veleiro Agrícola e Engesser. Os processos tramitam há anos, mas as sentenças foram aplicadas no final de agosto e agora em setembro. Segundo Danilo Nogueira, advogado que defende a Eletrobras Piauí, as "multas são totalmente desproporcionais" e a empresa não tem como arcar com esses custos. O montante bloqueado é suficiente para executar obras importantes na região Sul do Estado, conhecida como Matopiba, grande produtora de grãos e minérios, além de parte da região Norte, como é o caso da região de Castelo do Piauí, num total de 26 municípios e uma população de 261 mil habitantes. O capital social da Veleiro é de R$ 3 mi e vai receber indenização de R$ 22,6 mi. Já a Engesser tem um capital social de R$ 7,5 mi e ganhou indenização de R$ 75,5 mi. O processo da Veleiro Agrícola se dá em virtude de suposta quebra de safra causada por deficiências na qualidade da energia fornecida pela distribuidora. No caso da Engesser, a empresa tinha seis contratos com a Eletrobras Piauí, que juntos somam R$ 15 mi, sendo que dois desses sequer foram iniciados. "Hoje vamos perder os prazos de vários processos porque não conseguimos pagar os custos recursais. A Eletrobras não tem condição de recorrer porque estamos com a nossa conta totalmente bloqueada. Além disso, estamos devendo R$ 40 mi em ICMS para o Estado", explicou Nogueira. (Agência CanalEnergia - 11.09.2015) 12 Distribuidoras buscam a Justiça para compensar atrasos nos repasses da CDE Decisões judiciais obtidas por distribuidoras de energia têm permitido a compensação de valores a serem recolhidos mensalmente à CDE por créditos do encargo que a Eletrobras deixou de repassar às empresas, em razão da falta de recursos no fundo setorial. De janeiro a agosto, a estatal registrou transferência de R$ 13,5 bi para distribuidores, geradores e transmissores, dos quais em torno de R$ 8,5 bi somente na distribuição. Havia, porém, em junho, um repasse em aberto de R$ 7 bi que possivelmente tenha sido amortizado, mas não a ponto de aliviar os débitos acumulados pela conta. O maior problema, na avaliação da ABRADEE, são os repasses dos subsídios tarifários, que acumulam algo em torno de R$ 2 bi em 2015. Segundo a associação, a despesa mensal que está sem cobertura desde fevereiro gira em torno de R$ 350 mi. O custeio dessas despesas, que financiam políticas públicas para determinados segmentos sociais, foi transferido para o Tesouro Nacional pela MP 579, para garantir parte da redução da conta de luz em 2012. No ano passado, o subsidios voltaram a ser pagos pelo consumidor, depois que o governo anunciou o fim dos aportes com o dinheiro do contribuinte. Os problemas de caixa da CDE levaram as distribuidoras a solicitar à Aneel uma solução para normalizar a liberação das parcelas mensais pela Eletrobras. A Aneel estabeleceu um cronograma de desembolsos com a estatal, que é responsável por gerenciar a conta, e a previsão é de que em novembro os pagamentos estarão regularizados. (Agência CanalEnergia - 14.09.2015) 13 CPFL Piratininga realiza investimento de R$ 82,5 mi no primeiro semestre A CPFL Piratininga (SP) investiu R$ 82,5 mi na rede elétrica de sua área de concessão no primeiro semestre de 2015. Os recursos foram destinados para a ampliação, o reforço e a manutenção do sistema elétrico. O valor é 8,7% superior aos R$ 75,9 mi aplicados pela companhia em igual período de 2014. Nesse período, receberam mais aporte de investimentos por parte da empresa as cidades de Jundiaí, cujo aporte somou R$ 15,56 mi; Sorocaba (R$ 12,7 mi); São Vicente (R$ 8,5 mi); Indaiatuba (R$ 8,1 mi); Santos (R$ 8 mi); Itu (R$ 7,66 mi); Votorantim (R$ 4,1 mi); Praia Grande (R$ 3,5 mi); Cubatão (R$ 3,34 mi); e Salto (R$ 3,31 mi). A companhia registrou lucro líquido de R$ 86 mi no primeiro semestre de 2015, queda de 18,2% em relação ao mesmo intervalo de 2014, se considerados os ativos e passivos regulatórios não contabilizados no ano passado. A geração de caixa medida no conceito de Ebitda teve recuo de 9,3% em igual período de comparação, para R$ 206,7 mil. A receita líquida subiu 44,9%, para R$ 1,969 bi. Os resultados da empresa no primeiro semestre de 2015 foram pressionados em função da retração nas vendas de energia e a expansão dos custos gerenciáveis. A receita líquida, por sua vez, foi favorecida pela Revisão Tarifária Extraordinária, autorizada pela Aneel no fim de fevereiro. Essa medida permitiu repassar aos consumidores uma parcela dos custos mais elevados de compra de energia, reduzindo o descasamento de caixa da CPFL Piratininga. (Agência CanalEnergia - 22.09.2015) 14 Light disponibiliza R$ 12 mi para projetos de eficiência energética A Light está disponibilizando R$ 12 mi para projetos de eficiência energética. Desse montante, R$ 4,5 mi serão destinados a projetos de comércio & serviços e R$ 3 mi ao poder público. Já as tipologias residencial, industrial e serviços públicos ficarão com R$ 1,5 mi, cada uma. Poderão participar todos os clientes atendidos na área de concessão da Light, além de empresas legalmente habilitadas para a ESCOs, fabricantes e comerciantes de equipamentos eficientes. Todas as propostas apresentadas deverão ser destinadas aos clientes da Light, que estejam em dia com suas obrigações legais e adimplentes perante a concessionária. Os projetos deverão ser selecionados por um sistema de qualidade e preço, devendo observar obrigatoriamente os critérios definidos pela Aneel. Além do edital, estão disponíveis no site da Light a Cartilha para Agentes Públicos, as perguntas mais frequentes, os valores mínimos de projetos por tipologia, os critérios para pontuação das propostas de projetos, entre outros documentos de apoio. Por determinação da Aneel, todos os projetos de eficiência energética cujo beneficiário possua fins lucrativos deverão ser feitos mediante contrato de desempenho. Para os consumidores que desenvolvam atividades sem fins lucrativos, será firmado um termo de cooperação técnica, e os projetos serão com investimento a fundo perdido, ou seja, toda a medida a ser implantada será isenta de custo para a unidade beneficiada, arcando o PEE da Light com todo, ou parte, dos custos de implantação do projeto, no caso de contrapartida do cliente, ou de terceiros. (Agência CanalEnergia - 18.09.2015) 15 Light corta aportes em meio a negociações com bancos A Light espera concluir ainda este mês a negociação com os bancos credores sobre os covenants financeiros (cláusulas contratuais de endividamento) que permitem a aceleração de dívidas quando a alavancagem ultrapassa o limite estipulado, disse ontem o presidente da empresa, Paulo Roberto Ribeiro Pinto. O executivo destacou que o foco da companhia no momento é reduzir o endividamento e que a empresa deve cortar investimentos e ficar de fora dos próximos leilões de geração. "A negociação está em andamento. A expectativa é que em setembro tenhamos um ajuste de uma nova fórmula" disse Pinto, durante encontro com jornalistas. "Pretendemos, quando divulgarmos o resultado [do terceiro trimestre] já estarmos com a renegociação do patamar do covenant ajustado" complementou. Segundo ele, a Light está negociando neste momento o aumento do limite permitido para o índice de endividamento, medido pela dívida líquida sobre Ebitda. No segundo trimestre, o índice atingiu os 4,54 vezes e superou o teto fixado nos "covenants", de 3,75 vezes. A dívida bruta da empresa totalizava, ao fim do trimestre passado, R$ 6,9 bilhões, dois quais R$ 6,2 bilhões possuem cláusulas que permitem a aceleração das dívidas no caso de rompimento do limite fixado por dois trimestres seguidos ou quatro trimestres intercalados. (Valor Econômico – 24.09.2015) 16 Light: medidas para reduzir a alavancagem da companhia O presidente da Light, Paulo Roberto Ribeiro Pinto, destacou que a empresa está estruturando um plano econômico-financeiro, a ser apresentado à Aneel, com medidas para reduzir a alavancagem da companhia. "A ideia é apresentar um plano de adequação da estrutura de capital, com um equilíbrio maior entre o capital próprio e terceiro", afirmou. O executivo minimizou o impacto do aumento do dólar sobre a dívida da empresa e disse que os efeitos da alta da moeda americana "praticamente não existem " para a empresa. "Nossa dívida em dólar é muito pequena e está com hedge", explicou. Ao todo, 25,5% do endividamento total da companhia no segundo trimestre estava atrelado a moedas estrangeiras. Desconsiderado o resultado das operações de proteção, no entanto, a exposição ao risco de moeda estrangeira era de apenas 0,58%. O executivo disse ainda que o foco da Light, no momento, é reduzir seu endividamento e que a empresa deve ficar de fora dos próximos