l IFE: nš 05 - Dezembro de 2015 Índice Distribuidoras de Energia Elétrica Contabilidade e Regulação da ANEEL Publicação de Balanços em IFRS Indicadores de Sustentabilidade Econômico-Financeira
Distribuidoras de Energia Elétrica 1 MME prorroga concessões de distribuidoras da Eletrobras O MME prorrogou as concessões das distribuidoras de energia controladas pela Eletrobras, abrindo espaço para a venda das companhias. A prorrogação das concessões é considerada vital para a venda das empresas. Segundo o MME, das 41 empresas com concessões no fim do prazo, o MME aceitou a prorrogação de 39. A decisão foi publicada no Diário Oficial do dia 30 de novembro. Foram aceitos os pedidos de prorrogação da Cea (Amapá) e as empresas Eletrobras Distribuição Alagoas, Piauí, Rondônia, Amazonas e Acre, além da Celg Distribuição, já com processo de venda em andamento. A distribuidora goiana teve laudo de avaliação aprovado em R$ 1,4 bi e ainda pode ter a parcela de 49% do governo goiano à venda. A CEA é a única que não é federalizada, por ser controlada pelo governo do Amapá. Na semana passada, a Eletrobras divulgou edital de assembleia de acionistas em que pretende debater a venda das empresas, diante da necessidade de aportes de capital que somam mais de R$ 18 bi atré 2024. A ideia da estatal é colocar essas empresas sob processo de privatização até o final de 2016. (Agência Brasil Energia – 01.12.2015) 2 CPFL Renováveis: melhorar sistema de transmissão é essencial para implementação de projetos renováveis O CEO da CPFL Renováveis, André Dorf, lembra que essas fontes [renováveis] vêm aumentando a sua participação nos leilões da Aneel. “Se olharmos para trás, em um histórico recente temos visto a grande participação na matriz. No triênio de 2007 a 2009 as renováveis responderam por 11% do volume de energia vendida nos leilões, esse montante passou para 31% em 2011 a 2012 e entre 2013 e 2015 já alcançou 58% do total comercializado no leilões e com a predominância da eólica”, destacou. Outro fator que pressiona ainda mais a necessidade de transmissão é que esses projetos renováveis são de rápida implantação. Entre um ano e meio a dois anos e meio essas centrais estão prontas para gerar e com taxas atrativas aos investidores. E, entre os desafios está a transmissão que conecta os parques ao SIN. Segundo ele, a empresa mesmo já deixou de cadastrar projetos por conta da falta de conexão. Mas, ressaltou que houve uma substituição dessa capacidade de geração por outro que dispunha dessa capacidade de escoamento, já que hoje a responsabilidade de conexão é do empreendedor nos leilões. "Até 2013 quem não tinha conexão recebia a receita sem gerar, não temos a concessão para os investimentos e não temos a expertise e esse é o grande tema para a discussão”, disse ele no mesmo evento. (Agência CanalEnergia – 01.12.2015) 3 CPFL: a adesão à MP 688 deve ser alta O presidente da CPFL Energia, Wilson Ferreira Junior, concorda com a avaliação de que há tempo sim para o encerramento do processo de repactuação do risco hidrológico já em 4 de dezembro. Em sua avaliação as empresas já tiveram tempo para a realização desses cálculos e a aderir à repactuação do risco hidrológico. Para ele, a adesão à MP 688 deve ser alta, um ponto positivo é a adesão por ativo das empresas. Segundo ele, 40% do mercado é regulado, outros 30% estão alocados em cotas e pouco mais de 20% é mercado livre. “Não tenho dúvida que o mercado regulado estava a procura disso [repactuação do risco] e colocado da forma que foi a adesão deve ser grande e que no nosso caso é de ACR”, afirmou o executivo. (Agência CanalEnergia – 01.12.2015) 4 CPFL Energia: “A demora da solução para o GSF é do mandato anterior” 5 CPFL Renováveis: instabilidade regulatória e econômica traz incerteza a investidores Na avaliação do CEO da CPFL Renováveis, André Dorf, a instabilidade regulatória e econômica traz incerteza a investidores, private equity, fundos de pensão e fundos soberanos de países a aportar recursos. “O que acontece é que há instabilidade regulatória no setor. Além disso temos o fator economia, quando um investidor vem e coloca US$ 100 no Brasil não se sabe qual deverá ser o retorno”, avaliou ele. Para ele, esse não é o momento em que se vê investidores apostando no Brasil. De acordo com o executivo, o país carece de instrumentos e políticas que incentivem aportes no longo prazo. Hoje, relatou ele, as opções estão limitadas ao BNDES, contratos bilaterais ou recursos no mercado financeiro com altos custos. Ele relata que o principal banco de fomento ao setor de energia no país ainda continua com a participação máxima de 70% no financiamento de projetos, o que é positivo. Entretanto, disse, a própria elevação da TJLP faz com que a financiabilidade dos empreendimentos seja menor em decorrência de um maior custo da dívida. “Isso dá a sensação de que o banco esteja mais lento”, acrescentou. (Agência CanalEnergia – 30.11.2015) 6 CPFL Renováveis: setor de renováveis segue atrativo Na avaliação, do o CEO da CPFL Renováveis, André Dorf, o setor de renováveis segue atrativo em perspectivas de crescimento e projetos bons. Com alguma estabilidade macroeconômica ele acredita que o segmento continuará crescendo. Em relação à parte regulatória, ele afirmou que a perspectiva é de que haja uma estabilização em termos na parte institucional e a tendência que quanto mais estável, maior a chance de crescimento acelerado. (Agência CanalEnergia – 01.12.2015) 7 CPFL estuda possibilidade de adquirir distribuidoras privatizadas pela Eletrobras em 2016 A CPFL Energia vai estudar a possibilidade de adquirir as distribuidoras que serão privatizadas pela Eletrobras em 2016, afirmou Wilson Ferreira Jr, presidente da companhia, em conversa com a imprensa depois de um evento promovido pela empresa e pela Fundação iFHC. "Distribuição é um negócio de escala e geografia. Vamos avaliar se [alguma das distribuidoras] poderá aumentar a escala de nossas operações e agregar valor", afirmou Ferreira. Para decidir investir em alguma das concessionárias, a CPFL Energia precisará encontrar uma capacidade de operar de forma mais eficiente os ativos. Em relação à proposta do governo para repactuação do risco hidrológico (medido pelo fator GSF, na sigla em inglês), Ferreira disse esperar uma adesão alta dos agentes, especialmente no mercado regulado, em que fica a maior parte dos contratos de geração da companhia. (Valor Econômico – 01.12.2015) 8 Instabilidade na direção da Light projeta Ana Marta Veloso na presidência 9 Distribuidoras se beneficiam de decisão contra Jirau As distribuidoras de energia obtiveram uma importante vitória contra a ESBR, concessionária responsável pela construção e operação da usina hidrelétrica de Jirau, no rio Madeira-RO. Elas se livraram do pagamento iminente de R$ 3,7 bi à ESBR. Em decisão proferida pelo presidente do TRF da 1ª Região, Cândido Ribeiro, na segunda¬feira. A pedido da Aneel, o desembargador suspendeu a execução