l IFE: nš 04 - Novembro de 2015 Índice Distribuidoras de Energia Elétrica Contabilidade e Regulação da ANEEL Publicação de Balanços em IFRS Indicadores de Sustentabilidade Econômico-Financeira Lançamento de debêntures por distribuidoras e divulgação de resultados dos mesmos
Distribuidoras de Energia Elétrica 1 Tarifas mais elevadas aumentam preocupação com furtos de energia O aumento expressivo das tarifas de energia ao longo deste ano tem elevado a preocupação das distribuidoras não só com o risco de alta do índice de inadimplência, mas com outro fator: o crescimento de casos de furtos e fraudes de energia. De acordo com dados da Abradee, o índice de perdas comerciais (furto e fraude) de energia do país em 2014 foi de 5,63%. Considerando dados de mercado da EPE, esse percentual equivale a cerca de 26 mil GWh/ano, ou o equivalente ao consumo de energia de todas as residências do Nordeste. De olho nesse problema, as distribuidoras de energia estão investindo em novas tecnologias, como "smart grid" e no reforço das equipes para combater as ligações clandestinas. A Light, companhia que fornece energia para a região metropolitana do Rio de Janeiro, por exemplo, prevê investir R$ 2 bi no combate ao furto de energia até 2018. " É um valor significativo, que, se conseguirmos resgatar, vai melhorar muito o resultado da empresa e para nossos consumidores", afirmou o diretor de Distribuição da Light, Ricardo Rocha. Segundo ele, o furto de energia no Rio de Janeiro onera em 17% a conta de luz dos clientes regularizados da empresa. "Os clientes que pagam acabam pagando também pelos que não pagam", completou o executivo. Com relação à tecnologia, a rede inteligente permite à distribuidora detectar variações significativas no consumo dos clientes, indicando onde pode estar ocorrendo o furto de energia. Nessa linha, a Light já instalou 709 mil medidores eletrônicos em residências e prevê alcançar a marca de 1,5 milhão, nos próximos cinco anos. O investimento total no projeto é de R$ 1 bi. (Valor Econômico – 03.11.2015) 2 Light: furto de energia não é algo específico de comunidades de baixa Em relação ao mercado de baixa tensão faturado (residências, comércio e pequenas indústrias), as perdas comerciais da Light com furtos alcançam 39,63%, o equivalente ao consumo residencial do Espírito Santo. A meta da empresa é reduzir o índice de perdas, nesse cálculo, para 30% até 2018. Outro aspecto interessante observado pela Light é que o furto de energia não é algo específico de comunidades de baixa renda. A empresa tem encontrado ligações irregulares de energia em estabelecimentos comerciais e em condomínios residenciais de classe média e alta. Nessas localidades, também foram colocados medidores eletrônicos para detectar variações do consumo e possíveis furtos de energia. O mesmo fato também foi apurado pela Amazonas Energia, subsidiária do grupo Eletrobras. "Nosso trabalho de inteligência e de campo não é focado apenas na população de baixa renda. Atuamos na cidade e no Estado como um todo, porque, infelizmente, o furto de energia é um problema que perpassa a condição econômica", disse a diretora Comercial da Amazonas Energia, Andressa Noronha. Com relação às áreas mais críticas, a distribuidora vai iniciar até o fim do ano a regularização das ligações elétricas de cerca de 40 mil clientes do Amazonas, em um projeto de R$ 75 mi, financiado com recursos do Banco Mundial. (Valor Econômico – 03.11.2015) 3 AES Eletropaulo: intensificação de controle evita roubo de energia Algumas empresas, que atuam em áreas menos complexas, têm conseguido êxito em suas ações contra a fraude e roube de energia. É o caso da AES Eletropaulo, que obteve redução do índice de perdas não¬-técnicas de 3,7% para 3,3%, entre o segundo trimestre do ano passado e igual período de 2015. Segundo a companhia, a melhoria foi devido à intensificação das ações de controle e redução das perdas comerciais, para mitigar os impactos provocados pelos aumentos das tarifas pelo cenário econômico do país. As tarifas da distribuidora para o cliente residencial aumentaram 75%, em média, de janeiro a junho. Entre as ações adotadas pela companhia para mitigar o problema estão inspeções de fraude, programa de recuperação de instalações cortadas, regularização de ligações clandestinas, instalação de medidores com telemetria em unidades consumidoras em média tensão. A companhia também atua com feirões de negociação das dívidas, a fim de minimizar a inadimplência dos consumidores. Entre janeiro e junho, foram realizados nove feirões. (Valor Econômico – 03.11.2015) 4 Energias do Brasil: empresa está implementando medidas para mitigar efeitos de inadimplência 5 CPFL aplica R$ 3,7 mi na expansão do sistema elétrico de Mococa A CPFL Mococa, distribuidora que atende aproximadamente 44 mil consumidores para um município em São Paulo e três cidades em Minas Gerais, vai investir R$ 3,7 mi na expansão do sistema elétrico de Mococa (SP), onde será construída uma subestação que será suficiente para atender a demanda da região do Distrito Industrial I por mais oito anos. A média anual da taxa de crescimento do consumo de energia na região é de 2,6%. Para suportar esse volume, a subestação terá 12,5 MVA de capacidade. Além da nova subestação, a rede elétrica do município será ampliada com a instalação de três alimentadores de 11,9 kV, o que aumenta a robustez e, principalmente, a confiabilidade ao sistema de distribuição local. As manutenções, realizadas de forma preventiva, visam não somente a melhoria da qualidade dos serviços, como também reforçar o sistema para enfrentar o ciclo de tempestades que se concentram com a chegada do verão. Feitas em regime de desligamento programado, quando os clientes são avisados por carta da falta de energia para realização dos trabalhos, esses investimentos tornam a rede menos suscetível a interferências externas. É importante destacar que cerca de dois terços do tempo sem energia decorrem de interrupções emergenciais, provocadas por fatores externos ao sistema elétrico, como os temporais (com quedas de árvores), colisões de veículos contra postes e objetos que atingem a rede – pipas, balões e galhos de árvores, além de furtos de cabos. O outro terço corresponde aos desligamentos programados, informados previamente aos clientes e organizados para que a empresa execute obras de melhoria na rede elétrica. (Agência Canal Energia – 03.11.2015) 6 Modelo de combate a perdas começa a dar resultados na Celpa, afirma Equatorial A Equatorial comemora o resultado de perdas desse trimestre na área de concessão da Celpa. De acordo com o balanço apresentado pela companhia, a distribuidora paraense encerrou o terceiro trimestre com índice de perdas totais de 31,1% sobre a energia requerida. Apesar da meta regulatória de 26%, a companhia registrou recuo de 0,5 ponto porcentual ante os 31,8% reportados no trimestre anterior, mesmo com um cenário macroeconômico que é classificado como negativo para a redução desse indicador assim como o aumento da inadimplência. “Conforme comentado no trimestre passado, reformulamos ao longo do segundo trimestre os processos de combate a perdas. Esse é o resultado que já pode ser visto. Mesmo com o cenário econômico complexo e uma dificuldade de combater as perdas conseguimos que as perdas voltassem a cair”, destacou o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Equatorial Eduardo Haiama. Apesar do cenário positivo o executivo admite que ainda não é possível afirmar que essa deverá ser a tendência para os próximos meses. Um dos motivos é justamente o cenário macroeconômico que acaba pesando sobre os consumidores e reflete tanto em perdas quanto na inadimplência. Mesmo assim, disse Haiama, “vamos para cima com tudo para reduzir ao máximo as perdas nos próximos meses”. Quando se olha apenas para o segmento de baixa tensão na Celpa, as perdas chegaram a 44,2%, recuo de 1 ponto porcentual ante o segundo trimestre de 2015. Ainda assim, está mais de 10 p.p. acima da meta regulatória da Aneel. (Agência Canal Energia – 04.11.2015) 7 RGE investe R$ 16,3 mi em novo sistema de distribuição A Rio Grande Energia (RGE) planeja investimentos de R$ 16,3 milhões em obras de ampliação da rede de distribuição do município de Júlio de Castilhos, no Rio Grande do Sul. Os projetos consistem em duas subestações e uma linha de transmissão, que já tiveram as obras iniciadas, e vão atender a 17,1 mil consumidores da região. A entrada em operação do sistema está prevista para meados de 2016. Ele será composto pela nova SE Júlio de Castilhos 1, que receberá R$ 4,3 milhões; SE Júlio de Castilhos 2, com montante estimado em R$ 7 milhões; e a linha de transmissão de R$ 5 milhões, que terá 16 km de extensão e 44 estruturas metálicas. Além da região central da cidade, os investimentos vão beneficiar os consumidores das áreas rurais das comunidades de Tupanciretã e Pinhal Grande com a instalação de novos alimentadores nas subestações. Ao todo, a concessionária atende a 1,4 milhão de clientes no estado. (Agência BrasilEnergia – 04.11.2015) 8 AES Eletropaulo: perspectiva de demanda neste ano deverá ficar 4,5% menor 9 Exclusão da CCEE pode impedir renovação de concessão da Eletrobras Alagoas A Eletrobras Distribuição Alagoas foi excluída do quadro de associados da Câmara CCEE e pode sair da lista das 40 distribuidoras que terão suas concessões renovadas por 30 anos. A recomendação foi feita ao MME pela Aneel, ao confirmar esta semana a decisão da CCEE de aprovar o desligamento da empresa por inadimplência com o pagamento de débitos no MCP. A estatal está entre as concessionárias de distribuição com contratos que vencem entre 2015 e 2017 e podem, em principio, ter as concessões renovadas de acordo com as condições do Decreto 8.461. Das 41 distribuidoras nessa situação, apenas a Companhia Energética de Roraima, que não tem contrato de concessão, havia sido declarada pela agência reguladora como uma empresa economicamente inviável. Caso aceite as recomendações da Aneel em relação à Cerr e à Eletrobras Alagoas, o MME pode optar pela relicitação das duas áreas de concessão. No caso da distribuidora que atende o interior de Roraima, a alternativa seria a incorporação da área pela Eletrobras Boa Vista, que opera na capital do estado. A Eletrobras Alagoas foi desligada do quadro da CCEE em junho deste ano por descumprimento de obrigações e entrou com recurso contra a decisão. Em julho, a Aneel suspendeu por medida cautelar os efeitos do processo de desligamento até 28 de agosto, data do reajuste anual da distribuidora. A agência negou, porém, pedido de revisão tarifaria extraordinária apresentado pela concessionária. A empresa alegou desequilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão; argumentou que as medidas compensatórias adotadas pelo governo não foram suficientes para resolver o problema da exposição involuntária das distribuidoras no mercado de curto prazo e apontou o agravamento da crise iniciada em 2013. Com desligamento da empresa da CCEE, a Eletrobras deverá suspender o repasse de recursos originários de encargos setoriais. (Agência CanalEnergia – 05.11.2015) 10 Investimentos da AES Eletropaulo somarão R$ 3,5 bi até 2019 11 AES Eletropaulo: endividamento é motivo de preocupação Um tema que traz preocupação para a AES Eletropaulo é a questão do endividamento. A companhia apresentou ao final de setembro uma relação entre a dívida líquida e o ebitda de 3,4 vezes. Há um limite chamado de convenants financeiros que é de 3,5 vezes e que se ultrapassado por dois trimestres consecutivos pode significar a quebra desse indicador e levar credores a requerer o vencimento antecipado da dívida. Segundo o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da AES Eletropaulo, Francisco Morandi, essa situação é conjuntural em função da empresa acumular um alto volume de ativos regulatórios, o reconhecimento do órgão regulador de que a concessionária tem valores a receber no futuro, fator que deve levar o caixa da empresa a uma situação de normalidade quando for recebido pela empresa. Inclusive, disse Morandi em coletiva a jornalistas, a empresa está trabalhando no desenvolvimento de um programa para que os custos operacionais da companhia fiquem mais controlados. (Agência Canal Energia – 05.11.2015) 12 AES Eletropaulo: perspectiva de demanda neste ano deverá ficar 4,5% menor A AES Eletropaulo disse ainda que a perspectiva de demanda neste ano deverá ficar 4,5% menor do que visto no ano passado. Esse comportamento deve-se ao desempenho da economia e a redução de carga da indústria associada à queda de demanda da classe residencial em decorrência da elevação das tarifas. Segundo reportou a Eletropaulo, o tiquete médio da empresa aumentou em 119% mesmo com a retração da demanda e um aumento de 1% na base de cientes da empresa. Com isso, a perspectiva da empresa é de estar com sobrecontratação. A companhia estima estar com contratos referentes a 108% da demanda. Com essa situação a companhia vê na liquidação do excedente no mercado de curto prazo uma forma de compensar as perdas de receita decorrentes da queda da demanda. A expectativa é de que a companhia consiga R$ 50 mi com essa liquidação ao PLD. Outro impacto que a empresa pode ter é quanto ao processo que está em tramitação na justiça e envolve a Eletrobras e a Cteep referente a um empréstimo ainda quando as atividades do setor eram estatais. A Eletropaulo irá questionar a conclusão do laudo pericial desse caso em decorrência de discordar da avaliação no laudo recebido. A empresa reforçou o que já havia afirmado de que as premissas consideradas no documento seguiram o que a companhia defendia mas que o perito resolveu dar uma interpretação jurídica que foi, na opinião da distribuidora, contraditória ao documento. Contudo, não deverá haver nenhuma decisão do caso de R$ 2,2 bi antes do segundo trimestre do ano que vem. (Agência Canal Energia – 05.11.2015) 13 Dívida entre AES Eletropaulo e Eletrobras sem definição até 2016 A AES Eletropaulo espera que a possível definição sobre a disputa judicial entre a empresa e a Eletrobras que já dura quase 30 anos não saia antes do segundo trimestre de 2016. A disputa também envolve a Cteep e se refere ao pagamento do saldo do empréstimo contratado pela distribuidora em outubro de 1986. Para o diretor jurídico do grupo AES, Vinícius Oliveira, a estimativa é que, no próximo passo, “o juiz remeta as manifestações feitas pela empresa ao perito para que ele preste esclarecimentos", afirmou em teleconferência com analistas, realizada nesta quinta-feira (5/11). A dívida cobrada pela Eletrobras está estimada em R$ 2,2 bi. O laudo pericial, disponibilizado pelo perito designado pela 5ª Vara da Comarca do Rio de Janeiro este ano, avalia que a companhia seria a responsável pela correção da dívida. A AES Eletropaulo, porém, assegurou que não possui a responsabilidade pelo débito, que teria sido gerado antes da cisão da companhia. (Agência BrasilEnergia – 05.11.2015) 14 CEEE Distribuição finaliza obras de nova LT no Rio Grande do Sul A CEEE Distribuição concluiu na manhã da última segunda-feira, as obras da linha de transmissão que abastece a subestação da cidade gaúcha de São Lourenço do Sul. A LT é um empreendimento que aumenta a capacidade de transmissão de energia elétrica, reduz desligamentos imprevistos e melhora os níveis de tensão do