l IFE: nš 03 - Outubro de 2015 Índice Distribuidoras de Energia Elétrica Contabilidade e Regulação da ANEEL Publicação de Balanços em IFRS Lançamento de debêntures por distribuidoras e divulgação de resultados dos mesmos
Distribuidoras de Energia Elétrica 1 Demora no processo de renovação das concessões dificulta captação de recursos das distribuidoras A demora em concluir o processo de renovação das concessões de distribuição tem dificultado a captação de recursos desse setor, impondo mais um desafio para as companhias envolvidas. A indefinição desse processo compromete a situação financeira das empresas, que hoje carregam em seus caixas um custo de R$ 10 bi e precisam de recursos para fazer frente aos investimentos na rede. São 34 contratos que terminaram em 7 de julho de 2015, envolvendo empresas de grupos como Eletrobras, CPFL, Energisa, Celesc, Copel, Negoenergia. Outros contratos têm prazo para terminar entre 2016 e 2017, como é o caso do grupo Cemig. De 63 distribuidoras, ao menos 41 precisam ser renovados. Atualmente, a Aneel tenta equalizar algumas demandas exigidas pelo TCU. Por algum tempo, o TCU suspendeu o processo de renovação. A expectativa da Aneel é que a assinatura dos contratos ocorra ainda neste ano. Nelson Leite, presidente da Abradee não quis estimar quando o processo poderá ser concluído. Os R$ 10 bi, explicou Leite, são relativos a CVA Energia. Há um descasamento entre a tarifa cobrada pelas empresas e as variações dessa conta que precisam ser absorvidas pelas distribuidoras e repassadas as tarifas nos reajustes anuais. Segundo Leite, a escalada do dólar tem contribuído para agravar esse descasamento tarifário, já que as distribuidoras do Sul e do Sudeste têm contratos de compra de energia com a usina de Itaipu, que são valorados pela moeda americana. (Agência CanalEnergia – 01.10.2015) 2 CVM questiona Petrobras sobre transação entre a estatal e a Amazonas Distribuidora de Energia A CVM está questionando as condições de transação com parte relacionada realizada entre a Petrobras e a Amazonas Distribuidora de Energia, com a anuência da Eletrobras. A operação foi fechada em dezembro de 2014 e divulgada em 28 de abril de 2015. A União controla a Petrobras e a Eletrobras e a Amazonas é controlada da estatal elétrica. A operação envolveu a renegociação de dívidas da Amazonas com a Petrobras, por conta de fornecimentos de gás não quitados pela empresa de energia. Conforme ofício encaminhado pela CVM para a Petrobras e também para a Procuradoria-Geral da Fazenda Nacional, embora os documento descrevam a operação realizadas como uma "confissão de dívida", ela aparenta ser na verdade uma "novação", em que uma nova obrigação substitui uma anterior. Por essa razão, a autarquia avalia que não ficou clara a vinculação entre a taxa remuneratória da nova dívida e a taxa moratória dos contratos de fornecimento de gás não inadimplentes. Na prática, segundo entendimento da CVM, a estatal teria aceitado substituir dívidas líquidas e exigíveis por outra a ser paga em 10 anos, financiando a Amazonas Energia aplicando a taxa Selic. (Valor Econômico – 02.10.2015) 3 Abradee entra na justiça para neutralizar efeitos da liminar da Abrace A Abradee entrou na justiça para neutralizar os efeitos da liminar que desobriga os associados da Abrace de pagar parte da CDE, informou Nelson Leite, presidente da Abradee. “Entramos no dia 25 de setembro com um mandado de segurança pedindo uma liminar para isso”, disse. A ideia é conseguir na Justiça que as distribuidoras sejam autorizadas a recolher o encargo em valor menor, minimizando assim o peso que essa nova conta teria sobre o caixa das concessionárias, que teriam que carregar esse custo até o próximo reajuste tarifário em 2016. Dessa forma, segundo Nelson, a ação visa evitar que haja efeito para as distribuidoras da redução de pagamento por parte dos consumidores associados da Abrace. “Se eles vão pagar menos, que a distribuidoras tenham o direito de recolher a menos”, defendeu. (Agência CanalEnergia – 30.09.2015) 4 Alíquotas do PIS/Cofins são reduzidas a zero na microgeração 5 Distribuidoras estão preocupadas com perda da concessão após determinações do TCU As determinações do TCU referentes a renovação das concessões estão preocupando as distribuidoras. A Abradee teme a perda da concessão pelas empresas após o órgão determinar que o desempenho na qualidade do serviço tem que valer por todo o contrato de concessão, que será de 30 anos. Segundo Marco Delgado, diretor da Abradee, atualmente, as metas de qualidade já são observadas pela Aneel e quando as concessionárias não atendem aos quesitos, há compensações financeiras. Para determinar as metas de qualidade, a Aneel faz uma comparação entre as empresas do setor, o chamado benchmark, e o conjunto que tem os 20% melhores índices é que determina as metas para os demais. "Essa é uma calibragem que privilegia um padrão de excelência, mas como agora a consequência não é multa, mas sim a perda da concessão, é preciso adequar a calibragem a atual situação. Senão, corre-se o risco de boas empresas perderem a concessão", argumentou Delgado. A sugestão da Abradee, enviada para a segunda fase da audiência pública 038, é que seja adotado o percentil 50 no lugar do percentil 20. Isso significa que ao invés de estabelecer como referência os 20% melhores, se utiliza a média como referencial. Para a Abradee não é razoável que uma empresa que vem melhorando sistematicamente seus índices de qualidade, atende a padrões de referência acima da média, mas não atingiu os índices estipulados pela Aneel, perca a concessão. "O que queremos é que o padrão utilizado deixe de ser o de excelência e passe a ser o de eficiência, porque o decreto fala de melhoria continuada e é isso que estamos propondo", aponta Delgado. (Agência CanalEnergia – 07.10.2015) 6 CPFL vê consolidação do setor de distribuição como possível A CPFL Energia mantém a sua disposição em crescer no segmento de distribuição de energia no país como estratégia de longo prazo. Nesse sentido, a companhia reforçou seu interesse em ativos como o da Celg que é a primeira distribuidora do grupo Eletrobrás a entrar no PND. Na avaliação do presidente da empresa, Wilson Ferreira Jr., há outras estatais que hoje estão com dificuldades e à medida que tem ambiente regulatório do setor sanado e com estabilidade financeira, abre perspectivas de ter outras transações disponíveis para que se veja essa consolidação do setor de distribuição. “As distribuidoras têm um valor muito alto a receber, na casa de R$ 10 bi em um ano e meio e uma forma criativa é securitizar e fazer frente ao instrumento de capitalização para instrumentos maiores. O negócio de distribuição é de escala e o processo é inexorável. Caso a gente queira alcançar serviços de melhor qualidade e preços, precisamos de escala”, afirmou ele após sua participação em seminário sobre as perspectivas de 2016 para o Brasil, realizado pela Amcham-SP. (Agência CanalEnergia – 15.10.2015) 7 Pecém I faz volume de energia vendida pela EDP crescer 64% no terceiro trimestre de 2015 A UTE Pecém I fez com que o volume de energia vendido pelo grupo EDP crescesse no terceiro trimestre de 2015 64% na comparação com o mesmo período do ano passado. A empresa divulgou na última quinta-feira seus resultados operacionais. Foram 3.290 GWh neste período, superiores aos 6.136 GWh do ano passado. No acumulado do ano, o volume é de 8.281 GWh, 35% acima dos 6.136 GWh dos nove meses de 2014. A UTE Pecém entrou na contabilização do grupo a partir de maio de 2015, quando se completou a operação de aquisição junto a Eneva. No contraponto, caso fosse considerada apenas a energia vendida pelas hidrelétricas, haveria uma queda de 3,7% no trimestre, com 1.933 GWh. No mesmo período do ano passado, o valor foi de 2.006 GWh. Nos nove meses do ano, há um aumento de 1,9%, decorrente da diferença de sazonalização entre os períodos e de operações de curto prazo realizadas em 2014, que não ocorreram em 2015. O total de energia distribuída pela EDP neste trimestre caiu 4,4%, ficando em 6.187,126 MWh. No acumulado do ano, a queda é de 1,8%, com um total de 19.676.707 MWh. A energia vendida a clientes finais no trimestre ficou em 3.644.739 MWh, 4,1% a menos que os 3.799.288 MWh do mesmo período de 2014. Na EDP Bandeirante, ela ficou em 2.179.657 MWh, 6,2% abaixo do registrado no terceiro trimestre de 2014, e na EDP Escelsa, o valor é de 1.465.082 MWh, recuando 0,7%. Nos nove meses de 2015, a energia vendida caiu 1,1%, ficando em 11.631.878 MWh. O consumo por cliente caiu 9% na EDP Bandeirante (SP) e 5,5% na EDP Escelsa, devido aos impactos do atual cenário econômico. Na Bandeirante, ele foi de 175,2 kWh e na Escelsa chegou a 154,4 kWh. No acumulado do ano, o consumo por cliente é de 184,7 kWh na EDP Bandeirante, 5,8% menor que no mesmo período de 2014. Já na EDP Escelsa, o consumo em nove meses caiu 2,7%, ficando em 171,2 kWh. (Agência CanalEnergia – 16.10.2015) 8 EDP: recuo de 4,6% no consumo do segmento residencial 9 Elektro lança ferramenta que simula consumo e tarifas A Elektro, aproveitando o início do horário de verão, no último domingo, 18 de outubro, lançou o Simulador de Consumo e Tarifas, uma ferramenta que possibilita estimar o valor médio da conta de energia, incluindo o cálculo das bandeiras tarifárias. Dessa forma, os clientes podem planejar os gastos e consumir de forma mais consciente. A simulação começa após o cliente informar o consumo e a demanda utilizada. Caso não saiba, pode inserir os equipamentos utilizados na residência ou na empresa no período que desejar. Além disso, é possível fazer comparações entre os valores das bandeiras tarifárias ou entre as modalidades de tarifas disponíveis para o seu grupo de tensão. Durante os 126 dias do horário de verão, a Elektro estima que a redução do consumo de energia nas 228 cidades atendidas pela distribuidora, sendo 223 no Estado de São Paulo e cinco no Mato Grosso do Sul, será de 30.000 MWh, volume suficiente para atender uma cidade do porte de Campos do Jordão (SP), com cerca de 51 mil habitantes, durante cinquenta dias. No período de pico, a expectativa de redução é de 4,6% na demanda de energia. O principal objetivo do horário de verão é melhorar o aproveitamento da luz natural. Com os dias mais longos, é possível reduzir o consumo de energia elétrica e diminuir a demanda no horário de pico do consumo, das 18h às 21h. As cargas das residências e de iluminação pública passam a operar após às 19h, quando o consumo industrial começa a cair. (Agência CanalEnergia – 19.10.2015) 10 Copel realiza leilão de venda de energia dia 11 de novembro 11 Eletrobras pretende concluir ainda este ano o processo de privatização da Celg D O presidente da Eletrobras, José da Costa Carvalho Neto, afirmou que a Eletrobras pretende concluir ainda este ano o processo de privatização da distribuidora goiana Celg D, da qual possui cerca de 51% de participação. Segundo ele, o processo "atrasou um pouco" devido aos questionamentos feitos pelo TCU sobre a renovação das concessões de distribuição. As regras para a renovação dos contratos, porém, foi aprovada ontem pela Aneel. "Estamos lutando para que seja este ano. Mas há prazos que não vão depender só da gente", completou Carvalho Neto, acrescentando que há muitos interessados no negócio. Segundo ele, os recursos da venda da participação na distribuidora irão para o caixa da própria Eletrobras. Após ouvir críticas de participantes do congresso sobre a MP 579, relativa à renovação antecipada e onerosa das concessões, Carvalho Neto disse que o espírito básico da lei foi evitar que o consumidor pagasse duas vezes pela amortização das usinas. Ele, porém, lembrou