l IFE: nš 06 - Janeiro de 2016 Índice Distribuidoras de Energia Elétrica Contabilidade e Regulação da ANEEL Lançamento de debêntures por distribuidoras e divulgação de resultados dos mesmos
Distribuidoras de Energia Elétrica 1 Governo prorroga prazo para distribuidoras de energia renovarem contratos O governo federal publicou a MP nº 706, que amplia em seis meses o prazo para as distribuidoras de energia elétrica firmarem a prorrogação de seus contratos, mediante compromissos de melhoria na oferta de serviços. O prazo venceria este ano e, agora, se estenderá até junho. Segundo nota do MME, “em virtude da complexidade dos estudos necessários, entendeu-se como adequado ampliar o prazo para que os interessados possam empreender análises mais aprofundadas sobre a prorrogação e possam ultimar todas as providências de cunho empresarial, possibilitando avaliação criteriosa por parte de seus controladores para a qualificada tomada de decisão”. De acordo com o MME, porém, 38 concessionárias já tiveram seus contratos ampliados mediante o compromisso de melhorar metas de qualidade e prestação de serviço junto aos consumidores. Para isso, as empresas dependem de investimentos novos, porque, uma vez assinadas as renovações, teriam novos compromissos que ampliam o risco de perder as concessões em caso de problemas de fornecimento de energia elétrica. Segundo fonte do governo federal, a ampliação do prazo para decisão das empresas permita que se avalie melhor a forma como o governo promoverá um processo de capitalização das distribuidoras da Eletrobras, que passam por sérios problemas financeiros. O governo já teria encontrado uma solução financeira para promover essa capitalização em 2016, mas uma discussão ainda está em curso para que os acionistas minoritários da Eletrobras não sejam prejudicados. Isso porque, quando o governo promove um aporte numa estatal, ele aumenta o capital da companhia e, portanto, os acionistas minoritários teriam de investir recursos em mesma proporção, se quiserem manter sua fatia na empresa. Segundo a fonte, há outras prioridades dentro do governo e até do setor elétrico a serem ofertadas à iniciativa privada, como linhas de transmissão, que terão leilões de grande valor nos próximos meses. O ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, já havia dito, nas últimas semanas, que a venda das distribuidoras dependia de decisão do CND – que até agora só aprovou a venda da Celg, de Goiás. (O Globo – 29.12.2015) 2 Eletrobras dá sinal verde para venda do controle da Celg-D Os acionistas da Eletrobras aprovaram ontem em Brasília a privatização da Celg¬D, como é conhecido o braço de distribuição da Companhia Energética de Goiás. Ao mesmo tempo, porém, foi adiada a decisão sobre a venda das seis distribuidoras integrais da estatal, a pedido da própria empresa. Com o aval sobre a Celg D, a expectativa é que o controle da empresa seja vendido no ano que vem em leilão promovido pela BM&FBovespa. A fatia da Eletrobras (50,93%) foi estimada em pelo menos R$ 1,4 bi, mas o governo de Goiás também deve vender sua parte (49,07%). Segundo a ata da reunião divulgada pela estatal, a venda da Celg¬D fica condicionada à aprovação da conversão da dívida da companhia em moeda estrangeira para reais, proposta que ainda depende de autorização da Aneel. Os acionistas deveriam ter debatido ontem sobre a venda das outras seis distribuidoras de energia controladas pela Eletrobras, mas os processos foram retirados de pauta. A direção da estatal não justificou o adiamento da discussão, mas o Valor apurou que o pedido de suspensão veio do MME. Estão na lista as distribuidoras Cepisa (Piauí), CEAL (Alagoas), Eletroacre (Acre), Ceron (Rondônia), Boa Vista Energia (Roraima), Amazonas Distribuição. Juntas, elas atendem cerca de 3,8 milhões de consumidores, ou cerca de 5% do mercado nacional. As distribuidoras passam por sérias dificuldades financeiras e algumas não têm cumprido as metas de qualidade estabelecidas pela Aneel. Para se adequarem às exigências de qualidade no serviço impostas pela agência para a prorrogação das concessões, a Eletrobras teria que realizar aportes estimados em R$ 18,3 bi entre 2016 e 2024. (Valor Econômico – 29.12.2015) 3 MME aprova renovação da concessão da Eletrobras Roraima O MME convocou a Eletrobras Distribuição Roraima para a assinatura do contrato de renovação da concessão, em despacho publicado no dia 18 de dezembro. A concessionária tem o prazo de 30 dias para realizar a assinatura do documento. O órgão já aprovou o requerimento com recomendação da Aneel para a prorrogação da outorga de 17 empresas, em 11/11, e de outras 15, no dia 24/11. Agora aguardam a convocação cinco companhias das 40 totais que terão a renovação. O termo aditivo do contrato foi aprovado pela agência em 20/10. Os prazos vencem entre 2015 e 2017. Entre as regras para a prorrogação, os requisitos de qualidade no fornecimento devem ser alcançados nos primeiros cinco anos e poderá ser extinto do sexto ano em diante caso a empresa descumpra os limites anuais globais estabelecidos pela agência. Com a medida, a empresa poderá ser privatizada, caso o governo decida realmente pela venda da companhia, via Eletrobras. (Agência Brasil Energia – 18.12.2015) 4 Cemig assina aditivo de contrato de concessão de distribuidora 5 Cemig muda limite de endividamento em 2015 Os acionistas da Cemig aprovaram nesta terça-feira, 29, em assembleia geral extraordinária, mudanças nos limites de endividamento e investimentos da companhia para o ano de 2015. Segundo a ata da reunião, as mudanças foram necessárias por conta da aquisição do Lote D, no leilão promovido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em novembro, que levou a uma emissão de notas promissórias da Cemig Geração e Transmissão (Cemig GT) para captar R$ 1,44 bi, que serão utilizados para pagar a primeira parcela da outorga do leilão, que vence nesta quarta-feira, 30. Com essas operações, a relação entre dívida líquida e Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) passará para 2,63 vezes. A dívida líquida passará a representar 51% do patrimônio líquido da concessionária de energia mineira. E os recursos destinados a investimentos de capital e aquisição de ativos representarão 62% do Ebitda. Por isso, os acionistas aprovaram uma flexibilização das covenants (cláusulas contratuais para títulos de dívida) para 2015. O limite para a relação dívida líquida/Ebitda passou para 2,6 vezes, e para a relação dívida líquida/patrimônio líquido passou para 51%. Já o limite de recursos para investimentos e aquisições passou para 62%. Esses números estão acima do limite máximo previsto no estatuto da Cemig, que permite, após aprovação do conselho de administração, que a companhia atinja relação dívida líquida/Ebitda de 2,5 vezes, relação dívida líquida/patrimônio líquido de 50%, e investimentos de até 40% do Ebitda. Esses limites já ultrapassam a meta original estabelecida pelo estatuto, de 2 vezes o Ebitda e 40% do patrimônio líquido no endividamento, e 40% do Ebitda para os investimentos. (O Estado de São Paulo – 29.12.2015) 6 Acionistas da Eletrobras aprovam venda da Celg Os acionistas da Eletrobras aprovaram a venda do controle acionário da Celg Distribuição, condicionada à aprovação da Aneel para a conversão da dívida em moeda estrangeira da empresa com Itaipu para o real. A medida foi negociada entre o governo de Goiás e o MME, que apóia a decisão. Com a aprovação, a privatização da Celg Distribuição fica mais próxima de acontecer. A empresa será a primeira da fila, O leilão será realizado pela BM&FBovespa, ainda sem data. A repactuação da dívida deve trazer um alívio estimado em R$ 400 mi, com a troca da moeda, especialmente no momento de dólar alto. Além disso, o passivo será corrigido pela taxa Selic e pagamento em dez anos. A decisão foi a única obtida pela Eletrobras. O governo pediu a retirada de pauta da decisão sobre a prorrogação das concessões e a venda das seis distribuidoras federalizadas, com a extensão do prazo para assinatura dos novos contratos. Diante da complexidade dos estudos para novas metas, segundo o MME, o governo adiou o prazo para sete meses, ou seja, até o final de junho. (Agência Brasil Energia – 29.12.2015) 7 Cemig e Celesc comemoram UHEs arrematadas no leilão do dia 25/11 Dirigentes das estatais Cemig e Celesc destacaram a importância histórica das concessões de usinas hidrelétricas arrematadas pelas empresas no leilão realizado em 25 de novembro do ano passado. Dos 29 empreendimentos existente ofertados no certame, 18 ficaram com a Cemig, que manteve 14 usinas e arrematou outras quatro; e cinco permaneceram com a Celesc, antigo concessionário. O diretor de geração da Cemig, Franklin Gonçalves, elogiou a alteração das regras que permitiu a mudança nas condições de renovação dos contratos das usinas. Para o diretor, a mudança é importante não apenas por garantir mais 30 anos, mas por representar uma nova etapa para outras concessões que ainda não venceram. “Não nos víamos sem essas usinas”, disse Gonçalves, que destacou a usina de Três Marias como a mais simbólica para o estado de Minas Gerais. O diretor presidente da Celesc, Cleverson Siewert, disse que a empresa se adequou às mudanças ocorridas no setor nos últimos quatro anos e considerou uma vitória a manutenção das cinco pequenas centrais hidrelétricas da empresa com potência total de 63 MW. (Agência CanalEnergia – 05.01.2016) 8 Light inaugura novas agências e dá sequência a reorganização no atendimento 9 Procon multa Ampla por falta de luz em regiões do Rio no fim do ano O Procon-RJ autuou a concessionária Ampla pela falta de energia em diversos municípios fluminenses nos dias 30 e 31 de dezembro. Em alguns pontos, a luz demorou quatro horas para ser restabelecida. Para consumidores de Duque de Caxias, na Baixada Fluminense, a situação foi ainda mais grave, com os consumidores ficando às escuras até o dia 2 de janeiro. Além de Duque de Caxias, a falta de energia atingiu Niterói, São Gonçalo, Magé, na região metropolitana do Rio, além de Araruama, na Região dos Lagos, e cidades da região serrana. A falta de luz prejudicou até o abastecimento de água, já que muitas pessoas usam bombas elétricas para puxar a água de poços artesianos. De acordo com a Lei Federal 8.987/1995, que estabelece regras para concessão de serviços públicos, o serviço adequado deve satisfazer as condições de regularidade, continuidade, eficiência e segurança, entre outras. A Ampla tem 15 dias úteis, contados a partir do recebimento da notificação, para apresentar defesa. Caso o prazo não seja cumprido ou os argumentos não sejam aceitos pelo setor jurídico do Procon Estadual, a concessionária será multada em valor não divulgado. A concessionária informou que, tão logo seja notificada pelo Procon, recorrerá da decisão no prazo estabelecido. (Agência Brasil – 06.01.2016) 10 Controladas da AES concluem reorganização societária 11 CPqD e Cemig desenvolvem tecnologia para evitar queima de dispositivos de monitoramento nas redes Nova tecnologia desenvolvida pelo CPqD e pela Cemig no uso da fibra ótica para transmitir energia elétrica para alimentar sensores e dispositivos eletrônicos instalados remotamente (PoF) vai permitir que empresas de energia enfrentem a queima desses dispositivos, provocada por surtos elétricos e atmosféricos. A iniciativa tem o apoio do P&D da Aneel. A novidade, que já está sendo utilizada pela Cemig, consiste na aplicação da técnica Power over Fiber - ou transmissão de energia pela fibra óptica - no ambiente de alta tensão das subestações e das linhas de transmissão de energia elétrica, com o objetivo de proteger os equipamentos eletrônicos usados no monitoramento dessas redes. Os testes de campo realizados em uma área piloto da Cemig, na região do bairro Buritis, em Belo Horizonte, vêm demonstrando a eficácia da nova tecnologia. Uma microcâmera utilizada no monitoramento desse trecho de uma linha aérea de transmissão da concessionária, por exemplo, vem funcionando há mais de dois anos, sem nunca ter sofrido dano ou interrupção causados por raios ou outro tipo de surto elétrico. Para Carlos Alexandre Meireles do Nascimento, engenheiro de tecnologia e normalização da Cemig, que atuou como gerente desse projeto, com a ocorrência constante de casos de queima de equipamentos eletrônicos no país, especialmente em áreas com alta incidência de descargas atmosféricas, como a região metropolitana de Belo Horizonte, a aplicação da técnica pode representar uma revolução tecnológica, no que diz respeito à proteção de diversos tipos de dispositivos eletrônicos de baixo consumo. (Agência CanalEnergia – 07.01.2016) 12 Eletrobras vai rever acordo com distribuidoras em Amapá e Roraima A Eletrobras vai rever em 2016 acordos feitos anteriormente para assumir o controle de duas distribuidoras de energia estaduais no Norte do país, a CEA e a CERR, que atendem