fornecimento de energia elétrica aos clientes da própria cidade e do município de Turuçu. Para a realização das obras, a CEEE contou com um contingente de cento e vinte técnicos de Porto Alegre, Camaquã e São Lourenço, além de veículos especiais, como caminhões equipados com guindastes hidráulicos e cestos aéreos, tratores, camionetes e veículos tracionados para poder chegar aos locais de difícil acesso por onde passam alguns trechos da linha. A nova LT, de 69 kV, cujo traçado passa ao lado da antiga, é uma obra que amplia a capacidade de atendimento, proporcionando o fornecimento de energia elétrica de forma mais eficiente, o que melhora significativamente as atuais condições. O investimento na obra chegou a R$ 11 milhões e vai beneficiar 48 mil habitantes dos municípios de São Lourenço do Sul e Turuçu. A companhia aproveitou o desligamento e realizou manutenções preventivas nas subestações de Camaquã 1 e São Lourenço do Sul e em diversas redes de alta tensão (alimentadores). Em São Lourenço, foram trocados mais de vinte postes, instalados transformadores e ramais de ligação. (Agência Canal Energia – 05.11.2015) 15 CEEE investe no fornecimento de energia elétrica O diretor de distribuição da CEEE, Julio Hofer, salienta que a empresa vem investindo no fornecimento de energia elétrica na região e cita a conclusão da duplicação da capacidade da subestação de São Lourenço do Sul, em fevereiro de 2012, programada para atender o crescimento do mercado na região. Os novos equipamentos foram colocados no mesmo terreno da atual e são compostos por um transformador de 25 MVA, que duplicou a capacidade do anterior e trouxe maior confiabilidade ao abastecimento de energia, além de favorecer a expansão dos setores produtivos da região. Para a ampliação da subestação, a CEEE Distribuição investiu R$ 6,5 milhões. Hofer acrescenta que, nesta etapa, foram instalados novos alimentadores para atender as áreas urbanas e rurais. Segundo ele, a partir deste trabalho, a energia que vai chegar em São Lourenço do Sul e Turuçu será mais confiável e os desligamentos serão reduzidos. A nova linha e subestação vão possibilitar a automação e consequente redução da duração das interrupções imprevistas, pois permite o monitoramento à distância, assim como a realização de manobras pelo centro de operações da empresa, localizado em Porto Alegre. (Agência Canal Energia – 05.11.2015) 16 RGE investe R$ 16,3 mi em construção de subestações e LT no RS A RGE (RS) realiza investimento de R$ 16,3 mi em três novas obras de distribuição de energia elétrica na área central do estado. A concessionária iniciou a construção de duas subestações e de uma linha de transmissão no município de Júlio de Castilhos, projetos que irão beneficiar 17,1 mil clientes na região. As três obras fazem parte de um cronograma de investimentos da concessionária para ampliar a rede elétrica na região. Com as subestações Júlio de Castilhos 1 e 2, além da linha de transmissão, a RGE vai deixar o sistema elétrico local mais confiável e moderno, melhorando a qualidade no fornecimento de energia. A previsão é de que as três construções estejam finalizadas e operando em meados de 2016. O empreendimento ainda vai beneficiar as cidades de Tupanciretã e Pinhal Grande, que contarão com a instalação de novos alimentadores nas subestações. (Agência Canal Energia – 05.11.2015) 17 Light: impacto grande na variação do câmbio e da usina térmica Norte Fluminense “O realinhamento das tarifas não é um privilégio da Light. Tem ocorrido com todas as distribuidoras. Há um repasse das despesas com despacho das térmicas. No nosso caso particular, tivemos impacto grande na variação do câmbio na compra de energia de Itaipu e da usina térmica Norte Fluminense”, afirmou Paulo Roberto Pinto, presidente da Light, após a reunião da Aneel que definiu os reajustes. Segundo a Light, que atua em 31 municípios do Rio, o reajuste autorizado para as tarifas de alta tensão (indústria) foi de 15,94%, enquanto o reajuste para os consumidores de baixa tensão (comércio) ficou em 17,28%. A diretoria da agência rejeitou requerimento da Light para que fossem incorporados ao reajuste custos futuros para a aquisição de gás da Norte Fluminense. Se aceito, o pedido poderia elevar em 0,4% a tarifa média da empresa. De acordo com o executivo da concessionária, a empresa vai incorporar em seu caixa um reajuste de 1,9%, já que o restante será para cobrir os custos. Ele conta que as empresas precisam contar com um capital de giro maior para sobreviver no mercado, mas prevê uma melhora de cenário no próximo ano. O faturamento anual da Light está na ordem de R$ 7,5 bilhões. “A expectativa é que 2016 seja um ano melhor, com um período úmido (de chuvas) mais satisfatório. O aumento agora cobriu, dentro da expectativa mínima, o reembolso de custos nesse período”,¬ disse o executivo. Segundo a Light, o aumento da tarifa ajuda a elevar a taxa de inadimplência da empresa, embora não seja o único fator a pressionᬠla, diante da situação econômica atual. “A preocupação com inadimplência existe sim. O aumento reforça isso, mas a tarifa de energia elétrica não é a única preocupação da Light com relação à inadimplência, mas a conjuntura como um todo”,¬ disse Roberto Pinto. (O Globo – 06.11.2015) 18 Recuperação de perdas na CEB chega a R$ 5 mi entre agosto e outubro A CEB Distribuição calcula ter recuperado R$ 5 mi com ações de combate ao furto de energia, entre agosto e outubro deste ano. Foram flagradas nesse período 223 unidades consumidoras com medidores adulterados ou fraudes para desviar energia da medição. Em nota, a CEB informa que a regularização da situação dessas unidades consumidoras deve gerar em torno de R$ 6 mi em faturamento para a empresa nos próximos 12 meses, considerando apenas os clientes já autuados. Foram inspecionadas 814 unidades consumidoras. O nível de perdas comerciais provocadas por ligações irregulares e fraudes nos medidores chega a 4,22% da energia comprada pela distribuidora que atende o Distrito Federal. A maior parte das ocorrências nos ultimos três meses foi constatada por técnicos da companhia em supermercados, panificadoras, açougues, distribuidoras de bebidas e postos de combustíveis. O aumento do número de autuações aconteceu quando a CEB ampliou a fiscalização, que antes era feita praticamente em horário comercial, nos fins de semana. O trabalho esta concentrado em estabelecimentos comerciais com registro repentino de queda de consumo. Os equipamentos com indícios de adulteração são substituidos pela empresa e levados para avaliação em laboratório. (Agência CanalEnergia – 06.11.2015) 19 Cemig inicia trabalhos para verificar danos à rede em Mariana (MG) A Cemig informou nesta sextafeira que cerca de 1 mil clientes estão sem fornecimento de energia nos distritos de Mariana (MG), por causa do rompimento das barragens da Samarco, na tarde de ontem. O acidente destruiu a rede de distribuição de energia da Cemig e muitos postes foram arrastados, segundo a empresa. Devido à gravidade do ocorrido, não foi possível verificar a extensão do problema, afirmou a distribuidora. Assim, para garantir a segurança da população, a companhia desligou a rede elétrica durante a noite de quinta. Na manhã de hoje, a Cemig iniciou os trabalhos de verificação dos danos e está tentando, com à Prefeitura de Mariana, apoio de máquinas no entorno da ponte no distrito de Paracatu, que foi arrastada pela lama. A ponte seria usada para levar postes e equipamentos necessários para a reconstrução da rede de distribuição que atende à região, de forma a restabelecer o fornecimento da energia aos clientes. (Valor Econômico - 06.11.2015) 20 Celesc investe R$ 250 mi na ampliação do sistema elétrico A Celesc projeta investimento de R$ 250 milhões na ampliação e melhoria do sistema elétrico de alta, média e baixa tensão até o fim deste ano, além da contratação de mais trezentos profissionais extras para reforçar as equipes da área comercial e de atendimento de emergência. O presidente da Celesc, Cleverson Siewert, esclarece que o verão é uma época bastante complexa para gerenciamento do sistema elétrico, devido ao crescimento da demanda, à forte sazonalidade no litoral e à maior incidência de eventos climáticos adversos, com tempestades, vendavais e raios. O gestor acrescenta que, para fazer frente a esse processo, a Celesc se prepara com ações focadas em três frentes: investimentos para expansão do sistema elétrico; medidas preventivas; e reforço no atendimento técnico e comercial. O sistema elétrico de alta tensão, composto pelas linhas de transmissão e subestações, recebeu investimentos que, ao final do ano, irão somar aproximadamente R$ 90 mi. Os recursos contemplam a implantação de seis novas subestações e ampliação da capacidade transformadora de outras vinte e uma unidades, além da construção de noventa quilômetros de linhas de transmissão. Entre as obras finalizadas até dezembro de 2015, estão as subestações Palhoça Pinheira, Concórdia São Cristóvão, Tangará, Presidente Getúlio e Ingleses (parcial), todas na tensão de 138 kV, além da subestação Santa Cecília, na tensão de 69 kV. As obras representam acréscimo de 200 MVA à capacidade de atendimento atual do sistema de alta tensão, totalizando atualmente 6.811 MVA, uma margem de mais de 2.000 MVA frente à demanda máxima de 4.744 MVA, registrada em 5 de fevereiro de 2014. (Agência CanalEnergia – 09.11.2015) 21 Celesc: R$ 160 mi em investimentos no sistema elétrico de média e baixa tensão Com relação ao sistema elétrico de média e baixa tensão, a previsão da Celesc é concluir o ano de 2015 com aproximadamente R$ 160 mi em investimentos, que contemplam a ampliação e melhoria de redes, construção de alimentadores e instalação de equipamentos especiais, como trezentos religadores telecontrolados, dispositivos que registram rapidamente os locais afetados pela falta de energia e religam trechos de rede por comandos a distância. Até o fim de 2015, serão investidos R$ 12 mi em poda e roçada para redução das ocorrências, já que cerca de 30% são relacionadas à vegetação na rede. O objetivo é evitar desligamentos e minimizar interferência de fatores climáticos em linhas de distribuição. Outra medida foi a avaliação periódica da rede elétrica por meio de termovisores – sensores que medem a temperatura de equipamentos – para detectar pontos com aquecimento excessivo e realizar a manutenção ou substituição de componentes. Nos últimos seis meses, foram inspecionados 11 mil km de rede, em que foram identificados 833 "pontos quentes", que foram substituídos preventivamente, antes que pudessem ocasionar alguma interrupção no fornecimento de energia. (Agência CanalEnergia – 09.11.2015) 22 Energisa investe R$ 9,7 mi em subestação móvel A Energisa Mato Grosso adquiriu um equipamento inédito no país no segmento de energia elétrica. Trata-se de um novo modelo de subestação móvel, que vai possibilitar maior flexibilidade e agilidade em atendimentos emergenciais e situações programadas. Com 38 MVA de potência, o novo equipamento tem capacidade para suprir, sozinho, caso haja necessidade, um município inteiro. Para a aquisição do equipamento, a Energisa investiu R$ 9,7 mi. É a primeira subestação móvel do país a ser projetada e construída em módulos, o que facilita a locomoção nas estradas do estado, pois o transporte é realizado em duas carretas. Essa é a segunda subestação desse tipo da distribuidora. A primeira foi adquirida em 2007. O projeto inédito e a aquisição da nova subestação móvel foram viabilizados pelo Programa de Pesquisa e Desenvolvimento, regulado pela Aneel. Todo o estudo foi realizado em parceria, por profissionais da distribuidora mato-grossense, da Universidade Federal de Mato Grosso, da WEG e do Instituto Lactec. Outro ponto de destaque do novo equipamento foi o planejamento para ser sustentável, com transformador que utiliza óleo isolante vegetal (à base de soja). O óleo vegetal é biodegradável e menos poluente que o mineral, usado na maioria dos equipamentos. (Agência CanalEnergia – 09.11.2015) 23 Diretoria da CEB se diz impossibilitada de conceder reajuste salarial Com os funcionários em greve desde a meia noite desta segunda-feira, 9 de novembro, a CEB informou que não tem como conceder reajustes salariais no momento, sem agravar ainda mais a situação econômico-financeira da empresa e prejudicar os investimentos na rede de distribuição do Distrito Federal. Em nota à imprensa, a concessionária afirmou que a diretoria da CEB mantém os canais de negociação abertos com os eletricitários, para que a paralisação seja encerrada “no menor espaço de tempo possível.” A greve por tempo indeterminado foi aprovada em assembleia na última terça-feira, 3. Os trabalhadores da CEB pedem a reposição da inflação dos últimos 12 meses e 1,5% de ganho real. Ele acusam a direção da empresa de propor a retirada de direitos e benefícios. Segundo a nota, a diretoria tem informado aos trabalhadores desde o início do ano sobre a situação econômico-financeira da companhia e sobre as medidas de saneamento necessárias. A empresa garante também que “está envidando todos os esforços para que todos os serviços à população sejam, na medida do possível, mantidos durante a greve, principalmente os chamados de emergência.” Na semana passada, o Sindicato dos Urbanitários no Distrito Federal afirmou que os trabalhadores assumiram o compromisso de manter os serviços essenciais e um número mínimo de profissionais em serviço, conforme previsto na lei, para que a população não seja prejudicada. Os sindicalistas dizem ter participado de cinco rodadas de negociação, sem conseguir fechar um acordo com a direção da CEB. (Agência CanalEnergia – 09.11.2015) 24 Nova frente parlamentar vai defender redução da conta de luz Foi lançada, no dia 10 de novembro, na Câmara dos Deputados, uma frente parlamentar que vai discutir formas de reduzir o preço da energia elétrica no Brasil, atuando em defesa do consumidor. A ideia dos parlamentares que compõem o grupo é discutir propostas em análise na Câmara, como a portabilidade da conta de luz e a microgeração de energia, além de debater com os diversos setores envolvidos no tema, como o governo, concessionárias e consumidores. "A redução do preço é um processo que deve ser levado a cabo com muita responsabilidade. Ao longo deste ano, houve aumentos abusivos, com reajustes maiores que 50% e, em alguns estados, de até 70%. Esse aumento é fruto de políticas equivocadas", afirmou o presidente da Frente Parlamentar em Defesa da Redução do Preço da Energia Elétrica no Brasil, deputado Fabio Garcia (PSB-MT). O deputado citou como exemplo de política que considera equivocada a MP 579. "O preço foi reduzido dois anos antes da eleição e a conta chega agora, após a eleição, cobrando 50% em cima do consumidor. Nós temos de reduzir com medidas responsáveis, deixando que o mercado possa trabalhar e se regular, com eficiência", disse o parlamentar. (Agência CanalEnergia – 10.11.2015) 25 Inadimplência expõe finanças frágeis e eleva pressão sobre distribuidoras da Eletrobras A Eletrobras Distribuição Alagoas, antiga Ceal, pode não ter a concessão renovada, junto com as demais companhias que estão no processo em andamento, e pode ser a primeira vitima concreta da crise financeira que assolou o setor elétrico desde o recrudescimento da escassez de chuvas. Além