que a medida retirou R$ 8,65 bi de receita anual da companhia. (Valor Econômico – 21.10.2015) 12 AES Sul tem R$ 19 milhões em multas por demora em atendimentos O drama de pelo menos 4,7 mil clientes da AES Sul em Santa Maria, que completam nesta terça-feira o quinto dia sem luz, já gera desespero. A AES Sul garante que tem feito todo o possível para religar a luz. As agências de fiscalização estão acompanhando o assunto e dizem que investigarão se a AES está mesmo fazendo tudo o que poderia. Segundo a Agergs, a AES já foi multada em R$ 2,6 mi por não cumprir com os prazos de religação da energia nos temporais ocorridos entre 1º de dezembro de 2013 e 11 de fevereiro de 2014., enquanto a CEEE teve multa de R$ 5,7 mi, e a RGE, de R$ 71 mil. Já a Aneel multou a AES Sul em R$ 16,5 mi nos últimos cinco anos e diz que a concessionária ainda teve de ressarcir os clientes em R$ 15,5 mi em 2014 e em R$ 7,6 mi até julho deste ano – esse ressarcimento é pago quando a empresa leva mais tempo para religar a luz do que a meta estabelecida. No caso de dias críticos, com temporais, a AES deveria religar a luz em até 12,2 horas na área urbana e em 16,6 horas na zona rural. Se o cliente ficou sem energia por mais tempo, receberá um ressarcimento proporcional na conta, que virá em dezembro. Segundo o diretor de energia elétrica da Agergs, Nilton Telichevesky, a agência está acompanhando de perto o caso atual e pode abrir uma fiscalização específica, além da fiscalização bianual que já é feita na qualidade dos serviços da AES. Ele disse que o fato de ser um vendaval muito forte também pesará na avaliação. Já a AES Sul diz que não havia mais mão de obra disponível para ser contratada e que há mais de 1,5 mil trabalhadores consertando as redes em várias cidades. Só em Santa Maria, são 150 pessoas. O número de equipes passou de 34, no domingo, para 48 ontem, pois vieram para Santa Maria profissionais de outras cidades. A empresa também informou que, por questão de segurança, os funcionários têm um limite diário de horas de trabalho, pois não podem trabalhar extenuados, pois podem aumentar os riscos de acidentes graves. A AES disse ainda que, até 2013, sempre esteve com índices de restabelecimento da energia, até abaixo do limite máximo estipulado, mas que em função de 98 temporais ocorridos em 2014, os índices pioraram. (Zero Hora – 20.10.2015) 13 Eletrobras: Investimentos internacionais se concentrarão nos vizinhos O superintendente das Operações Internacionais da Eletrobras, Pedro Jatobá, disse nesta quarta-feira que, dentro da política de redução de investimentos e postergação de projetos da companhia na área internacional, a estatal elétrica pretende se afastar temporariamente dos investimentos na África e América Central, e priorizar ações na América do Sul que tragam alguma sinergia com as operações no Brasil. “Aqueles projetos que agregam capacidade de fornecimento de energia ao mercado brasileiro passam a ser projetos mais prioritários”, afirmou, citando como exemplo de prioridades projetos binacionais na Argentina, Bolívia e Guiana. Jatobá destacou, no entanto, que a companhia continua com interesse de manter o processo de prospecção e a presença em regiões como África e América Central, mas que “obviamente esses projetos serão desenvolvidos no momento em que as condições financeiras” forem mais favoráveis. A exceção fica por conta dos investimentos na hidrelétrica de Tumarín (253 MW), na Nicarágua. O projeto, de US$ 1,2 bi, continua dentro do plano de negócios da companhia. Segundo Jatobá, a estatal está, no momento, negociando o financiamento da usina. A ideia é que seja formado um pool de bancos. Segundo Jatobá, a companhia já iniciou os trabalhos preliminares para início da construção da hidrelétrica, mas as obras só devem avançar com a definição sobre o financiamento. O superintendente destacou, ainda, que a Eletrobras pretende energizar em novembro a linha de interligação de grande porte entre o Brasil e Uruguai. O projeto, tocado em sociedade entre a Eletrobras e a Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas do Uruguai, terá capacidade de transferência de potência, nos dois sentidos, de 500 MW. (Valor Econômico – 21.10.2015) 14 Eletropaulo prevê R$ 500 milhões até 2017 para garantir fornecimento Os investimentos de R$ 500 mi previstos pela Eletropaulo para a segurança do abastecimento da área de concessão durante o verão ¬ quando fortes chuvas afetam o fornecimento de energia ¬ não devem ter efeito significativo nas tarifas, afirmou o vice¬presidente de operações da companhia, Sidney Simonaggio. Segundo ele, esse montante é baixo em comparação com a base de ativos da empresa e não deve representar um aumento tarifário significativo. Com as medidas anunciadas nesta quarta¬feira, o plano de investimentos da companhia para os cinco anos de 2015 a 2019 vão passar de R$ 3,2 bi para R$ 3,7 bi. A expectativa da companhia é usar em 2015 entre R$ 45 mi e R$ 50 mi dos R$ 500 mi, de acordo com Simonaggio. A maior parte dos investimentos ficará para 2016, e uma parcela menor, para 2017. Entre as medidas, estão contratação de funcionários, fortalecimento da rede elétrica, aumento das bases operacionais da companhia na cidade e também mais operações de poda de árvores para evitar interferência nos fios da rede. Os investimentos na contratação e treinamento de pessoal somam R$ 90 mi, com 947 novos funcionários. Serão 600 novos eletricistas em campo, chegando a cerca de 1,5 mil eletricistas na companhia. Há também planos de aumentar as bases operacionais e o número de veículos da Eletropaulo. Além disso, haverá um trabalho de reforço das redes, com troca de cabos convencionais por cabos compactos, mais protegidos dos efeitos da chuva. A companhia planeja ainda aumentar as podas de árvores, chegando a 400 mil em 2015 e 500 mil em 2016. “A cada ano, as tempestades estão mais fortes e mais frequentes. Se é assim, não adianta lamentar, temos que trabalhar no sentido de tornar a rede mais forte e a capacidade de restabelecimento da rede mais firme”, afirmou Simonaggio. Segundo ele, nenhum sistema do mundo está protegido para as tempestades “anormais” como as vistas em São Paulo no início deste ano, mas as medidas estão sendo feitas para que o abastecimento esteja mais protegido. (Valor Econômico – 21.10.2015) 15 Amazonas Energia transfere dotações orçamentárias para Amazonas GT O vice-presidente da república, Michel Temer, no cargo de presidente interino, autorizou a Amazonas Energia Distribuidora a transferir dotações orçamentárias constantes do Orçamento de Investimentos de 2015 para a Amazonas Geração e Transmissão de Energia. O saldo constante é de R$ 274.503.941,00, segundo decreto publicado no Diário Oficial da União do dia 21 de outubro. (Agência CanalEnergia – 21.10.2015) 16 Bandeirante: déficit financeiro pode aumentar em 2016 A distribuidora Bandeirante, que pertence à EDP Energias do Brasil, acredita que a defasagem seguirá no radar do setor em 2016, uma vez que a Aneel não está levando em conta, no cálculo das tarifas, todos os custos que as empresas terão no próximo ano. Segundo o diretor de Regulação, Donato Filho, a agência calculou o reajuste de suas tarifas levando em conta um preço baixo para a energia de hidrelétricas antigas, que serão licitadas pelo governo federal em novembro. O preço pelo qual as usinas poderão vender energia nesse leilão, no entanto, foi elevado recentemente para viabilizar a cobrança de R$ 17 bi em bônus de outorgas ao governo federal, com o objetivo ajudar na arrecadação da União. Donato Filho estimou que, se considerada uma energia mais cara dessas usinas e o impacto de atrasos na operação das hidrelétricas de Belo Monte, Jirau e Teles Pires, o déficit tarifário do setor de distribuição como um todo pode atingir R$ 3,5 bi em 2016. "É altamente impactante para a empresa. Vamos ter déficit tarifário crescente, com custo cada vez mais alto para captação de recursos no mercado", disse Donato. (O Estado de São Paulo – 22.10.2015) 17 Chesf usará RAGs como garantia em financiamento com BNDES A Chesf, subsidiária da Eletrobras, usará a RAG das UHEs Itaparica, Boa Esperança e Xingó como garantia para dois contratos de financiamento celebrados com o BNDES. A operação foi autorizada pela Aneel, conforme despacho publicado no Diário Oficial da União desta quinta-feira, 22 de outubro. A agência reguladora informou que não cabe aos agentes credores direito a qualquer ação contra a Aneel, em decorrência de descumprimento, pela Chesf, dos seus compromissos financeiros. Nem os valores dos financiamentos nem o destino dos recursos foram informados no despacho. A Aneel ainda autorizou a Copel a seguir com uma operação de crédito com a CEF no valor de R$ 20 mi, pelo prazo de até 96 meses, para aquisição de máquinas e equipamentos. (Agência CanalEnergia – 22.10.2015) 18 Eletrosul e Celesc debatem estratégias de parceria em Santa Catarina Com o objetivo de intensificar parcerias para investimentos em Santa Catarina, foi promovido na última quarta-feira, 21 de outubro, na sede da Eletrosul em Florianópolis, encontro entre o presidente da estatal federal Djalma Berger e o presidente da Celesc, Cleverson Siewert. Na pauta, a avaliação de projetos estruturantes, incluindo reforços e ampliações de sistemas de transmissão no estado. Durante a reunião, os dois executivos destacaram o empenho das empresas na junção de esforços em locais de atuação comum, fortalecendo o sistema eletroenergético e tornando o mercado ainda mais competitivo, com fomento ao desenvolvimento de Santa Catarina. Também participaram do encontro na Eletrosul, o diretor Financeiro, Cláudio Vignatti, o diretor de Engenharia, Ronaldo Custódio, o chefe de gabinete da Presidência, Gerson Berti, e o diretor de Geração, Transmissão e Novos Negócios da Celesc, Enio Andrade Branco. (Agência CanalEnergia – 22.10.2015) 19 Laudos da Celg devem ser concluídos em novembro O governo de Goiás, por meio da Celgpar, espera que até meados de novembro estejam concluídos os dois laudos de avaliação da distribuidora goiana Celg D que serão utilizados no processo de privatização da empresa. O Estado goiano possui 49% de participação na empresa, controlada pela Eletrobras, com 51%. Segundo o vice-presidente da Celgpar, Elie Chidiac, apenas após a entrega dos laudos em elaboração será possível ter uma estimativa do valor da distribuidora goiana. "Infelizmente, tudo o que está saindo é especulação", disse o executivo, em relação a comentários no mercado de que a Eletrobras poderia receber entre R$ 3 bi e R$ 5 bi pela venda de sua parte na Celg D. Em comunicado enviado ao mercado na última semana, a Eletrobras informou que "não foi concluída a avaliação financeira da Celg D e, portanto, não existe expectativa por parte da Eletrobras acerca dos valores que pretende obter com a referida venda". Chidiac explicou que dois novos fatores terão efeito direto no valor da empresa e fizeram com que as avaliadoras refizessem o cálculo. O primeiro é a aprovação, pela Aneel, do modelo de renovação da concessão das distribuidoras, com as premissas indicadas pelo TCU. O outro é a versão final da MP 677, que repactuou e alongou a dívida da Celg D com Itaipu, por um prazo de dez anos, com dois de carência. Segundo ele, após a entrega dos laudos de avaliação, a Celgpar vai decidir qual percentual da Celg D pretende vender. "Certamente, a decisão estratégica será tomada depois que soubermos o valor da empresa", afirmou ele, lembrando que a Assembleia Legislativa do Estado de Goiás autorizou a venda da participação do governo na empresa em qualquer proporção. (Valor Econômico – 26.10.2015) 20 Demanda na área de concessão da Light