leilões de geração. "Estamos dando uma repensada, até por causa do nosso nível de endividamento. Daqui até dezembro nós vamos olhar, mas possivelmente não vamos entrar [nos leilões]", afirmou. (Valor Econômico – 24.09.2015) 17 Light: redução dos investimentos se deve ao menor dinamismo da economia Com altos níveis de endividamento, a Light decidiu apertar os investimentos. Em agosto, a empresa anunciou um corte de cerca de R$ 1 bilhão em seu plano de investimentos, para R$ 3,5 bilhões entre 2015 e 2018 - montante 22% menor que os R$ 4,5 bilhões previstos no plano anterior (2014-2017). Para 2015, estão previstos cerca de R$ 770 milhões, 30% a menos que o aportes de 2014. Segundo o presidente da Light, Paulo Roberto Ribeiro Pinto, a redução dos investimentos se deve ao menor dinamismo da economia. No primeiro semestre, o mercado da Light manteve-se praticamente estável frente a igual período do ano passado. Até junho, a companhia investiu ao todo R$ 379,4 milhões. Pinto disse que a prioridade da companhia são os Jogos Olímpicos Rio 2016 e o combate às perdas comerciais. Cálculos da Light mostram que o prejuízo anual, com essas perdas, pode chegar a R$ 2 bilhões. "É uma empresa que perdemos", afirmou o presidente. Por exigência do Comitê Rio 2016, a Light será a responsável por toda a alimentação elétrica das arenas e a contratação de geradores. O plano de operações prevê investimentos de R$ 400 milhões na expansão e modernização da rede elétrica. (Valor Econômico – 24.09.2015) 18 Recursos da venda de participação da Renova devem ir para abater dívida da Light Os recursos obtidos com a venda da participação da Light na Renova Energia devem ir para a redução da dívida da subsidiária de distribuição. De acordo com o presidente da Light, Paulo Roberto Pinto, a empresa deve apresentar para a Aneel um plano de ação dividido em âmbitos econômico-financeiro e operacional. A ideia do executivo é mostrar uma proposta de adequação da estrutura de capital. Por conta disso, a empresa não deve participar dos próximos leilões de energia. O executivo confirmou que as obras da UHE Itaocara I (RJ - 150 MW) devem começar em janeiro de 2016. A intenção de começar a construção logo é para que a usina entre em operação antes do prazo contratual, o que a permitiria vender a energia gerada no mercado livre. (Agência CanalEnergia - 23.09.2015) 19 Cemig realiza investimento de R$ 130 mi em melhorias no sistema elétrico A Cemig está investindo mais de R$ 130 mi na melhoria, manutenção e expansão de redes de energia elétrica que atendem a clientes urbanos e rurais na região do Sul de MG. O anúncio foi feito pelo presidente, Mauro Borges Lemos, na última quinta-feira, 24 de setembro, durante a instalação do Fórum do Território Sul do Governo Estadual, realizado na cidade de Pouso Alegre. O conjunto de obras vai proporcionar mais qualidade e confiabilidade ao fornecimento de energia na região, que abrange mais de 1,4 milhão de habitantes em cento e dezenove municípios. Dentre os principais destaques, está o investimento de R$ 25,2 mi na ampliação de subestações nas cidades de Itanhandu e Passa Quatro. Outro avanço importante é a ligação de 4,4 mil novos consumidores rurais e urbanos na região, beneficiando cerca de 20 mil pessoas. (Agência CanalEnergia – 25.09.2015) 20 Governo negociou solução para permitir alongamento do perfil da dívida em dólar que a Celg tem com Itaipu Com a meta de privatizar a Celg Distribuição tão logo saiam as regras de renovação das concessões das distribuidoras, o governo negociou uma solução que vai permitir o alongamento do perfil da dívida em dólar que a distribuidora de Goiás tem com Itaipu. Pela cotação da moeda americana nesta segunda-feira, 28 de setembro, o débito chegava a R$ 1,4 bilhão, mas a ideia negociada com o relator da MP 677 é de que se use o dólar de 2 de janeiro de 2015, o que reduziria a dívida para R$ 950 milhões. Esse valor em reais seria quitado em dez anos, já incluído um prazo de carência de pelo menos um ano até o pagamento da primeira parcela. O diretor presidente da Celg D, Sinval Zaidan, explicou à Agência CanalEnergia que houve tentativas sem sucesso de negociação desde 2012. A solução foi proposta pelo senador Eunício Oliveira e equaciona, na prática, o impasse com Itaipu. A negociação é parte do processo de alongamento da dívida total de R$ 3 bilhões da empresa federalizada, dos quais R$ 1 bilhão já foram equacionados com bancos credores e outros R$ 500 milhões em encargos e impostos estão em fase de negociação. “Vou lutar até o último dia para que [a venda da Celg] seja feita ainda em 2015”, disse Zaidan. (Agência CanalEnergia – 28.09.2015) 21 Distribuidoras obtêm liminar contra pagamento de R$ 3,7 bi Uma nova decisão judicial promete colocar mais fogo na próxima liquidação do mercado de curto prazo da CCEE, em 14 e 15 de outubro. O TRF-1 concedeu liminar que livra um grupo de 41 distribuidoras de uma exposição financeira de cerca de R$ 3,7 bi na próxima liquidação da CCEE. A exposição era referente à decisão anterior, da Justiça de Rondônia, que isenta o consórcio ESBR, dono da hidrelétrica de Jirau, do pagamento desse montante, por atraso no cronograma de implantação da usina. Na nova decisão, o magistrado explicou que "não é possível impor às suas associadas [da CCEE] os efeitos de decisões judiciais proferidas em processos dos quais não fizeram parte na condição de litisconsortes [participantes do processo] passivas necessárias", em referência às ações cautelar e ordinária impetradas pelo EBSR com objetivo de evitar a aplicação de penalidades por atrasos no cronograma de Jirau. Na prática, com a decisão do TRF¬1, mesmo que o ESBR esteja protegido do pagamento por força de outra liminar, a CCEE não pode cobrar o referido valor das distribuidoras. A medida terá efeito já na próxima liquidação, o que deve elevar o índice de inadimplência extra oficial na câmara. Em curto prazo, a medida beneficia diretamente as distribuidoras, que deveriam desembolsar o montante de R$ 3,724 bi já na próxima liquidação. A empresa mais afetada seria a paranaense Copel, que teria a pagar R$ 710,5 mi. Em seguida, as mais prejudicadas seriam Elektro e CPFL Paulista, que teriam que desembolsar R$ 322,6 mi e R$ 274,5 mi, respectivamente. (Valor Econômico – 30.09.2015)
Contabilidade e Regulação da ANEEL 1 Aneel: diferentes cenários analisados indicam que a redução da tarifa neste momento era mais benéfica ao consumidor O governo discorda das distribuidoras e acredita não haver razão para aguardar. De acordo com o diretor geral da Aneel, Romeu Rufino, os diferentes cenários analisados indicam que a redução da tarifa neste momento era mais benéfica ao consumidor. "A bandeira tarifária tem o mérito de conseguir repercutir para o consumidor o real custo da energia, sem que se espere o próximo processo tarifário. Em março (quando o valor das tarifas foi elevado), a premissa era de que todas as térmicas estariam ligadas", afirma Rufino. "Fizemos um aumento quando havia pressão nos custos, não faria sentido agora não reduzir quando há espaço", complementou. Caso as condições do sistema venham a mudar, a Aneel alega que também poderia rever o valor das bandeiras. O diretor geral da agência reguladora do setor elétrico salienta também que a preocupação das distribuidoras está relacionada a um eventual problema de fluxo de caixa, o que não deve ser corrigido a partir das bandeiras tarifárias. Além disso, o risco de haver descasamento entre despesa e receita, caso um cenário mais adverso se configure, não afetaria todas as distribuidoras. "E não posso adotar procedimento para todas as empresas olhando apenas uma ou outra empresa", sentencia. (O Estado de São Paulo – 04.09.2015) 2 Aneel aprova "reembolso preliminar" para o fundo CCC A Aneel tomou ontem uma decisão que pode ajudar a regularizar os repasses de recursos do setor para a Petrobras. A diretoria da agência aprovou o dispositivo de "reembolso preliminar" na CCC. A iniciativa da autarquia também prevê que sejam realizados pagamentos diretamente do fundo CCC na conta corrente das supridoras de combustíveis, o que beneficia especialmente a BR Distribuidora. As operações financeiras são conduzidas pela Eletrobras, no papel de gestora do fundo. Com as mudanças, as distribuidoras da Eletrobras deixarão de oferecer um risco a mais de atraso nos pagamentos à Petrobras. As subsidiárias do grupo estatal, que atendem áreas não conectadas ao SIN, possuem o histórico de atraso nos repasses que deveriam cobrir o gasto com o combustível fornecido. O diretor André Pepitone, relator do processo submetido à votação, afirmou que os pagamentos da CCC