de sentença dada pela Justiça Federal, RO, que havia reconhecido a ausência de responsabilidade da concessionária por um atraso de 535 nas obras da usina. Jirau alega que não pode ser responsabilizada por problemas como greves e revoltas trabalhistas que atingiram os canteiros em 2011 e 2012. Com base na mudança de cronograma aceita em primeira instância, a ESBR ficava livre não apenas das penalidades decorrentes do atraso, como também passou a argumentar que havia entregado energia às distribuidoras antes do prazo devido. Esse imbróglio provocou uma conta R$ 3,7 bi para as distribuidoras que compraram eletricidade de Jirau em leilão. Copel, Elektro, CPFL Paulista, Celg e CEEE estavam entre as empresas mais afetadas. Havia risco de que esse rombo fosse parar nas tarifas dos consumidores do mercado regulado, ou seja, principalmente residências e comércio. Na prática, o desembolso não ocorreria agora porque as liquidações financeiras da CCEE estão suspensas, devido à cascata de liminares obtidas por geradoras em função do risco hidrológico. De qualquer forma, essa pendência poderia aparecer de uma hora para outra. O presidente do TRF¬1 ressalta que as decisões anteriores deixaram de considerar que o atraso efetivamente verificado foi "significativamente inferior" ao de 535 dias, conforme havia argumentado a Aneel, em nota técnica. Em consequência disso, as distribuidores teriam de suportar indevidamente com "todos os ônus do atraso", o que resultaria no aumento médio de 5,5% tarifas. O desembargador Cândido Ribeiro conclui que, se mantida a eficácia da decisão anterior, a ESBR poderia oferecer a energia produzida no mercado de curto prazo (spot), em vez de entregá¬la no mercado regulado (distribuidoras). (Valor Econômico – 02.12.2015) 10 Renovação das distribuidoras abre caminho para a consolidação, avalia CPFL Energia 11 Ministro defende antecipação de investimentos por distribuidoras O ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, destacou a importância da antecipação dos investimentos pelas distribuidoras nos primeiros anos de vigência dos novos contratos de concessão, para garantir o cumprimento das metas de qualidade e de gestão previstas no processo de renovação. "É importante que as distribuidoras saibam que a antecipação desses investimentos poderá ser alcançada na primeira revisão tarifária. Caso contrário, elas terão cinco anos de investimentos, sem os quais podem vir a perder, inclusive a distribuição por caducidade e o não cumprimento de metas", afirmou, após a assinatura dos contratos de 29 das 39 empresas com contratos vencidos ou a vencer até 2017. Para o ministro, uma das chaves do sucesso dos contratos vai ser a concentração de investimentos antes do próximo processo de revisão periódica de tarifas. Entre as empresas que assinaram o contrato estão Copel-D (PR), CEEE-D (RS) e Celesc (SC). No discurso, Braga lembrou que o governo iniciou o ano sem uma definição para a situação das empresas que estavam com concessões vincendas. A cobrança de bonificação pela outorga seria uma boa contribuição para os cofres públicos, mas não a melhor solução, explicou. Muitas distribuidoras, observou o ministro, são empresas públicas endividadas, e o vencimento imediato do bônus afetaria as contas dos estados. Em um segundo momento, ele impactaria até mesmo o resultado primário do governo federal por um eventual calote dos governos estaduais. Braga destacou que se o governo abriu mão dessa receita em nome do pacto federativo, as empresas teriam que dar contrapartida. (Agência CanalEnergia – 08.12.2015) 12 Braga diz que momento é de ter cautela com privatizações de distribuidoras O ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, disse que o governo avaliará com cautela a privatização de distribuidoras de energia pertencentes à Eletrobras. Ele reconheceu que não houve tempo hábil para a venda ainda neste ano da Celg, distribuidora de Goiás cujo controle é dividido entre a estatal federal e o governo estadual. A venda dos ativos esteve prevista para colaborar com o resultado fiscal do país neste ano, mas agora só poderá ajudar em 2016. “Com relação à Celg, deveremos fazer sua privatização logo no início de 2016. Não foi possível por razões técnicas, jurídicas e até mesmo políticas, resolver ainda no último trimestre de 2015, mas será no primeiro trimestre do ano que vem. Tão logo tenhamos a conclusão da (venda da) Celg, faremos um balanço se o modelo que estamos admitindo é o correto, e eu espero que seja”. Braga evitou fazer previsões com relação ao cronograma da venda das demais distribuidoras da Eletrobras. “Ora, por que temos de ter cautela na privatização? Estamos indo com a Celg, que representa um mercado emergente agrícola. Sabemos que as commodities agrícolas não estão sofrendo os mesmos impactos das commodities minerais. Um estado que tem essa característica tem perspectiva de crescimento do consumo de energia elétrica diferente do médio nacional. Portanto, nós teremos que ir analisando caso a caso, vendo os momentos de forma correta e colocando os produtos com a modelagem necessária para ser bem-sucedido do ponto de vista econômico-financeiro para o país. Braga fez uma projeção otimista com relação ao preço das tarifas de energia no próximo ano, com uma eventual revisão das bandeiras tarifárias, com um cenário melhor de chuvas. “Nosso objetivo é chegar em 2018 com uma tarifa competitiva internacionalmente e que possa dar ao setor elétrico a condição de fornecer insumos para a indústria de transformação”. (O Globo – 08.12.2015) 13 Distribuidoras da CPFL Energia renovam concessão por 30 anos A CPFL Energia informou nesta quarta-feira que cinco subsidiárias assinaram um contrato com o MME para renovar a concessão de prestação de serviços de distribuição de energia por 30 anos, até 7 de julho de 2045. O contrato foi fechado entre o Ministério e as sociedades controladas pela CPFL Santa Cruz, Jaguari, Mococa, Leste Paulista e Sul Paulista. Segundo o comunicado, as cinco concessionárias distribuem energia elétrica para uma área que abrange 20.357km², com população de aproximadamente 1 milhão de habitantes e atendimento a 429 mil consumidores. As áreas de concessão cobrem 45 municípios, sendo 39 municípios de SP, três do PR e três de MG. (Valor Econômico – 09.12.2015) 14 Abinee: faturamento da indústria de GTD deve recuar 1% em 2016 Em sua apresentação anual de resultados a Abinee foi conservadora no prognóstico para o próximo exercício do setor ao calcular queda real de 6% no faturamento, em linha com o que o mercado prevê de desaquecimento em relação ao PIB. Em termos nominais a estimativa é de estagnação, na casa de R$ 148 bi, tendo em vista o montante que deverá ser alcançado até o final deste ano, na casa de R$ 148,3 bi. O faturamento no segmento de Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica (GTD), por sua vez, tende a encolher 1% no ano que vem, passando de R$ 16,093 bi para R$ 15,867 bi. Em 2015, espera-se