os estados do Amapá e de Roraima, respectivamente. A decisão, informada em nota enviada pela estatal à Reuters, vem logo após uma fonte ter dito, no fim de dezembro, que a Eletrobras considera a possibilidade de não renovar a concessão de suas distribuidoras que atuam na região Norte, como Amazonas Energia e Boa Vista, que enfrentam prejuízos recorrentes. Segundo a Eletrobras, o processo “está em fase de reavaliação geral”, o que será feito em 2016. A Eletrobras assinou em novembro de 2012 protocolos de intenções para assumir o controle de CEA e CERR, após pedidos dos governos estaduais, que têm dificuldades em absorver os constantes prejuízos das empresas. Os contratos de concessão das duas distribuidoras estão vencidos desde julho de 2015. No caso da CERR, a Aneel recomendou ao governo federal que não renove o contrato. O MME determinou ao órgão regulador no fim de dezembro a realização de um estudo em 60 dias sobre a “viabilidade operacional e econômica” da concessão. Já a CEA ganhou prazo extra de 210 dias para formalizar no ministério um pedido de renovação da concessão. Dezenas de distribuidoras tinham contratos vencidos em 2015, prorrogados no fim de dezembro por mais 30 anos de concessão, mas CEA e Eletrobras ganharam um prazo maior para analisar a prorrogação. A Eletrobras chegou a realizar em 28 de dezembro uma assembleia de acionistas para aprovar a renovação dos contratos de todas as suas distribuidoras, mas a União pediu mais tempo para analisar o assunto. A estatal pedia um aporte bilionário nas empresas para cumprir metas estabelecidas pela Aneel como contrapartida pela prorrogação. A CERR, a CEA e as distribuidoras da Eletrobras precisarão fazer pesados investimentos para recuperar a qualidade dos serviços e o equilíbrio econômico e financeiro das empresas, sob pena de ter as concessões cassadas pela Aneel, mesmo após uma eventual renovação. (O Globo – 08.01.2016) 13 Eletrobras melhora nível de tensão em municípios de Alagoas No mês de dezembro, a Eletrobras Distribuição Alagoas realizou ações para melhorar o nível de tensão dos municípios de Olho d’Água das Flores, Pão de Açúcar, Jacaré dos Homens, Major Izidoro, Batalha, Jaramataia, Belo Monte, Palestina, Monteirópolis, São José da Tapera, Carneiros e Senador Rui Palmeira, em Alagoas. Na operação, a distribuidora ativou uma linha de distribuição elétrica de 69 kV, com 18km de extensão, ligando as cidades de Santa do Ipanema e Olho d’Água das Flores. Com o aumento do nível de tensão foi possível melhorar a qualidade da energia fornecida aos consumidores sertanejos e sanar os problemas de abastecimento d’água relacionados ao fornecimento de energia na região. Além dessas ações, a Eletrobras também está construindo uma rede de alta tensão de 81km, que irá interligar as subestações de Delmiro Gouveia e Olho D’Água das Flores. A obra irá beneficiar 70 mil consumidores de 19 municípios do Sertão e sua conclusão está prevista para o mês de outubro. (Agência CanalEnergia – 08.01.2016) 14 Interessado na Celg D, presidente da Equatorial Energia afirma: momento econômico favorece a privatização Para permitir a renovação das concessões de distribuição com vencimento de 2015 a 2017, a Aneel exigiu o cumprimento de uma série de indicadores financeiros e de qualidade ao longo de cinco anos depois da renovação. Se certas metas de qualidade não forem cumpridas, a Aneel deve restringir a distribuição de dividendos. Se as metas periódicas não forem cumpridas por dois anos seguidos, ou no quinto depois da renovação ano, a concessionária pode perder a concessão. Com isso, abrirá espaço para a consolidação, uma vez que empresas em condição melhor podem ter interesse em expandir suas operações, avalia Morgan Stanley. Segundo Eduardo Haiama, diretor financeiro e de relações com investidores da Equatorial Energia, o movimento de consolidação deve acontecer, sendo reforçado pela provável privatização das demais distribuidoras da Eletrobras, além da Celg D. "Até porque o momento econômico favorece [a privatização e a consolidação]. O governo tem de focar no que é essencial. A venda da Celg D mostra isso", disse Haiama. A Equatorial Energia mantém o interesse em participar do leilão de privatização da Celg D, mas ainda precisa analisar os números da companhia e as condições do negócio, disse Haiama. "Interesse, nós temos. Sempre falamos isso", afirmou ele. A CPFL Energia também já declarou ter interesse na distribuidora, devido às possibilidades de ganho operacional e vantagens de sinergia. Segundo Morgan Stanley, a CPFL é a concessionária melhor posicionada para expandir suas operações com a consolidação que deve resultar das concessões que serão renovadas, por ser considerada "um agente eficiente". Das 41 concessões que estão expirando, 22 não atingiram as métricas de qualidade estabelecidas pela Aneel e muitas delas estão localizadas próximas das concessões da CPFL. Entre as concessões que podem interessar a CPFL, Morgan Stanley indica algumas localizadas no interior de São Paulo e Minas Gerais e no Rio Grande do Sul, devido à possíveis sinergias. (Valor Econômico – 11.01.2016) 15 Distribuidoras enfrentarão consumo menor em 2016 As distribuidoras de energia devem conviver com mais um ano de retração na demanda, ao mesmo tempo em que as tarifas cobradas devem continuar em alta, pressionando seus resultados financeiros. A inadimplência, que cresceu já no terceiro trimestre do ano passado, deve continuar em alta, sendo um fator adicional de preocupação para o setor. Dados divulgados pelo ONS na semana passada mostraram que o consumo de energia caiu 1,8% em 2015 na comparação com o ano anterior. Segundo o Santander, isso indica que todas as distribuidoras, especialmente Eletropaulo, CPFL e EDP Energias do Brasil, serão pressionadas nos próximos trimestres. Para João Carlos Mello, presidente da Thymos Energia, os preços de energia devem crescer aproximadamente 15% em 2015, devido ao pagamento dos empréstimos e contratos feitos pelas distribuidoras nos últimos anos. Também projetam uma alta nessa linha Pedro Machado, sócio diretor da consultoria GV Energy, e Fábio Cuberos, gerente de regulação do grupo Safira Energia. Se concretizada, essa alta será muito inferior aos reajustes de cerca de 50% aplicados às tarifas em 2015. Ainda assim, deve ajudar a reforçar o cenário de redução do consumo e aumento da inadimplência, principal desafio enfrentado pelas companhias neste ano, segundo o Credit Suisse. Esse cenário de baixa no consumo pode resultar na sobrecontratação das distribuidoras, e na redução do interesse delas em novos leilões de geração. (Valor Econômico – 11.01.2016) 16 Neoenergia adere à repactuação do risco hidrológico A Neoenergia aderiu à repactuação dos prejuízos com o risco hidrológico (GSF) por meio de sete sociedades de propósito específico (SPE). As empresas controlam cinco PCHs e quatro hidrelétricas. São elas a Energética Corumbá III S.A., Rio PCH I S.A., Goiás Sul Geração de Energia, Itapebi Geração de Energia S.A, Afluente Geração de Energia Elétrica, Energética Águas da Pedra S.A e Geração CIII S.A. Essas SPEs operam nove usinas, as PCHs Alto Fêmeas I (10,6 MW), Pedra do Garrafão (19 MW), Pirapetinga (20 MW), Goiandira (27 MW) e Nova Aurora (21 MW) e as UHEs Corumbá III (96,4 MW), Itapebi (214 MW), Baguari (140 MW) e Dardanelos (261 MW). Em dezembro, a companhia informou, através de comunicado ao mercado, que as usinas aderiram ao acordo proposto pelo governo, sem detalhar a operação. (Agência Brasil Energia – 12.01.2016) 17 Copel adere à repactuação do GSF A Aneel acatou hoje (12/01) o pedido da Elejor de adesão à repactuação do risco hidrológico (GSF). A Elejor tem como acionistas ordinários a Copel, com 70% do capital, e a Paineira Participações, com 30%. A Eletrobras detém a totalidade das ações preferenciais. O complexo energético é composto pela Usina Hidrelétrica Santa Clara e a Usina Hidrelétrica Fundão, que, somadas, têm capacidade instalada de 246 MW. Os arranjos físicos selecionados rio Jordão, no Estado do Paraná, contam ainda com duas PCHs com potência instalada adicional de 6,3 MW. (Agência Brasil Energia – 12.01.2016) 18 Data room da privatização da Celg-D está aberto O BNDES abriu, nesta terça-feira (12/11), a sala de informações (data room) para potenciais investidores no processo de privatização da Celg-D. A abertura acontece nos termos do Manual de Procedimento de Diligência dos Interessados, aprovado pelo MME no final de dezembro. O acesso à sala de informações, visitas técnicas e reuniões com a companhia serão permitidos única e exclusivamente aos representantes dos interessados credenciados. O período para agendamento das visitas e reuniões será posteriormente divulgado. Além da sala virtual, o processo terá sala física localizada em Goiânia-GO. Nos locais, serão disponibilizados documentos, dados, informações, relatórios, acessos a sistemas e qualquer outro tipo de informações sobre a Celg-D e o processo. Os interessados poderão solicitar também reuniões com a International Finance Corporation (IFC) para obter maiores informações sobre os estudos realizados. O BNDES ressaltou que o preço mínimo de alienação das ações de emissão da empresa aprovado pelo CDN, pela Resolução nº 11/2015, ainda será submetido à deliberação do órgão competente do titular das ações. O conselho aprovou as condições de privatização da Celg ainda em novembro. O valor mínimo de oferta da fatia da Eletrobras foi estabelecido em R$ 1,4 bi, o que corresponde à alienação de 76.761.267 ações ordinárias. A definição da avaliação dos valores para o processo estava "travada", condicionada à renovação da concessão das distribuidoras. Com o movimento, existe uma expectativa de que a Eletrobras venha a liberar o calendário de privatização das demais distribuidoras do grupo em breve. A empresa controla atualmente, além da Celg D (GO), a Ceal (AL), Amazonas Energia, Cepisa (PI), Boa Vista Energia (RR), Ceron (RO) e Eletroacre (AC). (Agência Brasil Energia – 12.01.2016) 19 Copel implanta solução de BI da MicroStrategy Com forte tradição na utilização de soluções analíticas e usuária da plataforma da MicroStrategy há mais de dez anos, a Copel (PR), avançou mais uma importante etapa: a implementação do Self-Service BI. A iniciativa, além de integrar efetivamente o BI aos processos de negócio da companhia, quebrou paradigmas e barreiras culturais na empresa, aumentou o controle e permitiu uma governança eficaz por parte da equipe de tecnologia. Segundo Jeferson Guerber Kindl, da área de TI da Copel, para chegar até o SSBI, um longo caminho foi percorrido no que diz respeito à adoção de ferramentas analíticas dentro da empresa. O grande precursor foi o projeto de implantação de um painel estratégico, criado para atender as necessidades da presidência e que permite o acompanhamento dos principais indicadores, com base em dados atualizados diariamente. Até então, o elevado volume de informações provenientes das mais diversas áreas da companhia estava consolidado em planilhas eletrônicas e era tratado por uma série de ferramentas e recursos, muitas vezes não homologados pela área de TI. Com o desenvolvimento do SSBI, todos os dados, que vão desde conteúdos técnicos até importantes processos de gestão da empresa, passaram a ser explorados de maneira muito mais simples. O carregamento das planilhas é realizado dentro do ambiente de BI pelo próprio usuário, de acordo com sua necessidade. As respostas também são obtidas muito mais rapidamente e com conteúdo mais eficientes e assertivos. A nova aplicação também aumentou a efetividade da estrutura de BI dentro da Copel. Segundo Kindl, quando surge uma nova demanda por alguma solução analítica, ao invés de, seguir uma sequência de atividades, a necessidade é na maioria das vezes prontamente atendida. Ainda segundo ele, o mais interessante é que este processo geralmente resulta em um projeto novo, seguindo a abordagem tradicional do passado, porém mesmo levando alguns meses para ser concluído, os resultados já estão sendo entregues imediatamente de alguma forma. (Agência CanalEnergia – 12.01.2016) 20 CEB vai aderir ao plano de repactuação do risco hidrológico O conselho de administração da CEB aprovou em reunião a celebração de termos de repactuação do risco hidrológico de geração de energia elétrica para a CEB Geração, CEB Lajeado e CEB Participações. O colegiado aprovou também a renúncia ao direito de discutir suposta isenção ou mitigação de riscos hidrológicos relacionados ao MRE na via administrativa, arbitral e judicial, com a desistência de ações judiciais. A renúncia é condição para adesão à repactuação, conforme definição da Aneel. A CEB realiza nova reunião do conselho no dia 26 de janeiro. (Valor Econômico – 14.01.2016) 21 Eletronorte, Furnas e Eletrosul aceitam acordo de repactuação do GSF, diz Carvalho Neto Eletronorte, Furnas e Eletrosul aceitaram o acordo de