serão realizados à Petrobras em até 45 dias após o fornecimento do combustível. Essa previsão deve ser confirmada se houver recursos disponíveis no fundo. "Nossa decisão desburocratiza os repasses e os torna mais transparentes", disse o diretor. Pepitone ressaltou que há uma tendência de que "o fluxo de pagamentos seria normalizado e não ocorreriam novos inadimplementos". Ele justificou que esse objetivo somente deverá ser cumprido em razão da inclusão dos gastos da CCC nos restos a pagar do orçamento da CDE e da repactuação, ainda em curso, das dívidas entre a Petrobras e as distribuidoras. No mês passado, o governo autorizou a repactuação das dívidas do setor elétrico com a Petrobras, em portaria dos ministérios de Minas e Energia e Fazenda. Ficou definido que o prazo de pagamento dos débitos, vencidos entre dezembro de 2014 e junho de 2015, seria alongado em 36 meses. Ao estabelecer o reembolso preliminar, a Aneel também passou a exigir a comprovação prévia do fornecimento do combustível, o registro dos montantes de energia elétrica produzida e o consumo efetivo de combustíveis. Como regra, os pagamentos mensais também estarão limitados ao valor de 75% da média de reembolso dos últimos três meses. As negociações se arrastam desde o ano passado. (Valor Econômico – 02.09.2015) 3 Decisão da Aneel pode levar Cemig a ter que devolver receita obtida pós o fim das concessões Caso não obtenha êxito na manutenção das usinas de Jaguará, São Simão e Miranda, a Cemig corre o risco da Aneel determinar que a estatal mineira devolva à União o montante equivalente à receita obtida com a venda da energia gerada pelas usinas de Jaguara e São Simão desde o fim das concessões. Esse valor, segundo a Guide Investimentos, pode somar entre R$ 2,5 bi e R$ 4,5 bi. O Credit Suisse já prevê um valor maior, de R$ 4,7 bi. “A perda (das concessões) já está parcialmente precificada. A questão que resta é se ela precisará fazer o reembolso ou não para a União. Não dá para saber qual será o futuro da Cemig sem saber como serão decididas as questões pendentes”, pontua o analista da Guide Investimentos, Rafael Ohmachi. Mas a questão política associada ao futuro das concessões vencidas não é o único problema a ser superado pela Cemig. O volume de água dos reservatórios obrigou o ONS elétrico a reduzir a geração das hidrelétricas, o que ocasionou um déficit de geração hídrica maior e, consequentemente, maiores despesas por parte das geradoras com a compra de energia. A área de distribuição da Cemig, por sua vez, foi afetada pela redução do consumo. No segundo trimestre deste ano, a venda de energia para consumidores finais alcançou 11.305 GWh, queda de 7,58% em relação ao mesmo período de 2014. (O Estado de São Paulo – 04.09.2015) 4 Aneel nega pedido de TAC feito pela Coelce 5 Ceres é autorizada a aplicar reajuste de 45,77% As tarifas da Cooperativa de Eletrificação Rural de Resende terão aumento médio de 45,77% no próximos dias. O reajuste anual da Ceres deveria ter sido aplicado em maio, mas só foi autorizado agora pela Agência Nacional de Energia Elétrica, em razão da inadimplência com o pagamento de encargos setoriais pela entidade. Ele entrará em vigor na data de publicação da resolução da Aneel e não será aplicado de forma retroativa ao mês de aniversário da cooperativa. O reajuste terá impacto médio de 42,83% na alta tensão e de 45,96% para os consumidores conectados em baixa tensão. O percentual elevado reflete o aumento de 41% da energia comprada da Ampla, de 285% dos encargos setoriais, além de componentes financeiros. A Ceres atende a região do munícipio de Resende, no Rio de Janeiro. (Agência CanalEnergia - 01.09.2015) 6 Audiência Pública debate representação de restrições elétricas na formação do PLD A Aneel abriu audiência pública com proposta de alteração das regras de comercialização, para permitir que restrições elétricas entre submercados resultantes de atrasos em linhas de transmissão sejam consideradas na formação do PLD. O texto em audiência autoriza o uso de novas versões dos modelos computacionais Newave e Decomp pelo ONS e CCEE. A CCEE já havia consultado a Aneel sobre o tratamento a ser dado às usinas de Santo Antônio e Jirau, para efeito de representação no modelo Newave, usado no cálculo do PLD. A conclusão da agência, após levar a discussão à consulta pública, é de que a manutenção das restrições elétricas nos dois modelos “representa melhor a realidade física, conferindo uma oferta de geração compatível com a que deverá ocorrer, tornando mais adequada a sinalização de preços ao mercado.” Para que essa representação se reflita, porém, na formação de preço, será necessária ainda manifestação formal da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico. (Agência CanalEnergia - 02.09.2015) 7 Redução na bandeira vermelha nas contas de luz começa a valer em setembro A Aneel manteve a cor vermelha para a bandeira tarifária de setembro. Os valores extras a serem cobrados a partir de 1º de setembro foram publicados no Diário Oficial da União. No caso da bandeira vermelha, o acréscimo na conta de luz será R$ 4,50 para cada 100 kWh consumidos - valor abaixo dos R$ 5,50 cobrados anteriormente. Os novos valores foram definidos no dia 28 de agosto pela Aneel. (Agência Brasil – 31.08.2015) 8 Aneel autoriza aumento médio de 6,89% para tarifa de energia da Celg-D A Aneel aprovou nesta terça-feira um aumento médio de 6,89% nas contas de luz dos consumidores atendidos pela Celg Distribuição (Celg-D). O reajuste valerá a partir do próximo sábado, dia 12, e abrange 2,7 milhões de unidades consumidoras de Goiás. Os consumidores industriais e de estabelecimentos comerciais de grande porte (alta tensão) terão as tarifas reajustadas em 7,23%. Já as classes de consumo residencial e de pequenos comércios (baixa tensão) ficarão com as contas de luz mais caras em 6,71%. Em fevereiro, a Celg já havia sido contemplada com uma alta média de 27,54% nas tarifas, pela revisão tarifária extraordinária, processo que decorreu do fim dos aportes anuais do Tesouro Nacional ao setor elétrico. De acordo com a Aneel, o consumo de energia elétrica em Goiás proporciona à companhia um faturamento anual de R$ 3,6 bilhões. (Valor Econômico – 08.09.2015) 9 Eletrobras-PI poderá aplicar aumento de tarifa de 5,53% em média A Eletrobras Distribuição Piauí foi autorizada a aplicar o reajuste anual aprovado na semana passada pela Agência Nacional de Energia Elétrica, após regularizar a situação de inadimplência setorial. O aumento médio que deveria ter entrado em vigor em 28 de agosto será de 5,53%, com impacto de 6,54% em média nas tarifas de alta tensão e de 5,26% médios para a baixa tensão. O aumento não será retroativo. O maior peso do reajuste foram os itens de custo da Parcela A, que responderam por 6,13 pontos percentuais do índice de 7,13% da chamada parcela econômica da tarifa. Pesaram os encargos setoriais, com destaque para a Conta de Desenvolvimento Energético. Um ponto percentual foram da parcela B, que inclui custos operacionais e investimentos da empresa. Com o reajuste, o mix de compra de energia da empresa ficou em R$ 136,64/MWh. A Eletrobras Piauí atende cerca de 1,1 milhão de unidades consumidoras no estado. (Agência CanalEnergia - 08.09.2015) 10 Aneel libera renovação para Chesf que garante oferta à indústria do NE A Chesf garantiu ontem o aval da Aneel para prorrogar a concessão da hidrelétrica Sobradinho, no rio São Francisco, com 1.050 MW. A extensão de prazo, até 2037, era aguardada pois a energia gerada pela usina serve de lastro para o contrato de fornecimento de energia a preços abaixo do praticado pelo mercado para o conjunto de 13 indústrias eletrointensivas da Região Nordeste, conforme definiu a Medida Provisória 677. Entre as empresas beneficiadas estão Braskem, Gerdau, Vale, Dow, Paranapanema, Ferbasa e Mineração Caraíba. A usina iniciou a operação em 1979 e, em 2004, foram assinados aditivos que estenderam a concessão até 2022. Ontem, a diretoria da Aneel se deteve em seguir o rito formal. Os diretores nem sequer abriram a discussão que costuma ser levantada sobre os assuntos de maior repercussão. O diretor-geral, Romeu Rufino, se limitou a classificar a prorrogação como fato "incomum", dado o tempo ainda restante de vigência do contrato. "Estamos dando cumprimento à medida provisória de renovar uma concessão que só vencerá daqui a sete anos. Mas compete tão somente à Aneel instruir o processo a quem deve deliberar sobre a prorrogação, que é o poder concedente", disse Rufino ao se referir ao envio da análise ao Ministério de Minas e Energia. O ministério é o órgão federal que representa o poder público em