encerrar o período com crescimento de 2%, porém a queda real será de 4%. A área de GTD, esclareceu a Abinee, sofreu impacto da contenção dos investimentos das concessionárias, principalmente dos segmentos de transmissão e distribuição. No caso da transmissão, o problema teve origem nas condições pouco atrativas dos leilões ocorridos nos últimos anos dois, o que resultou em um volume de negócios menor no período. E na distribuição, as concessionárias continuaram com pouca capacidade de investimentos devido à situação financeira ainda difícil. Apesar dos reajustes tarifários, uma parcela expressiva dos recursos atendeu ao pagamento dos custos decorrentes da geração emergencial, o que implicou na transferência desses valores para as concessionárias de geração. Com isso, as distribuidoras permaneceram com dificuldades para realizar novos investimentos. No caso da geração, os investimentos estão nos cronogramas previstos, mas observa-se a importação de partes e peças, em especial de aerogeradores e sistemas fotovoltaicos, o que desequilibra a balança comercial. (Agência Brasil Energia – 10.12.2015) 15 Cemig vai pagar a acionistas R$ 567,3 mi por dividendos do exercício de 2014 A Cemig informou que vai pagar aos seus acionistas no próximo dia 28 de dezembro R$ 567.317.000,00, referentes à parcela única dos dividendos do exercício de 2014, o que corresponde a R$0,450866721 por ação. Fazem jus ao recebimento os acionistas que detinham ações no dia 30 de abril deste ano para as ações negociadas na BM&FBOVESPA. As ações passaram a ser negociadas “ex-direitos”, no último dia 4 de maio. A empresa mineira também avisou que vai pagar aos acionistas R$ 115 mi referentes à segunda parcela dos Juros sobre o Capital Próprio do exercício de 2014. Esse valor corresponde a R$ 0,091394534 por ação. Poderão receber os acionistas que possuíam ações no dia 26 de dezembro de 2014 para as ações negociadas na BM&FBovespa. Essas ações passaram a ser negociadas “ex-direitos”, em 29 de dezembro de 2014. De acordo com a Cemig, os acionistas que estiverem com os dados bancários atualizados terão o crédito lançado automaticamente no dia do pagamento. (Agência CanalEnergia – 10.12.2015) 16 Eletrobras lança livro sobre ações de eficiência energética do grupo A Eletrobras lançou essa semana o livro "Ações de Eficiência Energética das Empresas Eletrobras" que apresenta as principais ações corporativas de eficiência energética do Sistema Eletrobras realizadas nos anos de 2013 e 2014. A publicação foi lançada através da Superintendência de Eficiência Energética e está estruturada por capítulos específicos para cada empresa. No livro, constam ações de 15 empresas, destas seis são de distribuição, sete geradoras e transmissoras, um centro de pesquisa e a holding. No total são apresentadas 90 ações corporativas de eficiência energética. Os ganhos energéticos obtidos através dessas ações foram estimados em 79 GWh de economia de energia, além de redução de 14 GW de demanda. De acordo com o Procel, exemplares impressos foram enviados para todos os presidentes e diretores das empresas do Sistema. (Agência Brasil Energia – 10.12.2015) 17 AES Eletropaulo prevê perdas financeiras com sobrecontratação de energia O sucesso do leilão de energia existente deixou a AES Eletropaulo em uma situação que poderá trazer prejuízos financeiros para a empresa em 2016. A companhia contratou 55,06% dos 1.954 MW médios negociados no certame realizado nesta sexta-feira, 11 de dezembro. Com esse resultado, a empresa ficará 112% sobrecontratada, sete pontos percentuais acima do permitido pela regulação. Essa energia extra não poderá ser repassada para a tarifa. Por regra, a Eletropaulo é obrigada a recontratar no mínimo 96% da energia que estava sendo descontratada neste ano. Em 2015, a empresa finalizou um grande contrato que tinha com a AES Tietê e por isso tinha um volume de descontratação da ordem de 1.200 MW médios. Com a queda no consumo em 2015, porém, a empresa sabia que não precisava recontratar toda essa energia. “Entramos no leilão sabendo que não precisávamos dessa energia”, disse Teresa Vernaglia, vice-presidente de Clientes e Negócio de Distribuição da AES Eletropaulo, em entrevista. Em 2015, a empresa registrou uma queda no consumo de 4,5% em seu mercado, provocada pela conjuntura econômica do país e pela escalada das tarifas de energia elétrica. Pela regulação, as distribuidoras podem ficar contratadas até 105%. Esse volume permite que a empresa repasse os custos com compra de energia para o consumidor do mercado cativo. Acima disso, concessionária precisa liquidar no mercado de curto prazo. Porém, como a tendência é de queda no preço spot, a empresa prevê perdas financeiras, pois terá que liquidar a preços bem menores que o contratado. (Agência CanalEnergia – 11.12.2015) 18 Light elege Ana Marta Horta Veloso como nova presidente A Light será presidida pela primeira vez por uma mulher. Em reunião extraordinária realizada nesta sexta-feira pelo Conselho de Administração da companhia, a executiva Ana Marta Horta Veloso foi eleita como presidente da empresa em substituição a Paulo Roberto Pinto. Ana Marta era diretora estatutária na Equatorial Energia S.A. e já integrava o Conselho de Administração da Light. Paulo Roberto Ribeiro Pinto estava na Light há 14 anos, sendo os três últimos como presidente. A saída de Paulo Roberto Pinto do cargo foi anunciada no fim do mês passado e não surpreendeu a funcionários próximos ao executivo. Segundo eles, a relação de Paulo Roberto com a controladora da Light, a geradora Cemig, estatal do governo de MG, já vinha se desgastando há algum tempo. De acordo com a companhia, durante a reunião, também foi oficializada a saída da diretora de Recursos Humanos, Andreia Junqueira, após sete anos na empresa. Segundo nota da distribuidora, essa vaga na diretoria ficará em aberto até o Conselho eleger um novo executivo para a função assim que a presidente decidir quem responderá interinamente pelo cargo. Na reunião do conselho também foi aprovada a eleição do novo diretor de Comunicação da Light: Ronald Cavalcante de Freitas, que atuava anteriormente como assessor de Comunicação da presidência da Cemig. A economista Ana Marta, com formação pela UFMG, é mestre em Economia Industrial pela UFRJ. Em sua carreira, ocupou cargos executivos no BNDES (onde atuou com foco em mercado de capitais) e integrou uma série de conselhos, entre eles: o da Net Serviços de Comunicação S.A, da Klabin S.A., Valepar S.A, Vale S.A, Acesita S.A, Equatorial Energia S.A, Cemar S.A, Celpa S.A, Geradora de Energia do Maranhão S.A, Rio Minas Energia S.A, Light S.A e Light Sesa S.A. Ela também atuou como executiva nos bancos Pactual e UBS Pactual e, nos últimos sete anos, exerceu a função de diretora estatutária na Equatorial Energia. (O Globo – 11.12.2015) 19 CPFL Brasil aposta em serviços de gestão de energia Na busca por expandir a sua carteira de clientes e aproveitando um cenário