repactuação do risco hidrológico proposto pelo governo para os contratos do mercado regulado, informou José da Costa Carvalho Neto, presidente da Eletrobras. Apenas a Chesf recusou o acordo. O executivo participou nesta quinta-feira, 14 de janeiro, da cerimônia de inauguração do Complexo Eólico Chapada do Piauí (PI- 436 MW), em Marcolândia, no Piauí – empreendimento construído pela ContourGlobal em parceria com a Chesf. Segundo Carvalho Neto, a adesão ocorreu somente no mercado regulado porque “não havia vantagem” na proposta para o mercado livre. O processo de repactuação prevê dois modelos diferentes para cada ambiente de contratação. Mesmo assim a adesão ainda é importante para destravar as liquidações financeiras do mercado do curto prazo, interrompidas em novembro do ano passado por conta de liminares conquistadas pelos agentes que procuraram se proteger dos prejuízos causados pela crise hídrica. “Esse é o grande mérito desse projeto [de repactuação do GSF]. Além de colocar uma condição comercial com mais possibilidades, mais justas, ele praticamente vai eliminar essas liminares. Acho que só vão ficar as liminares na CCEE com relação ao rateio da inadimplência”, declarou o executivo. Carvalho Neto ainda explicou o motivo que levou a Eletrobras recusar o acordo no caso da Chesf. Ele esclareceu que a companhia já tinha renovado os contratos de suas usinas pelo modelo da MP 579/12, que transfere o risco hidrológico para os consumidores de energia. “O caso da Chesf é um pouco diferente. Na Chesf, quase todas as usinas já tinham a concessão renovada por cota. Na cota, o risco hidrológico não fica com a empresa, fica com o consumidor”. (Agência CanalEnergia – 14.01.2016) 22 Brookfield e CEB aderem à repactuação do GSF A Aneel aprovou, no dia 14 de janeiro, a adesão da Brookfield ao mecanismo de repactuação do risco hidrológico. A adesão acontece a partir de 17 usinas, entre hidrelétricas, PCHs e CGHs, que somam pouco mais de 550 MW de capacidade instalada. Entre os principais ativos, estão as hidrelétricas Itiquira (157,7 MW – MT), localizada no município de mesmo nome; Guaporé (120 MW – MT), em Pontes e Lacerda; e Barra do Braúna (39 MW – MG), na cidade de Recreio. A CEB também anunciou a adesão à repactuação referente às controladas CEB Lajeado, CEB Geração e CEB Participações. As empresas possuem as hidrelétricas Luis Eduardo Magalhães (902,5 MW – TO), Queimado (105 MW – GO/MG), Corumbá IV (127 MW – GO), Paranoá (30 MW – DF) e a termelétrica Brasília (10 MW – DF). (Agência Brasil Energia – 14.01.2016) 23 EDP investe R$ 7 mi na ampliação de SE em São Paulo A EDP acaba de ampliar uma de suas subestações de distribuição de energia em sua área de concessão em São Paulo. Com o investimento de R$ 7 mi, a unidade de Caraguatatuba (ETD Porto Novo) teve sua capacidade operacional duplicada. E, com a implementação de um novo sistema, permitirá a transferência automática entre circuitos, evitando assim possíveis quedas temporárias de energia. A EDP atende cerca de 1,8 milhão de clientes nas regiões do Alto Tietê, Vale do Paraíba e Litoral Norte de São Paulo, além da cidade de Guarulhos. Todas as subestações que compõem o sistema da concessionária são inteiramente automatizadas e monitoradas remotamente a partir do Centro de Operação, localizado em Mogi das Cruzes. (Agência CanalEnergia – 14.01.2016) 24 Governo planeja injetar R$ 5,9 bi na Eletrobras O governo federal prevê injetar R$ 5,9 bilhões na Eletrobras este ano. O montante está previsto na Lei Orçamentária Anual de 2016, sancionada pela presidente Dilma Rousseff e publicada nesta sexta-feira (15/01) no Diário Oficial. O valor está previsto na dotação orçamentária do MME. O MME afirmou que a forma como será feita a injeção de recursos ainda "está em estudo". Fontes do Planalto afirmam que o objetivo principal é encontrar uma forma de evitar a diluição do capital dos acionistas minoritários, o que certamente provocaria protestos e eventualmente ações judiciais. A verba para a capitalização não estava prevista no projeto de lei orçamentária e foi incluída apenas na versão final. Isso porque a receita só pôde ser garantida com o leilão de hidrelétricas feito em novembro, que rendeu R$ 17 bilhões em bônus de outorga. A capitalização da Eletrobras tem destino certo: garantir o investimento nas distribuidoras federalizadas. As concessionárias precisam receber aportes de R$ 18 bilhões até 2024 para atender às metas condicionadas à prorrogação de suas concessões por mais 30 anos. Só a Amazonas Energia, que está em pior situação, precisa de aportes de R$ 11,8 bilhões, dos quais R$ 3,7 bilhões devem ser feitos já em 2016. O objetivo da holding era privatizar as empresas já em 2016, mas precisa primeiro "arrumar a casa", o que exigirá mais do que pode desembolsar. Para evitar a perda das concessões, o governo federal ampliou o prazo para a assinatura dos contratos de concessão por mais seis meses. A capitalização precisa ocorrer antes do fim desse período. (Agência Brasil Energia – 15.01.2016) 25 Renova, Alupar, Copel e Alcoa tem anuência para acordo sobre risco hidrológico A Aneel anuiu com a repactuação do risco hidrológico de mais 17 usinas hidrelétricas, segundo despachos publicados no Diário Oficial da União desta sexta-feira, 15 de janeiro. Os empreendimentos somam pouco mais que 2.600 MW de capacidade instalada e são das empresas Renova Energia, Alupar, Copel GT e Alcoa. A repactuação é parte de um acordo do governo para compensar as perdas financeiras com a crise hidrológica em 2015. A seca fez com que as hidrelétricas produzissem abaixo das garantias físicas, comprometendo o fluxo de caixa das usinas e criando um passivo bilionário no setor. Ao aceitar o acordo, as empresas se protegem de futuras secas e ganham mais prazo de concessão para compensar as perdas do ano passado. Em contrapartida, precisam desistir das liminares que travam o mercado de energia e pagar um prêmio de risco. Segundo comunicado, a Brasil PCH, que tem a Renova como principal acionista, aceitou repactuar o risco de 13 pequenas centrais hidrelétricas, que somam 291,5 MW de capacidade instalada. A Copel GT repactuou o risco das hidrelétricas Mauá (361 MW) e Foz do Areia (1.676 MW). A Alupar incluiu a hidrelétrica Foz do Rio Claro (68,4 MW) e a Alcoa Alumínio, em conjunto com os sócios Furnas, DME e Camargo Correa Energia, repactuou Serra do Facão (212,5 MW). (Agência CanalEnergia – 15.01.2016) 26 Cemar faz chamada pública para selecionar projetos de eficiência energética A Cemar vai fazer, no próximo dia 29, uma chamada pública para selecionar propostas de projetos de conservação e uso racional de energia elétrica. O evento, que vai acontecer na sede da empresa em São Luis-MA, procura iniciativas que estimulem a adoção de novas tecnologias e de bons hábitos de consumo para combater o desperdício para integrar os programas de eficiência energética da companhia. De acordo com a companhia, o workshop tem como objetivo "a apresentação das diretrizes e metodologia de coleta de propostas, enquadramento e classificação dos projetos". (Agência Brasil Energia – 18.01.2016) 27 Subestação da CEEE-D vai duplicar atendimento na capital gaúcha A nova subestação Porto Alegre 5 recebeu no último sábado, 16 de janeiro, 26,5t de novos equipamentos com tecnologia Gas Insulated Switchgear, isolada a gás SF6. O empreendimento que está sendo construído pela CEEE-D tem previsão para entrar em operação em março e vai duplicar a capacidade de atendimento para 13 bairros da capital. A próxima etapa do trabalho é a montagem da subestação e a instalação dos dois transformadores - com 50 MVA de potência cada um, que também já estão na Companhia. O investimento da distribuidora nesse empreendimento, que utiliza soluções de engenharia da empresa Altus Sistemas de Informática, é de R$ 26,8 mi. Segundo o diretor de distribuição do Grupo CEEE, Júlio Hofer, que acompanhou o trabalho no local, essa é uma das obras mais importantes do plano de investimentos da CEEE Distribuição. A SE Porto Alegre 5 irá operar com a mesma tecnologia de ponta já utilizada na unidade da empresa existente no bairro Menino Deus, em Porto Alegre. Essas subestações são telecomandadas e possuem controles modernos, que possibilitam um gerenciamento à distância a partir do Centro de Operação da Distribuição da empresa. A tecnologia proporciona maior segurança de operação, baixa manutenção e compactação de espaço para instalação das máquinas. Além disso, por serem colocadas em prédios fechados, todo ruído acústico e impacto visual são eliminados. Nessa região da Subestação Porto Alegre 5, outras melhorias no sistema de distribuição estão sendo feitas pela CEEE Distribuição. (Agência CanalEnergia – 19.01.2016) 28 RGE investiu R$ 2,5 milhões em Erechim em 2015 A RGE investiu R$ 2,5 mi em obras de melhoria do sistema elétrico no município de Erechim-RS. Os recursos foram aplicados na ampliação da subestação do município, o que, segundo a companhia, trará mais confiabilidade ao fornecimento energético de toda região. Os investimentos mais recentes aconteceram em dezembro passado. A RGE aplicou R$ 75 mil na troca de 26 postes de madeira por concreto e alterou 200m da rede convencional trifásica, garantindo assim mais confiabilidade e segurança na distribuidora de energia. A capacidade energética também foi ampliada em dezembro com a instalação de quatro novos transformadores que vão atender a demanda da comunidade. Recentemente, o município, que é polo de uma microrregião formada por outras 30 cidades, recebeu investimento de R$ 650 mil para aumentar a capacidade energética e atender indústrias que se instalaram na cidade. Erechim ainda será contemplada, em 2016, com a finalização da ampliação da Subestação de Erechim. "Essa construção reforça o compromisso da RGE com o município e a aposta que a companhia faz no desenvolvimento econômico da região", declara a empresa. No acumulado do ano até o final do terceiro trimestre de 2015, a RGE investiu cerca R$ 200 mi em toda sua área de concessão. O aporte de recursos representa um salto de 33% em relação do mesmo período do ano anterior. Esse montante foi aplicado na expansão, modernização e manutenção da rede elétrica da companhia nos 264 municípios onde a companhia está presente. (Agência CanalEnergia – 20.01.2016) 29 Eletrobras Amazonas terá contratação emergencial de 155 MW térmicos O MME reconheceu a necessidade de contratação emergencial de 155 MW térmicos na região metropolitana de Manaus-AM pela Eletrobras Amazonas. A decisão, publicada nesta quinta-feira (21/1), inclui as usinas Flores (80 MW), Iranduba (25 MW) e São José (50 MW). A contratação será excepcional, pelo período de seis meses. A atual geração do bloco IV da térmica Mauá (462,5 MW), também localizada em Manaus, será mantida. O ONS em conjunto com a EPE, Eletrobras e, se necessário, outros agentes deverá realizar estudo com a avaliação completa dos sistemas de transmissão e distribuição para atendimento à região metropolitana de Manaus, nos curto, médio e longo prazo. O estudo deverá ser entregue em até 30 dias e vai apontar as medidas operativas, como tempo necessário de permanência das térmicas e as soluções estruturantes necessárias para a região. O objetivo é eliminar a necessidade de complementação térmica interna no sistema de distribuição. Segundo ressalva do ministério, será a concessionária a responsável pela contratação e pelas obrigações com contabilização e liquidação na CCEE, enquanto os custos fixos e variáveis de geração deverão ser aprovados pela Aneel. (Agência Brasil Energia – 21.01.2016) 30 CEEE-D vai inaugurar mais uma subestação para melhorar qualidade no fornecimento Os técnicos da CEEE-D (RS) iniciaram, no último fim de semana, os trabalhos necessários para energização da nova subestação de Morro Redondo, localizada na estrada Rincão da Caneleira, na região Sul do estado. Para que não precisasse interromper o fornecimento de energia para moradores de Canguçu, Morro Redondo, Pelotas e Arroio do Padre, os serviços foram realizados com a linha energizada. A atividade é pouco usual devido a complexidade do trabalho. Os técnicos da distribuidora ligaram os quatro alimentadores à Linha de Transmissão de 69 mil Volts que liga as SEs Pelotas 4 e Canguçu. O investimento do Grupo CEEE alcançou o valor de R$ 14,3 mi. A nova subestação que terá uma capacidade de 25MVA e está prevista para ser energizada na próxima sexta-feira, 22, vai melhorar a qualidade de vida das pessoas, além de reforçar o sistema energético da região que proporcionará condições concretas de expansão, em especial às indústrias de beneficiamento de pêssego, um dos segmentos mais importantes na economia local. O empreendimento traz benefícios diretos para oito mil clientes, bem como o traçado dos quatro novos alimentadores de energia que partem da subestação em direção aos centros de carga dos municípios de