disso, a situação da distribuidora colocou ainda mais em evidência a fragilidade financeira das empresas do grupo, cuja privatização é esperada pelo mercado. Cinco empresas estavam sob a mira da CCEE: a Ceal foi a primeira a ter processo de desligamento do mercado aprovado pela Aneel, que recomendará ao MME a não prorrogação da concessão da distribuidora por inadimplência. Outras três companhias, Eletrobras Distribuição Piauí (antiga Cepisa), Eletrobras Distribuição Acre (Eletroacre) e Amazonas Energia estão com processos em andamento, segundo a lista da CCEE. Já a Celg, que está com processo de privatização em andamento, ainda está sob monitoramento da CCEE, segundo a versão mais recente da relação de empresas com descumprimento de obrigações, dado que é público. A CCEE não detalha os motivos da presença das empresas na relação, apenas informa quais são as empresas que encontram-se sob monitoramento ou em processo de desligamento. (Agência Brasil Energia – 11.11.2015) 26 CPFL Energia: Setor elétrico deve passar por novo processo de privatização O presidente da CPFL Energia, Wilson Ferreira Jr., disse, no dia 13 de novembro, que o setor elétrico deve caminhar para um novo processo de privatização a partir do próximo ano. Para ele, a privatização dos ativos, principalmente de distribuição, se mostra como uma solução rápida para que Estados e Governo melhorem a arrecadação em 2016. O executivo destacou que a melhora operacional das empresas que terão as concessões renovadas resultará em mais impostos arrecadados e também se apresenta como uma solução de curto prazo para fazer caixa nos cofres públicos. A CPFL acredita que no próximo ano haverá um "conjunto de oportunidades" de aquisições no setor de energia. Empresas que precisarão vender ativos por não ter conseguido administrar a conjuntura econômica e setorial dos últimos anos. Ferreira afirmou que a companhia estará de olho nesses ativos, principalmente de distribuição. Revelou que ativos pequenos e próximo às áreas de concessão da CPFL são os mais atrativos para a empresa, depois os de tamanho médio. Como estratégia de crescimento no setor de distribuição, o executivo não descartou a possibilidade levantar caixa com a venda de ativos de geração. Ferreira disse que o fator câmbio coloca as empresas estrangeiras melhor posicionadas para adquirir esses ativos. "É um cenário para se considerar quase como base para esse momento." (Agência CanalEnergia – 13.11.2015) 27 Distribuidoras: queda do consumo, o aumento da inadimplência e furtos Apesar da alta das receitas, os reajustes tarifários, combinados à crise econômica, tiveram como resultado a queda do consumo e o aumento da inadimplência, além das perdas com furtos de energia. A Light, por exemplo, fechou setembro com índice de perdas "não¬técnicas" (furtos e fraudes de energia) de 39,8% sobre a energia faturada no mercado de baixa tensão, com aumento de 0,17 ponto percentual em relação ao observado nos últimos 12 meses encerrados em junho deste ano. Com relação à taxa de arrecadação, a companhia alcançou 98,1% no terceiro trimestre, 3,9 pontos percentuais abaixo em relação a igual período do ano passado. Já a constituição de Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa (PCLD), na mesma comparação, saltou de R$ 29,8 milhões para R$ 45,7 milhões. A EDP Energias do Brasil também notou um aumento na inadimplência e nas provisões para devedores duvidosos, refletindo o aumento tarifário. A queda no consumo também corroeu os resultados do terceiro trimestre, e pode ter um efeito ainda mais forte no ano. A Eletropaulo, por exemplo, prevê queda de 4,5% no consumo de energia em sua área de concessão. O nível de contratação da companhia deve ficar em 108% no ano, refletindo essa redução de consumo. A alternativa está sendo liquidar a energia extra no mercado de curto prazo. Considerando os resultados consolidados das mesmas dez empresas, o cenário ainda é ruim, embora menos preocupante. As companhias tiveram, juntas, prejuízo de R$ 3,6 bilhões no trimestre, o dobro do R$ 1,7 bilhão apurado no mesmo intervalo de 2014. O prejuízo de R$ 4,2 bilhões registrado pela Eletrobras é o maior responsável pelo número negativo. Ao se excluir o número da estatal, as nove companhias tiveram lucro de R$ 594 milhões, queda de 37% na comparação anual. A receita, na mesma base de comparação, subiu 16%, para R$ 17,6 bilhões. Esses dados consideram as atividades de geração, transmissão e comercialização dessas empresas. As perdas com o déficit de geração hídrica (GSF, na sigla em inglês) continuaram grandes no trimestre, mas foram menores que as registradas em 2014. Isso aconteceu pois o preço de energia no mercado de curto prazo estava consideravelmente menor, ao mesmo tempo em que a exposição ao risco hidrológico foi inferior, devido ao desligamento de algumas termelétricas mais caras. (Valor Econômico – 19.11.2015) 28 Cesp: caminho de recompor a capacidade de geração deverá se dar por projetos de menor porte O diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Cesp, Almir Martins, lembra que a companhia possui poucos recursos, então o caminho de recompor a capacidade de geração deverá se dar por projetos de menor porte em fontes alternativas e PCHs e como parceiro minoritário. O destino dos empregados da Cesp nessas usinas deverá ser mesmo o da empresa que vencer a licitação da próxima semana. Martins comentou que é preciso esperar para ver se o leilão realmente ocorrerá e se terá interessados nas usinas. A empresa poderá ficar ainda por seis meses nas duas centrais por conta da operação assistida para entregar a operação de vez aos novos concessionários. (Agência CanalEnergia – 18.11.2015) 29 Cesp ajuíza ação e quer indenização de R$ 1,5 bi por Jupiá e Ilha Solteira A desistência da participação da Cesp na disputa de um novo contrato de concessão para as usinas de Ilha Solteira e de Jupiá não encerra a relação entre e empresa e as UHEs. Acontece que a estatal paulista contesta na Justiça o valor de indenização definido pelo governo federal para os dois empreendimentos. Enquanto o poder concedente estabeleceu um pagamento de R$ 2 milhões pelos ativos ainda não amortizados a geradora está com um pedido de R$ 1,5 bilhão pelas duas centrais. Com esse valor, a Cesp pleiteia na Justiça um total de R$ 10,5 bilhões a título de indenizações referente a três UHEs devolvidas, incluindo Três Irmãos. Desse montante, R$ 2,3 bilhões referem-se à atualização do valor incontroverso por Três Irmãos (R$ 1,7 bilhão) reconhecido pelo governo federal. A diferença é justamente a soma da outra ação da geradora em relação à primeira usina devolvida à União que monta a R$ 6,7 bilhões (valores de março de 2014 e que ainda não foi atualizado pela Cesp) e o novo valor de indenização das duas usinas que tiveram os contratos de concessão encerrados em julho deste ano. “O montante de R$ 1,5 bilhão refere-se ao valor contábil e chegamos a ele pela contabilidade regulatória e não pelo valor novo de reposição. A parte de Ilha Solteira é de R$ 1 bilhão e de Jupiá são R$ 500 milhões. Esse é o mesmo critério que aplicamos em Três Irmãos”, disse o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Cesp, Almir Martins. (Agência CanalEnergia – 18.11.2015) 30 Cesp deverá recorrer ao Supremo Tribunal de Justiça por Três Irmãos Sobre a usina de Três Irmãos, a Cesp deverá recorrer ao Supremo Tribunal de Justiça sobre a decisão de que o governo não precisaria pagar o incontroverso enquanto a ação de valor mais elevado não é julgada. Segundo Martins, a contestação está preparada mas não há uma expectativa quando a questão poderá ser avaliada no STJ. A ação movida para o recebimento de R$ 6,7 bilhões, explicou o executivo, já teve a perícia designada por um juiz e cada lado precisará indicar assistentes técnicos. “A Cesp já indicou os seus [técnicos] para a perícia que é de engenharia, mas essa questão deverá levar anos e será o valor indicado pela perícia”, acrescentou ele para explicar o porquê de não atualizar o valor pretendido com a ação que corre desde o primeiro trimestre de 2014. (Agência CanalEnergia – 18.11.2015) 31 Light tem a liberação de R$ 5,3 mi da CDE A Light Serviços de Eletricidade recebeu a liberação de R$ 5,378 milhões da Conta de Desenvolvimento Energético correspondente ao mês de novembro de 2015, conforme fluxo financeiro do orçamento aprovado pela Resolução Homologatória ANEEL nº 1.969, de 6 de outubro de 2015 e já considerando os efeitos tributários disciplinados pela Medida Provisória nº 693, de 30 de setembro de 2015, e que serão utilizados para as obras e serviços necessários ao fornecimento de energia temporária para os Jogos Olímpicos e Paraolímpicos de 2016 na cidade do Rio de Janeiro. O despacho nº 3.712 foi publicado nesta segunda-feira, 16 de novembro, na edição do Diário Oficial da União. (Agência CanalEnergia – 16.11.2015) 32 Leilão da Celg deverá ser marcado para fim de janeiro O governo de Goiás e o MME farão um roadshow internacional para atrair investidores para o leilão da Celg. Segundo a secretária de Fazenda de Goiás, Ana Carla Abrão, o governador de Goiás, Marconi Perillo, vai participar das reuniões com os investidores, na Europa, Ásia e EUA. O ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, também deverá participar dessa viagem. Previsto inicialmente para novembro, o leilão está atrasado e só deverá ocorrer no fim de janeiro, segundo Ana Carla. Ela explicou que o cronograma atrasou por causa de questões junto ao TCU e da renovação do contrato de concessão. O CND aprovou, no dia 19 de novembro, as condições para a concessão à iniciativa privada da empresa de energia. A parcela da Eletrobrás foi fixada em R$ 1,403 bi. Com isso, o preço mínimo total da empresa ficará em R$ 2,750 bi. O valor fixado ficou bem abaixo dos R$ 6 bi que se esperava na venda da empresa no início do processo de privatização. As regras do leilão ainda preveem que a ofertas poderá ser estendida aos empregados e aposentados da distribuidora. De acordo com Ana Carla, duas empresas independentes foram contratadas para avaliar o preço da Celg e chegaram a valores muito próximos. "Vamos trabalhar para maximizar esse valor", disse a secretária, que espera um leilão muito competitivo e com ágio. A Celg será a primeira empresa a ser vendida ao mercado que pertence a um grupo distribuidoras de estatais. O BNDES é o gestor da venda. O banco contratou a Corporação Financeira Internacional (IFC, na sigla em inglês), do Banco Mundial, para desenhar a modelagem. (O Estado de São Paulo – 21.11.2015) 33 Fatia da Eletrobras na Celg vale, no mínimo, R$ 1,4 bi O governo goiano decidirá na próxima semana se acompanhará a sócia Eletrobras na venda de participação na Celg D. Caso aprove a venda do ativo, o governo estadual determinará ainda qual parcela disponibilizará ao mercado, a partir de 25% até a totalidade de sua participação, de 49%. Já a Eletrobras deverá vender seus 50,93% na distribuidora, pelo valor mínimo de R$ 1,4 bi, de acordo com resolução publicada ontem pelo CND. "No contrato de federalização da Celg D firmado com a Eletrobras, há uma cláusula que permite a Celgpar decidir pela venda conjunta da empresa. Essa é a única forma de capturarmos o preço de venda do controle da empresa", disse o presidente da Celgpar, braço do governo goiano na Celg D, Fernando Navarrete. Para o executivo, o valor definido pelo CND "ficou dentro do esperado". O valor foi obtido a partir de laudo contratado pelo BNDES ao IFC, braço do Banco Mundial. Navarrete também afirmou ser pouco provável que o leilão da Celg D ocorra neste ano, porque ainda será aberto um "data room" e serão realizados "road shows". "Não é factível fazer o leilão este ano ainda. Mas no primeiro trimestre de 2016 é bem possível", completou ele. A Celgpar também espera para este ano a assinatura do aditivo de renovação da concessão da distribuidora com o MME, marco essencial para a privatização da Celg D. (Valor Econômico – 20.11.2015) 34 Eletrobras: venda das ações da Celg D depende aprovação pelos órgãos de controle e pelos órgãos decisórios A Eletrobras informou, em comunicado, que a venda das ações da Celg D ainda depende de "aprovação pelos órgãos de controle e pelos órgãos decisórios da Eletrobras, incluindo sua assembleia geral de acionistas, bem como de realização de leilão de desestatização a ser promovido pela BM&FBovespa". Segundo uma fonte a par do assunto, o elevado valor de endividamento da Celg D, de R$ 2,25 bi, que será assumido por quem comprar a elétrica, é um obstáculo para o sucesso do leilão. De acordo com a resolução publicada ontem, o CND autorizou o depósito das ações da Celg D em poder da CelgPar no Fundo Nacional de Desestatização. Uma vez depositadas, elas só poderão ser retiradas se o leilão não ocorrer até 30 de novembro de 2016, não houver alienação dos papéis ou mediante autorização do conselho. Os empregados e aposentados da Celg D poderão comprar até 1,4 milhão de ações, com deságio de 10% em relação ao preço mínimo. (Valor Econômico – 20.11.2015) 35 MME chama Cemig e mais 14 distribuidoras para renovar concessão O MME aprovou, no dia 24 de novembro, o requerimento para renovação das concessões de mais 15 distribuidoras. Com a decisão, as concessionárias estão convocadas para a assinatura do termo aditivo do contrato no prazo máximo de 30 dias. Entre elas, estão a Cemig, CPFL Leste Paulista, Energisa Bragantina, CNEE, Nova Palma Energia, Empresa Força e Luz João Cesa, MUX Energia, Sulgipe, Energisa Força e Luz do Oeste, Energisa Vale Paranapanema, Energisa Caiuá, Iguaçu Distribuidora, Forcel, EFLUL e Demei. No dia 11, o ministério já havia aprovado a assinatura do contrato de outras 17 empresas, de modo que faltam agora a convocação de seis distribuidoras. Ao todo, são 40 companhias que terão a renovação realizada por mais 30 anos, nos termos do Decreto 8.461/2015, homologado em junho. O termo aditivo do contrato foi aprovado pela Aneel em 20/10. Na ocasião, a única empresa que recebeu manifestação contrária dos diretores à renovação foi a CERR. (Agência Brasil Energia – 24.11.2015) 36 Chesf vai interromper geração da UHE Sobradinho no fim de novembro A Chesf vai interromper a geração de energia da hidrelétrica de Sobradinho (PE - 1.050 MW) entre o fim de novembro e o início de dezembro. O reservatório da usina atualmente registra volume de apenas 1,7%. Outras usinas, como Paulo Afonso 1, 2, 3, 4, Moxotó, Xingó e Itaparica, que ficam na mesma bacia hidrográfica de Sobradinho, não serão afetadas. José Ailton de Lima, diretor de operações da Chesf, não considera a interrupção da geração como uma decisão tomada pela empresa, mas sim como uma ‘consequência’, devido à falta de água que impossibilita a geração. "Trabalhamos com a previsão de que quando atingir a cota zero do volume útil, parar a geração de Sobradinho", explica. A hidrelétrica, que possui um dos maiores reservatórios do país, vem desde o ano passado gerando abaixo da sua capacidade total. Localizada na região Nordeste, ela vem agonizando com a falta de chuvas que assola em especial a região. Atualmente, ela vinha produzindo em torno de 180 MW. A energia que Sobradinho deveria entregar ao sistema deverá ser substituída por outras fontes em despacho definido pelo ONS. O bom desempenho da fonte eólica no país tem sido um dos fatores que tem garantido o abastecimento