aumenta 2,5% no terceiro trimestre O mercado de distribuição da Light ficou 2,5% maior no terceiro trimestre deste ano na comparação com 2014. A demanda registrada pela companhia ficou em 6.081 GWh ante os 5.931 GWh de 12 meses antes. O segmento residencial apresentou queda de 2,5%, enquanto o comercial aumentou 1,4%, o industrial 9,7%, e os demais, sob a chancela de outros apresentou desempenho 5,2% maior. No acumulado de nove meses, a demanda registrada pela Light está 0,8% maior quando comparada com o mesmo período de 2014 com 19.951 GWh. Assim como no terceiro trimestre, o segmente residencial acumula retração, mas de 1,3% de janeiro a setembro. O segmento comercial apresentou aumento da demanda de 2,7%, o industrial de 0,9% e as demais classes de consumidores aumentaram a demanda em 1,3%. O número de consumidores da Light aumentou 2,2% no trimestre em comparação com o mesmo período do ano passado, alcançando 4,284 milhões. Ao mesmo tempo a tarifa média de fornecimento disparou 49,5% nessa mesma base de comparação, para R$ 604/MWh Já no segmento de geração, a empresa registrou um incremento na capacidade instalada de 3% passando de 961 MW para 990 MW. Enquanto isso a garantia física aumentou 1,3% para 703 MW médios. Apesar disso, a geração liquida da empresa recuou 19,5% para 667 GWh. O volume de energia comercializada pela geradora no terceiro trimestre foi de 983,2 GWh, um volume 6% abaixo dos 1.046,2 GWh do mesmo período do ano passado. Nos nove meses de 2015, esse volume somou 3.153,4 GWh, montante 7,4% abaixo do reportado no ano anterior. (Agência CanalEnergia – 23.10.2015) 21 Grupo ISA (controladora da Cteep) não pretende destinar ao Brasil nada de seu plano de investimentos O Grupo ISA, empresa estatal colombiana que controla a transmissora de energia paulista Cteep desde 2006, não pretende destinar ao Brasil nenhum centavo dos US$ 4 bilhões previstos em seu plano de investimentos, afirmou, em entrevista ao Valor, Bernardo Vargas Gibsone, presidente do grupo desde o início de julho. Segundo o executivo, isso não vai acontecer enquanto não houver uma definição sobre as indenizações dos ativos de transmissão anteriores a maio de 2000. A companhia pediu, com base em um laudo de avaliação elaborado por uma consultoria independente, uma indenização de R$ 5,2 bilhões. A Aneel, agência reguladora do setor, por sua vez, reconheceu o direito de indenizar a companhia em R$ 3,7 bilhões, montante 28% inferior ao defendido pela Cteep. A questão continua em discussão na Aneel. O executivo reiterou que desde a privatização da Cteep, em 2006, o Grupo ISA investiu R$ 10 bilhões no Brasil pela controlada. Desde a publicação da Medida Provisória (MP) 579, em setembro de 2012, a empresa decidiu não investir mais enquanto não houver uma sinalização clara sobre o recebimento dessa indenização por investimentos não amortizados em ativos com contratos de concessão renovados. "Não vamos participar do próximo leilão, não faz sentido", disse Gibsone, se referindo ao leilão de transmissão marcado para 18 de novembro. (Valor Econômico – 27.10.2015) 22 Proposta para repassar ativos de transmissão de baixa tensão para as concessionárias de distribuição de energia preocupa Grupo ISA Outras discussões de ordem jurídica preocupam o Grupo ISA e ajudam a afastar a possibilidade de um retorno dos investimentos na paulista Cteep. Encontra-se atualmente em discussão em audiência pública na Aneel uma proposta para repassar ativos de transmissão de baixa tensão para as concessionárias de distribuição de energia - os chamados "Demais Instalações de Transmissão", ou DITs. Os executivos da companhia questionam a proposta, que tiraria 35% da receita da transmissora, de acordo com Reynaldo Passanezi Filho, presidente da Cteep. Ele disse ainda discordar da proposta de indenização por esses ativos, por estar defasada e não utilizar a metodologia adequada. "Quando assumimos a empresa e fizemos a reestruturação, não conhecíamos esses temas de contingência", disse Gibsone, completando ter confiança de que as autoridades brasileiras vão compreender o problema. "Temos muita confiança de que tudo isso será resolvido com base no valor justo", disse o presidente do grupo. "Temos interesse em voltar a investir no Brasil", disse. (Valor Econômico – 27.10.2015) 23 Cteep continuará longe de leilões de transmissão O Grupo ISA (empresa estatal colombiana que controla a transmissora de energia paulista Cteep) acha importante disputar futuros leilões de transmissão que ofereçam taxa de retorno adequada, mas isso não deve acontecer sem uma definição sobre as indenizações. "As regras do jogo não são claras, isso nos preocupa. Entramos em um contrato de transmissão de 30 anos, e as regras mudam na metade?", questionou Bernardo Vargas Gibsone, presidente do grupo desde o início de julho. Enquanto não há uma definição, a companhia mantém conversas com o governo brasileiro. Segundo Gibsone, o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Luiz Eduardo Barata, demonstrou estar de acordo com os pleitos da companhia, uma vez que a Cteep tem um papel importante para o segmento de transmissão de energia no país. Além da área de transmissão de energia, o Grupo ISA também atua no Brasil com a Internexa, de transporte de dados de telefonia. A receita da Cteep representou cerca de 20% do faturamento do Grupo ISA, que atua também no Chile e Peru, nos nove primeiros meses deste ano. O Ebitda da companhia correspondeu a 14,5% A Cteep informou ontem, após o fechamento do mercado, que encerrou o terceiro trimestre com lucro líquido de R$ 276,3 milhões, alta de 97,1% na comparação com o mesmo resultado do ano passado. A receita operacional líquida da transmissora subiu 29,2%, para R$ 457,2 milhões e o Ebitda dobrou, para R$ 343,9 milhões. (Valor Econômico – 27.10.2015) 24 Light aprova financiamento junto ao BNDES O conselho de administração da Light aprovou em reunião realizada na última sexta-feira, 23 de outubro, o voto favorável de seus conselheiros na administração da Lajes Energia para a contratação de financiamento com o Banco de Desenvolvimento Econômico e Social no valor de R$ 41,583 milhões. Outra deliberação foi a orientação de voto favorável na Light S.E.S.A. para a contratação de swap no valor de até US$ 5,6 milhões ao custo de até 70% da CDI, cujo objetivo é o de anular a exposição da variação cambial dos pagamentos de juros dos próximos 24 meses referentes aos contratos de bonds junto ao Tesouro Nacional. E ainda houve a aprovação da contratação de seguro garantia de fiel cumprimento para as SPEs PCH Dores de Ganhães, Senhora do Porto, Jacaré e Fortuna II, junto à J. Malucelli. (Agência CanalEnergia – 26.10.2015) 25 Oferta adicional de ações da Eneva capta R$ 2,3 mi A Eneva informou em comunicado ao mercado na última sexta-feira, 23 de outubro, o resultado do Primeiro Período Adicional de subscrição de sobras de ações não vendidas. Foram subscritas 15.485.799 novas ações ordinárias entre 16 de outubro de 2015 e 20 de outubro de 2015, pelo preço de emissão de R$ 0,15 por ação, totalizando um valor de R$ 2.322.869,85 que somados aos recursos obtidos no Período Inicial do Direito de Preferência, equivale a 62,99% do aumento de capital social aprovado, restando 9.005.370.291 ações ordinárias não subscritas. O rateio inicial tinha captado 2.296.871.586,60, que correspondeu a 62,93% do esperado. Na ocasião, a E.On levou R$ 239,9 milhões em ações, a STR Participações ficou com R$ 282,8 milhões e a Gemlink com R$ 94,6 milhões. Já o BTG Pactual foi responsável por R$ 687,7 milhões em ações. Outros R$ 986 milhões foram adquiridos por credores da companhia. Ainda de acordo com o comunicado, no segundo período adicional de compra, as ações que não foram subscritas poderão ser adquiridas pelos acionistas que manifestaram interesse na reserva de sobras no prazo de três dias, tendo início em 26 de outubro de 2015, inclusive, e encerrando-se em 28 de outubro de 2015. O preço de emissão das sobras de ações será o mesmo preço de emissão, de R$0,15. (Agência CanalEnergia – 26.10.2015) 26 Eletrobras prevê obter R$ 15 bi para financiar expansão de 2016 a 2019 A Eletrobras planeja captar R$ 15 bi para financiar seu plano de expansão em geração e transmissão entre 2016 e 2019, afirmou o chefe do departamento de planejamento orçamentário da companhia, Pedro Paulo Cunha. Segundo Cunha, as formas de financiamento para esse montante não podem ser reveladas, por se tratar de informação estratégica. De acordo com ele, a estratégia de captação depende muito das oportunidades que surgem no mercado. O Plano de Negócios e Gestão 2015¬2019 da Eletrobras prevê investimentos de R$ 50,3 bi. Descontando valores referentes à manutenção, pesquisa e outros, a companhia tem a intenção de investir R$ 38 bi em expansão em geração e transmissão no período, segundo Cunha. De acordo com o chefe do departamento de planejamento orçamentário da estatal, parte dos recursos necessários para garantir os investimentos virão de geração de caixa da empresa e de indenizações de ativos não amortizados e cuja concessão foi renovada, no âmbito da MP 579/2012. A parcela restante refere-¬se à necessidade de financiamentos para sustentar o plano. (Valor Econômico – 27.10.2015) 27 Distribuidoras poderão pagar preço especial na compra de geração distribuída O governo está querendo instituir um Valor de Referência para Geração Distribuída (VRGD) de forma a viabilizar a contratação da geração distribuída fotovoltaica ou de cogeração pelas distribuidoras. Atualmente, as concessionárias podem comprar até 10% da sua necessidade de geração distribuída. O presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Maurício Tolmasquim, conta que o Valor de Referência (VR) utilizado hoje para o pagamento dessa energia é insuficiente para cobrir os custos dessas formas de geração. le explicou que o VR, que hoje gira em torno de R$ 120/MWh, é a média ponderada dos últimos leilões A-3 e A-5, que contam com a participação de fontes bem mais baratas como a eólica e a hídrica, o que faz com que o preço fique mais baixo. "O VR é o valor que a distribuidora é autorizada a pagar pela geração distribuída contratada e repassar ao consumidor. Só que o custo da fotovoltaica é maior do que a média dos leilão A-3 e A-5, o que faz com que o preço não seja suficiente para realizar essa contratação", apontou Tolmasquim. Por isso, a ideia, segundo ele, é criar o VRGD, que será um preço especial para contratar a energia da fotovoltaica e da cogeração a gás. "Esse preço será mais alto e é uma maneira de estimular no início essas fontes", declarou Tolmasquim, que preferiu não revelar qual seria esse preço exatamente. Ele contou que a EPE fez um estudo desse valor para as duas fontes, que ainda precisa ser atualizado. Mas para ser utilizado, o VRGD precisa ser instituído e, a princípio, ele deverá ser incluído como emenda em alguma Medida Provisóiria. "Isso precisa passar pelo Congresso. Com o VRGD, a distribuidora vai poder contratar, por exemplo, a energia fotovoltaica de um supermercado, de um estádio de futebol que colocou placas solares, de um shopping", comentou Tolmasquim, que participou nesta quarta-feira, 28 de outubro, do lançamento do Brasil Solar Power. (Agência CanalEnergia – 28.10.2015) 28 Aprimoramentos da resolução 482/2012 devem vir em dezembro A Aneel pretende ainda este ano apresentar um aprimoramento da resolução 482/2012, que está em audiência pública. A resolução disciplinou a microgeração e a geração distribuída. De acordo com o diretor da Aneel Reive Barros, no começo de dezembro o resultado da AP deve ser votado pela diretoria colegiada. De acordo com Barros, os principais pontos são a redução