Arroio do Padre, Canguçu, Cerrito, Morro Redondo e Pelotas, reestruturando o sistema energético dos clientes. Essa região tem apresentado significativo crescimento em função da implantação do Programa Qualidade no Campo o empreendimento vai reforçar a confiabilidade do fornecimento de energia elétrica, especialmente para os clientes localizados na zona rural, que até então eram alimentados pelas subestações de Pelotas 3, Pelotas 4 e Canguçu. A nova subestação será integrada ao sistema de substransmissão da CEEE-D por meio de seccionamento da LT de 69 mil Volts que liga as Subestações Pelotas 4 e Canguçu. O empreeendimento ocupa um terreno cedido pelo município, em 2012, na estrada Rincão Caneleira, que liga a RS 302 a Morro Redondo. (Agência CanalEnergia – 21.01.2016) 31 EDP Energia distribui 5,7% menos no quarto trimestre A EDP Energias do Brasil informou ontem que a energia distribuída por suas concessionárias caiu 5,7% no quarto trimestre, para 6.383 mil MWh. Em 2015, a queda foi de 2,8%, para 25.713 mil MWh. Na comparação trimestral, a maior queda foi no segmento industrial, de 13,9%. Na área residencial, a distribuição. (Valor Econômico – 22.01.2016) 32 Eletrobras receberá capitalização de R$ 5,95 bi, informa ministério O MME confirmou nesta sexta-feira que ocorrerá uma capitalização na Eletrobras. O desembolso, previsto no orçamento de 2016, será de R$ 5,950 bi. A edição desta sexta-feira do jornal “O Globo” informa que os recursos serão usados ainda neste ano para sanear dívidas das seis distribuidoras deficitárias controladas pelo grupo estatal (Cepisa, Ceal, Eletroacre, Ceron, Boa Vista Energia e Amazonas Distribuidora de Energia), o que viabiliza a privatização destes ativos. O ministério não informou detalhes da operação financeira que, segundo o órgão, ainda está em estudo. (Valor Econômico – 23.01.2016) 33 Efficientia e BDMG fazem parceria em eficiência energética A Efficientia, subsidiária da Cemig na área de eficiência energética, e o Banco de Desenvolvimento de Minas Gerais (BDMG) vão atuar juntas em projetos de eficiência energética para empresas mineiras. A expectativa é de que a parceria ajude a alavancar financiamentos públicos e privados para iniciativas na área. O principal objetivo da união é promover a racionalização do consumo em empreendimentos de médio e grande porte e fornecer soluções baratas para demandas energéticas. A proposta é que os clientes sejam auxiliados em questões técnicas e financeira. A Efficientia fará avaliações sobre a viabilidade dos projetos e apoiará as empresas na construção e implementação dos programas escolhidos. O BDMG irá supervisionar a elaboração de projetos e vai fazer a análise de crédito dos projetos financeiros apresentados pelas empresas. O banco também vai fazer a gestão de crédito para os solicitantes. O diretor presidente da Efficientia, Alexandre Heringer Lisboa, considera que este acordo será fundamental para o papel desempenhado pelas duas instituições e para toda a sociedade, que busca a sustentabilidade ambiental. “Os clientes da Efficientia agora também poderão contar de forma mais facilitada de todas as soluções financeiras do BDMG”, explica. Para o presidente do BDMG, Marco Crocco, a parceria com a Efficientia reforça o alinhamento de políticas públicas do Estado e o compromisso do Banco em apoiar empreendimentos de eficiência energética. “Uma das metas estratégicas do BDMG é a atuação em torno do desenvolvimento sustentável, e a eficiência energética é um dos setores que serão priorizados devido à sua importância”, disse. (Agência Brasil Energia – 22.01.2016) 34 Serviço de leitura e impressão de conta da Cemig já chega a 72% dos clientes urbanos A Cemig atingiu a marca de 5 milhões de clientes atendidos pelo processo da leitura, impressão e entrega simultânea da nota fiscal e da conta de energia elétrica, o que corresponde a quase 72% dos clientes urbanos. O processo tem impacto direto na revisão tarifária, que prevê mecanismos que incentivam as concessionárias a reduzir custos e a ser mais eficientes na prestação dos serviços, podendo até resultar num reajuste menor no valor da tarifa de energia. Segundo Eli Marques Moreira, analista de comercialização da Cemig, esse resultado é fruto do esforço da Cemig em modernizar os processos da empresa. Ele destaca que, agora, o desafio é expandir a LIS para a totalidade do mercado urbano até final de 2016, quando atingirá mais de 7 milhões de clientes cadastrados. A LIS proporcionou, entre 2012 e 2015, uma redução de custo no processo de Gestão e Controle do Faturamento de 17,65%. Moreira ainda destaca que ela produz reflexo na satisfação dos clientes, por proporcionar transparência no faturamento da energia consumida e ampliar o prazo entre a apresentação e o vencimento da conta. Ainda de acordo com Moreira, o projeto de implantação da LIS torna o processo de faturamento mais eficiente, sendo uma solução com impacto positivo na revisão tarifária, contribuindo para tarifas menores e melhor qualidade dos serviços ofertados. O analista também lembra que a evolução do processo de faturamento está evidenciada nos resultados do Índice de Satisfação com a Qualidade Percebida, apurado pela Abradee, especificamente no atributo "Conta de Energia Elétrica", que, mais uma vez, alcançou resultado de destaque, atingindo o índice de 93,5% e confirmando uma melhoria sustentável e contínua no processo nos últimos três anos. (Agência CanalEnergia – 22.01.2016) 35 Celesc terá mais quatro subestações em operação até fevereiro No começo de 2016, quatro novas subestações entrarão em funcionamento em Santa Catarina, atendendo os municípios de: Concórdia, Presidente Getúlio, Tangará e Santa Cecília. No fim de 2015, a subestação de Palhoça iniciou suas operações, o que aumentou a confiabilidade do sistema elétrico com a nova Linha de Transmissão de 138 mil volts, além da capacidade de fornecimento de energia em mais de 43% para a região. As subestações de Concórdia, Presidente Getúlio, Tangará e Santa Cecília já estão em fase de finalização. Até fevereiro, todas devem estar operando. Juntamente com a SE Palhoça, estas obras representam um aumento de 2% na capacidade de energia total instalada da empresa. A Celesc ainda tem em andamento as obras das subestações de Florianópolis e Blumenau, com finalização prevista para julho e dezembro desde ano, respectivamente. De acordo com o presidente da Celesc, Cleverson Siewert, a situação na região oeste do estado melhorou muito e agora o foco das atenções vai para o Vale do Itajaí. Para 2016 está previsto um investimento em torno de R$90 mi no sistema de alta tensão, incrementando a capacidade de transformação da Celesc em mais de 5%, cerca de 350 MVA, o equivalente ao abastecimento dos municípios de Florianópolis e São José. (Agência CanalEnergia – 22.01.2016) 36 Acidente em Mariana derruba consumo de energia na EDP Escelsa A energia em trânsito destinada ao atendimento de clientes livres da EDP totalizou 2.162.202 MWh no quarto trimestre de 2015, representando uma queda de 12,4% na comparação com o mesmo período do ano anterior. O desempenho reflete a desaceleração da produção industrial nos estados de São Paulo e Espírito Santo. No ano, o recuo foi de 5,5% em relação a 2014. Os dados foram divulgados na última quinta-feira, 21. A energia em trânsito na EDP Escelsa (ES) apresentou redução de 18,5% no quarto trimestre de 2015, refletindo a redução de consumo no setor de extrativismo mineral (-29.3%), que representa 60% do consumo desta classe, e a paralização da produção da Samarco, influenciado pelo rompimento da barragem da mineradora na cidade de Mariana (MG), em novembro de 2015. No ano de 2015, a redução foi de 2,4% em relação a 2014. A energia em trânsito na EDP Bandeirante (SP) apresentou redução de 7,9% no quarto trimestre de 2015 e reflete a diminuição da produção industrial em São Paulo e o desligamento de dois clientes: um do setor de metalurgia e outro do setor têxtil. No ano, o recuo do consumo da classe foi de 7,7%. Já a energia vendida a clientes finais no mercado cativo da EDP totalizou 4.049.066 MWh no quartro trimestre de 2014. A redução de 2,1% é reflexo da queda do consumo das classes industrial e comercial, que foram influenciadas pela desaceleração da economia e pelo aumento das tarifas de energia elétrica em cerca de 50%. Em 2015, o consumo apresentou redução de 1,4%. O consumo por cliente residencial apresentou queda de 3,9% e 2,2% na EDP Bandeirante e na EDP Escelsa, respectivamente, no quarto trimestre de 2015. No total, a energia distribuída pelo grupo atingiu 6.383.783 no quarto trimestre de 2015, redução de 5,7%. No ano, a redução foi de 2,8% na comparação com 2014. O número de clientes da EDP atingiu 3.256.669 unidades consumidoras em 2015, aumento de 3,3% na comparação com o ano anterior. Em geração, o volume de energia vendida do grupo no quarto trimestre alcançou 3.277 GWh, aumento de 54,2% em relação aos 2.124 GWh em 2014. Esse aumento é decorrente da contabilização do volume da UTE Pecém I a partir de maio de 2015, data que ocorreu a aquisição dos 50% remanescentes pertencentes a Eneva. No acumulado do ano, o volume alcançou 11.581 GWh, 40,2% acima dos 8.260 GWh referente a 2014. (Agência CanalEnergia – 22.01.2016) 37 Eletrobras deve receber R$ 7 bi em capitalização A capitalização que deve ocorrer este ano na Eletrobras pode alcançar R$ 7 bi. O ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, explicou ontem que o valor foi acertado com a equipe econômica do governo quando foi definida a cobrança do bônus de outorga no leilão das usinas antigas. O valor informado pelo ministro é exatamente à necessidade indicada pela Eletrobras para sanear as contas das seis distribuidoras deficitárias que serão privatizadas: Cepisa, Ceal, Eletroacre, Ceron, Boa Vista Energia e Amazonas Distribuidora de Energia. O montante foi divulgado na sexta--feira em resposta ao pedido de esclarecimento feito pela CVM. Até a fala de ontem do ministro, circulava a informação de que capitalização da Eletrobras seria de R$ 5,950 bi. Este valor surgiu no informativo aprovado, em dezembro, pela CMO do Congresso Nacional. A negociação com a equipe econômica foi mencionada pelo ministro porque o leilão gerou a arrecadação de R$ 17 bi. O certame, realizado em 25 de novembro, negociou a venda de 29 hidrelétricas com concessão vencida. "Ficou acertado com a Fazenda que R$ 10 bilhões seriam destinados ao Tesouro e outros R$ 7 bi viriam para Eletrobras. Do total, R$ 1 bi virá da própria participação no OGU, o Orçamento Geral da União, e R$ 6 bi da segunda parcela [de arrecadação no leilão] que vai ser paga lá para junho. Estamos construindo com a Fazenda como será feito", afirmou Braga após audiência com a presidente Dilma Rousseff. (Valor Econômico – 26.01.2016) 38 Presidente da Eletrobras classifica injeção bilionária de recursos como importante para a companhia O presidente da Eletrobras, José da Costa Carvalho Neto, classificou a injeção bilionária de recursos como "importante" para a companhia. O executivo evitou fazer previsões mais precisas sobre o início da privatização. "O prazo para um processo desse é um ano, mais ou menos, mas pode ser um pouco menos porque já entrou no programa de desestatização", disse ao chegar para reunião no MME. O governo adotou uma estratégia no fim do ano passado para não comprometer a aposta na privatização dos ativos de distribuição da Eletrobras. Em dezembro, foi publicada a MP 706/2015 que estendeu o prazo de assinatura da prorrogação dos contratos de concessão. "A medida provisória deu o prazo de 210 dias para que a gente possa estabelecer juridicamente qual será o melhor caminho", afirmou Braga. (Valor Econômico – 26.01.2016) 39 Nacionais e estrangeiras se interessam por Celg-D Um grupo de empresas brasileiras e internacionais já manifestou o interesse em participar do leilão de privatização da Celg-D, afirmou ontem Elie Chidiac, vice-presidente da Celgpar, braço do Estado de Goiás que detém 49% da distribuidora, em parceria com a Eletrobras (51%). Segundo ele, algumas companhias já se habilitaram para acessar o "data room" (sala virtual de informações) do processo de desestatização da Celg D e outras já comunicaram informalmente que pretendem adquirir o pacote de dados. O executivo disse não poder revelar o nome dos interessados, mas afirmou que são "os que têm saído na imprensa", com destaque para companhias internacionais. Entre essas, a chinesa State Grid e a italiana Enel já admitiram publicamente o interesse na Celg-D. Laudos que assessoram o processo de privatização, coordenado pelo BNDES e o MME, indicam que o valor da Celg-D é de R$ 2,8 bi, sem considerar as dívidas. Na próxima semana, o banco de fomento realizará audiência pública sobre o tema, em Goiânia. Depois, estão programados pelo menos dois road shows, sendo um no Brasil e outro no exterior. Nesses encontros, serão