do Nordeste. O diretor da Chesf avisa que a usina volta a gerar imediatamente após sair do nível zero. "A medida que chover e tiver água na barragem, ela volta a gerar", aponta. A intensidade da chuva não é possível de se prever, para que se faça algum tipo planejamento. A parada da usina não vai acarretar cuidados extraordinários na manutenção, que já são feitos regularmente, de maneira que ela fique sempre pronta a voltar a operar. Lima lembra que a Chesf já solicitou ao órgão responsável uma licença para reduzir a vazão da usina de 900 m³/s para 800 m³/s. Segundo Lima, essa diminuição não é para gerar energia e sim para preservar a água do reservatório e assegurar a segurança hídrica da população. "Como a água do reservatório hoje é finita, se eu gastar muito, o reservatório acaba mais rápido", afirma. (Agência CanalEnergia – 24.11.2015) 37 Venda de empresas da Eletrobrás alivia caixa em R$ 18 bi A Eletrobrás deverá encolher em 2016. A companhia pretende concluir, até o final do próximo ano, a venda de sete distribuidoras. Ao vender as distribuidoras, a estatal poderá se livrar de uma necessidade de aporte avaliada em R$ 18,362 bi entre 2016 e 2024, segundo suas projeções. Desse total, R$ 3,339 bi teriam de ser feitos pela Eletrobrás no próximo ano. A dimensão dos valores reflete a delicada situação financeira enfrentada pelas distribuidoras Cepisa (PI), Ceal (AL), Eletroacre (AC), Ceron (RO), Boa Vista Energia (RR) e Amazonas Distribuidora (AM), além da Celg Distribuição (GO). Juntas, acumulam dívida líquida superior a R$ 6,4 bi e operam com Ebitda negativo de quase R$ 500 mi. Apenas a Celg-D e a Cepisa trabalham com Ebitda positivo. Cinco das sete empresas – Ceron e Eletroacre são exceção – operam com patrimônio líquido negativo. Os acionistas da Eletrobrás votarão no dia 28 de dezembro se darão o aval para que os procedimentos a favor das vendas sejam iniciados. A situação mais delicada é da Amazonas Distribuidora, com necessidade de aporte de R$ 11,9 bi até 2024. O documento no qual a estatal informa os detalhes da assembleia de acionistas a ser realizada no próximo mês mostra que, em 2016, a companhia amazonense precisará de R$ 679 milhões sob a forma de capitalização com recursos da Eletrobrás. Em 2016, seriam mais R$ 3,025 bi. A Eletrobrás propõe que uma parte dos recursos aportados nas distribuidoras deve vir da União. Essa alternativa, segundo a estatal, visa a “evitar aumento de capital na Eletrobrás, com risco de diluição dos acionistas minoritários da Eletrobrás que não desejarem acompanhar o referido aumento”, informa o documento. (O Estado de São Paulo – 28.11.2015) 38 Além da venda, Eletrobrás se ocupa com concessões de suas distribuidoras A reunião convocada para o dia 28 de dezembro prevê que os acionistas deliberarão sobre a prorrogação das concessões das sete empresas da estatal. Conforme o modelo de renovação estabelecido pela Aneel, as distribuidoras precisarão cumprir exigentes limites de qualidade operacional para que a concessão volte a ser renovada em 2020. A primeira renovação aprovada pela agência reguladora, adotada neste ano, terá validade entre 2016 e 2020. “Embora em algumas das empresas, as metas de melhoria da qualidade do serviço sejam relativamente agressivas em relação aos resultados dos últimos anos, as distribuidoras e a diretoria de distribuição da Eletrobras entendem que é factível não violar os limites definidos pela Aneel”, informou a empresa. Para tanto, será necessário um conjunto de medidas e um volume expressivo de recursos. O montante a ser desembolsado dependerá da data de venda do conjunto dos ativos. “O tempo de execução desta ação é primordial para determinar o volume de aporte de recursos que será necessário ser despendido pela Eletrobrás”, informou a estatal. No caso da Celg-D, empresa cujo processo de privatização está mais adiantado, a venda no curto prazo representaria não somente a menor necessidade de aporte de capital, como também o ingresso de recursos no caixa da Eletrobrás. A estatal acredita que sua participação no controle da Celg-D está avaliada em no mínimo R$ 1,4 bi. Caso o potencial interessado na empresa opte por adquirir também a participação do governo estadual, o valor da distribuidora goiana subiria para R$ 2,7 bi. (O Estado de São Paulo – 28.11.2015) 39 Goiás venderá sua fatia na Celg junto com Eletrobras O governo goiano colocará à venda sua participação de 49% na Celg D junto com a fatia de 50,93% da Eletrobras, no leilão de privatização da empresa. A proposta foi aprovada na sexta-feira pelo conselho de administração da Celgpar e será encaminhada para assembleia de acionistas, prevista para 17 de dezembro. Até então, o governo goiano ainda não havia decidido se venderia sua parte na distribuidora e, em caso positivo, qual seria a fatia colocada à venda. A negociação é criticada pela oposição estadual, formada por PMDB, DEM e PT. Com a decisão, o eventual comprador da Celg terá de fazer oferta por quase a totalidade da distribuidora (existe uma parcela de 0,07% com outros acionistas). É possível que, o edital de privatização, em elaboração, permita que as propostas sejam feitas por empresas sozinhas ou em consórcio. A Celgpar também abriu licitação para contratar agente financeiro para auxiliar a companhia na venda de sua participação na Celg D. O banco escolhido deverá analisar os laudos de avaliação da distribuidora, prospectar potenciais interessados no negócio, inclusive no exterior, e acompanhar o processo de privatização junto ao BNDES. A escolha será via pregão eletrônico, com previsão de abertura de lances em 9 de dezembro. Já a Eletrobras realizará em 28 de dezembro assembleia extraordinária de acionistas para aprovar a extensão da concessão e a desestatização da Celg D. A alienação da Celg D também depende da anuência da Aneel para a repactuação da dívida da Celg, em moeda estrangeira, com Itaipu. A distribuidora deseja que a dívida seja convertida em moeda nacional, com remuneração mensal pela variação da taxa Selic e pagamento no prazo máximo de 120 meses. Na assembleia, também serão votados a prorrogação da concessão e o aumento de capital nas demais distribuidoras da estatal, para atender à exigência da Aneel, além da adoção de "providências imediatas" para viabilizar a venda do controle acionário dessas empresas até o fim de 2016. (Valor Econômico – 30.11.2015) 40 Celgpar contrata assessoria financeira para leilão da Celg-D A Companhia Celg de Participações está promovendo licitação na modalidade pregão eletrônico, com previsão de abertura dos lances às 10 horas do próximo dia 9 de dezembro, para contratação de instituição financeira com profissionais experientes em assessoria estratégica e financeira em transações de compra e venda de participação acionária em ambiente privado ou por intermédio de mercados de capitais, no setor de energia elétrica. O objetivo da licitação é contar com assessoria estratégica e financeira no processo de alienação da participação acionária da holding na Celg Distribuição. A Celgpar tem cerca de 49% das ações da Celg-D. O acionista principal é a Eletrobras, que decidiu em maio deste incluir a empresa no Plano Nacional de Desestatização. O objeto era que a concessionária fosse vendida ainda este ano, mas a paralisação feita pelo Tribunal de Contas da União no processo de renovação das concessões da distribuição fez com que o leilão ficasse para 2016. O edital está disponível aqui. (Agência CanalEnergia – 27.11.2015) 41 BNDES vai assumir fatia de ações da Andrade Gutierrez na Cemig O BNDES se prepara para entrar no bloco de controle da gestão da Cemig. A operação, uma vez finalizada, dará ao BNDES Participações 12,9% do capital votante da elétrica e direito a dois assentos em seu conselho de administração. A mudança implicará numa redução da fatia que a empreiteira Andrade Gutierrez tem hoje na Cemig. O banco já submeteu a negociação ao Cade para confirmar se sua entrada na Cemig não seria considerada conflituosa com sua participação em outras empresas elétricas. O Cade deu sinal verde e a perspectiva no banco é concretizar a operação ainda este ano. A mudança é parte do acordo firmado entre o BNDES e a Andrade em fins de 2009. Por meio de sua subsidiária, a AGC Energia, a Andrade se tornou naquele ano sócia da Cemig, passando a ser dona de 14,4% do capital total da elétrica. É uma fatia que pertencia à AES e que era objeto de uma longa disputa jurídica com o BNDES. Parte do pagamento foi levantado por meio de uma operação de debêntures com o BNDES que estabelecia que a partir de fevereiro de 2015 essas debêntures seriam obrigatoriamente trocadas por ações da Cemig, segundo informou o BNDES, por meio de sua assessoria. Foi essa permuta que o Cade autorizou em agosto. Em números, isso significa que o BNDESPar receberá participação equivalente a 12,9% das ações ordinárias e a 2% das ações preferenciais, o que representará 5,6% do capital total da Cemig. Somada à porção quase simbólica de 0,75% que tem hoje, a nova fatia tornará o banco dono de 6,35% do capital total da elétrica. Para a Andrade, haverá duas mudanças práticas. Dos cinco assentos que a empresa ocupa no conselho de administração da Cemig, passará a ter direito a três. Com o número atual de representantes, ela já não tem poder de veto nem de controle. Na Andrade, se diz que sua participação na Cemig nesses ano se deu muito mais no campo da gestão. Sua participação de 14,4% do capital total cairá para 8,76%. Dos 33% ações ordinárias atuais, a AGC ficará com 20,05%. (Valor Econômico – 30.11.2015) 42 CPFL: aposta na smart grid como meio de evitar perdas “Entendemos que a cultura da sustentabilidade pode gerar bons negócios, tanto para o nosso grupo como para comunidades e stakeholders”, afirma Luiz Eduardo Osório, vice-presidente jurídico e de relações institucionais da CPFL, que detém 13% do mercado nacional de distribuição de energia. Uma das grandes apostas da empresa são as smart grids, que preveem a telemedição de consumidores, a recuperação automática das redes elétricas em situações de emergência e o despacho “inteligente” de equipes de campo. “Hoje pouco mais de 25 mil clientes industriais e comerciais de grande porte têm o consumo de energia mensurado à distância. Na prática, isso significa menos veículos da CPFL rodando pelas ruas, menos consumo de combustível e menos emissões de CO2”, diz Osório. (Valor Econômico – 27.11.2015) 43 Leilão reduz caixa de distribuidora Algumas distribuidoras de energia podem ter de solicitar à Aneel revisão tarifária extraordinária no início de 2016 para compensar o efeito negativo do custo da energia contratada no leilão de 29 usinas existentes, na quarta-feira. Na prática, a partir de janeiro, as distribuidoras pagarão algo próximo de R$ 124,88 por MWh - preço médio do leilão - por essa energia, mas serão remuneradas, até a data do reajuste tarifário anual, pelas cotas relativas a esses empreendimentos, definida na Medida Provisória 579, de cerca de R$ 30/MWh. "Para algumas empresas que têm reajuste mais afastado do momento atual, isso pode gerar um problema de pagamentos e de falta de caixa para honrar os compromissos. Nesse caso, estamos interagindo com a Aneel para verificar a possibilidade de essas empresas solicitarem uma revisão tarifária extraordinária para haver um concatenamento entre o aumento da despesa e o reconhecimento na tarifa", afirmou o presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Nelson Leite, ao Valor. Segundo ele, a Abradee já iniciou conversas com a Aneel sobre o impacto do leilão para as distribuidoras. Agora, será vista, "caso a caso", a situação de cada empresa. "Obviamente, existe um descasamento que afeta o fluxo de caixa, e as distribuidoras já estão numa situação difícil desde 2013, devido à exposição involuntária", disse Ricardo Savoia, diretor de Regulação da consultoria Thymos Energia. Para Laura Souza, advogada do Machado Meyer, enfrentar um reajuste extraordinário não é o cenário ideal para o governo, que deve esperar antes para ver como o mercado se comporta em relação à repactuação do risco hidrológico. Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), ainda não é possível contabilizar o efeito generalizado do preço da energia negociada no leilão no caixa das distribuidoras. (Valor Econômico – 27.11.2015) 44 Copel e Cemig recorrem a bancos para pagar outorga A estratégia do governo de convencer bancos nacionais, privados e público, a viabilizar a participação de empresas de energia no leilão de quarta-feira tem mostrado resultado. Duas vencedoras do certame, Cemig e Copel, estão em negociações com as instituições financeiras para honrar o pagamento da primeira parcela do bônus de outorga cobrado das concessões arrematadas na disputa. Ao todo, foram oferecidas 29 usinas com contratos vencidos. O diretor-presidente da Cemig, Mauro Borges, afirmou ontem que as condições de contratação do empréstimo são discutidas com BB, Bradesco e Caixa. A empresa, controlada pelo governo de Minas, conta com liberação dos recursos para cobrir o valor de R$ 2,2 bi do bônus cobrando pela outorga das 18 concessões de usinas adquiridas no leilão. Borges afirmou que a operação de crédito com "pool de bancos" envolve uma primeira operação, com empréstimo ponte para cobrir 65% do valor total do bônus até o dia 30 de dezembro, conforme cronograma estabelecido no edital. A segunda transação financeira estará atrelada ao financiamento de longo prazo para equacionar todos os valores devidos do bônus pela outorga, inclusive o da primeira tranche. O presidente da Cemig afirmou que cada banco deverá assumir cerca de um terço do total do bônus pela outorga. Ele ressaltou que a empresa pretende recorrer aos bancos no montante correspondente a 100% do bônus. Borges afirmou que tanto a Cemig quanto o sindicato de bancos preferiram deixar a negociação da segunda tranche de financiamento para o ano que vem na expectativa de haver uma "conjuntura econômica mais favorável" no país para a negociação das condições. (Valor Econômico – 27.11.2015) 45 Copel: pré-contrato com bancos para garantir o financiamento relacionado ao bônus pela outorga de usina O presidente da Copel, Luiz Fernando Vianna, afirmou que a companhia já assinou um pré-contrato com os bancos para garantir o financiamento de R$ 575 mi relacionados ao bônus pela outorga da usina Parigot de Souza, cuja concessão de 30 anos foi adquirida no mesmo leilão. Neste caso, as tratativas são mantidas com os bancos Itaú, Votorantim e BB. O presidente do grupo paranaense informou que parte do desembolso poderá vir de aporte de recursos próprios. Ele explicou que poderá ser usado, por exemplo, a indenização de R$ 40 mi devidos pelo governo à empresa. Estes recursos se referem compensação por investimentos não amortizados até fim da concessão da hidrelétrica Parigot de Souza, operada pela Copel. Vianna avalia que a estratégia assumida no leilão produziu resultados satisfatórios para o grupo, pois a Copel pôde recuperar a concessão da usina com deságio zero - não houve outra empresa interessada em comprar a hidrelétrica. Segundo ele, isso mostra que a Copel também fez a escolha certa ao recusar a renovação antecipada das concessões prevista na polêmica MP- 579, de 2012. Foi possível aproveitar a alta de preços no mercado de curto prazo no período remanescente e não ser