propício, a CPFL Brasil acrescentou ao seu pacote de serviços a gestão de energia. De acordo com Daniel Marrocos, diretor de mercado da comercializadora, com esse novo serviço o cliente vai ter um acompanhamento maior de temas como a variação dos preços, o cenário energético e questões regulatórias do setor. A intenção é estar mais perto dele, oferecendo produtos mais próximos da sua realidade. "Nosso serviço sempre foi muito focado no operacional e avançamos mais. É o consumidor com uma gama maior de serviços associados a contratação de energia", explica. Ele conta que os clientes terão acesso a um espaço exclusivo no site da comercializadora em que será possível acompanhar por meio de gráficos o consumo de energia, ver faturas, ter acesso a arquivos para download e fazer as simulações necessárias para o mercado livre de modo mais prático."Ele vai poder usar essa informação junto a sua diretoria, fazer análises e pode fazer uma gestão melhor", avisa. A novidade também envolve representação junto à CCEE, consultoria sobre o setor, análises sobre balanços energéticos preço da energia e oferta de relatórios de mercado. A ferramenta disponível no site também permite atender os geradores de energia com contratos de gestão com a CPFL Brasil. (Agência CanalEnergia – 14.12.2015) 20 Brasil: Abengoa suspende temporalmente projetos que estava desenvolvendo no país Abengoa, que atualmente encontra-se em um processo de negociação com seus credores financeiros, suspendeu temporariamente projetos no Brasil que estavam em construção. A parada das obras no país, onde o grupo conta com projetos de transmissão elétrica, é parte do processo de negociação da companhia para refinanciar e reestruturar sua dívida com o objetivo de preservar sua atividade, estudando projeto a projeto. No Brasil a companhia empreendeu, nos últimos anos, 11 projetos de linhas de transmissão, somando mais de 6.100 km de linhas e realizado projetos de infraestrutura. (Economía y Negócios – Chile – 14.12.2015) 21 Hidrelétrica Santo Antônio enfrenta arbitragem A Santo Antônio Energia foi notificada a respeito de um pedido de arbitragem feito pela Aperam Inox da América do Sul, que pediu rescisão de contrato de energia de 49,76 MW médios, o que corresponde a 2% dos compromissos de venda de energia da geradora. Em comunicado, a dona da hidrelétrica de mesmo nome, em Rondônia, afirmou que a arbitragem foi formulada pela Câmara FGV de Conciliação e Arbitragem e sinalizou que tem relação com eventual inadimplência da fabricante de aços inox da Arcelor Mittal, conhecida no passado como Acesita. "Destacamos que a SAE [sigla da Santo Antônio Energia] entende ser improcedente o pedido formulado pela Aperam, que desconsidera medidas liminares judiciais obtidas pela Companhia [a geradora] no âmbito do TRF1 e que afastam o alegado inadimplemento", disse a Santo Antônio Energia. O processo de arbitragem possui cláusulas de confidencialidade. (Agência Brasil Energia – 14.12.2015)
Contabilidade e Regulação da ANEEL 1 Regra mantém saldos positivos das bandeiras com distribuidoras As distribuidoras deverão manter em caixa eventuais saldos positivos da arrecadação de recursos na tarifa de energia elétrica para cobertura das bandeiras tarifárias. Esses superávits funcionarão como um adiantamento e serão devolvidos aos consumidores nos reajustes tarifários anuais com correção pela Selic. A regra com o tratamento a ser dado a partir de agora ao saldo positivo da Conta Centralizadora de Recursos das Bandeiras Tarifárias foi aprovada pela Aneel dia 1º de dezembro. A ideia é permitir que esses recursos recomponham ao longo do ano o fluxo de caixa das empresas, com apropriação desse ganho para as tarifas dos consumidores. A decisão da Aneel será aplicada ao saldo de R$ 520 mi acumulado pela conta em agosto e setembro, que será dividido entres as empresas com arrecadação maior que as despesas naquele período. Em agosto, a receita faturada pelas distribuidoras foi suficiente para equilibrar os custos. O valor contabilizado para o mês foi de cerca de R$ 420 mi, para uma arrecadação de R$ 1,4 bi. O superávit em torno de R$ 1 bi foi suficiente para cobrir déficits registrados em meses anteriores e ainda sobrou saldo em conta de R$ 320 mi. Em setembro, a sobra foi de R$ 200 mi. A norma altera o submódulo dos Procedimentos de Regulação Tarifária relacionado à Conta Bandeiras. Ela prevê que em caso de déficit, a diferença será paga pela distribuidora e repassada às tarifas, também corrigida pela Selic, no próximo processo tarifário. (Agência CanalEnergia – 02.12.2015) 2 Manutenção de saldos das bandeiras é boa para as tarifas e as distribuidoras, segundo a Abradee A nova regra que permite a manutenção de saldos positivos da arrecadação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras terá efeitos benéficos sobre as tarifas e o caixa das empresas, na avaliação do presidente Abradee, Nelson Leite. Ele explica que eventuais superávits da conta das bandeiras amortecerão o valor de despesas que só serão ressarcidas às companhias no próximo período tarifário e reduzirão, com isso, os custos financeiros a serem repassados aos consumidores nos reajustes anuais. A conta que acumula esses custos - conhecida como CVA - fechou o terceiro trimestre com um valor da ordem de R$ 12 bi, segundo o executivo. Aprovada na última terça-feira, 1º de dezembro, a norma da Aneel possibilita a transferência imediata a praticamente todas as distribuidoras de R$ 520 mi de superávit dos meses de agosto e setembro. Incluída desde janeiro nas contas de energia dos consumidores residenciais, as bandeiras tarifárias refletem o custo mensal da geração de energia. Quando o custo de produção está elevado é acionada a bandeira vermelha e o consumidor paga R$ 4,50 a cada 100 kWh consumido. Em condições menos desfavoráveis, entra a bandeira amarela e o custo adicional cobrado na conta de luz é de R$ 3,00/kWh. A bandeira verde significa que a energia esta saindo a um custo menor e não há cobrança adicional na fatura. (CanalEnergia – 02.12.2015) 3 Distribuidoras poderão unir áreas de concessão Um possível processo de consolidação do segmento de distribuição pode ganhar mais um componente facilitador, a Aneel abre na próxima quarta-feira, 10 de dezembro, audiência pública documental para discutir a regulamentação da união de áreas de concessão. Ou seja, ao contrário de hoje, que quando um grupo controla distribuidoras próximas tem que manter estruturas independentes, agora poderá unir tudo sob um único chapéu. Segundo o diretor Reive Barros, relator do processo, a medida, para fazer sentido, deve trazer racionalidade econômica e operacional, como determina a lei 12.839/2013, que abriu a possibilidade. O diretor explicou que a lei e o decreto 8.461 não deram os critérios para basear a análise da racionalidade, que serão definidos na regulamentação. A Aneel leva em consideração que os ganhos de escala conseguidos na fusão das concessões vão reduzir