de custos no projeto, com a responsabilidade do medidor indo para a distribuidora e a diminuição do prazo de implantação para 23 dias para microgeração e 42 dias para minigeração, de maneira que eles sejam simplificados. Outra mudança é a possibilidade de condomínios participarem, dando mais escala. O uso da fonte solar nos sistemas isolados também aparece como um desafio para o regulador. Atualmente, o custo do combustível que supre esse sistema é pago pela CCC, com valor regulatório de R$ 6.600. Esse montante remuneraria um investimento em um projeto solar. "Queremos introduzir essa questão para reduzir o custo da CCC", ressalta. Projetos de eficiência energética nos prédios públicos envolvendo a fonte solar também estão no radar da Aneel. Ela quer começar com um projeto piloto no próprio prédio da agência, em Brasília (DF), que serviria de modelo, incentivando outros órgãos públicos na adesão a fonte fotovoltaica. (Agência CanalEnergia – 28.10.2015) 29 Enel é incluída pela segunda vez em índice de sustentabilidade A Enel foi incluída pelo segundo ano consecutivo, no Stoxx Global ESG Leaders Index, que mede os resultados das empresas em relação a temas ambientais, sociais e de Governança, com base nas análises da Sustainalytics, agência líder em ratings de sustentabilidade. De acordo com o CEO do grupo Enel, Francesco Starace, a empresa está satisfeita com o resultado, já que a sustentabilidade é um dos pilares da estratégia da empresa, integrada a todos os aspectos de sua atividade comercial e industrial. Ainda segundo o executivo, estar no índice realça uma posição de liderança global em sustentabilidade e endossa o objetivo de criar valor compartilhado. A confirmação da Enel neste índice veio acompanhada de uma pontuação ESG, atribuída pelo Sustainalytics, de 76,8, o que representa 2,3 pontos a mais em relação aos 74,5 obtidos no ano passado, além da classificação de Outperformer, com a 19ª posição entre 246 empresas prestadoras de serviços públicos, 10 posições acima da 29ª entre 235 no ano passado. Além disso, a Enel também obteve boa classificação em todas as áreas do ESG, pelo qual foi qualificada “Industry Leader” do setor de prestação de serviços, no quesito governança, com pontuação 88/100. A empresa também foi qualificada Outperformer no ranking social e ambiental. O índice Stoxx Global ESG Leaders foi criado pela STOXX Limited, uma empresa de serviços financeiros que elabora índices globais e que pertence a German Stock Exchange Deutsche Boerse AG. (Agência CanalEnergia – 28.10.2015)
Contabilidade e Regulação da ANEEL 1 Aneel quer melhorar regras de captação de garantias Entrou em audiência pública a proposta de aprimoramento das regras de captação de garantias pelas empresas de geração, transmissão e distribuição do setor. A proposta da Aneel é tornar livre de anuência prévia da agência a constituição das garantias de até 80% da receita operacional líquida da empresa. O agente deverá preencher uma planilha de apuração, a qual será enviada à Aneel para registro. Acima do limite de 80%, porém, o agente deverá submeter pleito à agência com as devidas justificativas. A ideia prevê mudanças na Resolução Normativa nº 532/2013, que trata do assunto. A proposta sugere também desobrigar ou ampliar a dispensa de anuência prévia as garantias vinculadas aos projetos do Programa Luz para Todos, outras iniciativas governamentais e de serviço público que necessitem oferecer aval ou fiança em favor de sociedade das quais participem, com objetivo de garantir o financiamento de novo empreendimento de energia elétrica. A audiência pública fica aberta até 30/10 e receberá contribuições de interessados pelo e-mail ap060_2015@aneel.gov.br ou por correspondência para o endereço: SGAN, Quadra 603, Módulo I, Térreo, Protocolo Geral, CEP: 70830-110, Brasília (DF). (Agência Brasil Energia – 01.10.2015) 2 Proposta aperfeiçoa garantias para captações de empresas do setor elétrico As empresas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica poderão comprometer até 80% da Receita Operacional Líquida na oferta de garantias para a captação de recursos no mercado, sem necessidade de anuência prévia da Aneel. A autorização da Aneel será exigida quando esse limite for ultrapassado pelo agente, segundo proposta de resolução que entrará em audiência pública no dia 1º de outubro. A norma avança em relação à Resolução Normativa nº 532, de 2013, que trata da constituição de garantias por detentoras de concessão, permissão ou autorização para implantar e/ou explorar empreendimentos do setor. Ela altera as condições para o comprometimento da receita das empresas com a garantia de financiamentos e de outras operações de captação de recursos. Foram também ampliadas as situações em que haverá dispensa de anuência da Aneel. Entre essas situações estão garantias vinculadas à captação de recursos para projetos governamentais como o Programa Luz Para Todos. A regra atinge ainda empresas prestadoras de serviço público que necessitem oferecer aval ou fiança em operações de financiamento de novos projetos. Nesses casos, a garantia da concessionária será correspondente ao percentual da participação que ela tem na sociedade responsável pelo empreendimento. A agência estabeleceu como ressalva que nenhum crédito a receber ou qualquer ativo vinculado à concessão poderá ser afetado em razão do aval concedido aos projetos de energia elétrica dos quais a empresa participa. Na hipótese de execução da garantia, a controladora da concessão deverá aportará os recursos necessários para honrar o compromisso. Todos os documentos relativos à movimentação financeira da operação deverão ficar disponíveis para a fiscalização. As contribuições dos interessados poderão ser enviadas até o dia 30 de outubro para o e-mail ap060_2015@aneel.gov.br, ou para o endereço SGAN, Quadra 603, Módulo I, Térreo, Protocolo Geral, CEP: 70830-110, Brasília-DF. (Agência CanalEnergia – 30.09.2015) 3 Portabilidade da conta de luz vai exigir alterações do modelo do setor, diz Rufino A liberalização total do mercado para que o consumidor possa escolher sem restrições seu fornecedor de energia elétrica altera completamente o modelo de comercialização desenhado em 2004 e merece uma discussão profunda de todas as questões regulatórias envolvidas. A avaliação foi feita pelo diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, que disse concordar integralmente com a ideia de que o consumidor deve ter liberdade de escolha. “Como princípio, eu concordo”, afirmou Rufino, antes de ressalvar que para que a liberdade seja possivel há que se mudar o modelo atual. Ele tem como uma de suas bases a garantia do abastecimento de energia em leilões regulados que atendem o mercado de distribuição. O diretor da Aneel participou nesta quinta-feira, 1º de outubro, do lançamento da campanha da Abrace a favor da portabilidade da conta de luz. Com o slogan “A energia para o Brasil crescer é livre”, a campanha tem o apoio da CNI, que representa grandes consumidores de energia. Para o dirigente da Aneel, diferentemente de mercados maduros, com o da Inglaterra, o Brasil ainda tem grandes desafios a serem superados. Há situações como a de distribuição de energia nos sistemas isolados que fazem a área de concessão da distribuidora de energia mais desafiadora; os consumidores de baixa renda; e o subsídio cruzado para consumidor irrigante, por exemplo. O primeiro ponto da discussão é que a tarifa tem de ser binômia, com a cobrança pelo uso da rede de distribuição (tarifa fio) separada da tarifa de energia. A tarifa fio é o que é pago à distribuidora, independentemente do tipo de consumidor – cativo ou livre conectado à distribuição. Mas o setor elétrico tem um grau de complexidade muito grande e várias pontos dessa nova relação consumidor/fornecedor terão de ser discutidos, afirma Rufino. Segundo Rufino, uma forma interessante de alcançar esse objetivo seria apostar nas instalações de sistemas de mini e de microgerção distribuída, sejam eles fotovoltaicos, eólicos, biodigestores para a produção de energia etc. Ele reconhece, porém, que o desenho que está no projeto de lei da portabilidade em tramitação no Congresso é de que isso ocorra de forma gradual. (Agência CanalEnergia – 01.10.2015) 4 Aneel autoriza Energisa a obter financiamento de R$ 1,25 bi do BNDES 5 Ceb consegue reduzir para R$ 6 milhões multa aplicada por descumprimento de legislação e contrato A Aneel aceitou o recurso interposto pela Ceb-D (DF) e diminuiu para R$ 6.082.759,13 a multa de R$ 6.319.653,53 aplicada após ação fiscalizadora comercial realizada entre fevereiro e março de 2013 para verificar o cumprimento da legislação e do contrato de concessão. Em novembro do mesmo ano, a Aneel ainda registrou novas constatações e não conformidades que substituíram, cancelaram ou acrescentaram àquelas apresentadas anteriormente. Foram registradas 43 constatações, que acarretaram 45 não conformidades, 11 determinações e 2 recomendações. Dentre as irregularidades, estavam o não cumprimento de prazos de vistoria, de ligações novas e de religamentos de urgência, a não instalação de equipamentos de medição para faturamento, o cálculo equivocado do consumo em procedimentos irregulares, o não cumprimento do prazo para aferição de medidores, a inconsistência entre informações dos atendimentos realizados e a necessidade de cursos de capacitação e reciclagem dos atendentes comerciais. Em abril de 2015, a CEB apresentou recurso solicitando a nulidade do auto de infração. No recurso, a concessionária alegou que os dados enviados foram desconsiderados pela fiscalização e que o percentual de atendimentos para religação fora do prazo foi reduzido. Ela também reconheceu falhas na questão dos medidores, mas frisou que não houve vantagem, já que em caso de falha, o consumo é refaturado. Com isso, a Aneel alterou a dosimetria dessa penalidade. A dosimetria para a penalidade imposta por falta de cursos de capacitação também foi revista, uma vez que segundo a Ceb, não havia como registrar a falta de cursos quando não há exigência regulatória para isso. O universo amostral de agências também foi questionado, o que contribuiu para a redução da multa. (Agência CanalEnergia – 16.10.2015) 6 Empresas estrangeiras ganham mais prazo para entregar documentos para leilão de relicitação A Aneel estendeu até o dia 28 de outubro de 2015 o prazo para as empresas estrangeiras apresentarem a documentação necessária para o leilão de relicitação de UHEs. O prazo anterior terminava no dia 2 de outubro. A Aneel também estabeleceu para os dias 15, 16, 19, 20, 21, 27 e 28 de outubro a data para a realização das visitas técnicas às usinas que serão relicitadas. A inscrição dos representantes das empresas deverá ser realizada por meio de mensagem eletrônica dirigida à Comissão de Licitação da Aneel até às 18 horas do dia 14 de outubro. As UHEs Jupiá e Ilha Solteira, duas das mais atrativas do leilão, serão analisadas nos dias 19, 20 e 21 de outubro por Furnas, CTG, Enel Brasil, Cemig, CPFL e Brookfield, que poderão se transformar em interessadas. Já a UHE Três Marias receberá a visita de Brookfield, Enel Brasil, Furnas, Gás Natural Fenosa e Cesp nos dias 20 e 21 de outubro. Elas poderão enviar até seis representantes para a visita. As visitas deverão contar com acompanhamento de servidores da Aneel. (Agência CanalEnergia – 13.10.2015) 7 Norma para MCSD de energia nova será discutida em audiência pública A Aneel vai elaborar norma específica com critérios para aplicação do MCSD de energia e de potência aos contratos de comercialização de novos empreendimentos de geração. A proposta de regulamento ficará em audiência pública de 15 de outubro a 13 de