remunerada pela tarifa de geração baseada apenas no custo de operação e manutenção (O&M). Os executivos da Copel e da Cemig participaram ontem do evento de comemoração dos 40 anos da Abradee, entidade que representa as maiores concessionárias de distribuição de energia elétrica. (Valor Econômico – 27.11.2015) 46 Presidente da Cemig afirma que não vai aderir ao acordo de repactuação do risco hidrológico O presidente da Cemig, Mauro Borges, afirmou que a empresa não deve aderir ao acordo proposto pelo governo federal que trata do chamado GSF "A Cemig, enquanto holding, e a Cemig G&T, possivelmente não vão aderir”. Na quarta-feira, após o leilão de 29 usinas, o ministro das Minas e Energia, Eduardo Braga, disse acreditar que haverá "forte adesão" das empresas de geração ao acordo. O prazo dado pela Aneel é 4 de dezembro. A possibilidade de acordo foi aberta com a aprovação, na terça-feira, pelo Senado, da MP 688. Afetadas pela falta de chuvas, que baixou o nível dos reservatórios, muitas geradoras foram obrigadas a adquirir energia no mercado de curto prazo, pagando valores altos. Por entenderem que não devem arcar com esses custos, essas empresas foram à Justiça e conseguiram liminares favoráveis a seus interesses. As liminares travaram as liquidações financeiras do mercado de curto prazo. O governo quer que as empresas que aceitarem os termos do acordo abram mão dessas liminares. Para Borges, a tendência é que o clima de disputa suma. A estatal é uma das que recorreram à Justiça. Mas para o fim da guerra judicial, é preciso que grandes hidrelétricas novas aceitem os termos do acordo com o governo, diz Borges. E a tendência é que isso ocorra, acrescenta ele, com grandes empreendimentos dos quais a Cemig é sócia, como as usinas de Santo Antônio, em Rondônia, e de Belo Monte, no Pará. "A MP 688 é adequada a esses projetos que foram pegos durante a construção pela restrição hidrológica." A seca atingiu principalmente as usinas no centro e no Sul do país, mas como o sistema elétrico funciona como um condomínio em que os custos do risco hidrológico são rateados, essas usinas novas, no Norte, também foram atingidas. (Valor Econômico – 27.11.2015) 47 STJ nega novo recurso da Cemig no processo de São Simão A 1ª Seção do STJ negou recurso da Cemig para restabelecer a liminar que autorizava a empresa a operar a hidrelétrica São Simão nos termos da concessão anterior, até o julgamento da questão pelo STJ. O agravo regimental foi rejeitado na última quarta-feira, 25 de novembro. O tribunal já havia reconhecido que a estatal não tem direito à renovação do contrato de concessão pelas regras anteriores à Lei 12.783, de 2013, ao julgar o caso da UHE Jaguara. O pedido de São Simão ainda vai ser julgado no mérito, segundo o advogado Guilherme Coelho, do escritório de advocacia Sérgio Bermudes. Ele explica que pode haver mudança de entendimento, mas considera difícil que isso venha a ocorrer. Nesse caso, o processo vai parar no STF, onde a empresa já entrou com medida cautelar para garantir a operação de Jaguara, até o julgamento do mérito. A questão só será analisada pelo STF quando a decisão do STJ for publicada. As duas usinas estão com as concessões vencidas e foram incluídas no sistema de cotas de energia do mercado regulado. Elas continuam sendo operadas pela Cemig, que passou a receber remuneração bem menor, já considerando que boa parte dos investimentos realizados na concessão foram amortizados. (Agência CanalEnergia – 26.11.2015)
Contabilidade e Regulação da ANEEL 1 Multas a concessionárias de energia no RS batem recorde em 2015 As concessionárias de energia que atuam no RS nunca receberam tantas multas como em 2015. Deficiências no sistema, que fazem índices básicos não serem atingidos, levaram a Agergs a penalizar as empresas em mais de R$ 37,1 mi até o mês de julho. Desde 2003, quando o órgão começou as autuações, o montante aplicado supera R$ 200 mi. “Fazemos fiscalizações técnicas todos os anos e, em 2014, encontramos mais irregularidades” relata o presidente da Agergs, Ayres Apolinário. Os problemas identificados estão na distribuição, na manutenção de redes e no informe de dados por parte das empresas para o controle público. Apolinário relata que, na fiscalização do ano passado, as três maiores concessionárias que atuam no Estado foram multadas. A RGE é a única que já quitou a pendência. A CEEE e a AES Sul recorreram e aguardam a decisão. A aplicação das multas parte de dois tipos de análise. As empresas precisam encaminhar dados referentes ao serviço a cada mês. A Agergs recebe as informações sempre com um atraso de dois meses (em outubro, as companhias encaminharam os dados de agosto). A partir daí, a avaliação é realizada por técnicos do órgão. Além disso, a punição também pode ser gerada após visita técnica anual para coleta de informações. Se houver a aplicação de multa, as concessionárias podem recorrer ao Conselho Superior da Agência. A última instância de recursos é a Aneel. Em média, o tempo entre a autuação e o pagamento é de sete meses. Desde 2003, a CEEE foi a companhia que recebeu as maiores multas, totalizando R$ 102,5 mi; Em seguida, está a AES Sul, com o montante de R$ 51,2 mi; e, por último, a RGE, com R$ 10,3 mi. (Zero Hora – 05.11.2015) 2 AES Eletropaulo terá que pagar multa de R$ 15,3 mi A AES Eletropaulo, maior distribuidora de energia elétrica do Brasil, terá que pagar uma multa R$ 15,3 milhões. A penalidade é decorrente de um conjunto de irregularidades operacionais constatadas em ação fiscalizadora realizada pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo no período de 21 de junho a 2 de julho de 2010. Na ocasião, a ARSESP fiscalizou a AES Eletropaulo com o objetivo de verificar o cumprimento dos dispositivos legais no que se refere aos processos de qualidade técnica no fornecimento de energia elétrica, do planejamento, engenharia, operação e manutenção de redes, linhas e subestações nos anos de 2008, 2009 e parte do ano de 2010. A agência reguladora estadual identificou 19 falhas de procedimentos operacionais ligadas à prestação do serviço pela Eletropaulo, tais como falta de manutenção em subestações (capim alto e/ou queimado, formigueiro no pátio), falta de compensação financeira às unidades consumidoras, atraso ao informar resultado da medição, não informar consumidores sobre a medição realizada, descumprir programa de manutenção subterrânea, não mobilizar recursos adequados para restabelecer o fornecimento de energia elétrica, entre outras. Originalmente, a multa foi aplicada em R$ 26,7 milhões. Porém, a própria ARSESP posteriormente reduziu a penalidade para R$ 16,9 milhões, que por fim foi fixada em R$ 15,3 milhões pela diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica, após aceitar parcialmente recurso interposto pela Eletropaulo. O processo foi julgado pela Aneel na última terça-feira, 3 de novembro. (Agência Canal Energia – 04.11.2015) 3 Light: Reajuste está dentro da expectativa mínima, diz presidente O presidente da Light, Paulo Roberto Pinto, disse que o índice de reajuste definido nesta quinta-feira pela Aneel, com efeito médio para os consumidores de 16,78%, está dentro da “expectativa mínima” da empresa. Segundo ele, as tarifas da distribuidora já acumulam alta de média de 56% em 2015. A estimativa de elevação neste ano considera o impacto da introdução do sistema de bandeiras tarifárias, o percentual de aumento de 22,5% com a revisão extraordinária de fevereiro e o processo de reajuste anual aprovado hoje pela diretoria do órgão regulador. Até a definição do índice do reajuste de 2015, a Light vinha tentando convencer o comando da Aneel a reconhecer os custos que deverão ser absorvidos pela distribuidora até a data do próximo reajuste, em novembro de 2016. O presidente da companhia afirmou que o ciclo tarifário de 2015 garantirá que seja retido no caixa apenas 1,9% do acréscimo de receita programado. O executivo ressaltou que quase a totalidade do aumento de receita, vinculada à elevação das tarifas, será destinada a cobertura de outros custos do setor, não relacionados ao serviço de distribuição. (Valor Econômico – 05.11.2015) 4 Aneel não reconhece custo de térmica para reajuste de tarifa da Light 5 Aneel aprova aumento médio de 16,78% das tarifas da Light A Aneel aprovou na tarde desta quinta¬-feira o aumento médio de 16,78% das tarifas da Light Serviços de Eletricidade. A alta nas contas de luz entrará em vigor a partir do próximo sábado para 3,77 milhões de unidades consumidoras de 31 municípios do Rio de Janeiro. Ao aprovar o reajuste anual, a diretoria da Aneel não atendeu a solicitação da companhia para que fossem reconhecidos custos financeiros que deverão ser “carregados” pelos próximos 12 meses, até o processo de reajuste tarifário de 2016. Esses custos vão comprometer em 17% do Ebitda anual da companhia. Uma das queixas da Light está relacionada à consideração do valor R$ 35,82 da energia produzida pelas 29 usinas que serão relicitadas no leilão do dia 25 de novembro. Após a licitação, o custo da energia será elevado ao dobro para cobrir, a partir do próximo ano, o valor da bonificação da outorga, estimado em R$ 17 bi. A diferença também será recuperada somente a partir do próximo reajuste. Com a aprovação do reajuste, os consumidores residenciais e de comércio de pequeno porte (baixa tensão) terão as tarifas elevadas em 17,21%. Já os consumidores industriais (alta tensão), que incluem os grandes estabelecimentos comerciais, terão uma alta de 15,94%. (Valor Econômico – 05.11.2015) 6 Light: índice aprovado pela Aneel exigirá uma maior capacidade de administrar seu capital de giro O presidente da Light, Paulo Roberto Pinto, não quis dar maiores detalhes sobre o efeito do reajuste nas contas da empresa. Ele se limitou a dizer que o índice aprovado pela Aneel exigirá uma maior capacidade de administrar seu capital de giro. Sobre a inadimplência, Pinto afirmou que há uma preocupação maior com a situação econômica do país do que com a falta de pagamento gerada pelos sucessivos aumentos nas contas de luz. “Não posso atribuir isso à alta do custo da energia”, disse, ao ressaltar que a inadimplência tende a ser agravada pelo fato de a fatura de energia ser o item do orçamento doméstico com cobrança menor de juros. O presidente da Light classifica as ligações clandestinas como o “segundo passo” a ser dado por alguns consumidores após ingresso na condição de inadimplente. Este é um dos problemas históricos enfrentados pela companhia. Questionado sobre a possibilidade de elevação do custo de geração das usinas que serão relicitadas, Pinto disse que prefere esperar o resultado do leilão marcado para 25 de novembro. Esta preocupação foi manifestada pela distribuidora em carta enviada à Aneel. (Valor Econômico – 05.11.2015) 7 Aneel mantém multa a Eletronorte por blecaute em 2012 A Aneel considerou parcialmente recurso administrativo da Eletronorte e reduziu o valor de uma multa aplicada no ano passado de R$ 3,9 mi para R$ 3,4 mi. A penalidade é resultante da atuação da empresa após blecaute no dia 26 de outubro de 2012 que deixou sem energia todo o Nordeste e 80% do Norte, e afetou o Sul, o Sudeste e o Centro-Oeste. O desligamento aconteceu em uma chave seccionadora da subestação Colinas, que integra as instalações do segundo circuito da linha de transmissão em 500 kV Colinas-Imperatriz, pertencente à Taesa. O incidente provocou a separação do SIN em três grandes ilhas formadas pelas regiões Nordeste, Norte e Sul-Sudeste/Centro-Oeste. Em consequência, foram desligados em torno de 13 mil MW de carga. A Eletronorte foi multada em fevereiro de 2014 pela fiscalização da Aneel, que apontou irregularidades como a interferência de representante da direção da empresa no processo de recomposição do sistema; adoção de procedimentos operativos inadequados, com a liberação indevida de instalações que estavam indisponíveis para operação; falha no gravador de voz do Centro de Operação Regional no Maranhão e atuação fora das normas dos operadores. (Agência CanalEnergia – 05.11.2015) 8 Com novo reajuste de 16%, Luz no Rio sobre 56% no ano A tarifa de energia no Rio já acumula alta de 56%, considerando o reajuste extraordinário concedido em março (22,48% em média) e o impacto das bandeiras tarifárias, mais o reajuste de 15,99% anunciada nesta quinta-¬feira pela Light. Para o ano que vem, a previsão é de novo aumento, numa banda entre 10% e 15%, projeta Ricardo Savoia, diretor de Regulação e Gestão em Energia da Thymos: “Em 2016, haverá alta entre 10% e 15% novamente. Ainda há o impacto do dólar e da própria inflação, e o custo dos empréstimos contraídos nos últimos dois anos para aliviar a situação de caixa das empresas de energia”. A Aneel aprovou um reajuste de 15,99% para os consumidores residenciais da Light. O aumento médio para os 3,7 milhões de clientes da distribuidora, incluindo categorias como indústria e comércio, será de 16,78%. O consumidor, porém, já sente os efeitos da conta de luz mais cara. Como o aumento da distribuidora ocorre apenas em novembro, o reajuste da Light incorporou uma pressão maior da alta do dólar ao longo do ano. Da energia adquirida pela concessionária 21% provêm da usina térmica Norte Fluminense. O preço do gás usado nesta unidade varia com base na cotação da moeda americana. Outros 17% da energia distribuída pela Light vêm da hidrelétrica de Itaipu, que, por ser binacional, também tem seu preço cotado em dólar. Além do câmbio, diz a Light, o aumento decorre da inflação nos últimos 12 meses, da falta de chuvas (que eleva o consumo de térmicas, usinas com custo maior comparado ao das hidrelétricas) e de encargos setoriais. (O Globo – 06.11.2015) 9 Aneel recomenda cassar concessão da Eletrobras-AL A Aneel recomendou ao MME a não prorrogação da concessão de distribuição à Eletrobras Distribuição Alagoas. A agência reguladora ratificou a decisão da CCEE de desligar a concessionária de Alagoas de seu quadro associativo diante da inadimplência na liquidação das operações no MCP. De acordo com o despacho da Aneel, publicado no dia 9 de novembro, do Diário Oficial da União, a Eletrobras, holding que controla a própria distribuidora que será desligada da CCEE, deve suspender o repasse dos recursos oriundos de encargos setoriais por ela administrados. (Agência CanalEnergia – 09.11.2015) 10 Revisão tarifária de cinco distribuidoras da CPFL está em audiência pública A Aneel abriu audiências públicas referentes a quarta revisão tarifária de cinco distribuidoras da CPFL que atuam no interior paulista - CPFL Mococa, CPFL Sul Paulista, CPFL Jaguari, CPFL Leste Paulista e CPFL Santa Cruz. Os interessados podem enviar contribuições no período de 12 de novembro a 17 de dezembro de 2015. A agência propôs reajustes tarifários preliminares para as concessionárias, que terão suas tarifas aumentadas a partir do dia 3 de fevereiro de 2016. Para a CPFL Mococa, o aumento médio proposto pela Aneel é de 15,64%, sendo de 26,41% na alta tensão e de 11,61% na baixa tensão. Já para a CPFL Sul Paulista, a proposta é de uma elevação de 15,37% em média. Os consumidores da alta tensão perceberão aumento de 11,54%, enquanto os da baixa tensão, de 17,99%. A proposta de reajuste médio das tarifas da CPFL Jaguari aprovada pela Aneel é de um acréscimo de 16,2%, sendo de 15,82% na alta tensão e de 17,05% na baixa tensão. Para a