os custos das empresas. Com isso, os ganhos serão revertidos para os consumidores, como já é previsto na regulamentação dos processos tarifários. (Agência CanalEnergia – 08.12.2015) 4 Brasil inicia novo ciclo tarifário, diz Eduardo Braga 5 Aquisição de Jupiá e Ilha Solteira é homologada pela Aneel A diretoria da Aneel homologou, no dia 8 de dezembro, o resultado do leilão de usinas hidrelétricas existentes, referente ao lote E, que contém as UHEs Jupiá e Ilha Solteira, arrematado pela China Three Gorges (CTG). A agência também autorizou a celebração do contrato de concessão entre o poder concedente e a SPE Rio Paraná Energia, controlada pela CTG. A assinatura do contrato está prevista para 30 de dezembro deste ano. O lote arrematado pela empresa chinesa era o principal da concorrência, composto por Jupiá (1.551 MW) e Ilha Solteira (3.444 MW), duas usinas de São Paulo. A oferta foi de R$ 2,381 bi, sem deságio, e a bonificação de R$ 13,8 bi. (Agência Brasil Energia – 08.12.2015) 6 Aneel abre chamada pública para incentivar geração distribuída A Aneel abriu, no dia 8 de dezembro, chamada pública para incentivo à geração própria. O objetivo é aumentar as possibilidades de inserção de geração distribuída, além de incentivar os consumidores que tem geração própria, como reserva ou para consumo no horário de ponta, a gerar durante períodos mais longos, de acordo com a agência. O tema ficou em audiência pública no período de 18 a 27 de março deste ano, recebendo 75 contribuições de instituições, agentes de distribuição, comercializadores, consumidores, associações, da CCEE e da EPE. A Aneel ficou responsável por regulamentar as diretrizes da portaria e definir os preços de contratação para cada fonte de energia. Para aderir à geração própria, é preciso estar enquadrado nas modalidades tarifárias horárias, adquirindo energia no mercado regulado ou livre, além de ser atendido por distribuidoras de energia participantes da CCEE. Em março desse ano, o MME publicou a Portaria nº 44/2015, incentivando a geração própria de consumidores conectados em alta tensão, com exceção da rede básica. (Agência Brasil Energia – 08.12.2015) 7 Medidas para geração distribuída serão anunciadas no dia 15 O governo vai lançar no dia 15 de dezembro o programa de incentivo a mini e a microgeração distribuída, anunciou o ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga. O plano prevê ações voltadas ao desenvolvimento da modalidade, com medidas como a implantação de sistemas fotovoltaicos em prédios públicos como hospitais e universidades. Braga disse, durante cerimônia de assinatura dos novos contratos de concessão das distribuidoras, que a implantação definitiva da mini e microgeração passa pela desoneração tributária. Lembrou que passos já foram dados nessa direção, com a aprovação da lei que estabelece a desoneração do PIS e da Cofins. Há, também, a decisão do Confaz que permite aos estados limitar a incidência do ICMS a energia líquida injetada na rede de distribuição pelo consumidor, após a compensação com a distribuidora. (Agência CanalEnergia – 08.12.2015) 8 Sulgipe reajusta tarifa do setor residencial em 12,9% A Sulgipe fará na próxima segunda-feira (14/12) um reajuste de 12,89% na tarifa do setor residencial. O reajuste foi aprovado hoje (8/12) pela diretoria da Aneel. A Sulgipe atende a 138 mil unidades consumidoras localizadas em 14 municípios dos estados de Sergipe e Bahia. No cálculo do reajuste, a Aneel considera a variação de custos associados à prestação do serviço, como aquisição e transmissão de energia elétrica, além de encargos setoriais. Os custos típicos da atividade de distribuição, por sua vez, são atualizados com base no IGP-M. Confira na tabela abaixo a variação média para cada segmento atendido pela Sulgipe. A média da baixa tensão engloba as classes B1 (residencial e subclasse residencial baixa renda), B2 (subclasses rurais, como agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, serviço público de irrigação rural), B3 (industrial, comercial, serviços, poder público, serviço público e consumo próprio) e B4 (iluminação pública). Os valores dos reajustes para as classes de tensão alta, baixa e média ponderada são, respectivamente, 17,06%, 13,06% e 14,48%. (Agência Brasil Energia – 08.12.2015) 9 Aneel vota regra do risco hidrológico A Aneel deve aprovar a normativa que estabelece as regras para a repactuação do risco hidrológico, dando apenas cinco dias para as empresas avaliarem as normas. Para garantir uma adesão, a Aneel precisará criar também um mecanismo que de segurança a todas as que desistirem das suas liminares sem a garantia de que todos os agentes façam o mesmo. A diretoria da Aneel tinha aprovado as regras para repactuação do GSF em uma reunião ordinária em 3 de novembro, mas será necessário rever a normativa para adaptá-la às mudanças feitas na lei deste então. Antes de a lei que trata do tema ser sancionada, o comando da Aneel trabalhava com a previsão de estender o fim do período de adesão até o próximo dia 18. Confirmada a previsão na reunião de hoje, as empresas teriam menos de uma semana para analisar a adequações à nova legislação e tomarem a decisão final. A desistência das ações na Justiça, principal condição feita pelo governo, também se torna complicada de ser viabilizada a partir da próxima semana. Neste período os órgãos do judiciário já começam se desmobilizar para o recesso de fim de ano, quando mantêm os trabalhos em regime de plantão. (Valor Econômico – 11.12.2015) 10 Extensão do prazo da repactuação foi acordado pelo MME e Aneel O adiamento do prazo para a adesão das geradoras à repactuação do risco hidrológico foi acordado entre o MME e a Aneel. No foco dessa extensão para 15 de janeiro está a necessidade de algumas empresas em submeter essas decisões a assembleias como ritos de governança corporativa. Essa era uma das reclamações que o setor vinha fazendo sobre a urgência que inicialmente havia sido imposta para a adesão. Na avaliação do ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, esse aumento do prazo não deverá trazer prejuízos ao setor elétrico nem ao consumidor. “Acho que muitas das empresas que estavam aguardando a resolução da Aneel não vão aguardar até 15 de janeiro. No entanto, empresas que tem o regramento e tem de submeter a decisão a Assembleia poderiam não cumprir o prazo dentro deste recesso judicial, então entendemos com a Aneel que seria, sem prejuízo para o setor, prudente que se desse prazo adicional para que todos tivessem a oportunidade de optar”, afirmou o ministro, que disse que há uma sinalização de que o movimento de adesão por parte das geradoras é positivo. (Agência CanalEnergia – 11.12.2015) 11 Aneel aprova versão final da regra de repactuação do risco hidrológico A Aneel aprovou a versão final do regulamento que define as condições de repactuação do risco de geração das usinas hidrelétricas, para incorporar as alterações da Lei 13.203. A lei foi sancionada