assinaturas de contratos de concessão e termos aditivos de empreendimentos do setor. (Valor Econômico – 09.09.2015) 11 Aneel libera operação de turbinas de eólicas na Bahia A Aneel autorizou nesta quarta-feira, 9 de setembro, o início da operação em fase de testes da turbina de nº 13 da EOL Baraúnas I. A unidade alcança 2,3 MW de capacidade instalada. A Aneel também aprovou o funcionamento de uma unidade geradora (UG8 - 2,3 MW) da EOL Mussambê. Já para operação comercial, a Agência liberou quatorze unidades (UG1 a UG14) da EOL Caetité A. As turbinas somam 23,8 MW de potência. Na usina eólica Caetité B, foram aprovadas treze unidades geradoras (UG1 a UG13), que totalizam 22,1 MW de capacidade instalada. Na EOL Caetité C, a Aneel autorizou a operação de cinco turbinas, com potência total de 8,5 MW. Todas as usinas ficam localizadas na Bahia. (Agência CanalEnergia - 09.09.2015) 12 Falhas em níveis de tensão geram multa de R$ 4,4 milhões para Light A Aneel aceitou o recurso interposto pela Light e alterou para R$ 4.374.781,63 a multa aplicada após fiscalização para verificação dos níveis de tensão de atendimento das unidades consumidoras com medições amostrais nos anos de 2012 e 2013. A multa original era de R$ 4.474.573,72. A fiscalização da Aneel, efetuada em janeiro de 2015, registrou seis constatações e seis não conformidades. Dentre elas, a distribuidora deve enviar trimestralmente à agência até o último dia útil do mês subsequente de cada trimestre, os valores dos indicadores individuais obtidos das medições amostrais trimestrais. A Light admitiu atraso de dois dias, mas salientou que isso não se repetiu nos outros anos, o que a Aneel julgou razoável, desconsiderando a não conformidade. Já as penalidades para as outras não conformidades foram mantidas. (Agência CanalEnergia - 10.09.2015) 13 Aneel cancela reunião que aprovaria contrato de renovação de distribuidoras A Aneel cancelou a reunião extraordinária de diretoria que aprovaria nesta quinta-feira, 10 de setembro, o modelo do termo aditivo de prorrogação das concessões de 39 distribuidoras que vencem entre 2015 e 2017. O cancelamento foi justificado pela necessidade de análise das determinações feitas pelo TCU, ao revogar a medida cautelar que suspendeu em junho a renovação dos contratos. Em sessão na última quarta-feira, 9, o tribunal permitiu ao MME prorrogar as outorgas com base no Decreto nº 8.461, de 2015. O decreto prevê a renovação por 30 anos, condicionada ao cumprimento de metas de qualidade e à melhoria da gestão econômico-financeira e operacional das empresas, nos primeiros cinco anos da outorga. O descumprimento de uma das condições de prorrogação por dois anos consecutivos, ou de quaisquer das condições ao final do período de cinco anos, vai resultar na extinção da concessão. Os novos contratos de distribuição terão de definir regras de transição para a transferência das outorgas, em decorrência do fim do prazo contratual ou da revogação do contrato, para mitigar riscos de interrupção na prestação do serviço. O TCU também exigiu que o Ministerio de Minas e Energia defina as regras para as concessões que vencerão em 2020 com antecedência mínima de três anos, ou seja, em 2017. O tribunal vai abrir um processo à parte para apurar responsabilidades no ministério pela demora na aprovação do modelo de renovação dos contratos das distribuidoras. A maior parte das 39 empresas está com os contratos vencidos desde o dia 7 de julho deste ano. As concessionárias atendem mais de 50 milhoes de unidades consumidoras em 18 estados e representam mais de 50% do mercado cativo de energia elétrica, de acordo com o TCU. (Agência CanalEnergia - 10.09.2015) 14 Aneel: distribuidoras de energia teriam que pagar R$ 5,2 bi pela energia que Jirau deixaria de entregar Nos cálculos da Aneel, as distribuidoras de energia teriam que pagar R$ 5,2 bi pela energia que Jirau deixaria de entregar, "com impacto médio nas tarifas de aproximadamente 5,2%". Somado a isso, os efeitos pretéritos da decisão obrigariam as concessionárias a devolver R$ 2,2 bi para Jirau. "O afastamento da decisão proferida pela diretoria da Aneel acabará por destruir toda a credibilidade que o governo tem tentado conquistar perante os investidores ao longo de vários anos, com o perigo de nova crise no setor elétrico", argumenta o órgão regulador. O documento alerta para o risco de outras usinas que alegam problemas semelhantes aos citados por Jirau tomarem a mesma atitude, principalmente Santo Antônio e Belo Monte. "Em outras palavras, qualquer greve passada poderá ensejar que a energia efetivamente entregue e faturada seja destinada não mais ao contrato bilateral, mas ao mercado de curto prazo, pelo simples oportunismo desse último ser mais vantajoso conjunturalmente", diz a petição. "Impossível mensurar esses efeitos, mesmo porque é sabido que muitos projetos hidrelétricos (seja de pequenas ou grandes centrais) enfrentam problemas com movimentos grevistas ou sociais, dado o seu longo período de construção e os impactos decorrentes de sua construção", acrescenta a petição, ressaltando que o efeito multiplicador atinge "quase todas as centrais hidrelétricas e pequenas centrais hidrelétricas instaladas nos últimos anos no Brasil, e também pode contaminar projetos de outras fontes, tais como centrais eólicas e termelétricas". (O Estado de São Paulo – 14.09.2015) 15 AES Eletropaulo é multada em R$ 36 mi por interrupções de energia A Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo (Arsesp) aplicou multa no valor de quase R$ 36 milhões à AES Eletropaulo por interrupções no fornecimento de energia, ocorridas entre janeiro e dezembro de 2014. Entre os principais motivos citados pela autarquia para a aplicação da multa, estão “divergências significativas nos indicadores de continuidade coletivos referentes ao tempo de duração (DEC) e a frequência (FEC) das interrupções de energia”. A Arsesp também alega em sua decisão que a Eletropaulo encaminhou “informações imprecisas, incompletas ou de forma inadequada, gerando dificuldades no processo fiscalizatório da agência”. Outro fator informado pela agência para aplicar a multa milionária que a concessionária de energia classificou algumas dessas interrupções “erroneamente” como situação de emergência. Segundo a Arsesp, com essa ação a Eletropaulo acabou pagando “valores inferiores aos efetivamente devidos” aos clientes prejudicados pela falta de luz. A empresa terá agora 10 dias para apresentar recurso. A Eletropaulo informou, em nota, que ainda não foi notificada da decisão. Essa é a segunda vez em quatro meses, que a Arsesp aplica multas milionárias à Eletropaulo. No dia 22 de maio, a agência multou a concessionária de energia em duas penalidades que somadas chegavam a pouco mais de R$ 11 milhões. (Valor Econômico – 21.09.2015) 16 EDP Escelsa, Bandeirante e Cemig terão maior impacto com rateio adicional da CDE, segundo Aneel As distribuidoras EDP Escelsa, EDP Bandeirante e Cemig são as distribuidoras mais afetadas com o rateio da CDE que será feito em decorrência da liminar que a Abrace detém e que protege suas associadas da cobrança de valores relacionados à parcela de políticas públicas. O valor que será tirado da conta desses grandes consumidores e que passarão para os demais consumidores é de R$ 700 mi no total via CVA das distribuidoras que possuem associados da entidade em sua área de concessão. De acordo com o diretor da Aneel, André Pepitone da Nóbrega, os custos das políticas sociais incluídas na CDE somam R$ 9,6 bi e o valor de R$ 700 mi é a parcela que essas indústrias deixarão de recolher. Há ainda uma outra alteração das regras da CDE que é a mudança na forma de rateio da energia que passará do volume de energia consumido em MWh para o nível de tensão, medido em MW. Pepitone evitou indicar qual seria o peso do aumento para cada uma das distribuidoras. Contudo, no final de agosto, uma simulação apresentada pela Aneel apontou que o custo adicional da CDE para os consumidores residenciais, por exemplo, pode variar entre R$ 15,96/MWh e R$ 111,95/MWh, de acordo com a área de concessão. O peso do encargo pode representar até 8% na tarifa desse consumidor a ser colocada na data do reajuste anual da concessionária. (Agência CanalEnergia - 23.09.2015) 17 Eletrobras-D Rondônia é multada em R$ 1.227.675,85 A Eletrobras Distribuição Rondônia foi multada em R$ 1.227.675,85 após fiscalização dos limites dos índices de qualidade dos seus serviços de teleatendimento. Já a Celesc (SC) conseguiu ter a multa de R$ 1.135.311,43 por irregularidades nos níveis de tensão de atendimento das unidades consumidoras com medições amostrais para o ano de 