apresentados dados do setor elétrico brasileiro e do Estado de Goiás. A ideia é apresentar em detalhes a área de concessão da Celg-D, que atende 2,61 milhões de clientes e cujo mercado cresceu cerca de 2,5%, em 2015, enquanto a média do país recuou. (Valor Econômico – 26.01.2016) 40 Vice-presidente da Celgpar aposta na participação de empresas nacionais no leilão da Celg-D Segundo Elie Chidiac, vice-presidente da Celgpar, braço do Estado de Goiás que detém 49% da Celg-D em parceria com a Eletrobras (51%), a atratividade da distribuidora para investidores internacionais tem aumentado devido à desvalorização do real. Ele, no entanto, aposta em uma participação de empresas nacionais, que poderão contar com financiamento do BNDES para projetos de infraestrutura no futuro. (Valor Econômico – 26.01.2016) 41 Processo de privatização da Celg-D inclui road shows e forte análise do TCU O processo de privatização da Celg-D coordenado pelo MME e pelo BNDES foi detalhado nesta terça-feira. Informações apontam que na próxima semana, o BNDES realizará audiência pública sobre a venda da Celg D, em Goiânia. Depois, estão programados pelo menos dois road shows, sendo um no Brasil e outro no exterior. Nesses encontros, serão apresentados dados do setor elétrico brasileiro e do Estado de Goiás. A ideia é apresentar em detalhes a área de concessão da Celg-D, que atende 2,61 milhões de clientes e cujo mercado cresceu cerca de 2,5%, em 2015, enquanto a média do país recuou. A expectativa da Celg-D para este ano é de um crescimento de mercado de 2,7%. "Isso mostra que o mercado da Celg-D é pujante e que há uma demanda reprimida", completou Chidiac. Os interessados em acessar o data room do negócio poderão fazê-lo cinco dias após o pagamento de todas as taxas necessárias. A plataforma estará disponível até cinco dias antes da realização do leilão, ainda sem data marcada. A expectativa é de que o leilão ocorra em março, mas pessoas envolvidas no processo já acreditam que esse prazo não será cumprido. Isso porque, o TCU ainda está analisando as informações para que seja liberada a publicação do edital de privatização da empresa. Além da Celg-D, a Eletrobras tem planos de se desfazer de suas outras seis distribuidoras integrais, que atuam nos Estados do AM, AC, RO, RR, AL e PI. Antes, porém, a estatal estuda realizar uma capitalização para fortalecer essas empresas e obter a renovação da concessão delas até o meio deste ano, para viabilizar a venda. Segundo uma fonte a par do assunto, a ideia inicial era realizar a capitalização diretamente das distribuidoras. Agora a capitalização deve ser da holding. (Valor Econômico – 26.01.2016) 42 AES Sul terá reconhecido R$ 6,3 mi no próximo reajuste A AES Sul terá reconhecido no próximo reajuste tarifário o valor de R$ 6.375.594,35. O montante tem como base o mês de abril de 2015 e será atualizado pela taxa Selic. A Aneel deu parcial provimento ao pedido da empresa, que solicitava a revisão do mercado considerado no processo de abertura tarifária; a CVA compra de energia; e o cálculo da subvenção da Conta de Desenvolvimento Energético destinada à cobertura dos subsídios tarifários. A diretoria da agência acatou o pleito no que se refere ao CVA compra de energia, resultando no montante a ser reconhecido. (Agência CanalEnergia – 25.01.2016) 43 Redução de subsídio agrava dívida da Eletrobras com a BR A redução dos subsídios da CCC, prevista no orçamento da CDE para 2016, aumenta a exposição da Petrobras ao risco de inadimplência das distribuidoras de energia dos sistemas isolados da região Norte. O destaque é para a Amazonas Energia, controlada da Eletrobras, que já deve R$ 3,2 bi para a Petrobras, que não pode mais carregar esse fardo. Segundo um documento da estatal de petróleo, a distribuidora de energia do Amazonas, incluída no grupo de concessionárias que a Eletrobras tenta privatizar, já deve R$ 1 bi relacionados à entrega de gás natural e R$ 2,2 bi pelo combustível líquido (óleo diesel ou óleo combustível) adquiridos da BR Distribuidora. Esses valores se somam a uma dívida de R$ 8,5 bi, já repactuada, da companhia com a Petrobras e sua distribuidora de combustíveis. Foi apurado que a petroleira está sendo pressionada para "relevar" os problemas da Eletrobras, abrindo mão de recorrer à Justiça. O problema se arrasta há sete anos, mas em 2015 a BR passou a exigir pagamento à vista, retirando o prazo de 90 dias concedidos anteriormente para quitação da compra. No terceiro trimestre de 2015, a Petrobras tinha a receber do sistema elétrico R$ 15,7 bi, sendo quase R$ 13 bi devidos por distribuidoras de energia da Amazônia e Rondônia, todas subsidiárias da Eletrobras. Outro R$ 1,58 bi era devido pela distribuidora de gás da Amazônia, a Cigás, que repassa o insumo e não recebe e, com isso, também ficou inadimplente. Os problemas na região passam pela falta de investimento na conversão das térmicas existentes para uso de gás como combustível, pelo roubo de energia, pela desorganização da gestão e pela falta de interligação do sistema de transmissão. Com a piora da situação financeira da petroleira, a questão ganhou urgência. Devido aos receios de que a BR Distribuidora acione a Eletrobras judicialmente, o que vem sendo avaliado desde 2012, a Petrobras está sendo pressionada pelo MME, pasta comandada por Eduardo Braga. (Valor Econômico – 27.01.2016) 44 Redução do orçamento da CDE aumenta risco de inadimplência da Amazonas Energia com a Petrobras Ao reduzir o orçamento da CDE em 2016 para R$ 6,8 bi, a Aneel cortou também o valor destinado ao subsídio para o sistema isolado. A medida aumentou o risco de inadimplência da Amazonas Energia com a Petrobras, segundo a petroleira afirma em documento encaminhado à agência. O orçamento da CDE para 2016 reduz em 49% a destinação para a CCC. O valor oficial é de R$ 5,551 bi, quando a Eletrobras pediu R$ 11,3 bi. A nota técnica da Aneel destaca uma redução de R$ 831,6 mi no custo da Amazonas Energia passível de reembolso da CCC em relação ao orçamento da Eletrobras. Isso foi proposto levando em conta a capacidade máxima de consumo de gás pelas usinas existentes e o preço de referência para o transporte de combustíveis, em níveis inferiores aos contratados. A Petrobras, porém, argumenta que a redução de forma "arbitrária e artificial" dos valores que deveriam ser reembolsados pela CCC causará "sérios desequilíbrios nos contratos de suprimento de gás natural". Isso porque os compromissos assumidos pela Amazonas Energia nesses contratos serão mantidos, e a companhia não tem capacidade financeira de cumpri-los. Os contratos firmados entre a Petrobras e a Eletrobras em 2006 para fornecimento de gás natural para o sistema elétrico de Manaus previam o fornecimento comercial de 5,5 milhões de m³ por dia a partir de dezembro de 2010, com prazo de 20 anos. Esse contrato justificou a construção do gasoduto Urucu-Manaus. No entanto, a capacidade de consumo da Amazonas Energia ainda é de 4,076 milhões de m³ por dia. "O fato de a Amazonas Energia não ter convertido usinas com capacidade suficiente para consumir o gás que contratou junto à Petrobras, conforme ficara ajustado, não deveria penalizar a Petrobras, que vem cumprindo rigorosamente com suas obrigações nos contratos de suprimento de gás e realizando todos os investimentos necessários para atendimento dos acordos firmados", diz a estatal. (Valor Econômico – 27.01.2016) 45 Eletrobras deve optar por capitalizar distribuidoras A Eletrobras mantém planos de fazer a capitalização diretamente nas seis distribuidoras deficitárias do Norte e Nordeste, e não na holding. A medida, segundo uma fonte com conhecimento direto no assunto, é positiva para a estatal, já que o ingresso de capital nas distribuidoras permitirá equacionar dívidas dessas empresas, no valor de R$ 7 bi, dos quais R$ 3,5 bi com a própria holding. De acordo com a fonte, a ideia é atender as rígidas metas exigidas pela Aneel, para obter a renovação do contrato de concessão dessas empresas. A capitalização seria feita diretamente pela União nas distribuidoras, mediante cessão do direito de preferência pela Eletrobras. A proposta, já aprovada pelo conselho de administração da estatal, chegou a ser levada à assembleia de acionistas, no fim de 2015. O tema, porém, foi retirado de pauta, a pedido da própria União. O motivo da postergação é que o governo espera receber, no meio do ano, recursos dos bônus de outorga do leilão de usinas existentes, no valor de R$ 17 bi. A ideia, conforme já explicado pelo ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, é usar parte desses recursos para a capitalização. "A capitalização nas distribuidoras é positiva. Ela vai equacionar as dívidas dessas empresas com a holding", disse a fonte. Foi apurado também que a alternativa de fazer a capitalização na holding não é estudada internamente na estatal. Isso porque a medida prejudicaria ainda mais os acionistas minoritários. Além disso, a holding está no meio de uma investigação da "Lava--Jato", por supostas irregularidades em contratos de grandes empreendimentos, entre eles, a usina nuclear de Angra 3. De acordo com uma fonte do setor, porém, a capitalização direta nas distribuidoras não resolve o problema delas, porque continuarão perdendo dinheiro por serem ineficientes. As empresas são Amazonas Energia e Eletrobras Distribuição Acre, Rondônia, Roraima, Piauí e Alagoas. Para outra fonte, a Amazonas Energia, é um "caso perdido". Só essa empresa, responde por 65% dos R$ 18 bi de aportes necessários entre 2016 e 2024 para adequar as distribuidoras aos padrões de qualidade impostos pela Aneel. A Amazonas Energia também está envolvida em processo da CVM contra a União, em relação à renegociação de dívidas da distribuidora com a Petrobras. (Valor Econômico – 27.01.2016) 46 Celesc energiza nova subestação em Santa Catarina A Celesc (SC) energizará nesta terça-feira, 26 de janeiro, a subestação Concórdia São Cristóvão, reforçando o sistema elétrico de Concórdia e municípios vizinhos. A obra, que custou R$ 30 mi, contempla ainda duas linhas de transmissão, a primeira, já concluída, de Ponte Serrada até a nova subestação, com extensão de 35km, e a segunda, a ser construída, com oito quilômetros, entre a subestação Concórdia São Cristóvão e a atual subestação. Segundo o presidente da Celesc, Cleverson Siewert, com esse investimento, além de proporcionar a expansão do atendimento, a companhia promove melhoria nos níveis de tensão. “Assim, aumentamos a confiabilidade do sistema de distribuição das subestações de Concórdia, Faxinal do Guedes, Seara, Ipumirim e Arabutã”, declarou o executivo. De acordo com a Celesc, Concórdia está localizada no Meio Oeste, um dos polos de maior desenvolvimento agrícola e agroindustrial de Santa Catarina. No meio rural, predominam as agroindústrias familiares, suinocultura, avicultura e produção de leite. Na área urbana, além do comércio bem estruturado, são destaques a indústria moveleira, metalo-mecânica e o setor gráfico. “Com essa base econômica em franca expansão, há uma demanda crescente por energia elétrica, que a Celesc atende agora com esses investimentos”, resume Siewert. (Agência CanalEnergia – 26.01.2016) 47 CEEE-D tem redução de multa por falhas em obras e plano de operação da Copa de 2014 A Aneel aceitou o recurso interposto pela CEEE-D e reduziu pela metade a multa aplicada de R$ 4,94 mi aplicada por irregularidades no andamento das obras e no cumprimento dos planos de operação e manutenção dos planos para manter a qualidade do fornecimento durante a Copa do Mundo de 2014. O novo valor foi fixado em R$ 2,47 mi. A fiscalização da Aneel foi realizada em abril de 2014 e a multa foi aplicada em maio do mesmo ano. Foram cinco constatações e cinco não conformidades. O item já havia sido votado pela Aneel em reunião anterior, mas o diretor Romeu Rufino pediu vista por ter dúvidas na dosimetria utilizada. A distribuidora pedia a anulação das irregularidades constatadas, o que a Aneel não acatou. (Agência CanalEnergia – 26.01.2016) 48 Abradee: nova regra de bandeiras não pressionará CVA de distribuidoras A redução no valor da bandeira amarela para R$ 1,50 para cada 100 kWh consumidos e a divisão da bandeira vermelha em dois patamares é vista como adequada e prudente pela Abradee. Na avaliação do presidente executivo da entidade, Nelson Fonseca Leite, esses novos valores estabelecidos pela Aneel são condizentes com o momento dos custos da energia térmica e não deverão pressionar os custos com aquisição de energia por parte das distribuidoras e que são direcionados à CVA até o aniversário dos contratos de concessão. “Os custos baixaram e é natural que se redimensione isso [o valor das bandeiras]”, comentou o executivo. “Essa redução parcial é adequada e prudente da parte da Aneel, agora devemos aguardar até o final de abril, que é quando se encerra o período chuvoso para ver como fica a situação