pela presidenta Dilma Rousseff, mas a demora na publicação do texto alterou o calendário para a adesão dos geradores, que ocorreria até a próxima segunda-feira, 14. Eles terão até as 18 horas do dia 15 de janeiro de 2016 para formalizar a desistência das ações judiciais e assinar os termos do acordo, para garantir o ressarcimento do risco de 2015. A norma não traz mudanças em relação às regras para o mercado regulado, onde os geradores com contratos com distribuidoras poderão optar entre três classes de produtos, com percentuais de transferência de risco para o consumidor de 0% a 11%. Mas altera as condições no ambiente de livre comercialização, onde a repactuação se dará pela transferência de hedge (proteção), com a contratação pelo gerador entre 5% e 11% de sua garantia física em energia de reserva. Antes, essa faixa variava entre 1% e 11%, mas a lei estabeleceu o índice mínimo de 5% para a transferência de risco no ACL. A proposta do relator Tiago Correia era aplicar em 2015 o limite máximo de 11%, para facilitar a adesão dos agentes. A opção pelas demais faixas deveria ser feita a partir de 2016. Em voto divergente, o diretor Reive Barros argumentou, no entanto, que isso implicaria perdas da ordem de R$ 1,6 bilhão para o consumidor e propôs a aplicação do mesmo tratamento dado ao ACR, onde é permitida a escolha entre os diferentes percentuais de adesão já para o risco deste ano. O voto foi acompanhado pelos demais diretores da Aneel. (Agência CanalEnergia – 11.12.2015) 12 Geradoras terão até 15/1 para adesão à repactuação do GSF A Aneel determinou a ampliação do prazo para adesão à repactuação do risco hidrológico pelas geradoras, previsto para 15 de janeiro de 2016. As geradoras terão até a nova data para a desistência das ações judiciais que minimizam ou anulam os efeitos do GSF e para a realização do acordo. A data precisou ficar para 2016 em função do recesso do Judiciário a partir de 18/12. As regras já haviam sido aprovadas no início de novembro pela Aneel, porém o regulamento precisou ser adequado pela diretoria no dia 11 de dezembro, em razão da recente sanção da Lei 13.203/2015, oriunda da MP 688/2015, pela presidente Dilma Rousseff. O relator da medida, Tiago Correia, não introduziu mudanças nas regras já estabelecidas para o ACR, porém para o ACL, a contratação da garantia física em energia de reserva passou de entre 1% e 11% para entre 5% e 11% para a transferência do risco. Os agentes poderão optar pelos diferentes percentuais para a adesão ao risco deste ano. O escalonamento é definido de acordo com o nível de GSF assumido pelo gerador, uma vez que agora os geradores poderão escolher as possibilidades de exposição. Para o regulado, os percentuais se mantém entre 0% e 11, a partir de três opções de classes de produtos – P, SP e SPR. A obrigatoriedade da queda das ações para a adesão voluntária à repactuação ao risco, regulamentada pela Lei 13.203/2015, busca, especialmente, destravar o mercado que atualmente possui alto índice de judicialização. As regras preveem que o risco suportado pelas concessionárias poderá ser repactuado mediante contrapartida dos agentes. Ele será coberto no mercado regulado pela CCR de Bandeiras Tarifárias e no mercado livre, a contrapartida será alocada na Conta de Energia de Reserva a partir da contratação de energia de reserva para formação de hedge pelas geradoras. (Agência Brasil Energia – 14.12.2015)
Publicação de Balanços em IFRS 1 Elétricas avaliam se lançam o GSF no balanço deste ano O destravamento do mercado de curto prazo de energia ficou para 2016, colocando em dúvida como as empresas do setor elétrico vão reconhecer nas demonstrações financeiras deste ano as cifras relacionadas ao risco hidrológico. A publicação da Lei 13.203 (de conversão da MP 688) só aconteceu na semana passada, atrasando o cronograma previsto inicialmente pelo governo para a repactuação do déficit de geração hídrica pelas hidrelétricas. A data final para a adesão ficou para 15 de janeiro. O Ibracon está atualmente em discussão com as empresas afetadas e com a Aneel sobre como os efeitos da repactuação do GSF serão tratados nos resultados, se terão ou não efeito retroativo nos balanços de 2015. Segundo Marcos Quintanilha, coordenador do GT de Energia do Ibracon, a situação vem sendo acompanhada há meses, mas ainda não há uma resposta sobre como a adesão à repactuação do GSF será tratada nos balanços, uma vez que as normas só foram aprovadas recentemente. O Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) prevê duas alternativas para os chamados "eventos subsequentes". Na primeira categoria, o evento seria considerado retroativo e afetaria a demonstração financeira do exercício encerrado. A outra opção entende que o evento não teria efeito retroativo, mas seria apenas citado no balanço. Iara Pasian, da área de Infraestrutura e Energia da Deloitte, lembra que as empresas terão ainda que decidir se aceitam ou não as condições estabelecidas na nova legislação. Cada caso será distinto e poderá gerar efeitos "contábeis, tributários e societários", explica. O reconhecimento dos eventos subsequentes nos balanços vai depender da avaliação que cada empresa vai fazer, se há um suporte dentro das normas e de consultas às auditorias independentes. A maior parte das hidrelétricas tem liminares que limitam o risco hidrológico. No entanto, as empresas estão provisionando essas despesas no balanço como passivos. Se aceitarem a repactuação do GSF, devem passar a contabilizar os valores devidos (e ainda não pagos) como ativos, por causa da previsão de que vão recuperar esses montantes com extensão de concessões. O efeito contábil, portanto, seria positivo no resultado. Já no caixa das companhias, o efeito será negativo, pois elas precisarão desembolsar a exposição correspondente ao GSF no período, que até então estava apenas provisionada. (Valor Econômico – 15.12.2015)
Indicadores de Sustentabilidade Econômico-Financeira 1 Audiência pública discute definição dos reajustes e indicadores de qualidade A audiência pública para discutir a regulamentação da união de áreas de concessão, que abre na próxima quarta-feira, 10 de dezembro, e vai até 29 de janeiro de 2016, vai discutir detalhes de como serão definidos os reajustes e indicadores de qualidade. A ideia é que seja feita a unificação da receita na data do último aniversário do processo tarifário pós a assinatura do novo contrato de concessão. No caso da parcela A e do financeiro, a proposta é que sejam calculados de forma independente no primeiro processo tarifário, reajuste ou revisão, após a fusão das áreas e de forma conjunta a partir do período seguinte. Em relação a parcela B, fator X e trajetória de perdas, são duas propostas apresentadas. Na primeira, seria realizada uma revisão tarifária no momento da unificação, com a definição dos novos valores. A segunda proposta sugere a determinação de uma nova data de revisão, sendo esses indicadores calculados em separados