2011 reduzida para R$ 983.758,99. A distribuidora conseguiu comprovar o pagamento de compensações a unidades consumidoras por violação no nível de tensão, o que reduziu a multa. (Agência CanalEnergia – 25.09.2015) 18 Chesf vai pagar mais de R$ 1,5 mi em multas A Aneel negou os recursos interpostos pela Chesf e manteve a aplicação de três multas que somam mais de R$ 1,5 mi. A Chesf foi multada em R$ 591.751,84 após fiscalização na Subestação Messias, em Alagoas, realizada em novembro de 2014, que constatou irregularidades na manutenção da SE. A segunda multa, de R$ 231.435,32, foi aplicada por atraso no cronograma de implantação de obras da SE Piripiri. A obra, que era prevista para ser executada em 24 meses terminando em março de 2013, deve ser concluída apenas em novembro de 2015, durando cerca de 55 meses quando deveria durar 24. A terceira multa, de R$ 623.332,47, também foi por atraso, desta vez na implantação das obras de recapacitação do C1 da LT 230 kV Ribeirão-Recife II e C1 da LT 230 kV Angelim-Ribeirão. Os trabalhos deveram ter se encerrado em 30 de março de 2013, mas só devem terminar em outubro deste ano, caracterizando mais de dois anos de atraso. (Agência CanalEnergia – 25.09.2015) 19 Aneel mantém multa de R$ 1,78 milhão para Eletrobras Amazonas Energia A Eletrobrás Amazonas Energia foi multada em R$ 1,78 mi por descumprir índices regulatórios de qualidade dos serviços de teleatendimento em 2014. A Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade registrou uma constatação e duas não conformidades. A distribuidora entrou com recurso questionando a dosimetria utilizada no cálculo do valor da multa. Porém, a Aneel negou provimento ao recurso, conforme despacho publicado no Diário Oficial desta segunda-feira, 28 de setembro. Por outro lado, a Aneel reconheceu o pedido da Coelce e reduziu o valor da multa imposta pela Arce de R$ 708,1 mil para R$ 184 mil. A multa resulta da constatação de duas não conformidades (N.1 e N.2). A primeira refere-se ao não investimento, por parte da Coelce, dos valores originalmente previstos e aprovados pela Aneel referentes ao Programa de Pesquisa e Desenvolvimento 2006/2007. A segunda trata-se da não implantação de projeto operacional de P&D durante o ciclo 2006/2007. A Coelce informou que vem realizando os investimentos em P&D, possuindo, até o momento, reconhecimentos (R$ 6,8 mi) e glosas (R$ 12,8 mil) de valores em função das avaliações de seus projetos de P&D. Quem também teve multa reduzida foi a CPFL Piratininga. A distribuidora foi multada inicialmente em R$ 991,8 mil pela Arsesp por inconformidades relativas ao envio dos dados dos indicadores de continuidade de prestação do serviço de distribuição de energia elétrica. Posteriormente, a multa foi reduzida para R$ 222 mil e agora para R$ 161,6 mil. (Agência CanalEnergia – 28.09.2015)
Publicação de Balanços em IFRS 1 Grupo Energisa tem receita líquida de R$ 750,9 mi em agosto A Energisa teve em agosto receita operacional líquida consolidada de R$ 750,9 mi. No mesmo período do ano passado, foram registrados R$ 751,9 mi. A empresa divulgou nesta terça-feira, 22 de setembro, que as vendas consolidadas em agosto para os consumidores cativos e transporte de energia aos consumidores livres localizados nas áreas de concessão caíram 1,3% em relação a agosto de 2014, totalizando 2.337,3 GWh. Deste total, 2.029,8 GWh foram vendidos no mercado cativo, que reduziu, 0,7%, e 307,5 GWh foram transportados para consumidores livres, uma redução de 5%. Já as vendas de energia da subsidiária de comercialização no Ambiente de Contratação Livre somaram 184,6 GWh, redução de 9,5%. Já a energia total comercializada pelo grupo no mês de agosto foi de 2.583,2 GWh, recuando 5,1% em relação a igual mês do ano passado. Nos oito meses do ano, a receita operacional líquida consolidada do Grupo Energisa, deduzida das receitas de construção, totalizou R$ 6,260 bi, subindo 49,8% na comparação com o mesmo período de 2014. A energia total comercializada até agosto somou 21.439,2 GWh, que mostra um avanço de 34,6% em relação ao mesmo período do ano anterior. A expressiva subida vem fundamentalmente da base comparativa de 2014, que inclui apenas as vendas de energia das empresas adquiridas do Grupo Rede a partir de 11 de abril de 2014. Dentre essas distribuidoras adquiridas, a Energisa Mato Grosso se destaca, com receita líquida de R$ 1,881 bi, crescendo 17,1%. A Energisa Mato Grosso do Sul vem em seguida, com receita líquida de R$1,050 bi, que cresceu 10,6%. Das antigas distribuidoras, a Energisa Paraíba é a que melhor se posiciona, com receita líquida de R$ 767,8 mi no período de janeiro a agosto. (Agência CanalEnergia - 22.09.2015)
Indicadores de Sustentabilidade Econômico-Financeira 1 Aneel acredita que Brasil ainda tem muito a desenvolver em termos de indicadores De acordo com o diretor da Aneel, André Pepitone, ao se comparar com indicadores em outros países, principalmente em mercados mais desenvolvidos como o Japão, há muito o que se fazer por aqui. Em sua avaliação somente com um salto tecnológico com uma rede mais inteligente é que o Brasil poderá começar a ter melhoria sensível na qualidade do serviço que pode apresentar a perspectiva de melhoria de gestão. Ele admite que as compensações financeiras representa um volume pequeno para o consumidor se verificarmos qual é o impacto na conta de energia dos consumidores. Contudo, destaca que somando em termos de país são valores consideráveis e que se constituem de um sinal regulatório de estímulo financeiro regulatório às concessionárias. (Agência CanalEnergia - 23.09.2015) 2 Distribuidoras terão que obedecer a critérios rigorosos de qualidade para não perder a concessão Dando continuidade ao processo de renovação dos contratos de distribuição, a Aneel reabriu a audiência pública nº 38/2015 para colher informações a respeito dos critérios que definirão os casos de extinção das concessões. A medida vem em cumprimento a uma determinação do Tribunal de Contas da União que exigiu que a Aneel estabelecesse critérios objetivos para os casos de abertura de processo de caducidade em razão do descumprimento de indicadores de qualidade e de indicadores econômico-financeiros. As contribuições poderão ser enviadas a partir da próxima sexta-feira, 25 de setembro, até 5 de outubro. O processo de renovação das concessões de distribuição está apoiado em quatro pilares: eficiência e qualidade no serviço prestado; rigor na gestão econômico-financeira da empresa; racionalidade operacional; e modicidade tarifária. A Aneel propôs que a continuidade do fornecimento do serviço de energia elétrica será considerada como parâmetro representativo da qualidade do serviço, fator este que será determinante para a abertura de processo de caducidade da concessão. (Agência CanalEnergia – 24.09.2015) 3 Eficiência do serviço prestado será medida pelos indicadores de qualidade e continuidade A eficiência do serviço prestado será medida pelos indicadores de qualidade e continuidade, os quais serão calibrados de forma objetiva em regulação posterior. Sobre o critério econômico e financeiro, a Aneel argumentou que a minuta do termo aditivo levado anteriormente à audiência pública já contemplava a necessidade de manutenção dos parâmetros de sustentabilidade por todo o prazo da concessão, conforme exigido pelo TCU. Verificado o descumprimento de qualquer um dos itens, Aneel promoverá a declaração de caducidade da concessão, que será precedida de processo administrativo para a verificação das infrações ou falhas das distribuidoras. Fica assegurado o direito ao contraditório e a ampla defesa do concessionário, bem como a garantia a indenização das parcelas dos investimentos ainda não amortizados ou depreciados. Da indenização apurada serão deduzidos os valores das multas devidas e dos danos causados pela distribuidora relativos ao fato motivador da caducidade. A Aneel promete ser criteriosa nos primeiros cinco anos de concessão. “Nos primeiros cinco anos, a agência precisa dar um sinal mais forte, essas concessões serão renovadas, elas precisam ter a qualidade de serviço. Essa foi toda a lógica", disse o relator do processo, o diretor André Pepitone. (Agência CanalEnergia – 24.09.2015) 4 Aneel: concessões poderá ser extinta nos primeiros cinco anos, caso os critérios de qualidade sejam transgredidos por dois anos consecutivos Segundo o diretor da Aneel, André Pepitone, a concessões poderá ser extinta nos primeiros cinco anos, caso os critérios de qualidade sejam transgredidos por dois anos consecutivos. A Aneel poderá iniciar o processo de caducidade já no terceiro ano após a renovação dos contratos. A partir