novembro, e a sugestão é de que o primeiro MCSD Energia Nova seja realizado em 2016, para trocas de energia que ocorrerão a partir de 1º de janeiro de 2017. O mecanismo de compensação prevê o repasse de excedentes das distribuidoras que declaram sobras para as que precisam completar a carga destinada a seus respectivos mercados. Ele pode ser aplicado mensalmente, para sobras resultantes da migração de consumidores para o mercado livre; no sistema de trocas livres, derivadas de outras alterações de mercado, onde não há limite para declaração de déficit; e em base anual, onde há limitação de 4% para declaração de sobras, com possibilidade de devolução ao vendedor do que não for compensado. Há também o MCSD escalonado, aplicado à energia contratada de usinas estruturantes e de outros empreendimentos participantes de leilões “A-5” e “A-3”, que têm unidades geradoras entrando ao longo do período de implantação. O MCSD de energia nova seria definido a cada ano, uma semana após a realização do leilão A-1, e vai valer para o período de 12 meses, a contar de 1º de janeiro do ano seguinte. A regra prevê a compensação apenas para contratos por quantidade. Ela não permite a inclusão de contratos de usinas com atraso na entrada em operação comercial das unidades geradoras ou com obrigação de entrega escalonada da energia, enquanto durar o escalonamento. Caso haja redução ou cancelamento dos contratos que originaram as cessões de energia e de potência, as quantidades cedidas serão extintas e consideradas como exposição involuntária da distribuidora responsável pela cessão. As sobras declaradas estarão limitadas à soma do volume dos contratos da distribuidora, e o preço de venda da energia cedida será equivalente ao do contrato original atualizado. A distribuidora que ficar inadimplente no repasse da energia não poderá fazer a cessão prevista para os meses seguintes até o final do ano, nem participar do MCSD de Energia Nova do ano seguinte, além de ficar responsável pelo custo da inadimplência. (Agência CanalEnergia – 13.10.2015) 8 Abradee: distribuidoras precisarão investir R$ 16 bi por ano para elevar indicadores de qualidade As distribuidoras de energia precisarão aumentar o investimento anual médio do setor para R$ 16 bi nos próximos cinco anos. No foco desses aportes está a necessidade de modernização da rede de distribuição para atender aos novos parâmetros de qualidade que serão estabelecidos pela Aneel com o processo de renovação das concessões do segmento. Essa é a estimativa da Abradee, que se confirmada, representa uma elevação de 33% sobre os atuais R$ 12 bi que o setor investe em média atualmente. Segundo o presidente da Abradee, Nelson Fonseca Leite, esse fator representa um problema para o setor porque há descasamento entre a receita que está caindo nas distribuidoras com a necessidade de captação de recursos. Para a melhoria do clima do setor, que facilitaria a busca por esse valores, disse ele, é necessário que se mitigue as incertezas regulatórias sobre a renovação das concessões de um grupo de distribuidoras cujos contratos estão vencidos ou prestes a vencer. Outro problema é com a geração de caixa das empresas, já que existe uma série de contas que as empresas precisam carregar na CVA ao longo do ano e é justamente esses recursos que são usados nos investimentos do segmento no Brasil. “O caixa livre das distribuidoras para os investimentos é o mesmo que paga essas variações de tarifa, então temos esse comprometimento para as despesas não reconhecidas e isso reduz a capacidade de investimentos e leva à necessidade de buscar mais recursos no mercado”, lembrou o presidente da Abradee. Contudo, essa busca por recursos esbarra na capacidade de endividamento das companhias do setor, que é baseada nos covenants financeiros, indicados geralmente pela relação entre dívida líquida e resultado ebitda, que considera entre outros pontos a geração de caixa livre das empresas. A Abradee afirmou que está em conversas com a agência reguladora e que apresentou os números do descasamento de fluxo de caixa, que é diferente por empresa e não afeta a todos igualmente. A solução para essa questão levaria à sustentabilidade econômica necessária. (Agência CanalEnergia – 15.10.2015) 9 Abradee: detalhe sobre gestão das empresas preocupa “A empresa pode ir muito bem nos quatro primeiro anos e no quinto ano, por um motivo de força maior, uma tempestade qualquer, perder a concessão”, destaca o presidente da Abradee, Nelson Leite. Outro motivo de preocupação, segundo Leite, são questões relacionadas à governança corporativa e à transparência. Há receio entre as concessionárias de que o contrato avance sobre detalhes da gestão das empresas. E que seja mantida a subcláusula que obriga a distribuidora “a observar a regulação da Aneel” que irá definir futuramente parâmetros mínimos relacionados aos conselhos de Administração e Fiscal e à Diretoria, à Auditoria e à Conformidade, “além do alinhamento da política de remuneração dos administradores à natureza de longo prazo do serviço público de distribuição”. Para o executivo da Abradee, a regra não é contrária à legislação, mas ao descer a esse nível de detalhe a Aneel pode criar problemas para ela mesma no futuro, ao ter que administrar esse tipo de decisão. “Acho que cria um embaraço para as empresas, porque elas têm liberdade de praticar uma politica de remuneração, de acordo com as condições de mercado”, observa Leite. (Agência CanalEnergia – 19.10.2015) 10 Sobre as renovações de concessões, Abradee espera que Aneel se pronuncie em breve Em relação à renovação das concessões das distribuidoras, o presidente da Abradee, Nelson Fonseca Leite afirmou que a expectativa do setor é de que a Aneel coloque na reunião da semana que vem o voto do relator sobre a minuta do contrato. Outra dúvida é a que se refere ao período de adaptação que era de 5 anos e que foi sugerido pelo TCU a extensão do período de análise dos indicadores de qualidade e de sustentabilidade econômica pelos 25 anos restantes do contrato de concessão a ser renovado. “O mais importante é sair dessa incerteza, porque gera dificuldade de captação de recursos por parte das empresas para fazer os investimentos necessários”, definiu o executivo. (Agência CanalEnergia – 15.10.2015) 11 Relicitação de usinas contará com capital estrangeiro em Jupiá e Ilha Solteira, avalia CPFL A CPFL Energia vê que a disputa pelos maiores ativos, as usinas de Jupiá e Ilha Solteira, terá que ocorrer com a presença do capital estrangeiro. Essa impressão deve-se ao fato de que não há no momento nenhum grupo brasileiro capaz de fazer e aporte necessário para arrematar essas duas usinas. Na opinião do presidente do Grupo, Wilson Ferreira Jr., o momento que o Brasil passa é financeiramente mais estressado do que o do ano passado por conta de eventos que pressionam o caixa das empresas, como a CVA no caso das distribuidoras e o GSF para os geradores, “mas podemos participar por meio de parcerias, até pela nossa experiência no setor elétrico”, disse o executivo. E os ativos brasileiros foram classificados por Ferreira Jr. como "bons o suficiente para atrair esse capital estrangeiro". Mesmo com a redução do rating do Brasil pela agência de classificação de risco Fitch, anunciada nesta quinta-feira, 15 de outubro, ele afirmou que o interesse não tem impacto significativo. Até porque o país continua com o grau de investimento e os fundamentos do país permanecem inalterados. “O que pode ocorrer é vermos uma exigência de maior taxa de retorno no curto prazo. Não acredito que no âmbito global, dado que não perdeu o grau de investimento, isso tenha se alterado de forma significativa”, declarou. Um dos problemas a serem resolvidos de forma mais imediata é a questão do déficit de geração hidráulica. Para o executivo da CPFL, há tempo hábil para se chegar à solução no setor elétrico antes da realização do certame. (Agência CanalEnergia – 15.10.2015) 12 Aneel fixa tarifa máxima para sistema isolado em R$ 295,10/MWh A Aneel fixou em R$ 295,10/MWh o valor do custo médio da energia e potência comercializada pelos agentes de distribuição no ACRméd para o ano civil de 2016. O despacho consta publicado no Diário Oficial da União do dia 16 de outubro. Esse valor é o custo médio da energia verificado no sistema interligado no período de outubro/2014 a setembro/2015 e serve como limite de repasse da energia para os consumidores dos sistemas isolados. A diferença entre o custo real da geração térmica nesses sistemas isolados e a média do ACR é custeada pela CCC. (Agência CanalEnergia – 19.10.2015) 13 Distribuição: renovação do contrato tenta acomodar sugestões do mercado e exigências do TCU A Aneel vai aprovar no dia 20 de outubro, o modelo de termo aditivo para a prorrogação dos contratos de concessão das distribuidoras. O documento final deve incluir a determinação do TCU que obriga o MME e a Aneel a estabelecerem critérios objetivos de medição de eficiência para as empresas, preferencialmente a cada cinco anos, cujo descumprimento pode resultar na decretação da caducidade da concessão. A decisão do TCU foi ratificada no dia 14, pelo tribunal, ao julgar embargos de declaração apresentados pela agência. Outra recomendação do tribunal que deve ser incluída pela Aneel é de que a transferência do controle societário da distribuidora que descumprir as metas da concessão só possa ser feita caso o pedido de aprovação da venda da empresa para outro agente seja encaminhado à agência antes da abertura do processo de cassação da outorga. A proposta inicial era de que as metas de qualidade e de gestão fossem a condição essencial para a manutenção das concessões após o quinto ano da assinatura dos novos contratos. As diretrizes para a prorrogação dos contratos de distribuição foram definidas pelo Decreto nº 8.461, e as condições serão regulamentadas pela Aneel. Os novos contratos serão assinados por 39 empresas cujas concessões vencerão entre 2015 e 2017. Dois pontos do documento da agência preocupam os distribuidores. O primeiro deles é o que determina que o descumprimento dos limites anuais dos indicadores de qualidade DEC e FEC - que medem a duração e a frequência das interrrupções no fornecimento de energia - por dois anos consecutivos, ou de qualquer um dos indicadores no quinto ano da concessão, poderá resultar na extinção do contrato. Uma primeira minuta de contrato proposta pela área técnica prevê que o descumprimento dos parâmetros mínimos de sustentabilidade econômica e financeira poderá resultar na limitação de distribuição de dividendos ou no pagamento de juros sobre o capital próprio que superem isoladamente ou em conjunto 25% do lucro líquido diminuído ou acrescido pelos montantes destinados à reserva legal e à reserva de contingência, até que esse parâmetros sejam restabelecidos. (Agência CanalEnergia – 19.10.2015) 14 Aneel define regras para renovar concessões de distribuidoras A renovação das concessões das distribuidoras, com contratos a vencer entre 2015 e 2017, cumpriu sua última pendência na Aneel. A diretoria do órgão regulador aprovou os aditivos que permitem a prorrogação dos contratos de 41 concessionárias do segmento. Agora, 36 distribuidoras com contratos vencidos este ano poderão ser chamadas pelo MME para assinarem a prorrogação das concessões por mais 30 anos. O diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, afirmou que estas distribuidoras devem assinar os contratos já em 2015. "A sinalização que nós temos é que todas devem aderir à prorrogação. A única que estamos recomendando não prorrogar é a CERR, do interior de Roraima, porque ali não há viabilidade para uma concessão isoladamente. Com a área de concessão