l IFE: nş 08 - Março de 2016 Índice Distribuidoras de Energia Elétrica Contabilidade e Regulação da ANEEL Publicação de Balanços em IFRS Indicadores de Sustentabilidade Econômico-Financeira Lançamento de debêntures por distribuidoras e divulgação de resultados dos mesmos
Distribuidoras de Energia Elétrica 1 AES Sul aprova aumento de capital de R$ 295,4 mi A AES Sul (RS) anunciou em comunicado ao mercado nesta segunda-feira, 29 de fevereiro, que aprovou aumento de capital de R$ 295,4 milhões, saindo dos atuais R$ 463.235.663,72 para R$ 758.690.663,72, com a emissão de 89.308 ações nominativas e sem valor nominal, das quais 68.506 são ações ordinárias e 20.802 são ações preferenciais. De acordo com a empresa, o preço de emissão é de R$ 3.308,27 por ação ordinária e preferencial. Essas novas ações farão jus de forma integral a todos os benefícios, incluindo dividendos, juros sobre o capital próprio, bonificações e eventuais remunerações de capital que vierem a ser declarados pela AES Sul a partir de 26 de fevereiro de 2016. Ainda de acordo com a AES Sul, os recursos obtidos com o aumento de capital serão destinados a fortalecer a estrutura de capital e ao cumprimento de condições apresentadas para efetivar aditamentos da segunda e da terceira emissão de debêntures simples, como deliberado em assembleia. As novas ações serão integralizadas em parcela única, em reais, em até 30 dias contados da assinatura do boletim de subscrição. (Agência CanalEnergia – 29.02.2016) 2 Celpe opera nova subestação de R$ 8,5 mi A Celpe começou a operar a subestação Vertentes, no agreste pernambucano. O projeto possui 12,5 MVA e está associado à linha que liga a cidade de Vertentes a Toritama, em 69 kV, de 14 km de extensão. Os investimentos chegaram a R$ 8,5 mi. O sistema vai atender cerca de 70 mil consumidores, em cinco municípios. Além de Vertentes e Toritama, serão contemplados Taquaritinga do Norte, Frei Miguelinho e Santa Maria do Cambucá. “A subestação entra em operação fundamentalmente para atender à demanda local e para tornar a região mais atraente a novos empreendimentos”, ressaltou o diretor presidente da empresa, Antonio Carlos Sanches, em nota. O projeto está instalado em uma região que concentra indústrias do setor têxtil, conhecida como Polo de Confecções do Agreste, um dos maiores do segmento no país. A empresa planeja ainda para o primeiro semestre a inauguração das SEs Santa Cruz e Serrita, também no sertão. Elas vão contemplar 80 mil consumidores. Ao longo de 2016 está prevista a construção de dez novas subestações na região metropolitana de Recife e no interior do estado. A concessionária atende ao todo 3,4 milhões de unidades consumidoras nos 185 municípios de Pernambuco. (Agência Brasil Energia – 29.02.2016) 3 Coelce tem eficiência no atendimento questionada A Aneel participou de reunião com o conselho de administração e diretoria executiva da Coelce para cobrar maior eficiência no atendimento a consumidores pela concessionária. Existem atualmente 18.514 pedidos pendentes de novas ligações na área de concessão da empresa. A Coelce terá até o dia 24 de março para formular plano com práticas eficazes para cumprir os pedidos. A companhia propôs finalizar as pendências até setembro de 2017, porém a Aneel rejeitou o prazo, uma vez a falta de atendimento pela concessionária tem sido recorrente. Como previsto na Resolução 414/2010, novas ligações ou adequação de ligações existentes devem acontecer até dois dias úteis a partir da aprovação das instalações no caso do grupo B urbano. Para o mesmo grupo na área rural, são cinco dias úteis máximos, e para o grupo A, sete dias. Para conclusão das obras de atendimento às ligações, as empresas têm até 60 dias quando for rede de distribuição aérea de tensão secundária e 120 dias para obras com dimensão de até 1 km na rede de distribuição aérea de tensão primária. Ainda segundo a norma, o não cumprimento dos prazos dá o direito do consumidor de receber crédito pelo atraso. Além da reguladora elétrica, participou da reunião a Arce. O encontro foi no dia 26 de fevereiro, com presença do diretor André Pepitone e superintendentes