do sexto ano, será tolerado até três anos de transgressão. "É importante que tenha um sinal objetivo [ao longo dos demais 25 anos de contrato], mas não precisa ser tão duro", ponderou Pepitone. O diretor-geral da Aneel, Romeu Donizete Rufino, lembrou que declarar a caducidade da concessão nunca é o objetivo da agência reguladora. "A caducidade da concessão não é uma solução, é um problema." A definição dos indicadores de qualidade (DEC e FEC) continuará sendo realizada a cada revisão tarifária, que ocorre a cada quatro anos. O TCU pedia que os indicadores fossem estabelecidos por todo o período de concessão já no momento da renovação dos contratos. "É uma tarefa inexequível", disse Pepitone. O TCU ainda exigiu que todos os pontos do processo de renovação da concessão fossem submetidos a regulamentação anterior a assinatura dos contratos. Quanto a esse ponto, a Aneel entrará com um embargo de declaração apresentando uma proposta para que alguns itens sejam regulamentados nos próximos 12 a 19 meses. "Não estamos trazendo nenhuma tese nova, só refinando", justificou. (Agência CanalEnergia – 24.09.2015) 5 Tecnologia será primordial para medição nas distribuidoras Em um período em que se discute a renovação dos contratos das distribuidoras de energia onde os índices de qualidade do serviço estão cada vez mais restritos, o segmento de medição do consumo ganha cada vez mais relevância. No foco das empresas que estão de olho nesse mercado está o uso cada vez maior de tecnologia embarcada em medidores e em soluções de análise e telemetria de dados que promete minimizar as perdas comerciais e dessa forma atender a critérios de eficiência e que possam elevar o nível de eficiência e rentabilidade dessas concessionárias. Um fato parece ser irreversível nesse processo, que é o caminho da telemedição. Contudo, no Brasil, ainda há barreiras de custos e até mesmo físicas, pois há locais aonde a cobertura da rede de telecomunicações ainda não chegou. Por isso, as empresas ainda terão que conviver por um tempo com a necessidade de realizar a leitura de forma presencial. No geral, a meta dessas soluções é a de detecção de perdas em geral – incluindo as técnicas -, apesar de ter começado com o objetivo de buscar apenas fraudes, um fator que tira a eficiência das empresas. Outro fator que a telemedição traz ainda é a eficiência em termos de redução de custos operacionais à medida que vai sendo implantada já que diminui o tempo de leitura e o deslocamento de pessoal até os medidores, principalmente em casos de consumidores de baixa tensão, que são muitos e cujo consumo é menor. (Agência CanalEnergia – 25.09.2015) 6 Mercado de medição começa a ganhar abrangência Mercado de medição está sendo disputado não apenas por empresas de desenvolvem soluções, até mesmo as tradicionais fabricantes de medidores adaptaram seu core business e hoje apresentam produtos que integram hardware e software. E isso tem chamado a atenção de gigantes no país. Dois exemplos são a Landis+Gyr, adquirida recentemente pela japonesa Toshiba, e a Elster, cujo controle passou para as mãos da norte-americana Honeywell. A primeira, que possui mais de 100 anos, vem atuando no segmento de medição convencional e de uns anos para cá também em soluções de automação e redes inteligentes por meio de gestão de energia dentro das concessionárias. No foco, destacou o CEO da empresa, Marcelo Machado, o combate às perdas sendo que a vitrine dessa solução também é a concessionária fluminense Light e seu projeto de combate às perdas por meio do uso de telemedição. A Landis+Gyr calcula que detém cerca de 30% do mercado de medidores no país e seu grande público são as distribuidoras, fato que não deverá mudar mesmo com o avanço da geração distribuída. No futuro, diz Machado, o segmento de medição terá como mais uma entre as já muitas funcionalidades a possibilidade de se implementar a tarifa branca, um processo que está em andamento ainda. Essa é a mesma impressão do diretor presidente da Elster, Helio Lippert. Segundo ele, as distribuidoras ainda deverão responder pela maior parte desse mercado. No caso da empresa que lidera, representa 95% das vendas da companhia. Isso porque sempre será necessário uma medição de consumo de energia para que possa existir a cobrança, mesmo com a medição à distância, a unidade de consumo terá seu medidor. O que vem acontecendo é justamente essa mudança de perfil tecnológico dos equipamentos. Tanto que atualmente a empresa registrou uma mudança nas fontes de receita da companhia. Onde antes 100% da receita era obtida por meio da venda de medidores, hoje esse patamar está em cerca de 40%, os demais 60% são obtidos por meio de soluções. (Agência CanalEnergia – 25.09.2015)
Avaliação de Empresas e Previsão de Analistas 1 Roland Berger: Empresas brasileiras de energia elétrica superam estrangeiras Apesar de enfrentarem uma queda de rentabilidade nos últimos anos, as empresas brasileiras de energia elétrica têm um bom desempenho quando comparadas a seus pares estrangeiros. As elétricas nacionais respondem pela maior parte de um seleto grupo de 20% de empresas que tiveram retorno sobre capital investido e crescimento da receita duas vezes superior à média mundial de 2011 e 2014, mostra um estudo elaborado pela consultoria Roland Berger e obtido com exclusividade pelo Valor. Das 24 empresas que compõem esse grupo, 12 são brasileiras: Equatorial, Energisa, Neoenergia, Celesc, CPFL, EDP Brasil, Light, Duke Paranapanema, Cemig, Endesa Brasil, Elektro e Tractebel. Essas elétricas estão ao lado de gigantes mundiais, como a alemã E.On, a italiana Enen Green Power e a China Three Gorges. Para Antônio Bernardo, presidente da Roland Berger Brasil, as taxas de juros elevadas do país favorecem esse perfil, na medida em que eleva os retornos exigidos por quem investe e, consequentemente, o valor da tarifa de energia ao consumidor. (Valor Econômico – 08.09.2015) 2 Roland Berger: Regulação brasileira têm contribuição para bom desempenho das elétricas A regulação brasileira também têm sua contribuição, uma vez que é "inclusiva", afirma o sócio da consultoria Roland Berger Brasil, Jorge da Costa. "O sistema brasileiro não prima necessariamente pela busca da eficiência, visa garantir que haja produção de energia. Se a empresa for eficiente e numa condição regulatória que é mais frouxa nesse sentido, é possível obter ganhos anormais", ressalta Antônio Bernardo, presidente da Roland Berger Brasil. O contexto macroeconômico e regulatório, no entanto, explica apenas parte do fenômeno, garante Bernardo. "Em cada mercado, o contexto regulatório influencia, mas a conclusão é que, no Brasil você tem empresas muito bem gerenciadas e com boas estratégias, que trazem resultados superiores na média mundial", explica. No estudo, a consultoria buscou explicar os principais fatores que influenciaram o desempenho das empresas nacionais mais bem posicionadas no ranking. Com base em um conjunto de entrevistas com a alta gerência, a Roland Berger identificou que, em todas elas, havia uma postura voltada para criação de valor, com definição de metas objetivas que vão além da diretoria e chegam aos menores níveis na hierarquia. (Valor Econômico – 08.09.2015) 3 Roland Berger: Elétricas têm postura dinâmica em relação aos negócios Outro ponto identificado pela consultoria Roland Berger Brasil é a postura dinâmica em relação aos negócios. Os próprios solavancos e mudanças de direção na regulação ajudam a moldar a postura mais "plástica" das elétricas brasileiras. "O presidente de uma grande empresa internacional ficou muito surpreendido com a capacidade que as empresas por aqui têm de se adaptar a novas mudanças regulatórias e no próprio portfólio de negócios", disse Antônio Bernardo, presidente da consultoria. A postura regulatória "pró-ativa" também é um diferencial, aponta a consultoria. O primeiro passo para isso é a contribuição para a construção de regras e da legislação. "A legislação é feita de forma inclusiva. O regulador quer ouvir", aponta o consultor Ricardo Pinto, que participou do estudo. Além disso, as empresas que apresentaram o melhor desempenho conseguem extrair valor a partir das regras. É o caso da Equatorial Energia, por exemplo, que tem como seu negócio principal a compra de distribuidoras ineficientes e mudança dos processos para conseguir extrair rentabilidade dentro da estrutura tarifária proposta pela Aneel, diz ele. (Valor Econômico – 08.09.2015) 4 Roland Berger: Eletrobras tem o pior desempenho em termos de crescimento de receita e retorno Os cálculos da Roland Berger Brasil mostram ainda que a Eletrobras é a empresa com a pior desempenho em