e o perfil dos consumidores que existe ali, é absolutamente inviável", disse. A decisão da autarquia acolheu parte dos ajustes propostos pelo TCU. Algumas exigências do tribunal chegaram a ser contestadas pela agência, que convenceu os ministros de que seria impossível adotá-las sob o risco de inviabilizar as primeiras renovações de contratos ainda este ano. A lista de renovação inclui distribuidoras que respondem pela maior parte do fornecimento de energia nos Estados onde atuam, como Cemig (MG), Copel (PR), CEEE (RS), Celesc (SC) e CEB (DF). A definição das regras foi acompanhada de perto pelo grupo Eletrobras. A estatal, para focar sua estratégia em novos empreendimentos de transmissão e geração, elaborou um plano de venda do controle societário de sete distribuidoras: Celg, Boa Vista Energia, Amazonas Energia, Ceal, Eletroacre, Ceron e Cepisa. Os critérios de prorrogação dos contratos das distribuidoras foram norteados pelas orientações definidas pelo Decreto 8.461, publicado em junho. O governo definiu que a Aneel deveria prezar especialmente pela garantia de qualidade e eficiência do serviço de distribuição, por custos reduzidos de tarifas e pelo equilíbrio econômico da concessão. (Valor Econômico – 21.10.2015) 15 Níveis de qualidade serão controlados de maneira mais rígida O diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, garantiu que os resultados positivos da prorrogação dos contratos já poderão ser sentidos a partir do próximo ano. "Em 2016, a distribuidora já será obrigada a percorrer uma trajetória para alcançar, no quinto ano após a renovação, um determinado padrão de qualidade que vamos exigir. Cada uma delas saberá no seu contrato o que será preciso fazer", disse. O diretor explicou que a renovação exige níveis de qualidade que deverão ser alcançadas no prazo máximo de cinco anos, com metas intermediárias a cada ano. A trajetória de melhoria dos serviços será apurada pelos indicadores duração e Frequência das interrupções no fornecimento (DEC e FEC). "Se descumprir indicadores por dois anos consecutivos, no ano seguinte será levada à caducidade da concessão. Mesmo se descumprir apenas no quinto ano, também valerá a mesma coisa", disse ao se referir ao risco de cassar a concessão. Rufino afirmou que a renovação provocará uma efeito tarifário neutro para o consumir, apesar de os controladores terem direito a mais 30 anos de contratos. "A metodologia já leva em conta um nível tarifário de equilíbrio. Portanto, não há espaço para redução. Por isso, defendíamos que, para alcançar a modicidade tarifária, não precisaria licitar", afirmou. O relator da proposta aprovada, o diretor da Aneel André Pepitone afirmou, após a decisão, que a revogação dos contratos é a medida mais drástica que a agência pode tomar. Ele disse que o desrespeito às cláusulas de qualidade pode restringir o pagamento de dividendos e juro sobre capital próprio aos acionistas. "Não é razoável que distribuidoras com deterioração da qualidade do serviço utilizem desses recursos acima do mínimo legal", afirmou Pepitone, ao ressaltar que 33 das 63 distribuidoras descumpriram os indicadores no ano passado. A Aneel exigirá que dificuldades financeiras sejam superadas também em até cinco anos. Isso será reconhecido com a geração de caixa suficiente para os investimentos e pagamento dos juros da dívida. (Valor Econômico – 21.10.2015) 16 Diretor da Aneel não prevê impacto da renovação das distribuidoras para o consumidor O diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, afirmou que a renovação das concessões de distribuição é indiferente para o consumidor em termos de impacto, porque nada muda na metodologia de definição das tarifas. Rufino lembrou que no ano seguinte ao de assinatura do contrato a distribuidora vai ser obrigada a seguir uma trajetória para alcançar o padrão de qualidade estabelecido para os próximos cinco anos. O cumprimento das metas pode exigir um volume expressivo de recursos, mas a agência reguladora, segundo ele, deve reconhecer os investimentos considerados prudentes na composição da base de remuneração de ativos de cada empresa, como já é feito atualmente. “O investimento está mais ligado ao FEC, à qualidade da instalação. E o DEC tem mais a ver com a gestão do que com investimento”, explicou Rufino. (Agência CanalEnergia – 20.10.2015) 17 Aneel aprova reajuste de 5,82% na tarifa residencial da CEEE A Aneel aprovou nesta terça-feira reajuste de 5,82% na tarifa da CEEE para os consumidores residenciais. Para os clientes de alta tensão (indústrias), o aumento será de 7,78%. No ano passado, o índice de reajuste foi de 23,51%, reflexo da grande geração termelétrica, energia bem mais cara que a hidrelétrica. http://zh.clicrbs.com.br/rs/Apesar do reajuste extraordinário aplicado em fevereiro e da adoção do sistema de bandeiras tarifárias — medida do governo federal que onera mensalmente as contas de luz quando as termelétricas são acionadas —, a variação de custo que a empresa teve ao longo do ano com energia comprada e encargos setoriais colaboraram para aumento de custos, segundo a Aneel. Em 2015, a AES Sul teve reajuste de 5,46% e a RGE teve reajuste de -3,76%. A CEEE atende 1,6 milhão de unidades consumidoras em 72 municípios do Rio Grande do Sul. (Zero Hora – 20.10.2015) 18 Tarifas da CPFL Piratininga terão aumento médio de 21,11% As tarifas da CPFL Piratininga terão aumento médio de 21,11%, resultante da revisão tarifária da distribuidora. As novas tarifas serão aplicadas a partir do dia 23 de outubro e terão impacto médio de 16,66% na alta tensão e de 24,81% para os consumidores atendidos em baixa tensão. O aumento reflete o crescimento dos encargos financeiros, que representaram 16,15 pontos percentuais do índice e foram somados ao reposicionamento tarifário de 8,06 pontos percentuais. Os efeitos da liminar que isentou consumidores industriais associados à Abrace do pagamento de parte dos custos da Conta de Desenvolvimento Energético também serão sentidos na tarifa de baixa tensão. O custo foi repassado aos demais consumidores e teve impacto de 2,6 pontos percentuais na tarifa do cliente residencial. A revisão também reflete o efeito da redução dos contratos da hidrelétrica de Santo Antônio. Outro item com peso significativo na tarifa da Piratininga foi a compra de energia de Itaipu, em razão da variação cambial. Relator do processo na Aneel, o diretor Tiago Correia destacou o descolamento da tarifa de energia dos índices de inflação IPCA e IGPM neste último ciclo tarifário. A Aneel aprovou um nível de perdas comerciais de 3,90% sobre o mercado de baixa tensão da distribuidora. Foram definidos ainda os limites dos indicadores de qualidade DEC e FEC - que medem a duração e frequência das interrupções no fornecimento de energia por conjunto de consumidores da Piratininga - para o período de 2016 a 2019. (Agência CanalEnergia – 20.10.2015) 19 Aneel promove audiência sobre metodologia de revisão tarifária das permissionárias Foi aberta, no dia 21 de outubro, pela Aneel, audiência pública para colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da metodologia de revisão tarifária periódica das permissionárias de distribuição de energia elétrica. A audiência pública nº 62/2015 vai ficar aberta até 22 de novembro de 2015, por intercâmbio documental e com sessões presenciais nos dias 19 e 20 de novembro, nas cidades de Porto Alegre (RS) e Florianópolis (SC), respectivamente. A audiência visa colher subsídios e informações adicionais para alteração do modelo de regulação econômica das cooperativas permissionárias de distribuição de energia elétrica, conforme minuta do submódulo 8.4 do PRORET (Anexo I); aprimoramento de minuta do termo aditivo ao contratos de permissão (Anexo II); e ajuste nos submódulos 8.1 e 8.3 do PRORET, das regras de revisão tarifária para as permissionárias que não aceitarem alterar os seus contratos (Anexos III e IV). (Agência CanalEnergia – 21.10.2015) 20 Tarifas da Bandeirante Energia terão aumento médio de 16,14% A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou na última terça-feira, 20 de outubro, a revisão tarifária periódica da Bandeirante Energia. O efeito a ser percebido pelos clientes da concessionária será de um aumento médio de 16,14%. Na baixa tensão, a elevação média é de 15,37%, enquanto na alta tensão, de 17,09%. A nova tarifa entrará em vigor a partir da próxima sexta-feira, 23 de outubro, para 1,7 milhão de unidades consumidoras localizadas em 28 municípios de São Paulo, concentrados nas regiões do Alto Tietê e do Vale do Paraíba. (Agência CanalEnergia – 21.10.2015) 21 Concessões de distribuidoras poderão ser divididas ou desapropriadas A extinção da outorga não é a única opção possível em caso de descumprimento dos contratos pelas distribuidoras que terão suas concessões renovadas por um novo período de 30 anos. O termo aditivo de prorrogação estabelece que “alternativamente à declaração de caducidade” o governo poderá restringir a área da concessão, promover a subconcessão a outra empresa ou até mesmo desapropriar as ações que compõem o controle societário da distribuidora, com o pagamento de indenização. Para as concessões desapropriadas, o valor a ser pago virá da venda das ações em leilão público. Uma das subcláusulas do contrato estabelece que a distribuidora “deverá ceder ou incorporar, conforme determinação do Poder Concedente ou da Aneel, ativos provenientes de outras concessões ou de agentes do setor elétrico”. Os aditivos aos contratos serão assinados possivelmente até o início de dezembro por 40 empresas cujas concessões já venceram ou vão vencer até 2017. Elas devem ser convocadas pelo MME a partir de 6 de novembro para assinar os documentos até 6 de dezembro, conforme previsto em ofício do MME. (Agência CanalEnergia – 26.10.2015) 22 Renovação e as metas de qualidade e de sustentabilidade econômico-financeira O modelo do termo de renovação dos contratos foi aprovado pela Aneel no dia 20 de outubro. Ele estabelece metas de qualidade e de sustentabilidade econômico-financeira a serem alcançadas pelas empresas nos primeiros cinco anos do contrato e mantida nos 25 anos seguintes. Para que essas metas sejam cumpridas, pode ser necessário o aporte de recursos pelos acionistas controladores e até mesmo a restrição ao pagamento de dividendos e de juros sobre capital próprio. O descumprimento pode levar à extinção da concessão. Nos primeiros cinco anos, as empresas terão de obedecer aos limites estabelecidos para o DEC e o FEC. A ultrapassagem desses indicadores por dois anos consecutivos ou de apenas um deles no quinto ano da concessão é suficiente para que a Aneel dê inicio ao processo de revogação. Nos 25 anos seguintes, as empresas terão de manter as metas de gestão e dos indicadores alcançadas, e também estarão sujeitas a perder os contratos em caso de descumprimento por três anos a cada período de cinco anos. “Evidentemente, há um grupo de distribuidoras com problemas mais graves, nas quais provavelmente será necessário um nível de investimentos maior que nas demais para recuperar a qualidade do serviço. São 10 distribuidoras que descumpriram os limites globais de DEC e FEC em 2014, sendo que todas fazem parte do escopo do processo de prorrogação das concessões”, aponta a agência reguladora na nota técnica 335, que embasou a elaboração dos novos contratos de concessão. No ano passsado, 30 empresas descumpriram o DEC global estabelecido pela agência. Todas elas, segundo a agência, apresentaram tendência de piora do indicador nos últimos dez anos. Outras 33 concessionárias têm cumprido tanto o DEC quanto o FEC. As condições de prorrogação das concessões de distribuição foram instituidas pelo Decreto 