de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade e Fiscalização Econômico-Financeira da agência, bem como do presidente da Enel Brasil, Marcelo Llevenes, e demais diretores da companhia. A Coelce atende 3,3 milhões de unidades consumidoras em 184 municípios do Ceará. (Agência Brasil Energia – 29.02.2016) 4 BNDES fica com ações da Cemig 5 Eletrobras Distribuição Acre pagou parte dos valores em aberto na CCEE A Eletrobras Distribuição Acre afirmou que caucionou os valores junto à CCEE, que em 23 de fevereiro, deliberou pelo desligamento da concessionária de distribuição de seu quadro de agentes pelo descumprimento de obrigações. A distribuidora estaria inadimplente nas liquidações do mercado de curto prazo referentes a setembro e novembro de 2015, liquidações de penalidades e multas de outubro e dezembro do ano passado e liquidação das cotas de energia nuclear de janeiro de 2016. De acordo com a concessionária da região Norte, “o fluxo de caixa da Eletrobras Distribuição Acre, nos últimos meses, teve que arcar com a compra de combustível para as usinas térmicas dos sistemas isolados, uma vez que houve atrasos nos repasses dos recursos da conta CCC. Isto prejudicou a Eletrobras Acre em honrar diversos compromissos financeiros, dentre os quais os da compra de energia”. A Eletrobras, controladora da distribuidora, é a responsável pelo repasse desses recursos. Segundo os cálculos da concessionária, o valor total que deveria ser liquidado com a contabilização do mercado de curto prazo na CCEE, relativa aos meses de outubro e novembro do ano passado somava R$ 7,656 mi. Desse montante, após a liquidação ocorrida em 10 de fevereiro foram caucionados R$ 7,542 mi, restando ainda pouco mais de R$ 113 mil para completar essa operação. A perspectiva é de que esses valores deverão ser depositados antes da próxima operação de liquidação, que deverá ocorrer na semana que vem, referente ao mês de dezembro. A empresa explicou ainda, em nota enviada à Agência CanalEnergia, que também foram aportados R$ 87.794,01 para a quitação das penalidades relativas a essa inadimplência. Contudo, a empresa admite que ainda há um valor de R$ 2,140 mi em aberto relativo às contas de energia que, “deverá ser equacionado o mais breve possível, em função do fluxo de caixa da Eletrobras Distribuição Acre”. (Agência CanalEnergia – 02.03.2016) 6 Eletrobras Alagoas investe R$ 33 mi no combate ao furto de energia A Eletrobras Distribuição Alagoas investiu mais de R$ 33 mi em obras de regularização de consumidores clandestinos. Segundo a companhia, os "gatos", ou furtos de energia, estão entre os fatores que mais interferem na qualidade do fornecimento de energia elétrica, além de representar um risco para a população e perda de receitas. A iniciativa beneficiou aproximadamente 12 mil consumidores, mas a meta da Eletrobras é atingir mais de 15 mil unidades, até junho deste ano. Após esse prazo, será feito outro levantamento para identificar novas áreas que serão atendidas. Para escolher as unidades a serem regularizadas a Eletrobras realiza um estudo com a finalidade de verificar as regiões com maiores perdas de energia e risco de acidentes. O projeto já visitou Piranhas, Jequiá da Praia, Olho D’Água das Flores e diversos bairros de Maceió, que foi o primeiro município atendido. Segundo Jarson Amaral, gerente do departamento de Universalização do Acesso à Energia, o principal benefício da ação é o aumento na qualidade do atendimento da Eletrobras ao consumidor. “A maior vantagem é a melhoria no fornecimento, pois a ligação clandestina compromete a qualidade da energia”, disse. A população que tem a energia regularizada também usufrui de outros benefícios, como documento que comprova residência fixa; acesso à Tarifa Social de Energia Elétrica (TSEE) – para os que possuem o perfil estabelecido pelo governo federal; e possibilidade de solicitar e obter serviços junto à distribuidora de energia. (Agência CanalEnergia – 04.03.2016) 7 Light atesta sucesso do óleo vegetal da Cargill Uma distribuidora que utilizou o novo óleo vegetal utilizado em transformadores da Cargill foi a Light. Marcelo Neves Martins, gerente Comercial da Cargill, conta