termos de crescimento de receita e retorno de toda a amostra, de 120 empresas. As hidrelétricas da estatal federal foram praticamente as únicas que aceitaram renovar suas concessões mediante um corte de mais de 70% nas tarifas. "Além de ter reduzido as receitas, a MP trouxe imprevisibilidade regulatória. O cenário não é mais tão favorável", aponta Antônio Bernardo, presidente da consultoria. Segundo ele, a postura de "realismo tarifário" do governo pode inverter o processo, mas o setor ainda terá que lidar com questões relevantes, com destaque para os desafios para o financiamento dos projetos, em meio à escassez de crédito subsidiado e ao aumento do custo de capital. (Valor Econômico – 08.09.2015) 5 Fitch rebaixa rating da Renova Energia para A-(bra) A agência de classificação de risco Fitch Ratings rebaixou de ‘A (bra) ’ para ‘A- (bra) ’ na última sexta-feira, 4 de setembro, o Rating Nacional de Longo Prazo da Renova Energia. A perspectiva de rating é estável. De acordo com a agência, o rebaixamento do rating reflete o aumento da exposição da empresa a projetos em desenvolvimento desde a última avaliação. Houve ainda uma frustração na expectativa da Fitch em relação a um aumento gradual da previsibilidade do resultado operacional da companhia devido a entrada em operação dos projetos. Ainda de acordo com a agência, o novo posicionamento estratégico da Renova, observado após a assinatura de acordo de venda de ativos com a TerraForm Global, muda os fundamentos da análise e não elimina incertezas quanto ao financiamento da maior necessidade de investimento do crescente número de projetos em construção da companhia, estimado pela agência em cerca de R$ 2 bi até 2019. Algum problema no recebimento desses recursos pode pressionar o fluxo de caixa da holding. Tanto a TerraForm Global quanto a SunEdison, seu controlador, não possuem qualidade de crédito avaliada pela Fitch. A provável entrada da SunEdison diretamente no capital acionário da Renova, através da compra da participação de 15,9% atualmente detida pela Light Energia, é considerada pela agência como neutra para a qualidade de crédito da companhia. (Agência CanalEnergia - 08.09.2015) 6 Fitch afirma ratings de IDRs da Taesa em 'BBB' A agência de classificação de risco Fitch afirmou na última sexta-feira, 4 de setembro, os Ratings de Probabilidade de Inadimplência do Emissor em Moedas Estrangeira e Local da Taesa em ‘BBB’. Ela também afirmou o Rating Nacional de Longo Prazo 'AAA(bra)' da transmissora. Ao mesmo tempo, a agência afirmou o Rating Nacional de Longo Prazo 'AAA (bra)' da terceira emissão de debêntures seniores sem garantia da empresa, no valor de R$ 2,16 bilhões. A Perspectiva dos ratings corporativos é estável. De acordo com a Fitch, o rating reflete a expectativa de que a companhia vai manter um sólido perfil financeiro no médio prazo, com indicadores de crédito atuais fortes para os IDRs, em comparação com outros similares na América Latina. Em base pro forma consolidada, a Taesa apresenta baixa alavancagem para uma empresa do setor de transmissão de energia, assim como um cronograma de vencimento da dívida administrável. Os ratings também incorporam o baixo risco de negócios da Taesa, decorrente de sua forte e diversificada carteira de ativos de transmissão, com geração de fluxo de caixa robusta e previsível e altas margens operacionais. (Agência CanalEnergia - 08.09.2015) 7 ABB vê mercado brasileiro em crescimento no longo prazo As dificuldades que o Brasil vêm enfrentando no campo da economia devem ser passageiras e o país deverá retomar o ritmo de crescimento. Essa é a visão que o CEO mundial da multinacional suíça ABB, Ulrich Spiesshofer, tem sobre o país. Ele esteve em São Paulo durante a quinta edição do Automation & Power World Brasil e destacou que a companhia acredita que tanto o país quando outros mercados interessantes na região são classificados pela companhia como uma região de crescimento no longo prazo mesmo com um cenário de dificuldades enfrentado atualmente. Spiesshofer fez questão de destacar a meta da ABB de oferecer produtos e soluções integradas com o foco na produtividade e na eficiência. Segundo ele, em momentos de dificuldades econômicas, ter alta eficiência nos processos e na operação dos ativos é o caminho para que se consiga obter maior competitividade. Outra área de importância para a empresa, contou ele, é a parte de serviços da ABB que globalmente representa um negócio de US$ 8 bi e que vem crescendo ao longo do tempo de forma mais vigorosa. “O Brasil representa mais de um US$ 1 bi para a ABB e outros locais como Peru, Colômbia, Argentina e Chile estão cheios de oportunidades de crescimento na região mesmo que esteja passando por um momento de dificuldades, mas isto não significa que vamos mudar a nossa direção em continuar investimento em tecnologia e desenvolvimento para esta região”, assegurou o Spiesshofer, indicando que segmentos de desenvolvimento de produtos e de engenharia locais são pontos que merecem destaque nessa estratégia. Miloud Hassene, advisor international da CSE para o Brasil. (Agência CanalEnergia - 08.09.2015) 8 ABB acredita em crescimento com maior participação em renováveis A perspectiva de crescimento de participação de renováveis chama a atenção da ABB. Na avaliação do executivo da ABB, há uma grande mudança em curso no Brasil no segmento de geração. Cada vez mais as fontes hídricas e convencionais serão complementadas pela solar e eólica no país. Essas, disse Spiesshofer, são áreas nas quais a ABB possui aptidão para atuar assim como já é tradicionalmente conhecida no segmento de transmissão e de distribuição. Para o futuro – nem tão distante – ele acredita que micro e nanogrids terão uma maior participação na matriz energética. E, ao passo que isso ocorrer, uma nova combinação entre as renováveis e a de armazenamento de energia em baterias, poderá ser um caminho interessante a ser trilhado. Tanto que a ABB já formou parcerias com duas companhias nesse segmento, a chinesa BYD e a coreana Samsung para desenvolver soluções integradas nesse mercado e, dessa forma, alcançar o próximo nível de desenvolvimento da empresa. Miloud Hassene, advisor international da CSE para o Brasil. (Agência CanalEnergia - 08.09.2015) 9 S&P rebaixa ratings da Petrobras, Eletrobras A agência de classificação de risco Standard & Poor’s realizou uma série de ações sobre os ratings de empresas brasileiras e emissores de infraestrutura, após a perda de grau de investimento do Brasil, ocorrida ontem. Foram rebaixadas 31 empresas, entre as quais Petrobras e Eletrobras. A S&P rebaixou a nota da Petrobras de “BBB-” para “BB”, um grau abaixo da nota soberana do Brasil, que foi cortada ontem para “BB+”. A perspectiva da nota da Petrobras é negativa. Essa é a segunda agência de rating a tirar o grau de investimento da Petrobras. Também foi rebaixada a nota de longo prazo em moeda estrangeira da estatal Eletrobras, que passou de “BBB-” para “BB+”. Segundo a S&P, o rebaixamento dessas empresas está em linha com o critério utilizado pela agência para rebaixar notas de entidades relacionadas ao governo. O rating da Eletrobras foi rebaixado para o mesmo nível do soberano, devido à visão da agência de que é “quase certa” uma ajuda do governo à companhia se for necessário. No caso da Petrobras, o rating foi reduzido em dois degraus para ficar abaixo da nota em moeda local do Brasil, que é “BBB-”. A perspectiva dos ratings é negativa, refletindo a perspectiva da nota soberana brasileira. (Valor Econômico – 10.09.2015) 10 Elétricas também têm ratings rebaixados pela S&P Um grupo de 22 empresas teve a nota de crédito em escala global em moeda estrangeira reduzida para “BB+”, acompanhando o rebaixamento do país. A maioria delas também foi rebaixada na escala nacional para “brAA+”, à exceção de Eletrobras e Itaipu que tiveram o rating global em moeda nacional cortada para “BBB-” e o rating em escala nacional mantido em “brAAA”. A perspectiva de todos esses ratings é negativa. A lista completa de empresas que tiveram o rating global em moeda estrangeira cortado para “BB+” com perspectiva negativa é a seguinte: Comgás; Coelce; Elektro; Eletrobras; Taesa; Neoenergia; Coelba; Cosern; Celpe; Itaipu Binacional; Atlantia Bertin Concessões (AB Concessões); Rodovia das Colinas; Triângulo do Sol Auto-Estradas; Arteris; Autopista Planalto Sul; CCR; Autoban; Concessionária da Rodovia Presidente Dutra; Rodonorte; Ecorodovias; Ecovias; e Santos Brasil Participações. (Valor Econômico – 10.09.2015) 11 S&P: Energética Barra Grande, Duke Energia e Tractebel em observação para possível rebaixamento de ratings A Standard & Poor’s colocou