8.461. O modelo de contrato foi elaborado pela Aneel, que discutiu as cláusulas de qualidade e de sustentabilidade econômica em processo de audiência pública. (Agência CanalEnergia – 26.10.2015) 23 Distribuidoras sentem que não tiveram suas manifestações atendidas Apesar de ouvidas em audiência pública quanto à reestruturação dos contratos de concessão, as distribuidoras de energia não consideram ter sido plenamente atendidas em suas manifestações e alguns pontos da versão final do documento chegaram a ser questionados, como as condições definidas para a adoção de padrões de governança corporativa. “O que nós precisamos agora é só algum ajuste final periférico no contrato. Por exemplo, a questão da governança sobre a remuneração dos administradores é um tema que já tem regulação da Comissão de Valores Mobiliários”, destaca o presidente da Abradee, Nelson Leite. Os novos contratos também refletem as alterações regulatórias promovidas pela Aneel, como, por exemplo, a transferência das DITs, das transmissoras para as distribuidoras. A decisão aprovada este ano pela agência reguladora é polêmica e será questionada judicialmente pela Abrate. (Agência CanalEnergia – 26.10.2015) 24 Aneel autoriza aumento médio de 41,52% para tarifas da Eletrobras-RR A Eletrobras Distribuição Roraima foi autorizada a aplicar aumento médio de tarifas de 41,52% a partir de 1º de novembro na capital Boa Vista. O reajuste anual terá impacto médio de 40,33% para os consumidores atendidos em baixa tensão e de 43,65% em média para o segmento de alta tensão. No interior do estado, que é atendido pela CERR, serão mantidas as tarifas de 2014, até que a distribuidora estadual regularize o débito em atraso de mais de R$ 4 mi com compra de energia da Eletrobras-RR. Os índices aprovados para a concessionária da Eletrobras são reflexo do aumento dos custos de aquisição de energia, que contribuiu para um efeito tarifário de 36,24%. A empresa deixou de contar com parte da energia importada da Venezuela e passou a comprar energia de termelétricas instaladas pela Eletronorte em Boa Vista. Os encargos setoriais também foram um fator de pressão sobre as tarifas com aumento de 37,47%. A distribuidora atende 101 mil unidades consumidoras em Boa Vista. No caso da CERR, o reajuste que seria aplicado a partir de 1º de novembro sequer foi processado pela Aneel. No ano passado, as tarifas da empresa tiveram reajuste médio de 18,49%. A diretoria da Aneel determinou na época a elaboração de estudos para restabelecer o equilíbrio econômico-financeiro da concessionária. O estudo, segundo a agência, ainda não foi concluído. Ao aprovar na semana passada o termo aditivo de prorrogação das concessões de distribuição, a Aneel excluiu a Cerr da lista de distribuidoras que estariam aptas a assinarem o novo contrato de 30 anos. A distribuidora atende 42 mil unidades consumidoras em Roraima, sem contrato de concessão. A avaliação da agência é de que a empresa não é viável como concessão e a alternativa seria sua incorporaçao pela Eletrobras-RR. (Agência CanalEnergia – 27.10.2015) 25 Eletrobras Amazonas terá aumento médio de 40,54% As tarifas da Eletrobras Amazonas Distribuidora ficarão em média 40,54% mais caras em 1º de novembro. Na alta tensão, o efeito médio será de 42,55%, enquanto na baixa tensão o impacto do reajuste será de 39,10% na média. Em 2014, as tarifas da Amazonas foram reajustadas em média em 2,17%. O aumento aprovado nesta terça-feira, 27 de outubro, seria ainda maior, mas uma decisão judicial impediu a cobrança do custo das bandeiras tarifárias, com a entrada de Manaus no Sistema Interligado. A partir de 1º de maio de 2015, com a conclusão das obras da integração da capital amazonense, a Aneel e o Ministerio de Minas e Energia reconheceram a plena interligação ao SIN. A Amazonas estaria autorizada pela agência a incluir o adicional das bandeiras na tarifa de energia de seus consumidores residenciais, mas o Tribunal Regional Federal da 1ª Região concedeu liminar para suspender a decisão da autarquia, até manifestação posterior. No processo tarifário de 2015, houve um incremento no custo dos encargos setoriais da Amazonas em 330,39%, com impacto tarifário de 10,67 pontos percentuais no índice da distribuidora. Os gastos com compra de energia subiram 31,81% em relação a 2014, com efeito médio de 23,97 pontos percentuais na tarifa. A maior parte do acréscimo, segundo o diretor da Aneel Tiago Correia, é explicada pelo aumento do custo da energia, considerando geração própria e contratos bilaterais, que ficou na média em R$ 295,10/MWh. A concessionária atende cerca da 900 mil unidades consumidoras no estado do Amazonas. (Agência CanalEnergia – 27.10.2015) 26 Aneel mantém multa da CEA por atraso em obra de interligação do Amapá A diretoria da Aneel decidiu não examinar recurso apresentado pela CEA contra multa de R$ 1,8 mi, por ter sido apresentado fora do prazo. A penalidade foi aplicada à distribuidora em razão do atraso na execução das obras necessárias à interligação do sistema isolado do Amapá ao SIN. No recurso, a CEA alegou que o atraso foi resultantes do descumprimento pela Caixa Econômica Federal do cronograma de repasse do financiamento de R$ 1,4 mi, negociado pelo governo do estado em 2012. A empresa solicitou a conversão da multa em advertência, ou a redução do valor calculado. O prazo para recurso foi encerrado em 11 de junho de 2015, mas a CEA só formalizou o pedido de revisão da multa no dia seguinte. (Agência CanalEnergia – 27.10.2015) 27 Tarifas da DME Distribuição terão aumento médio de 25,04% As tarifas da DME Distribuição terão aumento médio de 25,04% a partir de 28 de outubro, com efeito médio de 28,42% para os consumidores atendidos em alta tensão e de 22,05% para o segmento de baixa tensão. Os índices resultantes da quarta revisão tarifária da distribuidora são provisórios. O resultado definitivo será homologado pela agência em 2016, quando for feito o recálculo do valor da energia da hidrelétrica de Machadinho. O preço do contrato bilateral de Machadinho, de R$ 149,49/MWh, foi questionado por representantes dos consumidores da empresa. A distribuidora é um dos sócios do empreendimento. A agência reguladora vai recalcular em 180 dias o valor da tarifa do empreendimento, que será aplicado de forma retroativa no próximo reajuste e pode resultar em revisão do valor atual para mais ou para menos. A concessionária municipal fornece energia para a cidade de Poços de Caldas, Minas Gerais. (Agência CanalEnergia – 27.10.2015)
Publicação de Balanços em IFRS 1 Cteep termina terceiro trimestre com lucro de R$ 276,3 mi A Cteep terminou o terceiro trimestre com lucro líquido de R$ 276,3 mi. O resultado é 97,1% melhor que do mesmo período do ano passado, de R$ 140,2 mi. A transmissora divulgou seus resultados financeiros na última segunda-feira, 26 de outubro. A receita operacional líquida subiu 29,2%, chegando a R$ 457,2 mi. O Ebitda da empresa neste trimestre é de R$ 343,9 mi, bem acima dos R$ 172,7 mi do terceiro trimestre de 2014. No acumulado do ano, o lucro líquido chega a R$ 442,7 mi, 40,2% melhor que os R$ 315,7 mi registrados nos nove meses de 2014. A receita líquida cresceu 24,1%, ficando em R$ 989,9 mi. Já o Ebitda em nove meses é de R$ 568,3 mi, 42,7% acima do verificado no mesmo período do ano anterior. De acordo com a Cteep, como destaque do período está o início do ciclo de recebimento de dividendos no montante de R$ 27,6 mi das subsidiárias Evrecy, IEJapi e IEMadeira. A empresa ainda aguarda o recebimento da indenização dos seus ativos anteriores a maio de 2000.O valor da indenização ainda não foi fixado pelo órgão regulador tampouco a forma de pagamento. A expectativa da transmissora é que o recebimento se inicie no próximo ciclo tarifário, que começa em junho de 2016. Ainda segundo a Cteep, o recolhimento dessa indenização é parte necessária para a manutenção do plano de investimentos da companhia. (Agência CanalEnergia – 27.10.2015) 2 Controladora da Cteep reafirma interesse em continuar investindo no Brasil O presidente da Isa, Bernardo Vargas Gibisone, reiterou o interesse da companhia colombiana em seguir investindo no Brasil, seja no segmento de transmissão, por meio de sua subsidiária Cteep, seja em oportunidades de telecomunicações e rodovias. O executivo lamentou o volume de investimentos previsto para o Brasil nos próximos cinco anos, cerca de US$ 100 mi anuais em melhorias e reforços. Entre 2006 e 2015, a companhia investiu R$ 11,3 bi no país. "Independente de passar um ou dois anos de recessão, o país tem uma série de necessidades de investimento em infraestrutura”, lembrou Reynaldo Passanezy, presidente da Cteep. “Essa é uma indicação que já existe e a gente não vê nenhuma tendência de diminuir. Pelo contrário, se existe uma tendência é de que nós vamos investir muito", declarou. Apesar do otimismo, Passanezi reiterou que a volta da Cteep aos leilões de transmissão depende da conclusão do processo de pagamento da indenização relativa aos ativos anteriores ao ano de 2000, a chamada RBSE. A companhia defende um pagamento de R$ 5,1 bi, enquanto a Aneel reconhece apenas R$ 3,7 bi. Apesar do impasse, segundo Passanezy, o processo está próximo de uma solução. Ele acredita que a partir da definição do pagamento da Eletrosul, o governo deverá sinalizar os desembolsos das próximas empresa envolvidas nesse processo. Ele espera que o pagamento da indenização ocorra a partir de julho de 2016, com a atualização monetária de 6,64%, líquido de imposto. "Antes da clareza sobre a indenização, nós não estamos participando. Portanto, não estamos participando do próximo leilão", disse Passanezy. De acordo com Gibisone, a diretoria da Isa está confiante de que os pleitos serão reconhecidos e as indenizações serão justas, permitindo o crescimento da empresa. Por meio da Cteep, o Brasil representa 20,3% do negócio da Isa, que tem atividades no Peru, Chile, Equador, Venezuela, Bolívia, Argentina, Panamá. (Agência CanalEnergia – 27.10.2015)