que a empresa aumentou em 20 graus a temperatura do transformador e reduziu seu tamanho, diminuindo assim, seu custo. A Light já havia adquirido no ano passado 12 transformadores de potência com a nova tecnologia. Neste ano, investiu em mais três transformadores na Subestação Olímpica. "Esse projeto da Light é inovador porque comprou somente óleo vegetal, utilizando-se de todas as vantagens do fluido", explicou o executivo. A CPFL, de acordo com ele, é outra grande concessionária que passou a adotar o óleo vegetal. "Há três anos a CPFL converteu toda a rede dela para óleo vegetal. Todas as novas compras são com esse óleo", disse. A Copel e a Eletronorte também são clientes da Cargill. "Na nossa lista de projetos tem três grandes concessionárias que estão em conclusão final para passar a adotar somente o óleo vegetal", comentou. Ele ressalta que o óleo mineral é importado, enquanto o óleo vegetal é um produto nacional. A fábrica da empresa em Mairinque-SP, além de fornecer o insumo nacionalmente, também exporta para a América Latina. E desde o ano passado, com a desvalorização do real frente ao dólar, Martins conta que a empresa tem exportado o produto para países da Ásia e da Europa. (Agência CanalEnergia – 07.03.2016) 8 Distribuidoras assistem à migração de grandes clientes para o mercado livre 9 Amazonas Energia e CEA vivem situação crítica A situação é mais crítica entre as concessionárias da Eletrobras, especialmente a Amazonas Energia, que possui altos endividamentos e elevados índices de DEC/FEC. Aholding havia optado pela venda das seis distribuidoras até o fim de 2016, tendo em vista a necessidade de capitalização dessas companhias pelo governo federal para o atendimento às metas. O governo chegou a prorrogar o prazo para assinatura do contrato até meados deste ano, pela complexidade dos estudos necessários para a renovação e planeja injetar cerca de R$ 7 bi na holding este ano. A situação também é crítica na CEA, controlada pelo governo do Amapá, que teve a caducidade da concessão recomendada pela Aneel no ano passado, mas o MME ainda não tomou um posicionamento definitivo sobre a medida. (Agência Brasil Energia – 08.03.2016) 10 RGE investe mais de R$ 4 mi em três cidades do RS em 2015 11 Distribuidoras de energia elétrica terão benefícios fiscais nas Olimpíadas O Plenário do Senado aprovou medida provisória que concedeu benefícios fiscais para algumas distribuidoras de energia elétrica durante os Jogos Olímpicos e Paralímpicos de 2016. A Medida Provisória 693/2015 foi aprovada no dia 8 de março, na forma de um projeto de lei de conversão (PLV 2/2016), que agora segue para sanção presidencial. Foram 47 votos favoráveis e 12 contrários. As isenções para as distribuidoras de energia valem para as empresas que atuarão no Rio de Janeiro e nas cidades-sede da modalidade futebol (São Paulo, Belo Horizonte, Salvador, Brasília e Manaus). O benefício atingirá obras de construção civil, elétrica e eletromecânica, inclusive sob regime de empreitada global; prestação de serviços, inclusive com o fornecimento de bens, equipamentos, partes e peças; prestação de serviços de operação dos sistemas de controle, gestão, monitoramento e supervisão do fornecimento de energia temporária; e compra e aluguel de máquinas, equipamentos e materiais. Entre os tributos envolvidos, estão a Cide-Combustíveis, o IPI, a Cofins-Importação, o PIS/Pasep-Importação, o Adicional ao Frete para Renovação da Marinha Mercante e o II. A MP também concedeu às distribuidoras de energia a isenção do IRRF que incide sobre os valores pagos ou remetidos em virtude de prestação de serviços, fornecimento de bens ou alugueis. (Agência CanalEnergia – 09.03.2016) 12 Sindicato propõe alternativa à venda da Celg D Três instituições que representam os funcionários da Celgpar, braço do governo goiano que detém 49% das ações da Celg D, apresentaram à Eletrobras, dona de 50,93% da empresa, uma proposta alternativa ao plano de privatização da companhia, responsável pelo fornecimento de energia em Goiás. O principal item da proposta prevê um aporte de R$ 600 mi na companhia, sendo parte com recursos de empregados e aposentados, via