até esse momento. A tarifa-fio do grupo B passaria por um período de transição, o que ocasionaria a existente de uma mesma classe de consumidores com tarifas diferentes na área de concessão. No caso, dos indicadores de qualidade, como DEC e FEC, não seria necessário adotar novos valores já que são determinados por conjuntos de consumidores e poderiam aguardar até o próximo processo de revisão tarifária. No caso do indicador de atendimento comercial, FER, seria necessário sim a definição de um valor novo, já que se estaria unido duas empresas diferentes. Como, a princípio, não há limite para contiguidade ou estaduais na medida, o diretor André Pepitone ressaltou a preocupação com a concentração do mercado em um hipotético distribuidor único. Barros, ponderou, contudo, que durante as discussões as questões vão aflorar. (Agência CanalEnergia – 08.12.2015) 2 Metodologia para revisão de garantia física de UHEs exclui do processo benefício indireto atribuído a reservatórios de regularização A proposta do MME de metodologia e base de dados para a revisão ordinária da garantia física das usinas hidrelétricas, em consulta, também exclui do processo benefício indireto atribuído a reservatórios de regularização, que não terão os valores recalculados. Segundo apresentação do MME, a metodologia tem como base a empregada no cálculo das garantias físicas de novos empreendimentos de geração do SIN, que considera a configuração hidrotérmica do sistema. Mas há diferenças, como a utilização do modelo Suishi no cálculo da energia firme das usinas hidrelétricas; a representação da sazonalidade do mercado de energia e da expectativa sazonal de geração das usinas não despachadas pelo ONS; a representação de limites infinitos de transmissão entre subsistemas e a não consideração da livre transferência de carga entre os subsistemas. (Agência CanalEnergia – 11.12.2015)
Avaliação de Empresas e Previsão de Analistas 1 Celg recebe rating B(bra) da Fitch, com perspectiva estável A Agência de classificação de risco Fitch Ratings atribuiu na última segunda-feira, 7 de dezembro, o Rating Nacional de Longo Prazo ‘B(bra)’ da Celg Distribuição. Ao mesmo tempo a agência afirmou o Rating Nacional de Longo Prazo ‘AA-(bra)’ à proposta de emissão de Cédula de Crédito Bancário da companhia,no montante de até R$ 315 mi e prazo de cinco anos. A perspectiva do rating corporativo é estável. Os recursos da proposta de emissão da CCB da Celg D serão utilizados como capital de giro da companhia e contarão com garantia corporativa de sua acionista controladora, a Eletrobras, além de recebíveis da emissora. De acordo com a Fitch, o rating da Celg D reflete seu fraco perfil de crédito, caracterizado por apresentar alavancagem financeira elevada, significativa concentração de dívida no curto prazo e reduzida posição de liquidez. Além disso, a companhia tem importantes desafios para melhorar e otimizar seu deficiente desempenho operacional, que tem impactado de forma negativa a geração operacional de caixa. O risco de liquidez da Celg D é atenuado pelo fato de a empresa ser controlada pela Eletrobras, o que lhe confere a possibilidade de maior acesso a fontes de financiamento, com custos financeiros mais atrativos. A Fitch considera, no entanto, que o benefício do potencial suporte da controladora é temporário, uma vez que a empresa já divulgou a intenção de alienar sua participação na distribuidora no curto prazo. A análise da Celg D incorporou a posição monopolista da companhia na distribuição de energia em sua área de concessão e o moderado risco regulatório do setor elétrico brasileiro. A implantação do sistema de bandeiras tarifárias e dos reajustes extraordinários de tarifa no começo de 2015 foi positiva para o fluxo de caixa das empresas do segmento de distribuição e reafirma a percepção da agência quanto à importância do setor para o país. A avaliação também considerou o risco hidrológico, atualmente acima da média. O rating da proposta de emissão de CCB da Celg D foi equalizado ao risco de crédito da garantidora, a Eletrobras, controladora atual da Celg D e que detém 50,93% de seu capital votante e total. Em caso de alienação da Celg D, o novo controlador terá que substituir esta empresa garantidora por outra que seja aceita pelo credor da CCB ou remunerar a Eletrobras pela sua permanência como garantidora. (Agência CanalEnergia – 08.12.2015) 2 Fitch prevê alavancagem da Celg D em alta nos próximos anos A Agência de classificação de risco Fitch Ratings acredita que a alavancagem da Celg D deverá permanecer elevada nos próximos anos, em consequência da expectativa de lenta recuperação dos fracos resultados operacionais e do alto endividamento. A Celg D tem o desafio de melhorar sua eficiência operacional, com o objetivo de atingir as metas de qualidade de serviço e de redução de perdas determinadas pela Aneel, bem como alcançar o Ebitda regulatório determinado em sua última revisão tarifária, em setembro de 2013. O reajuste tarifário extraordinário e a adoção do sistema de bandeiras tarifárias tiveram impacto positivo no Ebitda do período de 12 meses, encerrado em setembro de 2015, que atingiu R$ 221 mi, frente a R$ 103 mi em 2014. No entanto, o atual ambiente macro econômico desfavorável no Brasil deve prejudicar o volume de energia a ser distribuído em sua área de concessão, bem como pressionar seus índices de inadimplência e perdas. O fluxo de caixa livre da Celg D deverá permanecer negativo ao longo dos próximos quatro anos, tornando necessárias novas captações de recursos dentro do ambiente atual de escassez de linhas de crédito e altos custos financeiros. A Fitch estima que a companhia deverá investir R$ 1,8 bi no período de 2016 a 2018 para tentar atingir as metas estabelecidas pela Aneel. Com base no período de 12 meses encerrado em 30 de setembro de 2015, o fluxo de caixa das operações, de R$ 901 mi, mesmo beneficiado pela renegociação de passivo de encargos setoriais ocorrida no quarto trimestre de 2014, foi insuficiente para cobrir os investimentos de R$ 1,2 bi, o que resultou em FCF negativo em R$ 252 mi. (Agência CanalEnergia – 08.12.2015) 3 Fitch: desistência da fase II do acordo com TerraForm não afeta ratings da Renova O cancelamento da fase II do acordo com a TerraForm Global não afeta os ratings da Renova Energia. A conclusão é da agência de classificação de risco Fitch Ratings, que avalia o rating da Renova em Rating Nacional de Longo Prazo ‘A- (bra) ’, com perspectiva estável. De acordo com a Fitch, a potencial venda de 2.204 MW da atual carteira de projetos da Renova para a TerraForm Global entre 2016 e 2020 não eliminava as incertezas quanto ao financiamento da necessidade de equity a ser colocado no número de projetos em construção da companhia, estimado em cerca de R$ 2 bi, de 2016 a 2019. A materialização da entrada de caixa desta alienação prevista dependia de variáveis não gerenciáveis pela companhia. Com a não realização do acordo, os recursos