que poderá levar até mesmo à bandeira verde caso o nível dos reservatórios continuem melhorando”, acrescentou Leite. A entidade reforçou a expectativa da Aneel de que a divisão da bandeira vermelha em dois patamares, R$ 3 a cada 100 kWh para a geração térmica entre R$ 422,56 e R$ R$ 610/MWh e R$ 4,50 se a geração térmica estiver igual ou acima de R$ 610/MWh, deverá levar a uma redução da conta de forma imediata na casa de 2%. E disse ainda que essa é a característica mais positiva das bandeiras, a flexibilidade de se acrescentar ou tirar da tarifa de energia. (Agência CanalEnergia – 27.01.2016) 49 Light tem crédito de R$ 8,4 mi por recálculo em contrato da UTE Norte Fluminense A Aneel estabeleceu que a Light tem um crédito de R$ 8.411.433,16 referente ao recálculo do repasse dos preços do contrato da termelétrica Norte Fluminense nas Contas de Compensação de Variação de Valores da Parcela A de 2006 a 2008. O montante se refere à data de 31 de outubro de 2015 e será atualizado pela Selic e considerado no próximo reajuste tarifário da concessionária. A decisão da Aneel cumpre sentença judicial. O fato é que a Aneel tinha aprovado o recálculo dos preços do contrato com a UTE Norte Fluminense e o respectivo impacto nas CVAs dos processos tarifários de 2006 a 2013 e determinado que a Light deveria devolver aos consumidores um valor de R$ 33.929.817,60, na data base de novembro de 2013, com atualização pela Selic. A Light contestou a decisão da agência alegando a existência de ilegalidade a justificar o recálculo do preço de repasse do contrato celebrado com a termelétrica nas CVAs de 2006 a 2008 e a incidência da taxa Selic como indexador do valor recalculado. Diante da negativa da Aneel ao pedido de reconsideração da distribuidora, esta entrou com ação na Justiça, que deferiu em parte o pedido da concessionária. Na decisão judicial, no período de 2006 a 2008 a Aneel deveria utilizar como índice de correção monetária o IGPM. Ao refazer o cálculo conforme sentença judicial, a Light ficou com créditos a receber, visto que o passivo corrigido já havia sido considerado no reajuste tarifário de 2015. (Agência CanalEnergia – 27.01.2016) 50 Energisa registra aumento de 19,8% no volume de energia comercializada em 2015 A energia total comercializada pelo grupo Energisa aumentou 19,8% em 2015 quando comparados os volumes de 2014. Nesse mesmo período, a receita operacional líquida da companhia avançou 29%, para R$ 9,583 bi. Esses aumentos expressivos são explicados pela própria empresa como o resultado de uma base menor de comparação no ano anterior, já que as vendas de energia das empresas do Grupo Rede passaram a ser contabilizadas a partir de 11 de abril. As vendas cativas de energia alcançaram 25.384 GWh, um aumento de 22,7% ante o mesmo período do ano passado. Dentre os diferentes segmentos de consumo o residencial aumentou em 25,4%, o comercial em 26,5% e o industrial apresentou demanda 9,7% maior. O consumo do setor rural disparou 27,1%. Por sua vez, o fornecimento de energia no mercado livre recuou 19%, para 2.067 GWh em todo o ano de 2015. Das 13 distribuidoras controladas pela Energisa, a que apresentou maior crescimento proporcional foi a Energisa Tocantins, ex-Celtins, com avanço de 8,3% no total de energia comercializada. A maior distribuidora em termos de volume de energia é a Energisa Mato Grosso, ex-Cemat, que apresentou aumento de 4,7% e encerrou o ano passado com a comercialização total de 8.537 GWh. À exceção das concessionárias no Mato Grosso do Sul, a Bragantina, Nova Friburgo e a Força e Luz do Oeste, todas apresentaram crescimento. Considerando apenas o mercado cativo os desempenhos são mais tímidos com o avanço em Mato Grosso (3,1%), Mato Grosso do Sul 0,7%), Sergipe (2%), Tocantins (6,6%) e Minas Gerais (0,9 (Agência CanalEnergia – 27.01.2016)
Contabilidade e Regulação da ANEEL 1 Aneel propõe redução do preço da tarifa extra na conta de energia A Aneel divulgou nota técnica com a proposta de valores para o sistema de bandeiras tarifárias em 2016. O modelo prevê a criação de dois patamares de cobrança adicional no caso da bandeira vermelha. O patamar 1 prevê a cobrança de R$ 4,00 cada 100 kWh consumidos, o que representa um desconto de 11% sobre o preço praticado atualmente, de R$ 4,50 para cada 100 kWh. No patamar 2, por outro lado, o preço proposto é de R$ 5,50 para cada 100 kWh consumidos, equivalente a uma alta de 22%. A criação de dois patamares diferentes de preço é uma tentativa do governo federal de garantir maior proximidade entre as cobranças adicionais e a situação hidrológica do País. A proposta da Aneel prevê que a bandeira vermelha será acionada nos meses nos quais o CVU da usina mais cara a ser despachada seja superior a R$ 422,56/MWh. No caso do patamar 1, esse limite deve ficar entre R$ 422,56/MWh e R$ 610/MWh. Quando o CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 610/MWh, seria implementado o patamar de preço estabelecido no patamar 2. Curiosamente, o preço proposto para o cenário mais adverso é idêntico ao valor praticado pela Aneel entre março e agosto deste ano. A bandeira amarela será acionada nos meses em que o valor do CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 211,28/MWh e inferior a R$ 422,56/MWh. Quando o valor da usina mais cara for inferior a R$ 211,28/MWh, seria acionada a bandeira verde, o que implica em nenhuma cobrança adicional ao consumidor. Ao apresentar a proposta, a Aneel alerta que os valores propostos consideram um cenário de adesão de 100% por parte das geradores hidrelétricas ao modelo quee trata a Lei 13.203/2015, originada da MP 688/2015. Outra premissa utilizada nas contas da Aneel é um déficit de geração hídrica próxima a 91,14%. (O Estado de São Paulo – 23.12.2015) 2 Novas regras para compensação de sobras e déficits entre distribuidoras A Aneel estabeleceu na semana passada as novas regras para aplicação do MCSD de contratos de energia de novos empreendimentos, chamado MCSD Energia Nova. A medida se aplica aos contratos do ambiente regulado na modalidade por quantidade e também disponibilidade. Esta última modalidade de contrato, não contemplada na proposta original, foi sugerida em audiência pública entre outubro e novembro e acatada pela agência. A diretoria aprovou a atual Resolução Normativa 693/2015 no dia 15 de dezembro. Dessa forma, o MCSD será realizado em 2016 para trocas de energia a partir de 2017, na modalidade por quantidade. Para disponibilidade, o primeiro processamento vai acontecer em 2017. O mecanismo terá o processamento realizado três vezes ao ano para cessões com vigência a partir do mês de finalização do processamento do MCSD Energia Nova até o final do ano; e anualmente, logo após o A-1 de cada ano, com um produto de 12 meses a contar de 1º de janeiro do ano seguinte. Na ocasião da abertura da audiência pública, o diretor Reive dos Santos, em relatório, afirmou que trata-se de uma medida interessante, uma vez que “possibilita trocas de energia e potência sem a necessidade de assinatura de aditivos contratuais”, o que não altera os contratos de comercialização originais. Não participarão do MCSD Energia Nova os contratos vinculados a empreendimentos com atraso da entrada em operação comercial ou com descasamento entre a obrigação de entrega de energia e a entrada em operação; com obrigação de entrega escalonada, enquanto durar o escalonamento; ou que sejam objetos de decisões judiciais, mesmo em caráter liminar. Segundo a resolução, para que a compensação seja aplicada à energia dos novos empreendimentos, será necessária a alteração das Regras e Procedimentos de Comercialização. A adequação deverá ser feita pela CCEE até o próximo 31/3 para os contratos por quantidade e até 31/3 de 2017 para aqueles por disponibilidade. (Agência Brasil Energia – 21.12.2015) 3 CTEEP vai receber R$ 3,9 bi de indenização A Aneel homologou o valor de R$ 3,896 bi como indenização para ativos de transmissão antigos não amortizados da CTEEP, segundo divulgado dia 21 de dezembro no DOU. Inicialmente, a companhia havia apresentado em seu laudo de avaliação o pedido pelo montante de R$ 5,142 bi, cerca de R$ 1,2 bi a mais do que o aprovado pela agência. Em fevereiro, a Cteep anunciou que já aguardava a resolução sobre o valor da indenização para os ativos não amortizados ou depreciados relacionados à renovação das concessões pela MP 579. (Agência Brasil Energia – 21.12.2015) 4 Aneel dá sinal verde a Furnas para crédito de R$441 mi junto ao BNDES 5 Light opta pela não adesão à repactuação do risco hidrológico no ACL A Light enviou comunicado ao mercado nesta sexta-feira, 15 de janeiro, informando que decidiu não aderir à proposta de repactuação do risco hidrológico no Ambiente de Contratação Livre. Segundo a empresa, a decisão se baseou na avaliação dos vários cenários de PLD conjugados com as obrigações e os direitos definidos na Resolução Normativa 684/2015. A empresa contou também com uma consultoria externa especializada para subsidiar a avaliação do modelo econômico financeiro desenvolvido para este fim. A decisão envolve as hidrelétricas controladas pela Light Energia e a Lightger. Na primeira, são cinco empreendimentos: Fontes Nova (132 MW), Nilo Peçanha (380 MW), Pereira Passo (100 MW), Ilha dos Pombos (187 MW) e Santa Branca (56 MW). A Lightger é responsável pela PCH Paracambi (25 MW) e é controlada pela Light (51%) e Cemig GT (49%). (Agência CanalEnergia – 15.01.2016) 6 Cemig adere à GSF no mercado regulado A Cemig GT aderiu à repactuação dos prejuízos com o risco hidrológico GSF no mercado regulado, segundo comunicado divulgado pela companhia. A decisão contempla as hidrelétricas Irapé (360 MW, MG) e Queimado (105 MW, MG/GO). Para as demais usinas que vendem energia no mercado livre, a companhia optou por não aderir à proposta do governo por meio da lei 13.203/2015, antiga MP 688. Com a adesão, as empresas desistem das liminares que limitam as perdas do GSF no MRE por causa da geração abaixo da garantia física. A Cemig informou ainda a Light optou pela não repactuação do risco hidrológico no que é relativo à LightGer (49%), sociedade de propósito específico controlada pelas duas companhias. (Agência Brasil Energia – 18.01.2016) 7 Mais duas subsidiárias da Eletrobras aderem ao GSF no mercado regulado A Eletronorte e a Amazonas GT, subsidiárias da Eletrobras, decidiram aderir à proposta de repactuação do risco hidrológico no mercado regulado. As companhias negaram, no entanto, a adesão ao GSF no mercado livre. As usinas que serão afetadas pela decisão são a UHE Tucuruí (8.535 MW) e a UHE Balbina (250 MW). (Agência Brasil Energia – 18.01.2016) 8 Cotas da CDE para transmissoras são fixadas em R$ 15,1 mi A Aneel fixou, em R$ 15,1 mi, os valores das cotas da CDE para as transmissoras que atendem o mercado livre e de autoprodução que possuem unidades conectadas à Rede Básica do sistema. As cotas são referentes ao mês de novembro de 2015, com prazo de recolhimento até o próximo dia 30/1. Entre os maiores valores, destacam-se as empresas Copel, com R$ 2,9 mi, seguida da Cemig, com R$ 2,6 mi, e CEEE, com números fixados em R$ 2,4 mi. A decisão foi publicada pela agência no dia 19 de janeiro. (Agência Brasil Energia – 19.01.2016) 9 Aneel aceita repactuação do risco hidrológico de usinas da Eletrosul A Aneel aceitou, no dia 19 de janeiro, a proposta de repactuação do risco hidrológico da Eletrosul referentes as UHEs Mauá, Passo São João e São Domingos. Recentemente, as outras subsidiárias do Grupo Eletrobras Furnas, Eletronorte e Amazonas GT decidiram aderir à proposta, mas apenas no ambiente regulado. Elas ainda esperam a anuência da Aneel. (Agência CanalEnergia – 19.01.2016) 10 Justiça autoriza reajuste na Eletrobras Amazonas Energia A Eletrobras Amazonas Energia (AM) informou em comunicado à imprensa que tomou conhecimento, no dia 18 de janeiro, da decisão judicial deferida pelo Desembargador Federal Néviton Guedes, do TRF1, em que autoriza a cobrança do reajuste na tarifa energia elétrica, assim como o retroativo em todo o estado do Amazonas. O que será cobrado, nesse momento, é o reajuste de 2015 concedido pela Aneel. Os valores referentes às Bandeiras Tarifárias continuam suspensos, já que a decisão judicial está sendo cumprida na íntegra e permanece aguardando novas definições da justiça. A partir do dia 20 de janeiro, os consumidores irão receber, gradativamente, a fatura de energia elétrica com o reajuste. De acordo com publicação realizada em 27 de outubro de 2015, pela Aneel, para os consumidores residenciais o reajuste é de 38,8%, e para os consumidores de Média e Alta Tensão o reajuste é de 42,55%. Ainda segundo a distribuidora, a decisão judicial também autoriza a cobrança do retroativo referente ao consumo no período em que, devido a liminar, o reajuste havia sido suspenso, de novembro de 2015 a janeiro de 2016. Diante da atual conjuntura econômica, a Amazonas