FGTS e o fundo de previdência dos funcionários da Celg (Eletra) e o restante com financiamento a partir de bancos públicos. "Estamos buscando um novo modelo. Os empregados estão dispostos a fazer além do que são obrigados. Sabemos onde estão as falhas da empresa. Esse plano é feito por quem conhece essa empresa por dentro", afirmou Wagner Vilela Júnior, representante dos empregados no conselho de administração da Celgpar. "Não estamos preocupados só em termos de empregabilidade. Queremos uma solução para a empresa", completou. Vilela Júnior é um dos autores da proposta, junto com o Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias Urbanas no Estado de Goiás (Stiueg), o Sindicato dos Engenheiros no Estado de Goiás (Senge-GO) e a Associação dos Administradores, Contadores e Economistas da Celg (AACEC). A Eletrobras confirmou ter recebido o documento feito pelos funcionários da Celgpar. Em nota, a companhia informou que o presidente, José da Costa Carvalho Neto, ficou "extremamente satisfeito com a manifestação do comprometimento dos empregados com o futuro da empresa", mas que a decisão com relação à privatização da companhia já está tomada. A resposta formal aos funcionários será enviada nos próximos dias. Segundo Vilela Júnior, porém, ainda há tempo para recuar da decisão de venda da distribuidora, pois o edital do leilão ainda não foi lançado. "O TCU não aprovou a minuta do edital até agora". (Valor Econômico – 10.03.2016) 13 Conselheiro da Eletrobras vê pagamento de indenizações como fundamental para o reerguimento da Eletrobras João Lian, conselheiro da Eletrobras, revelou a necessidade de equacionar o problema das indenizações dos ativos de transmissão da Eletrobras no valor de R$ 20 bi. Para ele, esses recursos são fundamentais para financiar os investimentos previstos pela Eletrobras de cerca de R$ 50 bi, entre 2015 e 2019, dos quais R$ 13,1 bi apenas em 2016, reduzindo a necessidade de captação no mercado. "A empresa hoje não tem crédito, não tem capacidade de captação". Lian acusa ainda o governo de estar adiando a solução para as indenizações para 2019, para "jogar o problema para o próximo governo". O terceiro ponto importante, na visão do conselheiro, é a alienação das distribuidoras da Eletrobras. Segundo ele, a formação do conselho atual, que tem se posicionado a favor da companhia, e não do governo, acionista majoritário, já aprovou que haja um aumento de capital nas distribuidoras no valor de até R$ 7 bi, com recursos da União, preparando--as para a venda. (Valor Econômico – 10.03.2016) 14 Conselheiro da Eletrobras sugere solução para a CGTEE e melhoria no modelo de comercialização da holding João Lian, conselheiro da Eletrobras, também defende uma solução para a Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica (CGTEE), deficitária subsidiária responsável pelas usinas a carvão do grupo, a qual ele chama de "Pasadena do setor elétrico", em alusão à refinaria norte--americana adquirida pela Petrobras que gerou perdas à petrolífera. Ele, porém, contou que parte da solução de gestão da CGTEE, que tem prejuízo acumulado de R$ 1,5 bi nos últimos quatro anos, começou a ser feita este ano, com a troca da diretoria da empresa. Outro item destacado pelo conselheiro é a melhoria do modelo de comercialização de energia do grupo Eletrobras, cujo processo atualmente não passa pela holding. "A comercialização de energia é uma caixa preta. Cada empresa comercializa energia de forma independente, sem centralização da holding", critica Lian, acrescentando que, até 2013, as subsidiárias da Eletrobras concorriam entre si pela venda de energia, reduzindo a geração de valor para o grupo. (Valor Econômico – 10.03.2016) 15 CPFL Leste Paulista investe R$ 2,7 mi em Tapiratiba em 2015 A CPFL Leste Paulista, distribuidora que fornece energia para sete municípios no Estado de São Paulo, investiu R$ 2,77 mi na manutenção e expansão da rede elétrica de Tapiratiba em 2015, tornando o sistema elétrico local mais confiável para seus 4.677 consumidores na cidade. Do montante investido pela concessionária no município, em torno de R$ 2,3 mi foram destinados aos projetos voltados para