em observação para possível rebaixamento os ratings das empresas Braskem, Klabin, Odebrecht Engenharia e Construção (OEC), Energética Barra Grande, Duke Energia e Tractebel. Embora as notas não tenham sido afetadas imediatamente pela perda do grau de investimento do país, a observação indica que é grande a possibilidade de um rebaixamento em breve. Segundo a agência, os ratings foram colocados em observação para rebaixamento pois é necessário testar a resistência dessas empresas aos problemas da economia do Brasil. “No entanto, acreditamos que há uma chance mínima de 50% de um rebaixamento delas”, disse a S&P. A agência pretende concluir o processo de avaliação nos próximos 90 dias. (Valor Econômico – 10.09.2015) 12 EPE: rebaixamento e leilões O presidente da EPE, Maurício Tolmasquim, disse que o rebaixamento da nota soberana do país pela S&P não traz nenhum receio sobre os investimentos privados nos próximos leilões de geração e transmissão. "Acho que o rebaixamento não afeta em nada esse próximo leilão de reserva [em novembro]. Pelo número de empreendedores que tem, o sucesso está garantido. Não tenho nenhum receio", disse. O executivo, contudo, admitiu que os preços-tetos dos próximos leilões podem ser reajustados, para refletir o "momento" do mercado, embora não necessariamente por causa do anúncio da perda do grau de investimento do país. "O preço-teto sempre tem que estar aderente à situação do momento, seja a situação cambial, de financiamento ou a situação da percepção de risco. A cada leilão a gente tenta reajustar o preço para que ele seja atrativo." (Valor Econômico – 11.09.2015) 13 Standard & Poor's altera ratings de empresas do setor elétrico O rebaixamento dos ratings de crédito soberano do Brasil pela agência de classificação de risco Standard & Poor's trouxe como efeito cascata a alteração nos ratings de várias empresas brasileiras do setor elétrico. Na última quinta-feira, 10 de setembro, a agência decidiu alterar os ratings de empresas do setor corporativo e de infraestrutura. Os ratings na escala global em moeda local da Eletrobras e de Itaipu foram rebaixados para ‘BBB-’ enquanto os ratings na Escala Nacional Brasil permanecem em 'brAAA'. A perspectiva é negativa. A Coelce (CE), Elektro (SP), Taesa, Neoenergia, Coelba (BA), Cosern (RN) e Celpe (PE) tiveram o rating rebaixado em um degrau na escala global em moeda estrangeira para 'BB+' e os da Escala Nacional Brasil para 'brAA+'. A perspectiva dos ratings também é negativa. A agência também colocou em CreditWatch negativo os ratings da Baesa - Energética Barra Grande, da Tractebel e da Duke Energia International Geração Paranapanema. Os ratings da Ampla (RJ), Cachoeira Paulista Transmissora de Energia e da Norte Brasil Transmissora de Energia foram reafirmados e tiveram a perspectiva alterada para negativa da escala global. A perspectiva dos ratings na Escala Nacional Brasil também foi alterada para negativa. Já os ratings na Escala Nacional Brasil da Cemig, Cemig-D (MG), Cemig GT, CPFL Energia, Companhia Paulista de Força e Luz (SP); Companhia Piratininga de Força e Luz (SP), RGE (RS), EDP Bandeirante (SP) e EEDP Escelsa (ES) foram rebaixados para ‘brAA’ com perspectiva negativa. (Agência CanalEnergia - 11.09.2015) 14 Para Moody’s, Eletrobrás pode ter de rever investimentos A geração de caixa da Eletrobras é incompatível com o plano de investimentos da companhia para os próximos anos, de acordo com relatório divulgado nesta terça-feira pela agência de classificação de risco Moody’s. Segundo a agência, a geração de caixa não deve superar R$ 1,4 bi neste ano, o que se torna um desafio diante do plano de investimentos da companhia, de R$ 10 bi por ano entre 2015 e 2019, e das despesas com financiamentos. A dívida total da empresa deve atingir R$ 56,8 bi em 2016, de acordo com a Moody’s. A despeito disso, a liquidez da empresa é considerada relativamente adequada para os próximos seis a nove meses. No relatório, a Moody’s destaca que a geração de caixa da Eletrobrás deve continuar baixa nos próximos dois anos por conta das reduzidas margens da companhia. As receitas da Eletrobrás caíram desde que a empresa aderiu à MP 579/2012, que tinha por objetivo baixar as contas de luz, e renovou suas concessões de forma antecipada. “A MP 579/2012 foi um desastre para a Eletrobrás em termos operacionais”, disse Soares. Segundo a Moody’s, para manter o programa de investimentos de R$ 10 bi por ano, a Eletrobrás terá de buscar R$ 3 bi a R$ 4 bi em financiamentos bancários e no mercado de capitais. Caso não consiga obter os recursos, a empresa terá de reduzir a projeção de investimentos para algo entre R$ 5 bi a R$ 6 bi por ano. De acordo com Soares, o que pode efetivamente ajudar a Eletrobrás é o reconhecimento de créditos do governo em razão das indenizações referentes à MP 579. A Eletrobrás avalia que teria R$ 30 bi a receber, mas a Moody’s considera que a empresa deve conseguir R$ 15 bi. No entanto, esses créditos seriam recebidos em 27 anos, via tarifa de energia, o que significaria R$ 600 mi por ano. (O Estado de São Paulo – 29.09.2015)
Lançamento de debêntures por distribuidoras e divulgação de resultados dos mesmos 1 Energisa vai captar R$ 2,5 bi com bancos O grupo de energia de origem mineira Energisa firmou acordo de apoio financeiro com a BNDESPar e um pool de bancos privados para captar cerca de R$ 2,5 bilhões para a companhia e suas subsidiárias. Os recursos são destinados ao reforço da estrutura de capital da empresa, para viabilizar a modernização e expansão das 13 distribuidoras da elétrica, principalmente as oito concessionárias adquiridas no ano passado junto com o Grupo Rede. Segundo acordo fechado na última sexta-feira e divulgado ontem ao mercado, o apoio financeiro será estruturado basicamente em três operações. A primeira envolve um aumento de capital privado, a ser garantido pelos acionistas da Energisa, no valor de pelo menos R$ 250 milhões. A segunda transação prevê a formação de um consórcio de bancos, já formalizado entre Itaú Unibanco, Bradesco, BTG Pactual e Citibank, para o repasse de aproximadamente R$ 1,25 bilhão, no âmbito de linhas de financiamento do BNDES "Finame" e "Finem", para as 13 distribuidoras do grupo. O valor representa 50% dos investimentos previstos nas empresas para os anos 2015-2016. A última negociação da Energisa foi a aprovação de uma garantia firme do BNDESPar, no montante de até R$ 1 bilhão, para subscrição de debêntures simples conjugadas com bônus de subscrição. De acordo com informações da Energisa, as debêntures e o aumento de capital, que juntos somam cerca de R$ 1,25 bilhão, serão alocados na holding Energisa e irão promover o capital necessário para novos projetos, incluindo o aumento de capital das subsidiárias, se necessário. Já o montante de repasse através do consórcio dos bancos privados será totalmente utilizado nos investimentos das distribuidoras dos próximos dois anos. Do total de R$ 1,25 bilhão para essa finalidade, 78% (R$ 983 milhões) serão dedicados para as concessionárias recém-adquiridas do Rede, sendo R$ 433 milhões apenas para a distribuidora localizada no Mato Grosso. (Valor Econômico – 22.09.2015) 2 Energisa espera melhorar indicadores de qualidade do serviço e reduzir as perdas elétricas O principal objetivo da Energisa com a captação de cerca de R$ 2,5 bilhões é melhorar os indicadores de qualidade do serviço e reduzir as perdas elétricas dessas empresas. O acordo com os bancos prevê também algumas obrigações a serem cumpridas pela Energisa. Entre elas, está uma oferta pública de ações equivalentes a 23% do número de ações após o referido aumento de capital, a ser realizada no prazo de até quatro anos. Segundo o diretor financeiro e de relações com investidores, Maurício Botelho, ainda não está definida se a oferta será primária, secundária ou mista. A Energisa também deverá fazer alterações no estatuto social para adequá-lo às melhores práticas de governança corporativa. A companhia deverá, inclusive, aderir ao nível "2" de governança corporativa da BM&FBovespa. Segundo o presidente da Energisa, Ricardo Botelho, o acordo com os bancos é um novo passo dado pelo grupo para garantir as condições necessárias para atender o compromisso de investimento nas distribuidoras do Rede, firmado com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). "O acordo mostra o compromisso da companhia, além da credibilidade com os bancos. A empresa está dando os passos corretos", disse o executivo, lembrando que a Fitch elevou, em agosto, os ratings da Energisa e de suas subsidiárias. (Valor Econômico – 22.09.2015)
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