Energia vai parcelar o retroativo em seis vezes. As parcelas virão nas faturas emitidas a partir do dia 1º de fevereiro de 2016, sem juros ou multas. (Agência CanalEnergia – 19.01.2016) 11 Aneel reduz multa de Furnas para R$ 5,8 mi por apagão em 2012 A diretoria da Aneel aceitou parcialmente recurso apresentado por Furnas e reduziu multa de R$ 6,5 mi para R$ 5,8 mi. A penalidade foi aplicada pela fiscalização da Aneel, que apontou manutenção e conservação inadequadas de instalações ligadas à hidrelétrica de Itumbiara, que teriam levado ao desligamento simultâneo de cinco das seis unidades geradoras da usina em 15 de dezembro de 2012. O valor da multa ainda será atualizado. O incidente em Itumbiara provocou o desligamento simultâneo da linha de transmissão 500kV Emborcação – Itumbiara e o fracionamento do barramento local. Com isso, apenas a sexta unidade geradora da usina continuou em operação. Houve perda de sincronismo entre sistemas, o que levou à interrupção de aproximadamente 8.000 MW de cargas nas regiões Sul e Sudeste, por atuação do Esquema Regional de Alívio de Carga, e em torno de 1.704 MW de cargas pelo desligamento das linhas em Minas Gerais (678 MW), Mato Grosso (553 MW), Acre/Rondônia (87 MW) e Goiás (386 MW). (Agência CanalEnergia – 19.01.2016) 12 Projeto de lei obriga distribuidoras a comprar 700 MW de biomassa por ano As distribuidoras de energia elétrica podem ser obrigadas a contratar anualmente pelo menos 700 MW produzidos a partir de biomassa. A aquisição deverá ser feita durante 10 anos e através de leilão, segundo proposta aprovada pela Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, prevista no Projeto de Lei 3529/12, de autoria do deputado Irajá Abreu (PSD-TO). Segundo o projeto, para participar dos leilões, as empresas de energia vão ter que comprovar primeiramente um índice mínimo de 60% de nacionalização de equipamentos e serviços. Para o deputado Paulo Magalhães (PSD-BA), relator da matéria, a expectativa é de que a geração por meio da biomassa seja complementar à matriz hidrelétrica. O último texto aprovado prevê que os contratos tenham duração de 20 anos, contados do início da disponibilização da energia no SIN. Na versão anterior, os contratos tinham validade de 15 anos. O texto original também previa a contratação de 250 MW de energia, mas o relator aumentou para 700 MW. Já o percentual de nacionalização, que inicialmente seria de 70%, foi reduzido para 60%. O projeto ainda vai ser analisado de forma conclusiva pelas comissões de Finanças e Tributação; e de Constituição e Justiça e de Cidadania. Esse modelo de análise dispensa a deliberação do Plenário sobre o texto. Em todo caso, o projeto pode perder o caráter conclusivo se houver decisão divergente entre as comissões ou em caso de recurso dos deputados. A proposta libera as empresas do pagamento de impostos (PIS/Cofins) relativos à receita da venda de energia elétrica entre produtores e consumidores da mesma área, desde que a produção utilize biomassa como combustível. O texto também isenta a agroindústria de imposto sobre a receita da comercialização de energia gerada a partir de biomassa, sobre a biomassa utilizada como combustível e sobre o vapor obtido pela sua queima. (Agência Brasil Energia – 21.01.2016) 13 Aneel aprova repactuação do GSF por Furnas e Eletronorte A Aneel aprovou a adesão à repactuação do risco hidrológico (GSF) por Furnas e Eletronorte. O sinal verde foi dado nesta sexta-feira (22/1), após comunicado ao mercado das concessionárias sobre a decisão favorável à proposta na última semana. Furnas aderiu ao mecanismo a partir das hidrelétricas Manso (210 MW – TO), Simplício (333 MW – RJ/MG), Batalha (52,5 MW – GO/MG), Mascarenhas de Moraes (476 MW – MG) e Serra da Mesa (1.275 MW – GO). Já a Eletronorte entrou na repactuação pela usina Tucuruí (8.535 MW – PA). As empresas aderiram ao GSF apenas no mercado regulado, tendo rejeitado o acordo para o mercado livre. Além das empresas, as subsidiárias da Eletrobras Chesf, Amazonas GT e Eletrosul também comunicaram a adesão. (Agência Brasil Energia – 22.01.2016) 14 Aneel questiona cálculo e trava privatização da Celg A Aneel expôs ontem a divergência sobre os critérios de repactuação da dívida contraída pela distribuidora Celg com Itaipu. O cálculo do passivo, estimado em US$ 450 mi, é considerado fundamental para destravar a venda de participação da Eletrobras na distribuidora de Goiás. A controvérsia surgiu em discussão travada na reunião pública da diretoria. O relator do processo, o diretor André Pepitone, preparou um relatório favorável à contabilização da dívida baseada no mecanismo aprovado em lei no ano passado, por meio da MP 677/2015. A legislação criou novo tratamento para a dívida cotada em moeda estrangeira de empresas vinculadas ao PND. A atualização dos valores pode ser feito com a cotação do primeiro dia útil do ano em que a companhia ingressou no plano, que abre caminho para venda de ativos da União. Pepitone afirmou que, no caso da Celg, a dívida alcançaria mais de R$ 900 mi com o dólar a R$ 2,69 do dia 2 de janeiro de 2015, ano em que entrou no PND. Segundo ele, tal medida evitaria que o passivo atingisse valores exorbitantes. Isso poderia ocorrer ao se considerar a cotação atual da moeda americana, acima de R$ 4,00. O diretor -geral da Aneel, Romeu Rufino, discordou de boa parte das premissas apresentadas no relatório. Ele chamou atenção para o risco de a decisão do comando da agência ser influenciada pelo "conflito de interesse" evidenciado nas manifestações formais da Secretaria do Tesouro Nacional, do Ministério da Fazenda, e da Eletrobras. A estatal, apesar de ser gestora da Conta Itaipu, é a principal interessada na venda de sua participação em condições favoráveis. Rufino pediu vista do processo para aprofundar a análise sobre o caso, que deve retornar nas próximas semanas para votação. "Não tenho a menor dúvida de que, para a Celg, é altamente interessante essa repactuação. Melhora as condições da empresa, por sua vez, as condições de privatização e, por consequência, o valor de venda do ativo. Isso atende exclusivamente o interesse dos acionistas, e não dos consumidores." Em contraposição, Pepitone disse que a cotação média do dólar no período em que a dívida foi contraída é de R$ 1,83. Sob este aspecto, defendeu que o critério de repactuação é vantajoso para o conjunto de consumidores, atendidos por outras empresas, que fazem desembolsos para a Conta Itaipu. (Valor Econômico – 27.01.2016) 15 Aneel nega revisão de tarifa para 8 distribuidoras de energia A Aneel negou os pedidos de revisão tarifária extraordinária de oito distribuidoras que alegaram enfrentar problemas de desequilíbrio de caixa. As concessionárias argumentaram que contam com despesas não previstas no reajuste tarifário do ano passado — e que não poderão ser carregadas até a data da próxima atualização das contas de luz, em 2016. A maioria das concessionárias de distribuição que tiveram o pedido negado pertence ao Grupo CPFL Energia e atende o interior do Estado de São Paulo. São elas: CPFL Sul Paulista, CPFL Santa Cruz, CPFL Piratininga, CPFL Paulista, CPFL Leste Paulista, CPFL Mococa, CPFL Jaguari e Rio Grande Energia. Foi destacada entre as queixas apresentadas a variação da cotação do dólar, que impacta diretamente o custo de aquisição da energia produzida por Itaipu. A apresentação de técnicos da Aneel, durante a reunião da diretoria, indicou que a moeda americana estava em R$ 2,80 na data do reajuste de 2015 de alguma dessas companhias. Posteriormente, o valor da moeda estrangeira disparou, alcançando e se mantendo em patamares próximos de R$ 4,00. A diretoria da Aneel entendeu que as solicitações das distribuidoras deveriam ser rejeitadas porque a situação não leva a um grave desequilíbrio financeiro. Além disso, haverá outros dois importantes fatores que vão minimizar o impacto da alta do dólar em 2016. Trata--se da queda do preço da energia de Itaipu neste ano, que deixou de sofrer os efeitos do risco hidrológico percebidos em 2015, e da redução expressiva do déficit da CDE em relação ao orçamento do ano anterior. O diretor- geral da Aneel, Romeu Rufino, reconhece que o reajuste tarifário ordinário não consegue fazer toda a previsão de custos que as distribuidoras vão se deparar até a data do próximo processo tarifário. “O processo tarifário ainda não consegue zerar os efeitos financeiros, o que já ocorre no efeito econômico. Mas, na revisão extraordinária, também teríamos o mesmo problema. Ainda que a revisão conseguisse corrigir isso em alguma medida, ela não é o remédio adequado”, disse. Para Rufino, a Aneel trabalha continuamente para minimizar os problemas de caixa das distribuidoras. (Valor Econômico – 26.01.2016) 16 Aneel aprova repactuação do GSF de três empresas A Aneel aprovou a repactuação de risco de três companhias, Pirapora Energia, Cesp e Quanta Geração, conforme despachos publicados no dia 26 de janeiro no DOU. A autorização se estende à PCH Pirapora (25 MW - SP), da Pirapora Energia, subsidiária integral da Emae. Além dela, a UHE Porto Primavera (1.540 MW), da Cesp, em São Paulo, também faz parte do acordo do GSF. Da Quanta Geração, controlada pela Ampla, três PCHs aderiram: Fagundes (4,8 MW - MG), Areal (18 MW - RJ) e Tombos (2,8 MW - MG). (Agência Brasil Energia – 26.01.2016) 17 Aneel aprova repactuação do GSF da Eletrosul A Aneel aprovou a adesão à repactuação do risco hidrológico da Eletrosul, subsidiária da Eletrobras. No último dia 14, Eletrobras divulgou que a subsidiária havia aderido ao GSF com as usinas contratadas no mercado regulado, mas rejeitado o acordo no mercado livre. A companhia também informou tanto no caso da UHE Itumbiara (2.082 MW), pertencente à Furnas, e da UHE Balbina (250 MW), pertencente à Amazonas GT, a Aneel ainda não se manifestou sobre a referida adesão. (Agência Brasil Energia – 26.01.2016) 18 Aneel autoriza repactuação do risco hidrológico por CEB e EDP A Aneel aprovou a adesão da CEB à repactuação do risco hidrológico, no dia 27 de janeiro. A concessionária de Brasília vai integrar o mecanismo através da hidrelétrica Corumbá IV (127 MW – GO), no município de Luziânia. A empresa havia informado a adesão ao mercado no último dia 14. A decisão da empresa inclui ainda outros 1.047,5 MW entre três hidrelétricas e uma térmica. A agência autorizou também o pedido da EDP, que vai aderir à repactuação pela PCH Francisco Gros (29 MW – ES), antiga PCH Santa Fé, situada na cidade de Alegre. A repactuação do risco hidrológico foi proposta pelo governo a partir da antiga MP 688/2015, convertida em lei em novembro do ano passado. Desde então, uma série de empresas já aderiram ao sistema no ambiente regulado, entre elas Cemig, Alupar, Copel e as subsidiárias da Eletrobras Furnas, Eletronorte e Eletrosul. (Agência Brasil Energia – 27.01.2016) 19 Aneel aprova celebração de TAC pela Ampla com investimentos de R$ 21 mi A Aneel aprovou, no dia 26 de janeiro, a celebração de TAC pela Ampla, relativo ao Auto de Infração 101/2014. A empresa havia sido multada em R$ 17.884.359,13 por não conformidades referentes à qualidade técnica no fornecimento de energia elétrica, planejamento do sistema elétrico, engenharia de operação e manutenção das redes, linhas e subestações. O Plano de Obras e Investimentos a ser realizado pela Ampla tem valor de R$ 21.091.550, o que segundo a Aneel, é compatível com o Valor do Auto de Infração. A empresa tem até 31 de dezembro de 2017 para cumprir as obrigações estabelecidas no TAC. De acordo com a agência, a distribuidora está sujeita a multa estipulada em 100% do montante das penalidades de multa que seriam aplicadas, acrescido de 20%, nos casos de não execução do Plano de Obras e Investimentos pactuado ou de não correção do registro contábil após o prazo de 15 dias da notificação pelo descumprimento da obrigação. (Agência CanalEnergia – 27.01.2016) 20 Irregularidades em classificação tarifária gera multa de R$ 6,4 milhões para Coelce A Aneel não aceitou o recurso interposto pela Coelce (CE) e aplicou a multa de R$ 6.448.428,34 por irregularidade na classificação tarifária de unidades consumidoras destinadas ao serviço público de água, esgoto e saneamento e a iluminação pública nos municípios de Cruz, Iguatu, Ipu, Redenção, São Benedito, Tianguá e Ubajara. Entre 2006 e 2008, essas cidades reclamaram na Agência Reguladora do Ceará sobre o faturamento feito em unidades destinadas ao serviço público. A Arce considerou procedente o pedido e determinou a devolução dos valores pagos, o que originou a entrada de recurso da Coelce na Aneel. Em outubro de 2010, a Aneel negou provimento ao recurso e determinou a devolução dos valores pagos a mais, o que não foi cumprido pela concessionária cearense. Em 2013, a Arce emitiu mais um auto de infração pelas não Conformidades e pelo não cumprimento da determinação, com aplicação de multa de R$ 5.844.862,95, o