CPFL Leste Paulista, o índice médio preliminar ficou em 16,06%. Na alta tensão, o aumento proposto é de 21,22% e na baixa tensão, de 13,92%. A CPFL Santa Cruz também teve aprovada uma proposta de aumento médio de 4,36%, com queda das tarifas em 5,22% na alta tensão e elevação de 9,84% na baixa tensão. Na área de concessão de todas as distribuidoras serão realizadas sessões presenciais. (Agência CanalEnergia – 10.11.2015) 11 Aneel vota reajuste da Eletrobras Alagoas para atender decisão judicial A Aneel aprovou o reajuste tarifário anual da Eletrobras-D Alagoas para atender determinação judicial, mas manteve a posição de não autorizar a aplicação dos novos índices pela distribuidora, que tem débitos pendentes no mercado de curto prazo. O processo resultou em aumento médio de tarifas de 6,48%, com efeito médio de 7,07% para os consumidores em alta tensão e de 6,17% para clientes atendidos em baixa tensão. Caso estivesse em situação regular, a concessionária teria direito a aplicar o reajuste anual. Na reunião de 25 de agosto, a Aneel suspendeu o processo de reajuste por causa da inadimplência setorial, e prorrogou a vigência das tarifas da empresa até o pagamento da dívida. No dia 16 de outubro, a Eletrobras Alagoas obteve liminar na 5ª Vara da Justiça Federal em Brasília determinando que a Aneel julgasse o processo de reajuste até 10 de novembro, independentemente de qualquer exigência em relação à aplicação dos índices. Para a agência reguladora, a decisão judicial não afastou a aplicação das normas que tratam da inadimplência Entre os itens que mais influenciaram os índices de reajuste da concessionária estão o crescimento do custo dos encargos setoriais, basicamente a CDE, que tiveram aumento de 61,86%; além da energia comprada. Essas despesas compõem a Parcela A da tarifa, que teve peso de 6,81 pontos percentuais no índice final de reajuste. A distribuidora, que atende em torno de 1 milhão de unidades consumidoras no estado de Alagoas, foi desligada da CCEE por não liquidar débitos com credores, em mais de um processo de liquidação financeira no curto prazo. Por causa disso, ela pode ser impedida de assinar um novo contrato de concessão, conforme recomendação da Aneel. A decisão final será do MME. (Agência CanalEnergia – 10.11.2015) 12 Proposta prevê retenção pelas distribuidoras de superávits das bandeiras As distribuidoras de energia poderão ser autorizadas a manter em caixa as receitas excedentes das bandeiras tarifárias, como uma espécie de adiantamento de recursos para a cobertura da variação dos custos financeiros ao longo do ano. Esses valores seriam devolvidos ao consumidor com correção pela Selic, no reajuste tarifário anual de cada empresa. A alteração na forma de gestão dos valores pagos pelo consumidor foi proposta pela Aneel, no processo de aprimoramento do submódulo dos Procedimentos de Regulação Tarifária que trata da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias. A proposta da Aneel entrou em audiência pública nesta quarta-feira, 11 de novembro, e ficará aberta a contribuições até o próximo dia 23. Para o relator do processo na agência, Tiago Correia, com a mudança, "os consumidores arcariam na exata medida dos custos cobertos pelos adicionais de Bandeiras Tarifárias". Os recursos reduziriam possíveis déficits de caixa das distribuidoras, e os clientes seriam ressarcidos no processo tarifário seguinte. Pelo modelo atual, as empresas de distribuição só podem reter recursos da receita faturada proporcionais ao seu custo com a compra de energia. O que ultrapassar esse valor fica como saldo na conta das bandeiras. A nova metodologia sugere que a apuração dos valores mensais dos repasses financeiros da conta Bandeiras seja feita a partir do resultado líquido das receitas e despesas das empresas. As empresas com saldo negativo carregam o custo financeiro até o reajuste anual das tarifas. As distribuidoras que tiverem superávits de arrecadação contribuem com parte da receita líquida para cobrir os custos das que estiverem deficitárias, o que equilibra os custos de todas. Elas ficam com os recursos excedentes em vez de depositarem esses valores na conta, forma considerada "economicamente mais eficiente" pela Aneel, já que os recursos serão capturados no processo tarifário. (Agência CanalEnergia – 11.11.2015) 13 Distribuidoras começam a ser convocadas para renovar concessão O governou iniciou uma nova fase no processo de renovação das concessões de distribuição. Nesta quarta-feira, 11 de novembro, o MME aprovou o requerimento para prorrogação dos contratos de 17 distribuidoras ao todo: CEB Distribuição, CEEE-D, Celesc-D, Chesp, CPFL Mococa, CPFL Santa Cruz, Cocel, Cooperaliança, Copel-D, CPFL Sul Paulista, DME Distribuição, Eletrocar, Santa Maria, Energisa Nova Friburgo, Energisa Minas Gerais, Hidroelétrica Panambi e CPFL Jaguari. As empresas têm 30 dias para assinarem os novos contratos. As informações estão no Diário Oficial da União. No último dia 21 de outubro, a Aneel recomendou a prorrogação da concessão de 40 distribuidoras. (Agência CanalEnergia – 11.11.2015) 14 Após convocação, distribuidoras são condicionadas a padrão de eficiência para manter concessões Os novos contratos de concessão impõem condicionantes de eficiência às companhias, segundo a Aneel. A eficiência será tratada em duas dimensões: qualidade do serviço e sustentabilidade da gestão econômico-financeira. Os descumprimentos dos limites podem resultar em caducidade da concessão ou, também, em limitações à distribuição de resultados financeiros aos acionistas das empresas. O processo de prorrogação das concessões de distribuição foi discutido em duas fases na Audiência Pública nº 038/2015 e recebeu 477 contribuições. Também foram relevantes dois acórdãos do Tribunal de Contas da União que ampliaram, para todo o período de vigência contratual das concessões, as garantias de prestação de serviço adequado por meio da definição de critérios objetivos. (Agência CanalEnergia – 11.11.2015) Embora tenha sido recebida com alívio no governo, a renovação da concessão da CEEE Distribuidora, publicada nesta quarta-feira no Diário Oficial da União segue representando um grande desafio. Desde 7 de julho, quando venceu o contrato anterior, a empresa estava pendurada por um fio de incerteza e cercada de insegurança jurídica. A situação se estabilizou com a publicação do decreto confirmando a renovação, mas ainda há um longo caminho para garantir a sobrevivência da empresa. Presidente da companhia, Paulo de Tarso Pinheiro Machado afirma que a contrapartida da renovação é a ''readequação estrutural da empresa''. E não é uma bomba que pode explodir no colo do próximo governo: caso a empresa descumpra por dois anos seguidos os critérios de eficiência operacional – menor quantidade e menor duração das interrupções no abastecimento – e sustentabilidade econômica e financeira, pode perder a concessão. Hoje, os passivos superam os ativos, ou seja, a empresa está na antessala da falência. O prejuízo acumulado apenas entre 2010 a 2014 soma R$ 1,39 bi. Pinheiro Machado tem um plano, construído com a atual diretoria da empresa, que passa por venda de ativos e enxugamento de pessoal. Pronto há meses, o projeto não avança, cercado pela hesitação do governo e pela resistência da corporação. Mas é de sua adoção que ainda depende a sobrevivência da companhia. (Zero Hora – 11.11.2015) Segundo as regras do setor, no caso de distribuidoras, o desligamento do mercado ocorre com a reversão da concessão para o Poder Concedente, nesse caso o MME. No caso da Ceal, o desligamento foi aprovado e a devolução da concessão recomendada devido a uma inadimplência de R$ 64,9 mi. Além disso, a Aneel determinou à Eletrobras, controladora da companhia, que não repasse mais nenhum encargo setorial à distribuidora. A alagoana, por sinal, é vista pelo mercado como uma potencial candidata à privatização, após a conclusão do processo da Celg. A Diretoria de Distribuição da Eletrobras, respondendo pela Eletrobras Distribuição Alagoas, informou que a inadimplência se deu porque tem suportado, desde 2014, custos elevados com compra de energia, independente da gestão e operação, causados, entre outros motivos, por exposições involuntárias (quando não contou com a energia contratada) e efeito de despachos térmicos. Segundo a empresa, mesmo a Aneel tendo homologado créditos de R$ 188 mi para Alagoas, que após a compensação de outros valores financeiros chega a R$ 101 mi líquidos, a empresa só poderá contar com esses valores ao longo dos próximos 12 meses. Os R$ 101 mi são referentes à compra de energia entre maio do ano passado e maio deste ano. A estatal ressaltou ainda que no caso alagoano, ainda houve como agravante a impossibilidade de aplicar o reajuste tarifário exatamente por se encontrar inadimplente com a CCEE, “o que está implicando na frustração mensal de arrecadar parcela significativa de receita que, inclusive, mitigaria seus débitos com a própria CCEE”. O processo de desligamento teve início quando a CCEE aprovou a saída da distribuidora alagoana do mercado em reunião ocorrida em 23/6 deste ano. O problema dos altos custos da energia durante o período de crise hídrica é o mesmo que afeta a Eletrobras Distribuição Piauí, mas a inadimplência é menor, de R$ 47,7 mi. (Agência Brasil Energia – 11.11.2015) 17 Cepisa está prestes a perder concessão A Aneel homologou o crédito de R$ 120 mi para a Cepisa, que após a compensação de outros valores financeiros chega à ordem de R$ 80 mi. A Aneel ainda não analisou o processo da Cepisa, mas segundo a lista da CCEE, a decisão pelo desligamento da distribuidora ocorreu numa diferença de nove reuniões do conselho de administração da CCEE em relação à de Alagoas. A Eletrobras não fez menções sobre a Eletroacre, cujo procedimento de desligamento encontra-se “em andamento”, segundo a relação, motivada por inadimplência da contribuição associativa, da liquidação de cotas de garantia física, e no mercado de curto prazo. Mesma coisa no caso da Celg, que se encontra sob monitoramento devido a inadimplência no mercado de curto prazo e a penalidades. Ainda de acordo com a Eletrobras, a “demora na definição da prorrogação das concessões também contribuiu para o agravamento gradativo desta situação, pois a incerteza da renovação implicou em dificuldades na captação de recursos das empresas junto às instituições bancárias”. No entanto, a estatal ressaltou que as distribuidoras continuam realizando consultas a diversos bancos para “a efetivação de empréstimo que, se ocorrer, será uma captação normal para investimentos e fluxo de caixa”. No caso da Amazonas Energia, a Eletrobras informou que a inadimplência foi causada pela cobrança de energia não medida pela CCEE, cujo valor foi teve impacto pelo PLD extremamente elevado ocorrido no ano passado, e que os valores já foram “caucionados”, de modo que a inadimplência foi retirada pela câmara. (Agência Brasil Energia – 11.11.2015) 18 Copel divulga resultado: queda de 26% no lucro líquido no terceiro trimestre A Copel deve reportar queda de 26% no lucro líquido do terceiro trimestre, para R$ 171 mi, refletindo os resultados mais fracos no segmento de distribuição e na termelétrica Araucária. Em Geração e Transmissão, a expectativa é de melhora, por conta do preço menor de energia no mercado de curto prazo e da redução do déficit de geração hídrica. (Valor Econômico – 11.11.2015) 19 Copel tem queda de 60% no lucro do 3º trimestre, para R$ 87,6 mi A Copel terminou o terceiro trimestre do ano com lucro líquido atribuível aos acionistas controladores de R$ 87,6 mi, queda de 60% na comparação com o mesmo intervalo do ano passado. O recuo refletiu a redução do consumo de energia na distribuidora, especialmente na classe residencial, em que a diminuição foi de 3,4%. A Copel Distribuição teve prejuízo de R$ 73,1 mi no trimestre e Ebitda negativo de R$ 85,5 mi, efeito da retração do mercado de energia, que resultou na redução da receita. A receita operacional líquida da estatal paranaense somou R$ 3,245 bilhões no trimestre, queda de 1,3%. O resultado Ebitda caiu 39,7%, para R$ 299 milhões. A margem Ebitda caiu de 15,1% para 9,2% no trimestre. Os custos e despesas operacionais da companhia cresceram 6,8% no trimestre, para R$ 3,18 bi, refletindo o aumento de 10% na despesa com energia elétrica comprada para revenda. Isso aconteceu devido ao aumento do custo com aquisição de energia de Itaipu, em razão do reajuste de tarifa e da valorização do dólar ante o real. Na Copel Geração e Transmissão, a receita caiu 7%, para R$ 596 mi, devido ao menor preço de energia no mercado de curto prazo (PLD). As despesas operacionais nesse segmento caíram 23%, para R$ 409,2 mi, devido ao menor GSF e também refletindo o PLD menor. (Valor econômico – 11.11.2015) 20 Light vai pedir à Aneel mudanças na trajetória de perdas A Light vai pedir à Aneel uma mudança na trajetória de perdas estabelecida em 2013 até 2018. Segundo Paulo Roberto Pinto, presidente da companhia, o cenário atual é muito diferente do que se apresentava em 2013, com fatores novos que trazem impacto no índice de perdas não técnicas. O executivo comenta que o aumento expressivo das tarifas e da violência no Rio de Janeiro contribuem para a elevação do índice. No terceiro trimestre do ano, houve um aumento em relação a trajetória de 0,17%, fechando setembro com um índice de perdas de 39,80%, ainda abaixo do percentual estipulado pela Aneel, de 39,92% para 2015. Nos últimos 12 meses, o índice de perdas caiu 1,5 pontos percentuais. "Precisamos incorporar esses novos fatos, por isso me referi a uma nova trajetória de perdas", declarou Pinto durante teleconferência para divulgação dos resultados do terceiro trimestre, que aconteceu nesta sexta-feira, 13 de novembro. Ele explicou que aumento de mais de 50% na tarifa em um ano, aliado a conjuntura econômica do país, com aumento do desemprego, impacta no índice de perdas da companhia. "A violência na área de concessão também é preocupante. Para restabelecer o fornecimento em algumas áreas é complicado", destacou. Segundo ele, o combate às perdas está sempre no foco da agenda da Light. Até setembro deste ano, a empresa já havia instalado 770 mil novos medidores. A meta é chegar a 1 milhão de novo medidores no ano que vem. (Agência CanalEnergia – 13.11.2015) 21 CPFL Energia: satisfeita com proposta de prorrogação das concessões apresentada pela Aneel O diretor de Assuntos Regulatórios de Distribuição da CPFL Energia, Hélio Puttini Junior, disse que a empresa está satisfeita com a proposta de prorrogação das concessões apresentada pela Aneel. "A expectativa é que nos próximos 30 dias todos os contratos de distribuição estejam assinados", disse. Ferreira explicou que a empresa está bastante confortável com as metas de qualidade e gestão econômica exigidas pela Aneel. Apenas uma em cinco das empresas precisam melhorar a trajetória de DEC e FEC. Sobre o mercado, a CPFL acredita que a queda no consumo de energia chegou ao piso e que em 2016 deverá haver pequena melhora. "Estamos trabalhando com um consumo ligeiramente positivo, de 0,4%." (Agência CanalEnergia – 13.11.2015) 22 Lucro da Cemig cresce 5,7 vezes no trimestre e soma R$ 166,8 mi A Cemig apurou lucro líquido de R$ 166,8 mi no terceiro trimestre do ano, montante 5,7 vezes maior que o lucro do mesmo intervalo do ano passado. O