necessários para o desenvolvimento dos projetos pré-operacionais precisarão ser levantados por meio de maior endividamento no âmbito da holding ou de novos aportes de capital por parte dos acionistas. Como alternativa, a empresa tem sinalizado a possibilidade de redimensionar sua carteira de projetos, de forma a adequá-la a esta nova realidade e ao cenário de crédito mais restritivo e de maior custo financeiro, o que é considerado positivo pela agência. Na avaliação da Fitch, a Renova permanece com o desafio de ser bem-sucedida em desenvolver seu elevado portfólio de ativos em construção. Ela tem um ambicioso programa de investimentos para os próximos anos, de aproximadamente R$ 7 bi, de 2016 a 2019. A agência acredita que a companhia possua alguma flexibilidade no cronograma de desembolsos dos projetos em construção. O rating da Renova reflete a grande exposição da companhia a projetos em desenvolvimento, uma vez que a empresa possui 69% da capacidade instalada contratada atual, de 2.849 MW, ainda em desenvolvimento. (Agência CanalEnergia – 09.12.2015) 4 Fitch coloca em observação negativa ratings da Light S.A. e das subsidiárias A agência de classificação de risco Fitch colocou em observação negativa na última terça-feira, 8 de dezembro, o Rating Nacional de Longo Prazo ‘A+ (bra)’ da Light S.A. e das subsidiárias Light Serviços de Eletricidade e Light Energia. A observação negativa reflete os desafios que o grupo terá nos próximos meses de refinanciar a sua dívida de curto prazo, dentro de um cenário de crédito restrito e de dificuldade econômica. A empresa anunciou no início do mês o cancelamento da venda de sua participação na Renova Energia, o que lhe daria US$ 250 mi. Segundo a Fitch, isso eliminou a flexibilidade que o grupo teria, caso a transação tivesse sido concluída com sucesso. A agência considera que a manutenção da estratégia de desinvestimentos será importante para que ela tenha êxito na melhora de seu perfil de liquidez e de sua estrutura de capital. A retirada da observação negativa vai se apoiar no sucesso da rolagem das dívidas de curto prazo. No entanto, a agência poderá atribuir, em seguida, perspectiva negativa aos ratings corporativos, a fim de refletir os desafios que o grupo Light enfrenta para trazer sua alavancagem financeira a patamares mais conservadores e compatíveis com o rating atual, bem como melhorar os índices de cobertura da dívida de curto prazo de forma sustentável. (Agência CanalEnergia – 10.12.2015) 5 Standard & Poor's reafirma ratings da Duke Energy A Agência de classificação de risco Standard & Poor's reafirmou na semana passada os ratings 'BBB-' na escala global e 'brAAA' na Escala Nacional Brasil atribuídos à Duke Energy Internacional Geração Paranapanema S.A. A S&P também removeu os ratings da listagem CreditWatch, na qual foram colocados com implicações negativas no último dia 10 de setembro de 2015. A perspectiva dos ratings de crédito corporativo é negativa. De acordo com a agência, a reafirmação dos ratings reflete o perfil de crédito individual da Duke e a sua rentabilidade e liquidez, consideradas fortes. Ela mantém baixos custos operacionais, bom desempenho operacional e rentabilidade em função de sua estratégia de vender uma parcela menor de sua energia assegurada a fim de minimizar sua exposição ao risco hidrológico. Os ratings também refletem o perfil de risco financeiro "modesto" da Duke Paranapanema em função de sua forte geração de fluxo de caixa e baixos níveis de endividamento. Esse perfil resulta em métricas financeiras saudáveis no longo prazo. No entanto, o desempenho financeiro da empresa em 2015 deverá ser ligeiramente mais fraco do que esperávamos, com a dívida sobre Ebitda em 1,9 vezes e a geração interna de caixa sobre dívida em 32%. Esse desempenho vem por conta das condições hidrológicas desfavoráveis, as quais aumentaram o Fator de Ajuste de Energia. A Standard espera que a dívida da Duke sobre o Ebitda permaneça em menos de duas vezes e a geração interna de caixa sobre dívida fique acima de 45% nos próximos 24 meses. (Agência CanalEnergia – 14.12.2015) 6 Standard & Poor's reafirma ratings de longo e curto prazo da Tractebel A Standard & Poor's reafirmou na última sexta-feira, 11 de dezembro, os ratings de crédito corporativo de longo e curto prazos 'brAAA/brA-1' da Tractebel na Escala Nacional Brasil. A perspectiva é negativa. Ao mesmo tempo, a agência removeu os ratings da listagem CreditWatch com implicações negativas, na qual foram colocados em 10 de setembro de 2015, devido ao rebaixamento dos ratings soberanos do Brasil. De acordo com a Standard & Poor's, a reafirmação do rating reflete a conclusão da agência de que a empresa sobreviveria a um cenário hipotético de default soberano. Com isso, ela decidiu atribuir para a Tractebel rating de crédito com um degrau acima da nota soberana. (Agência CanalEnergia – 14.12.2015) 7 Standard & Poor's reafirma rating ‘brAA+’ para emissão de R$ 180 milhões da Baesa A agência de classificação de risco Standard & Poor's reafirmou na última sexta-feira, 11 de dezembro, o rating ‘brAA+’ atribuído na Escala Nacional Brasil à primeira emissão de debêntures subordinadas de R$ 180 mi da Energética Barra Grande S.A. e o removeu da listagem CreditWatch negativo. A agência também passou a atribuir um rating de recuperação à emissão da Baesa, de acordo com a expectativa de recuperação da dívida em um cenário hipotético de default. Nesse cenário, o valor presente dos ativos seria suficiente para fazer frente a mais da totalidade das obrigações das debêntures, resultando em um rating de recuperação ‘3’. Em setembro, a agência havia colocado o rating de emissão da hidrelétrica na listagem CreditWatch com implicações negativas, para testar a sua resiliência da empresa a um cenário hipotético de estresse no governo soberano. De acordo com a Standard & Poor's, o rating reflete a visão de um perfil de risco de negócios “regular”, em função da dinâmica competitiva do mercado no Brasil, e do seu baixo custo operacional, comum a uma hidrelétrica. A usina é um ativo único com exposição às condições climáticas por meio do Mecanismo de Realocação de Energia, o que resultou em significativa volatilidade de custos em 2015. No entanto, essa volatilidade é compensada por meio dos contratos de fornecimento de energia elétrica com seus acionistas que estabelecem a obrigação de compra do total da eletricidade gerada pela usina proporcionalmente às suas quotas detidas no capital. A posição competitiva da Baesa reflete ainda sua eficiência operacional adequada, com disponibilidade da usina relativamente alta e rentabilidade satisfatória. O índice de disponibilidade da usina no período de 12 meses terminado em setembro de 2015 foi de 95,3%, acima do mínimo de 85,31% exigido pelo regulador no contrato de concessão. (Agência CanalEnergia – 14.12.2015) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
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