que gerou novo recurso da Coelce. A concessionária alegava que havia entrado em acordo com os municípios, o que tornava a decisão da agência sem efeito. Em março de 2014, a Arce manteve a pena e enviou o processo para a Aneel. O diretor-relator do caso, José Jurhosa, não acatou o recurso e ainda alterou a multa para R$ 6.448.428,34. A Coelce não se pronunciou. A Aneel atestou que nos acordos celebrados com os as devoluções eram feitas em valores menores, de modo diferente do determinado. Eles também foram feitos entre 12 e 22 meses depois das decisões. (Agência CanalEnergia – 27.01.2016) 21 Aneel regulamenta contratos entre partes relacionadas A Aneel aprovou, no dia 26 de janeiro, a emissão de resolução normativa que trata da regulamentação dos controles prévio e a posteriori sobre atos e negócios jurídicos entre as concessionárias, permissionárias e autorizadas e suas partes relacionadas. A medida, segundo a Aneel, traz significativas alterações em relação à Resolução Normativa 334/2008, seja em aspectos formais, seja quanto ao mérito dos assuntos tratados, como, por exemplo, a possibilidade de celebração de contratos de compartilhamento envolvendo gastos administrativos, o que antes era vedado. O diretor relator do processo, Romeu Rufino, disse que um primeiro avanço relevante da resolução diz respeito ao próprio conceito de Parte Relacionada. Além da definição utilizada anteriormente, que remetia apenas aos controladores, suas sociedades controladas e coligadas bem como as controladas e coligadas de controlador comum, acrescentou-se também como partes relacionadas à determinada empresa seus administradores e diretores, quando o objeto do negócio for estranho às competências e atribuições estatutárias inerentes ao cargo; as pessoas jurídicas que possuam diretores ou administradores em comum, indicados pelos acionistas controladores, quando estes representem a maioria do capital votante em cada empresa; e as pessoas jurídicas que possuam diretores ou administradores comuns à permissionária. Como regra geral, ainda segundo Rufino, para celebração de contratos com partes relacionadas, fica estabelecido que as cláusulas econômicas e financeiras do contrato devem ser compatíveis com as praticadas no mercado em atos ou negócios jurídicos versando sobre bens ou serviços substitutivos. Além disso, a empresa que constatar a inadimplência de sua parte relacionada deverá, em até 90 dias, tomar todas as medidas ao seu alcance para reaver seu crédito e informar tal situação à Aneel por meio de relatório fundamentado em até 30 dias após esse prazo, sob pena de incorrer em infração de má gestão de seus recursos econômico-financeiros. No caso de compartilhamento de recursos humanos pelas distribuidoras, elas deverão manter a autonomia integral dos processos de operações, de engenharia e de ouvidoria. Com relação aos processos relativos às áreas de suprimentos, contábil, comercial, financeira, de auditoria, além de outros a critério da Aneel, as distribuidoras deverão, no pedido de anuência prévia, apresentar a forma de gestão a ser aplicada aos referidos processos de modo a evidenciar sua autonomia para que o serviço concedido se mantenha adequado por todo o período da contratação, sendo que a Aneel poderá demandar a autonomia integral ou parcial dos processos. (Agência CanalEnergia – 27.01.2016)
Avaliação de Empresas e Previsão de Analistas 1 Fitch atribui rating para emissão de debêntures de complexo da Rio Energy A agência de classificação de risco Fitch Ratings atribuiu na última sexta-feira, 8 de janeiro, o Rating Nacional de Longo Prazo ‘AA- (bra) ’ para a segunda emissão de debêntures da Centrais Eólicas de Caetité Participações S.A., no valor de R$ 33,5 mi, com vencimento em 2028. A perspectiva é Estável. O projeto foi totalmente desenvolvido e patrocinado pela Rio Energy. De acordo com a Fitch, o rating da segunda emissão de debêntures do complexo eólico reflete fatores como a fiança bancária do projeto, que mitiga 100% de seus riscos de conclusão e de ramp-up; os mecanismos anuais e quadrienais de compensação dos contratos de venda de energia; o volume de energia vendido a P90; a exposição ao PLD de 15% das obrigações contratuais e a alavancagem moderada. Ainda segundo a Fitch, uma ação de rating negativa poderá ocorrer em caso de volumes de geração de energia abaixo de P90 por períodos sucessivos ou o aumento de despesas e custos operacionais acima de 15% do valor assumido. Já uma ação positiva pode acontecer caso o projeto apresente desempenho operacional e financeiro acima das expectativas assumidas pela agência em seu cenário-base por períodos sucessivos. (Agência CanalEnergia – 11.01.2016) 2 S&P reafirma rating preliminar de emissão de R$ 10,3 milhões da Bons Ventos da Serra I A agência de classificação de risco Standard & Poor's reafirmou na última sexta-feira, 15 de janeiro, o rating preliminar ‘brBBB-’ e o rating de recuperação ‘3’ atribuídos à emissão de debêntures senior secured, no valor de R$ 10,3 mi, com vencimento final em 2026, da Geradora Eólica Bons Ventos da Serra I S.A. A perspectiva é estável. A Bons Ventos da Serra I é responsável pela EOL Malhadinha I, no Ceará. Em julho de 2015 a agência havia atribuído o rating, que foi reafirmado em outubro do mesmo ano. Ela recebeu os documentos finais da Escritura de Emissão e da Carta de Fiança emitida pelo HSBC Bank Brasil e eles não apresentaram nenhuma alteração material em relação às versões que já haviam sido avaliadas para a atribuição inicial do rating preliminar. No entanto, a Standard & Poor’s alega que não recebeu os documentos finais referentes aos contratos de garantia, considerados essenciais para análise da transação. Ela espera que o projeto apresente a versão final para assinatura dos documentos de garantia até o final deste mês. Caso ela não receba os documentos finais até o final de janeiro, o rating preliminar será retirado. (Agência CanalEnergia – 18.01.2016) 3 Fitch rebaixa ratings de quatro elétricas brasileiras A agência da classificação de risco Fitch Ratings rebaixou os ratings das elétricas Itaipu Binacional, Raízen Energia, Tractebel Energia e Taesa. Os downgrades dos IDRs (Probabilidade de Inadimplência do Emissor) em Moeda Estrangeira e Local ocorreram após o rebaixamento dos ratings soberanos do Brasil. A Fitch rebaixou os IDRs de Longo Prazo soberanos em Moedas Estrangeira e Local para 'BB+', de ‘BBB-' e o teto país para 'BBB-', de 'BBB'. A perspectiva dos ratings soberanos é negativa. O rebaixamento dos ratings do Brasil, explica a agência, reflete a recessão econômica mais profunda do que o anteriormente previsto, a continuidade dos desdobramentos fiscais adversos e a crescente incerteza política, que poderá minar ainda mais a capacidade de o governo efetivamente implementar medidas fiscais para estabilizar a crescente carga da dívida. A perspectiva negativa reflete a continuidade das incertezas e os riscos negativos relativos aos desdobramentos econômico, fiscal e político. O cenário doméstico em deterioração vem aumentando os desafios enfrentados pelas autoridades para determinar medidas políticas corretivas oportunas, de forma a sustentar a confiança e melhorar as perspectivas de crescimento, de consolidação fiscal e de estabilização da dívida do país. (Agência CanalEnergia – 18.12.2015) 4 Fitch: Novo downgrade do Brasil pode afetar ratings em moeda estrangeira das elétricas rebaixadas A Fitch informou que os ratings em moeda estrangeira da Itaipu Binacional, da Raízen Energia S.A., da Tractebel Energia S.A. e da Transmissora Aliança de Energia Elétrica poderão ser negativamente impactados em caso de novo downgrade no rating soberano do Brasil e/ou rebaixamento do teto país. As sensibilidades do rating soberano incluem: impossibilidade de deter o ritmo de aumento da carga da dívida pública; uma recessão mais profunda e por um período mais prolongado, que contamine ainda mais a dinâmica da dívida pública e intensifique a instabilidade política e social; erosão das reservas internacionais e deterioração da composição da dívida pública. A análise de sensibilidade da Fitch não prevê, atualmente desenvolvimentos com alta probabilidade de levar a uma mudança positiva no rating. Os desdobramentos que poderão, individual ou coletivamente, resultar na revisão da perspectiva para estável incluem: melhoria no ambiente político que conduza a uma melhor implementação de políticas e suporte a confiança, o crescimento e as perspectivas de reforma; consolidação fiscal que leve à maior confiança na capacidade de o governo atingir a estabilização da dívida; melhor ambiente de investimentos e de crescimento e redução dos desequilíbrios macroeconômicos. (Agência CanalEnergia – 18.12.2015) 5 GESEL: Para Roberto Brandão, capitalização da Eletrobrás é inevitável Na sexta-feira, o MME confirmou que prevê um aporte de R$ 5,95 bi na Eletrobras. O montante está previsto no orçamento de 2016. A injeção de capital na estatal divide opiniões de especialistas. Para o professor Roberto Brandão, do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da UFRJ, a capitalização já era esperada, uma vez que a Eletrobras perdeu condições de pedir dinheiro no mercado, a não ser com o BNDES, com garantia do Tesouro. "A capitalização é inevitável, porque a Eletrobras tem um programa de investimentos muito grande. E boa parte desse programa ainda não está gerando caixa", completou. (Valor Econômico – 25.01.2016) 6 GESEL: decisão de suspender o processo de privatização das seis distribuidoras federalizadas é coerente Em Assembleia Geral Extraordinária realizada ontem, a Eletrobras decidiu colocar à venda em 2016 apenas a Celg, distribuidora de energia de Goiás. Além disso, suspendeu a privatização das outras seis companhias que constavam de seu planejamento inicial para o ano que vem, que atendem os estados de Piauí, Alagoas, Acre, Rondônia e Amazonas e a capital de Roraima, Boa Vista. O coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel), do Instituto de Economia da UFRJ, Nivalde de Castro, disse que foi coerente a decisão de suspender o processo de privatização das seis distribuidoras federalizadas, pois elas estão em uma situação financeira muito ruim e “em total desequilíbrio”, o que afastaria possíveis interessados. “Essas distribuidoras estão tão desarrumadas que não valeriam nada se fossem vendidas hoje. Assim, a Eletrobras terá mais tempo para tentar melhorar a situação financeira e a qualidade dos serviços para sua venda futura. Algumas dessas distribuidoras sequer têm autorização da Aneel para reajustar suas tarifas, por não cumprirem nenhuma meta de qualidade dos serviços” explicou Nivalde. Segundo o coordenador do Gesel, essas distribuidoras atuam em áreas em que, apesar da grande demanda por energia, a inadimplência e o furto de energia são elevados. “Por serem empresas estatais, elas têm dificuldade de tomar medidas mais drásticas, aumentando seu nível de endividamento”. A ata da assembleia da Eletrobras também informou que seu acionista controlador (a União) pediu a “retirada de pauta da matéria concernente à prorrogação da concessão” das seis distribuidoras. Apenas a prorrogação da Celg foi aprovada — requisito para a sua venda. (O Globo – 29.12.2015)
Lançamento de debêntures por distribuidoras e divulgação de resultados dos mesmos 1 São Manoel: R$ 532 mi em debêntures A agência de classificação de risco Moody's atribuiu rating "Ba2" à emissão de R$ 532 mi em debêntures a ser feita pela empresa de energia São Manoel, com vencimento em 12 meses. A perspectiva é negativa. A EDP Energias do Brasil garantirá 66,67% dos papéis e a China Three Gorges Brasil Energia, 33,3%. A Moody's avalia que o rating das debêntures deve refletir a nota mais baixa entre as duas garantias. A perspectiva negativa reflete a perspectiva negativa da EDP Energias do Brasil. A São Manoel utilizará os recursos para pagar debêntures com vencimento em 15 de janeiro. (Daniela Meibak). (Valor Econômico – 13.01.2016) 2 Subsidiárias da CPFL são autorizadas a captar até R$ 2,5 bi Os conselhos de administração de algumas das subsidiárias da companhia elétrica CPFL Energia aprovaram em reuniões nesta quarta-feira captações de recursos que somam R$ 2,5 bi, conforme atas arquivadas na CVM. No setor de geração, a CPFL Geração foi autorizada a captar até R$ 1,3 bi, por meio de empréstimo em moeda estrangeira com swap para CDI, de crédito rural, cédula de crédito bancário, emissão de debêntures ou assunção de dívidas. A operação, com prazo máximo de cinco anos, visa reforço de capital de giro e a rolagem das dívidas e swaps atuais. Em distribuição, a CPFL Paulista poderá levantar até R$ 400 mi; a CPFL Piratininga foi autorizada a captar R$ 350 mi; e a Rio Grande Energia, R$ 450 mi. (Valor Econômico – 21.01.2016) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
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