resultado refletiu o crescimento da receita da companhia, devido aos reajustes tarifários do segmento de distribuição. Os custos operacionais, porém, tiveram crescimento, compensando parcialmente a melhora na receita. A receita líquida da companhia cresceu 26% no trimestre, para R$ 4,8 bi. O Ebitda teve alta de 27%, para R$ 647,2 mi no trimestre. A receita com fornecimento bruto de energia elétrica cresceu 30%, para R$ 5,64 bi. No caso da energia vendida a consumidores finais, excluindo o próprio consumo da companhia, houve aumento de 38,2%, para R$ 5,3 bi. Esse aumento de receita refletiu os reajustes tarifários implementados neste ano, além da cobrança das bandeiras tarifárias. Na contramão, a energia vendida caiu 13,6%, para 13,4 milhões de MWh. A maior queda foi no consumo industrial, que caiu 14,9%, para 5,7 milhões de MWh. No caso das transações de energia no mercado de curto prazo, por meio da CCEE, houve aumento de mais de 150 vezes, para R$ 173,8 milhões, refletindo a maior disponibilidade de energia para liquidação. A maior disponibilidade de energia, porém, foi compensada parcialmente pela queda no preço de energia no mercado de curto prazo. A Cemig apresentou uma receita operacional de R$ 543,9 mi resultante do saldo dos custos não gerenciáveis a serem repassados nos próximos reajustes tarifários da Cemig Distribuidora. As despesas com energia elétrica comprada para revenda somaram R$ 2,5 bi, aumento de 42%, refletindo elevação da despesa com a energia adquirida em leilão, alta da despesa com energia de Itaipu e aumento de 61,7% com a energia adquirida no mercado livre. (Valor Econômico – 13.11.2015) 23 Celesc tem prejuízo de R$ 57,2 mi no terceiro trimestre A Celesc apresentou um prejuízo líquido de R$ 57,2 mi no terceiro trimestre de 2015, resultado diferente de 2014, quando no mesmo período lucrou R$ 37,5 mi. Nos primeiros nove meses do ano, o lucro está acumulado em R$ 29,1 mi, redução de apenas 1% quando comparado com 2014 (R$ 29,4 mi). O Ebitda caiu 89,1% no terceiro trimestre, ficando em R$ 15,6 milhões contra R$ 143,8 milhões no mesmo período em 2014. No ano, o Ebitda soma R$ 139,9 milhões, resultado 46% menor que os R$ 258,8 mi registrados no ano passado. O desempenho do Ebitda reflete o desempenho no mercado de distribuição da Celesc que apresentou significativa desaceleração em 2015. A receita operacional líquida somou R$ 1,49 bi no terceiro trimestre de 2015, crescimento de 11,5% quando comparado com R$ 1,33 bi reportado no terceiro trimestre de 2014. No ano, a ROL totalizou R$ 4,77 bi, incremento de 23,3% na comparação com 2014 (R$ 3,87 bi). O aumento na receita é reflexo das revisões tarifárias (ordinária e extraordinária) ocorridas em 2015 na distribuidora e do faturamento com as bandeiras tarifárias. Por outro lado, os custos e as despesas operacionais, cresceram 21,6% no trimestre e 27% no ano. Os investimentos realizados em geração e distribuição de energia elétrica somaram R$ 111,7 mi no trimestre, aumento de 15,0% em relação ao terceiro trimestre de 2014. No ano, o capex consolidado foi de R$ 316,5 mi (alta de 23,6%). O Grupo Celesc encerrou o período com dívida líquida consolidada de R$ 346,6 mi. (Agência CanalEnergia – 13.11.2015) 24 Projeto da MP 688 prevê criação de valor anual de referência específico por fonte para os empreendimentos de geração distribuída O texto para o projeto de conversão da MP 688 proposto pelo senador Eunício Oliveira (PMDB-CE) incorpora mudanças como a que prevê a extensão do prazo de outorga de empreendimentos de geração e de transmissão que sofrerem atrasos na entrada em operação comercial, nos casos em que houver reconhecimento, pelo poder concedente, da isenção de responsabilidade do empreendedor. Outra novidade é a criação de valor anual de referência específico por fonte para os empreendimentos de geração distribuída, que possa tornar esse tipo de empreendimento viável. Foi incorporada ainda emenda que isenta os agricultores irrigantes da cobrança das bandeiras tarifárias, no período do dia sobre o qual incidem os descontos nas tarifas desses consumidores; além da que garante a participação de consumidores livres de grande porte nos leilões de compra de energia no Ambiente de Contratação Regulada. O texto prorroga para 2023 a redução dos percentuais de receita liquida das distribuidoras a serem aplicados nos programas de eficiência energética. Os indices cairiam de 0,5% para 0,25% da receita em 2016. Ele aumenta o limite de capacidade instalada dos empreendimentos renováveis beneficiados com descontos nas tarifas de uso dos sistemas de Transmissão e de Distribuição de energia. Esse teto passaria de 30 MW para 300 MW para usinas a biomassa. Os descontos na Tust e na Tusd serão restabelecidos também para os autoprodutores com empreendimentos até 30 MW, que entrarem em operação a partir de 2016. O projeto estabelece taxas diferenciadas em financiamentos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social destinados à instalação de sistemas de geração de energia elétrica de fontes renováveis e a projetos de eficiência energética em hospitais e escolas públicos. Leilão de usinas - O texto também estabelece as diretrizes para a licitação das concessões de 29 usinas hidrelétricas com contratos a vencer entre 2015 e 2017. Os empreendimentos com leilão previsto para 25 de novembro totalizam 6.601 MW de potência instalada e são, em sua maioria, usinas de pequeno porte. (Agência Canal Energia – 29.10.2015) 25 Cteep defende indenização de R$ 2,1 bilhões pelas DITs A Cteep defende uma indenização de R$ 2,1 bilhões referente a parcela não amortizada das Demais Instalações de Distribuição (DITs). O valor é seis vezes maior que o calculado pela Aneel, de apenas R$ 348,77 milhões. Segundo a companhia, a agência desconsiderou outros significativos impactos econômicos, além de utilizar em suas contas um banco de preço desatualizado. A transmissora, inclusive, conseguiu uma decisão judicial suspendendo o processo administrativo até que a agência atualizasse o banco de preços. O Mandado de Segurança em favor da Cteep foi assinado pelo Juiz Francisco Neves da Cunha. da 22º Vara do Distrito Federal. A liminar, porém, foi caçada no dia 5 de agosto, conforme decisão do Desembargador Federal Cândido Ribeiro, permitindo que agência reguladora seguisse com o processo. As Demais Instalações de Transmissão são linhas e subestações que operam em tensões abaixo de 230 kV. A Aneel quer transferir esses ativos para as distribuidoras em até três anos, justificando que essas instalações têm função de distribuição, entre outros argumentos técnicos. A Cteep é a maior detentora de DITs do país e já investiu R$ 839 milhões nesses ativos entre 2007 e 2014, e investirá R$ 286 milhões de 2015 a 2016. (Agência Canal Energia – 29.10.2015) 26 Aneel aprova revisão em regras de comercialização A Aneel aprovou aperfeiçoamentos nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação em 2016. Entre as principais alterações definidas pela Aneel estão adequações relacionadas aos contratos de comercialização do 13º, 15º, 17º e 19º leilões de energia nova, assim como ao 3º Leilão de Fontes Alternativas com suprimento previsto para 2016 e 2017. Há, também, mudanças relativas à transferência do risco hidrológico de Itaipu da Eletrobras para as distribuidoras cotistas da usina, estabelecidas no Decreto no 8.401, de 2015. O risco considerado no processo de contabilização da hidrelétrica inclui o resultado do MCP, exposições entre submercados e efeitos dos ajustes no Mecanismo de Realocação de Energia. A agência reguladora criou ainda o módulo de Alocação de Geração Própria. Ele vai apurar o volume de geração que será descontado do cálculo das tarifas de uso do Tusd e do Tust de consumidores com empreendimento próprio em regime de produção independente e/ou de autoprodução. Está prevista a apuração individualizada dos resultados das Pequenas Centrais Hidrelétricas enquadradas no Proinfa e participantes do MRE. Na questão da sazonalização das garantias físicas das usinas, ficou definido que a CCEE deverá elaborar proposta referente ao tratamento a ser dado aos empreendimentos em fase de motorização. O procedimento será submetido pela Aneel a um novo processo de audiência pública. (Agência Canal Energia – 29.10.2015)
Publicação de Balanços em IFRS 1 Lucro da EDP cai 61,3% no terceiro trimestre O lucro líquido da EDP caiu 61,3% no terceiro trimestre do ano ficando em R$ 55,323 milhões, ante R$ 143,008 milhões alcançados no mesmo período de 2014. No entanto, no acumulado dos primeiros nove meses do ano, o lucro aumentou 107,1% passando de R$ 426,215 milhões para R$ 882,881 milhões. Segundo a companhia, a receita operacional líquida, excluindo a receita de construção subiu 18,2%, chegando a R$ 2,342 bilhões. Em nove meses, o aumento foi de 19%, totalizando R$ 6,962 bilhões. O Ebtida no trimestre atingiu R$ 586,9 milhões, aumento de 84,7%, reflexo da elevação de R$ 276,5 milhões na geração e de 3,7% na distribuição. Na geração, segundo a empresa, o aumento é decorrente da contabilização da UTE Pecém I, que contribuiu com R$ 167,5 milhões e do menor gasto com compra de energia devido ao GSF, reflexo da queda do PLD. Na distribuição, o aumento se deve a elevação da tarifa média e contabilização do ativo financeiro setorial. No acumulado do ano, o Ebtida apresentou aumento de 92,1%, alcançando R$ 2,217 bilhões, contra R$ 1,154 bilhão do ano anterior. A dívida bruta consolidada totalizou R$ 6,096 bilhões em 30 de setembro de 2015, aumento de R$ 2,737 bilhões em relação a 31 de dezembro de 2014. O aumento, de acordo com a EDP, é reflexo, principalmente, da consolidação da dívida da UTE Pecém I no montante de R$ 2,428 bilhões, da 1ª emissão de notas promissórias da holding no primeiro trimestre do ano no montante de R$ 250 milhões, e do pagamento da 3ª emissão de debêntures da holding, em R$ 300 milhões. (Agência Canal Energia – 29.10.2015) 2 Ampla tem prejuízo de R$ 12 mi no terceiro trimestre A Ampla reportou prejuízo de R$ 12 milhões no terceiro trimestre do ano ante um resultado positivo de R$ 16,8 milhões no mesmo período de 2014. No acumulado do ano as perdas da distribuidora que atende a 73% do estado do Rio de Janeiro alcançou R$ 31,2 milhões, um resultado 37,8% melhor que as perdas de mais de R$ 50 milhões registrados entre janeiro e setembro de 2014. O resultado ebitda ficou em R$ 85 milhões no terceiro trimestre, queda de 43,5% na comparação com o mesmo período do ano passado. A receita operacional bruta da empresa aumentou 71,2% nesse mesmo período, passando a R$ 2,203 bilhões. No acumulado do ano o aumento é de 50%. A empresa explica essa elevação devido ao aumento tarifário de 37,34% em média, a entrada das Bandeiras Tarifárias e o incremento de R$ 313 milhões na rubrica de valores a receber da parcela A e outros itens financeiros. Apesar do aumento das deduções à esse indicador, a receita operacional liquida da empresa aumentou 42%, para R$ 1,354 bilhão. Mas os custos do serviço e despesas operacionais tiveram uma elevação ainda maior, 54,2% o que comprometeu R$ 1,324 bilhão da receita operacional da empresa. Os principais motivos para o aumento das despesas está na compra de energia para revenda, aumento do dólar impactando a energia adquirida de Itaipu que representa 20% do portfólio de contratos da empresa e compra de energia térmica. O volume total de venda e transporte de energia em sua área de concessão somou 2.648 GWh no período de três meses encerrado em setembro. Esse volume representa uma queda de 2,2% na comparação com 2014. Contudo, no acumulado dos nove meses do ano o resultado é de 8.778 GWh, sendo reportada estabilidade entre os dois períodos, com leve queda de 2 GWh este ano. A empresa explicou que esse resultado de consumo é a combinação entre a queda de 2,1% na demando do mercado cativo e o menor volume de energia transportada para os clientes livres, que recuou 2,2%. (Agência Canal Energia – 30.10.2015) 3 Light alega perda de R$ 150 mi com reajuste antes do leilão de usinas O leilão de 29 hidrelétricas existentes cuja concessão não foi renovada, adiado para o dia 25, pode ter um efeito perverso para a geração caixa da Light nos próximos 12 meses. Segundo a empresa, como a licitação vai ocorrer após o reajuste tarifário da companhia, marcado para hoje, a distribuidora terá uma despesa estimada de R$ 150 milhões (equivalente a 17% do seu Ebitda anual) que será repassada ao consumidor apenas em novembro do próximo ano. O alerta foi feito em documento enviado pela Light à Aneel, no qual a companhia solicitava o adiamento do próximo reajuste tarifário para após o leilão. Com isso, seria possível contemplar na nova tarifa as despesas com compra de energia previstas no leilão. A elétrica destacou que o edital do leilão prevê o repasse da bonificação de outorga das usinas leiloadas de R$ 2,3 bilhões ao ano. Considerando a totalidade da energia leiloada, esse valor representa um incremento no preço dessa energia superior a R$ 85 por MWh. "Se a precificação das referidas cotas para fins do reajuste tarifário da Light não incluir a bonificação de outorga, as despesas contempladas com compra de energia estarão subestimadas em mais de R$ 150 milhões, que equivale a 17% de seu Ebitda anual, com efeitos sobre a geração de caixa da concessionária, afetando sua capacidade de realizar investimentos", destacou a Light, no documento. A correspondência foi enviada em 23 de outubro, antes da decisão do MME de alterar a data do leilão, de 6 para 25 deste mês. No documento, a Light pedia que a homologação do reajuste ocorresse em 10 de novembro. A Aneel, porém, mantém a previsão de discutir a homologação do reajuste tarifário da Light na reunião de hoje. (Valor Econômico – 03.11.2015) 4 Lucro da Equatorial recua 71,4% no 3º trimestre, para R$ 80,4 milhões A Equatorial Energia registrou lucro líquido de R$ 80,4 mi no terceiro trimestre deste ano, em queda de 71,4% ante o lucro líquido de R$ 281,8 mi no terceiro trimestre do ano passado. O lucro líquido é o atribuído aos acionistas da empresa controladora, base para a distribuição de dividendos. As demonstrações financeiras foram divulgadas na noite desta terça-feira no site da CVM. Embora tenha registrado aumento na venda de energia elétrica por suas subsidiárias, o resultado do terceiro trimestre deste ano foi afetado por impactos não recorrentes positivos no mesmo trimestre do ano passado, segundo comunicado da empresa. Isso também levou a uma queda no Ebitda societário, que recuou 18,9% no terceiro trimestre deste ano, para R$ 365 mi, ate R$ 450 mi um ano antes. A receita líquida da Equatorial cresceu 11,4% no terceiro trimestre, para R$ 1,82 bi, frente a R$ 1,67 bi do mesmo período do ano passado. O custo de vendas da companhia avançou 22,5%, para R$ 1,39 bi no terceiro trimestre deste ano, ante R$ 1,13 bi no mesmo trimestre de 2014. O lucro bruto da empresa caiu 11,9% no terceiro trimestre, para R$ 469 mi, ante R$ 533 mi no mesmo período de 2014. O lucro operacional da Equatorial no terceiro trimestre foi de R$ 248 mi, um recuo de 29,5% frente aos R$ 352 mi de lucro operacional um ano antes. A despesa financeira líquida da empresa no terceiro trimestre ficou em R$ 73,8 mi, 53,1% maior do que a despesa de um ano antes, quando havia registrado R$ 48,4 mi. (Valor Econômico – 03.11.2015) 5 AES Eletropaulo tem prejuízo de R$ 5,2 mi no terceiro trimestre A AES Eletropaulo reportou um prejuízo de R$ 5,2 mi no terceiro trimestre do ano, ante um lucro de R$ 130,6 mi em igual período de 2014. Entre janeiro e setembro, a companhia lucrou R$ 90,1 mi, contra um prejuízo de R$ 407,3 mi nos mesmos meses do ano passado. A receita líquida da empresa subiu 20,2% no trimestre, passando de R$ 2,934 bi em 2014 para R$ 3,527 bi neste ano. Em nove meses, a receita subiu de R$ 7,387 bi para R$ 10,114 bi, aumento de 36,9%. O Ebitda da distribuidora apresentou queda de 69,7%, fechando em R$ 128 mi, ante R$ 422,1 mi alcançados no mesmo trimestre de 2014. O Ebtida acumulado até setembro passou de um resultado negativo de R$ 126,6 mi em 2014 para um positivo de R$ 552,3 mi neste ano. Os custos e despesas operacionais do trimestre foram superiores em 38,9%, quando comparado com o mesmo período do ano passado. De acordo com o diretor Vice-Presidente e de Relações com Investidores da empresa, Francisco Morandi, o aumento é reflexo do maior custo com compra de energia, encargos do uso do sistema de transmissão e distribuição, provisão para créditos de liquidação duvidosa e provisão para processos judiciais. No período entre julho e setembro, a empresa investiu R$ 127 mi direcionados, em sua maioria, às áreas de serviços ao cliente e confiabilidade operacional. Adicionalmente, para implementação do plano de recuperação dos indicadores de qualidade, a companhia terá um dispêndio adicional de investimentos na ordem de R$ 300 mi para o período de 2015 até 2017. (Agência Canal Energia – 05.11.2015)