Avaliação de Empresas e Previsão de Analistas 1 Moody´s: setor elétrico pode se complicar com as liminares obtidas recentemente As decisões judiciais obtidas pelos geradores para limitar os impactos do GSF podem aumentar o tamanho do problema das distribuidoras. Somente em junho, os geradores deixaram de pagar R$ 567 mi. A Moody´s cita ainda a liminar obtida pela Abrace que livra as empresas do pagamento do CDE. O risco é que esses custos sejam transferidos para os consumidores residenciais, o que pode pressionar ainda mais o caixa das distribuidoras. "Há uma preocupação em relação às liminares e à transferência desses custos para o consumidor, pois as distribuidoras têm uma necessidade de capital de giro muito forte e isso pode aumentar", disse o vice-presidente e analista sênior da Moody´s, José Soares. "Há muita incerteza jurídica em relação ao setor elétrico, o que se reflete no rating e no custo de capital das empresas", acrescentou. Para Soares, a adesão dos geradores à proposta de repactuação do GSF, apresentada por meio da MP 688, é fundamental para resolver a questão. Outro tema que aumentou as incertezas sobre o setor, de acordo com a Moody´s, foi a renovação das concessões de distribuição. O TCU liberou o processo, mas impôs novas determinações. A demora nas discussões e negociações sobre o assunto levantou dúvidas a respeito do marco regulatório. As instituições financeiras e o mercado de capitais ficaram mais cautelosos em relação ao setor. (O Estado de São Paulo – 01.10.2015) 2 Mesmo com 'tarifaço', caixa de distribuidoras continua sob pressão A seca vai continuar a pressionar as distribuidoras de energia neste ano e em 2016, prevê a Moody´s. As bandeiras tarifárias e o reajuste extraordinário concedido em fevereiro aliviaram, mas não resolveram o problema das empresas. Do total de dívidas das distribuidoras em junho deste ano, 21,7% estava associada a custos com a compra de energia, de acordo com a Moody´s. No ano passado, era 20,6%. "Enquanto o reajuste não acontece, as empresas têm que bancar esse gasto com capital próprio", disse o vice-presidente e analista sênior da Moody´s, José Soares. Segundo levantamento da Moody´s, a relação entre o ativo regulatório e a dívida total das empresas é de 88% na Copel, 45% na Celesc, 42% Bandeirante, 37% na Eletropaulo, 27% na Escelsa, 22% na Celg, 17% na Cemig, 16% na CPFL Paulista, 14% na Light, 12% na Celpe, 10% na Elektro e 7% na Coelba. De acordo com dados da Aneel, no primeiro semestre, as distribuidoras arrecadaram R$ 6,8 bi por meio da cobrança das bandeiras tarifárias, mas o total de custos que deveria ser coberto pelo sistema atingiu R$ 8,3 bi. Considerando 12 distribuidoras analisadas pela Moody´s, que representam 63,6% do setor no País, a arrecadação atingiu R$ 4,4 bi, e o total de custos, R$ 5,1 bi. Na avaliação da Moody´s, as distribuidoras vão ter que arranjar novos empréstimos para cobrir suas despesas. (O Estado de São Paulo – 01.10.2015) 3 Moody's espera alta da inadimplência nos bancos A piora no mercado de trabalho e a elevada exposição a setores críticos da economia podem trazer pressão adicional ao setor bancário brasileiro, segundo a Moody's. Os índices de inadimplência tendem a piorar e a rentabilidade também. O analista sênior para bancos da agência, Alcir Freitas, espera que a deterioração das carteiras, moderada até o momento, se acelere nos próximos anos. "As carteiras são diversificadas, mas nos últimos anos algumas operações feitas têm tíquetes elevados em setores como petróleo, energia e construção e, caso essas empresas enfrentem dificuldades, isso pode ser uma pressão adicional para a qualidade de crédito dos bancos", afirmou o analista. A piora do mercado de trabalho deve pesar sobre os empréstimos a pessoas físicas. Freitas ressalta que, por ora, o cenário só não é pior porque há ainda um grande número de famílias sustentando suas contas com verbas recisórias e seguro¬desemprego. Com o eventual agravamento da inadimplência, a gestão do estoque de provisões será um desafio para as instituições. Até aqui, segundo Freitas, esse indicador só não cresceu de forma significativa por conta, em parte, da redução da cobertura de provisão dos bancos públicos. Daqui pra frente, no entanto, esse fator já pesará mais sobre os balanços das instituições. Com isso, o analista também espera uma maior dificuldade para que os bancos ampliem a rentabilidade. Por enquanto, o aumento dos spreads tem conseguido compensar esses efeitos negativos, mas esse movimento tende a ter um limite. (Valor Econômico – 07.10.2015) 4 Standard & Poor's rebaixa ratings da AES Sul para brBBB-/brA-3 A Agência de classificação de risco Standard & Poor's rebaixou na última quarta-feira, 14 de outubro, os ratings atribuídos à AES Sul (RS), de ‘brA-/brA-2’ para ‘brBBB-/brA-3’ na Escala Nacional Brasil. Os ratings também foram incluídos na lista de CreditWatch com implicações negativas. A agência ainda reafirmou o rating de recuperação que atribuiu para a 2ª e 3ª emissões de debêntures da AES Sul em ‘3H’, refletindo as expectativas de recuperação na faixa entre 50% e 70%. De acordo com a agência, o rebaixamento dos ratings reflete a expectativa de que a distribuidora vai apresentar uma geração de caixa mais baixa nos próximos anos por causa de um menor consumo na sua área de concessão, aliados a custos maiores na compra de energia. Com isso, o perfil de risco financeiro da empresa passou de agressivo para altamente alavancado. Reajustes elevados poderiam recuperar os ativos financeiros setoriais, mas ainda assim haveria a necessidade significativa de capital de giro no curto prazo, o que poderia influenciar negativamente sua liquidez. Os reajustes tarifários e diminuição da atividade econômica devem elevar a uma redução do consumo nas classes residencial e comercial, além da própria industrial. A colocação dos ratings em CreditWatch com implicações negativas reflete a potencial deterioração no curto prazo da posição de liquidez da empresa caso ela não obtenha algum tipo de perdão de seus credores, o que resultaria em um vencimento antecipado de suas dívidas. A Standard & Poor's vai monitorar a posição de caixa e também o fluxo de caixa operacional, em conjunto com o nível de investimentos, necessidades de capital de giro e o serviço da dívida para verificar se a empresa será capaz de continuar honrando seus vencimentos e continuar prestando um serviço adequado na sua área de concessão. (Agência CanalEnergia – 15.10.2015) 5 Fitch anuncia rebaixamento de empresas elétricas A Fitch também anunciou mudanças nos ratings de algumas companhias brasileiras em seguida ao downgrade da nota de crédito soberana do Brasil anunciado pela manhã. "Os ratings em moeda estrangeira das empresas abaixo podem ser negativamente afetados por uma ação negativa sobre o rating soberano do Brasil ou sobre o teto-país", afirmou a Fitch em comunicado. São elas: - Itaipu Binacional: ratings IDR em moeda estrangeira e local rebaixados de BBB para BBB-, com perspectiva negativa. - Raizen Energia S.A.: rating IDR em moeda estrangeira reafirmado em BBB e perspectiva revisada de estável para negativa. Rating IDR em moeda local reafirmado em BBB, com perspectiva estável. - Tractebel: rating IDR em moeda estrangeira reafirmado em BBB e perspectiva revisada de estável para negativa. Rating IDR em moeda local reafirmado em BBB, com perspectiva estável. - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A.: rating IDR em moeda estrangeira reafirmado em BBB e perspectiva revisada de estável para negativa. Rating IDR em moeda local reafirmado em BBB, com perspectiva estável. (O Estado de São Paulo – 15.10.2015) 6 LMDM Consultoria: judicialização do mercado de energia compromete setor Diogo Mac Faria, sócio-diretor da LMDM Consultoria, destacou que o problema de contas como a CVA pode piorar devido a uma ampla judicialização no mercado de energia. Atualmente, há uma disputa nos tribunais sobre quem deve pagar contas decorrentes do déficit de geração das hidrelétricas e encargos que custeiam o acionamento de termelétricas e subsídios diversos do setor. Se as decisões judiciais se mantiverem, parte desses custos pode ter que ser bancada pelas distribuidoras, ampliando a defasagem tarifária. "O problema é que cada dia tem um descompasso novo. Enquanto o mercado não se acalmar com relação a essas liminares, não é possível prever. O mercado vive um momento em que o que vai acontecer amanhã depende de quem tem o melhor advogado, e não mais da regulação", lamentou o consultor. (O Estado de São Paulo – 22.10.2015)
Lançamento de debêntures por distribuidoras e divulgação de resultados dos mesmos 1 EDP emite debêntures no valor de R$ 890 mi A EDP Energias do Brasil fechou uma emissão de debêntures no valor de R$ 890 mi. A oferta tinha quatro séries, mas apenas três foram emitidas. Os prazos são de três, seis e nove anos. A primeira série pagou CDI mais 1,74% ao ano. A terceira e a quarta séries saíram com taxa equivalente a do título público corrigido pela inflação mais 1,10% ao ano. A EDP não se pronunciou. (Valor Econômico – 01.10.2015) 2 Energisa prepara aumento de capital e emissão de debêntures O conselho de administração da Energisa aprovou nesta quarta-feira, 30 de setembro, operações de aumento de capital e emissão de debêntures. A empresa deve captar com as duas ações R$ 1,250 bi, sendo R$ 1 bi com as debêntures e R$ 250 mi com as novas ações. As medidas estavam previstas no acordo de investimento de R$ 2,5 bi firmado com a BNDES Participações no último dia 21. O aumento de capital será feito mediante a emissão de 90.909.901 novas ações, das quais 43.705.122 serão ações ordinárias e 47.203.969 serão preferenciais. Com a operação, o capital social da companhia passará de R$ 1,010 bi para R$ 1,260 bi, dividido em 1.336.599.980 ações. O preço de emissão será de R$ 2,75 por ação. Os atuais acionistas terão direito de preferência na operação na proporção de 7,428468%, sendo que os titulares de ações ordinárias e preferenciais subscreverão na mesma espécie possuída e os titulares de Units subscreverão em Units. O direito poderá ser exercido até o dia 30 de outubro. Ao mesmo tempo, a empresa fará sétima emissão privada de 1 milhão de debêntures, com valor nominal fixo de R$ 1 mil, totalizando R$ 1 bi de captação. A emissão será realizada em seis séries, sendo 166.667 debêntures de cada uma. A subscrição será feita por lotes formados por uma debênture de cada série. Os títulos terão vencimentos entre cinco e sete anos, com remuneração de 7,5% ao ano nas três primeiras e de 9%a.a. nas demais séries. Os recursos da emissão serão destinados ao reforço da estrutura de capital da companhia para investimentos nas distribuidoras. Os acionistas terão direito de preferência na operação até 30 de novembro. (Agência CanalEnergia – 30.09.2015) 3 AES Tietê estuda captar R$ 810 milhões para pagar dívidas e modernizar usinas A AES Tietê estuda captar R$ 810 mi por meio de oferta pública de debêntures simples. A ANBIMA ficou encarregada de analisar a operação, que será a 4ª emissão de debêntures simples da AES Tietê. Segundo a companhia, a oferta inicial será de 600 mil debêntures, com valor nominal unitário de R$ 1 mil. A oferta poderá ser aumentada em até 120 mil em debêntures adicionais e até 90 mil em debêntures suplementares, totalizando 810 mil títulos ou R$ 810 mi. Os recursos serão destinados ao pagamento de juros e para quitação de parte do vencimento de outras emissões feitas pela companhia. Além disso, o dinheiro também será aplicado em melhorias e modernizações de equipamentos em 12 hidrelétricas operadas pela AES Tietê. A realização da operação deverá ser aprovada pelo conselho de administração da companhia, na qual serão deliberados os termos e condições da operação. A remuneração final das debêntures será determinada após a conclusão do procedimento de bookbuilding. "Será publicado oportunamente aviso ao mercado, contendo informações mais detalhadas sobre a emissão, a oferta e as debêntures", escreve a AES Tietê em comunicado publicado na Comissão de Valores Mobiliários na última quinta-feira, 15 de outubro. (Agência CanalEnergia – 16.10.2015) 4 EDP arrecada R$ 892,2 mi com captação de debêntures A EDP anunciou em comunicado ao mercado nesta sexta-feira, 16 de outubro, que encerrou a oferta pública de distribuição de debêntures simples não conversíveis em ações, realizada em três séries. Foram arrecadados R$ 892.206.000,00. O processo de análise prévia da operação teve início em agosto deste ano. Desse total, R$ 750 mi correspondem a oferta base, R$ 112,5 mi são correspondentes à colocação integral de debêntures suplementares e R$ 29,706 correspondente à colocação parcial de Debêntures Adicionais. Essas duas séries além da inicial já estavam previstas. De acordo com a empresa, os recursos da captação serão usados pela companhia no resgate antecipado obrigatório da 1ª emissão de notas promissórias comerciais emitidas em 30 de março desse ano; e para fazer frente às despesas relacionadas as UHEs São Manoel (MT - 700 MW) e Cachoeira Caldeirão. (AP - 219 MW). Dentre os investidores da captação, estão fundos de investimento, clubes de investimento, entidades de previdência privada e pessoas físicas. (Agência CanalEnergia – 16.10.2015) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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