Indicadores de Sustentabilidade Econômico-Financeira 1 Coelce encerra terceiro trimestre de 2015 com lucro de R$ 92,3 mi A Coelce terminou o terceiro trimestre de 2015 com lucro líquido de R$ 92,3 milhões, fazendo com que a margem líquida alcançasse 10,06%. No mesmo período do ano passado, houve prejuízo de R$ 2,8 milhões. A distribuidora, que anunciou na última quinta-feira, 29 de outubro, seus resultados financeiros, teve receita operacional líquida neste trimestre de R$ 1,037 bilhão, aumentando 27,4% na comparação com o mesmo período do ano anterior, quando registrou R$ 814,2 milhões. O Ebitda recuou 4,3%, ficando em R$ 146,5 milhões. A distribuidora investiu no trimestre R$ 133,6 milhões, mais do que os R$ 61,5 milhões investidos no mesmo trimestre de 2014. O volume de energia vendida e transportada ficou em 2.808 GWh, montante 1,2%menor que o do terceiro trimestre do ano passado. No somatório dos noves meses do ano, o lucro chegou a R$ 313,2 milhões, bem acima dos R$ 88,6 milhões verificados em igual do ano passado. A receita líquida subiu 31%, ficando em R$ 3,11 bilhões. O Ebitda também teve um crescimento expressivo no acumulado do ano, crescendo 67% e chegando a R$ 534,2 milhões. Os investimentos em nove meses aumentaram 52,1%, chegando a R$ 295,6 milhões. O total de energia transportada e vendida em nove meses é de 8.451 GWh, 2% a mais que nos nove primeiros meses de 2014. O número de consumidores totais da concessionária cearense é de 3.721.471, subindo 3,8% na comparação com o mesmo período do ano passado. Os indicadores de qualidade do fornecimento DEC e FEC encerraram o trimestre em 11,51 horas e 6,13 vezes, respectivamente. O DEC subiu 22,2% e o FEC, 30,1%. De acordo com a Coelce, esses números superam os verificados no terceiro trimestre de 2014, que foram de 9,42 horas e 4,71 vezes, respectivamente. Apesar do aumento, os índices continuam abaixo dos exigidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica. (Agência Canal Energia – 30.10.2015) 2 Coelce investiu R$ 78 mi no combate às perdas e aumento da qualidade no último ano A Coelce investiu R$ 78 mi no combate às perdas e aumento dos índices de qualidade nos últimos doze meses encerrados em setembro. Somente no combate às perdas foram aportados R$ 33 mi. Mesmo assim, a empresa percebeu uma ligeira piora no índice no período, com aumento de 0,50 pontos percentuais, passando de 12,69% no terceiro trimestre de 2014 para 13,19% em igual período de 2015. Segundo Abel Rochinha, diretor-presidente da empresa, a situação econômica pela qual passa o país tem contribuído para o aumento das perdas. "Clientes que não esperávamos que tentariam furtar energia, hoje estão furtando, porque a situação está complicada", declarou o executivo durante teleconferência para apresentar os resultados da companhia. Os indicadores de qualidade também apresentaram piora, segundo a empresa, apesar do investimento de R$ 45 mi no último ano. O DEC passou de 9,42 horas para 11,51 horas, ainda abaixo do limite estipulado pela Aneel de 12,51 horas. O FEC também aumentou de 4,71 vezes para 6,13 vezes. O limite fixado pela Aneel é de 9,38 vezes. Rochinha explicou que parte desse aumento é de responsabilidade da empresa, mas parte se deve a problemas da Chesf e da rede básica. O DEC aumentou 2,08 horas. Desse total, de acordo com a Coelce, 1,55 horas foi em decorrência de problemas da Chesf e na rede básica. No FEC, houve crescimento de 1,42 vezes. "Parte da deterioração é problema nosso, mas parte se deve ao desempenho da Chesf nos últimos tempos. Foi encaminhada uma carta à Aneel falando deste problema, que afeta o nosso DEC e FEC, mas não temos como agir", afirmou o executivo.Outra preocupação da companhia é o aumento da inadimplência, principalmente após a alta das tarifas. O índice de arrecadação da empresa caiu 0,58 pontos percentuais, passando de 98,68% para 98,10% entre o terceiro trimestre de 2014 e o mesmo período deste ano. Rochinha diz que a Coelce está tomando as providências para tentar evitar o aumento da inadimplência. "Aumentamos o ritmo de corte e de cobrança e estamos fazendo feirões de negociação", comentou. (Agência Canal Energia – 03.11.2015) 3 AES Eletropaulo refaz as contas e tem DEC e FEC maiores do que divulgado A AES Eletropaulo encontrou erro em sua forma de calcular os indicadores de qualidade DEC e FEC de janeiro de 2014 a maio deste ano. Esses índices, que ao final de 2014 estavam em 8,86 horas e 3,81 vezes, respectivamente passaram de forma preliminar a 20,04 horas e 5,56 vezes ao final do terceiro trimestre de 2015. Segundo o presidente da empresa, Britaldo Soares, foi identificada em auditoria interna uma inconsistência nesses números e que a Aneel já foi informada sobre o fato. O executivo afirmou em teleconferência com analistas e investidores realizada na manhã desta quinta-feira, 5 de novembro, que essa variação está associada com os eventos climáticos mais intensos registrados na área de concessão da empresa em dezembro de 2014 e em janeiro deste ano, que foram responsáveis por mais de 7 horas no indicador de duração da interrupção do fornecimento. Com isso, explicou ele, a empresa iniciou uma análise que deverá terminar em dezembro para rever os números finais desses indicadores. O DEC ficou acima do limite estabelecido pela agência reguladora na referência de 2014 que é de 8,29 horas. Já o FEC possui limite de 6,36 vezes para os últimos 12 meses. “Temos um plano de recuperação dos indicadores que levarão a um investimento adicional de R$ 300 mi até 2017”, acrescentou o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da distribuidora, Francisco Morandi. No plano está a realização de 260 mil podas adicionais e manutenção em mais 3,3 mil quilômetros da rede da empresa. Outra medida que a concessionária tomará é a análise dos dados de 2011 a 2013, mas, para esse período a empresa acredita que os números não deverão apresentar variação mais expressiva. “Para o período de 2011 a 2013, não temos uma estimativa, o que eu posso dizer é que os percentuais de expurgo desses anos são inferiores às inconsistências de 2014 a 2015 que foi influenciado pelos dias críticos que tivemos no ano passado”, afirmou Soares na teleconferência. (Agência Canal Energia – 05.11.2015)
Avaliação de Empresas e Previsão de Analistas 1 S&P reafirma ratings atribuídos a Taesa A agência de classificação de risco Standard & Poor's reafirmou na última quinta-feira, 29 de outubro, os ratings 'BB+' na escala global e 'brAA+/brA-1’ na Escala Nacional Brasil atribuídos à Taesa. A agência também reafirmou os ratings de emissão de longo prazo 'brAA+' atribuídos às dívidas da empresa. A perspectiva dos ratings de crédito corporativo continua negativa. Simultaneamente, ela atribuiu o rating de recuperação '3' para a terceira emissão de debêntures da empresa, no valor de R$ 2,1 bilhões. De acordo com a Standard & Poor's, os ratings da Taesa refletem a visão de seu perfil de risco de negócios satisfatório e liquidez adequada. O rating também incorpora a expectativa que ela vai manter sólidas métricas de crédito nos próximos anos. A avaliação feita para o perfil do risco de negócios da Taesa reflete a posição que ela tem no mercado de transmissão, com muitos ativos e estabilidade regulatória possibilita um fluxo de receita estável e previsível. (Agência Canal Energia – 03.11.2015) 2 Fitch afirma rating de AA+(bra) de emissão da TBSE A agência de classificação de risco Fitch afirmou o Rating Nacional de LP da segunda emissão de debêntures da Transmissora Sul Brasileira de Energia, com vencimento em 2028, em ‘AA+ (bra) ’. A perspectiva é estável. A classificação do rating vem pelos resultados obtidos pela TBSE, em linha com a estimativa da Fitch em 2014. O rating reflete o pequeno efeito negativo nos Índices de Cobertura do Serviço da Dívida nos cenários da Fitch revistos em razão de indisponibilidades relativas aos atrasos na entrada em operação comercial das funções de transmissão e dos custos e investimentos realizados e previstos. A Fitch diz ainda que o rating poderá ser rebaixado caso a TSBE apresente níveis de disponibilidade abaixo do cenário de rating e custos e despesas operacionais, gerais e administrativas continuamente acima do cenário previsto, resultando de rating, resultando em índice de cobertura do serviço da dívida abaixo de 1,25 vez. Por outro lado, o rating poderá ser elevado caso haja elevação dos ratings da Eletrobras e da Copel, já que eles são garantidores do pagamento de principal e de juros das debêntures até o repagamento total. Além disso, o rating poderá ser beneficiado caso a TSBE apresente custos e despesas operacionais, gerais e administrativas, investimentos e disponibilidade estáveis, que mantenham a cobertura da dívida continuamente acima de 1,35 vez. (Agência Canal Energia – 03.11.2015) 3 Equatorial: sucesso no combate às perdas de energia Em relatório sobre o desempenho da Equatorial no trimestre, o Credit Suisse destacou "o aumento da importância das fusões e aquisições a fim de criar um crescimento significativo", considerando o cenário do mercado brasileiro. O banco suíço ressaltou que os resultados da empresa no terceiro trimestre vieram "sólidos", porém o aumento do volume de energia distribuída no trimestre, ante igual período de 2014 (de 3,8% para Celpa e 2% para Cemar) foi menor que o esperado, indicando que as duas empresas não estão imunes à situação do país. Segundo o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Equatorial, Eduardo Haiama, apesar do cenário macroeconômico, a trajetória de evolução do mercado das duas distribuidoras continuará em "território positivo". Ele explicou que, mesmo nesse ambiente desafiador, o grupo tem obtido sucesso no combate às perdas de energia. Na Cemar, o índice global de perdas no fim de setembro, de 17,6%, foi apenas 0,1 ponto percentual acima do apurado no fim de junho. E o índice da Celpa recuou 0,5 ponto percentual. A Equatorial também anunciou ontem mudanças na presidência do conselho de administração e na presidência executiva. Carlos Piani deixou a presidência do conselho, para ocupar uma posição na Kraft Heinz no Canadá. Ele foi substituído por Firmino Sampaio, que, por exigência do estatuto, deixou a presidência executiva, que passou a ser acumulada por Augusto Miranda, presidente da Cemar. A Equatorial tem como principais acionistas a Squadra (15,70%), o BTG Pactual (5,17%), o Norges Bank (5,02%) e International Financial Corporation (IFC, 5,35%). Ontem, a Opportunity atingiu participação de 5,1% na companhia. (Valor Econômico – 05.11.2015) 4 Copel é a segunda melhor distribuidora da América Latina A Copel recebeu o prêmio de segunda melhor distribuidora da América Latina na noite da última segunda-feira, 9 de novembro, em San José, na Costa Rica. A premiação é oferecida pela Cier. A colombiana Empresas Públicas de Medellín foi a vencedora da edição 2015. “É mais um reconhecimento importante à qualidade dos serviços oferecidos pela Copel à população do Paraná”, disse o presidente da Copel, Luiz Fernando Vianna. No ano passado, a Copel havia ficado em primeiro lugar. Na metodologia para a avaliação das empresas, os consumidores respondem a um questionário com perguntas sobre diferentes áreas de atuação das companhias, como fornecimento de energia, informação e comunicação, atendimento ao cliente, conta de luz e imagem da empresa. Ao final, as empresas recebem uma nota que compõe o ISCAL. O diretor da Copel Distribuição, Vlademir Daleffe, e o assessor da presidência Antonio Sérgio Guetter receberam o Prêmio Cier na solenidade. A companhia conquistou o segundo lugar ao lado da CPFL Paulista. “Nos últimos anos, conquistamos os principais prêmios de avaliação do cliente do Brasil e da América Latina e fizemos uma reestruturação que tornou a Copel mais eficiente operacional e financeiramente. É com orgulho que recebo mais esse prêmio em nome dos paranaenses e compartilho com todos a sensação de que fizemos um ótimo trabalho juntos”, comemorou Vlademir Daleffe. Nos últimos anos, a Copel foi uma das distribuidoras mais vitoriosas no Prêmio Cier. (Agência CanalEnergia – 10.11.2015) 5 GESEL: “A dívida [da Celg D] é negociável. O importante é saber como será o pagamento” Para o professor Nivalde de Castro, coordenador do Gesel/UFRJ, a dívida não reduzirá a atratividade da Celg D. "A dívida é negociável. O importante é saber como será a forma de pagamento pela compra das ações da Celg D", disse o especialista. Na resolução, o CND não deixa claro como será o pagamento pela aquisição das ações. "Inicia-se agora o processo de saída da Eletrobras de um segmento do qual ela não tem tradição. Os prejuízos históricos mostram que a Eletrobras não tem vocação para isso", acrescentou Castro, em relação aos resultados deficitários obtidos pela estatal nas outras seis distribuidoras federalizadas. (Valor Econômico – 20.11.2015)
Lançamento de debêntures por distribuidoras e divulgação de resultados dos mesmos 1 Energisa recompra seus debêntures em circulação A Energisa, companhia controladora de distribuidoras de energia nos Estados de Sergipe, Paraíba, Minas Gerais e Rio de Janeiro, irá recomprar a totalidade de suas debêntures em circulação no mercado secundário. A recompra é referente à emissão pública de debêntures simples, não conversíveis em ação, no valor total de R$ 611,3 mi. Esse montante correspondente ao valor nominal unitário das debêntures acrescido da remuneração devida desde a data da aquisição. Com essa operação, a Energisa cancela a totalidade das debêntures adquiridas e consequentemente o cancelamento da emissão. (Valor Econômico – 30.11.2015) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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