viabilizar e suportar o crescimento do mercado. Outros R$ 128 mil foram aplicados pela companhia em projetos para atendimento ao cliente. Esses recursos foram integralmente investidos na expansão da rede elétrica rural. A companhia ainda investiu R$ 254 mil em melhorias no sistema de distribuição, dos quais R$ 51 mil em equipamentos para subestações e linhas de transmissão. A CPFL Leste Paulista destinou também mais R$ 49,5 mil na manutenção da rede elétrica da cidade. Realizadas de forma preventiva, as manutenções visam não só a melhoria da qualidade dos serviços, aumentando a confiabilidade do sistema, como também reforçar o sistema para enfrentar o ciclo de tempestades que se concentram com a chegada do verão, uma vez que a malha de distribuição se torna menos suscetível a interferências externas. (Agência CanalEnergia – 09.03.2016) 16 CPFL Energia abre nova chamada públcia para projetos de eficiência energética A CPFL Energia vai realizar nova chamada pública para projetos de eficiência energética, dentro do programa estabelecido pela Aneel. A companhia vai realizar um workshop no próximo dia 29/3 para apresentar os critérios para participação de clientes residenciais, industriais, comerciais, serviços, poder público e rurais na chamada pública. As distribuidoras envolvidas são a CPFL Paulista, a CPFL Piratininga e a CPFL Santa Cruz. As três distribuidoras investirão R$ 16,6 mi nos projetos selecionados, conforme os critérios estabelecidos em edital. Ainda de acordo com a CPFL Energia, os clientes interessados em aderir à chamada devem elaborar um pré-diagnóstico energético, contendo um levantamento preliminar das oportunidades de eficientização, os custos estimados de materiais, serviços de instalação, medição e verificação. O trabalho deverá apresentar também as ações para descarte de materiais, relatórios técnicos e custos da distribuidora, além da previsão de resultados energéticos, tais como redução de consumo e demanda no horário de ponta. O consumidor pode produzir o estudo ou contratar uma empresa especializada em serviços de eficiência energética (esco). (Agência Brasil Energia – 10.03.2016) 17 Schneider fornece soluções para operação de rede de distribuição para Light A Schneider Electric firmou uma parceria com a Light (RJ) colocando em operação dois projetos pilotos de sistemas self-healing dentro da área de concessão da empresa. Os projetos contemplam tecnologias semi-centralizadas e descentralizadas para esse tipo de solução, e englobam todo o sistema de comunicação com rádio em TCP/IP com tecnologia spread spectrum, lógicas de self-healing em concentrador de dados e nos religadores, estudos de enlace, instalação e comissionamento. A implantação desses projetos visa melhorar a qualidade de prestação de serviço público de distribuição de energia da cidade do Rio de Janeiro, com sistemas inteligentes que isola falhas na rede de distribuição com agilidade e eficência, explica Marcel Araujo, gerente de serviços EAC da Schneider Electric. O sistema semi-centralizado foi implantado em três linhas da rede de distribuição de diferentes subestações. Nas linhas estão instalados dez equipamentos, sendo oito religadores U27 e duas chaves RL27 todos de fabricação Schneider Electric. A Light realizou todos os estudos necessários de forma a definir a melhor localização dos equipamentos, levando em consideração a capacidade de transferências de cargas entre os alimentadores, deixando o sistema preparado para que, em um momento de falta de energia, transfira as cargas isolando o trecho defeituoso e minimizando os impactos negativos na qualidade de fornecimento. O sistema descentralizado foi implantado em duas linhas da rede de distribuição, envolvendo três religadores e tecnologia spread spectrum. Neste sistema a decisão de transferência das cargas está embarcada nos equipamentos através das lógicas de proteção, não sendo necessárias implementações adicionais, é preciso apenas estabelecer a comunicação entre os mesmos. Por ser um sistema mais simples, possui limitações quanto às quantidades de alimentadores que podem ser contemplados em um mesmo sistema. “A grande vantagem desse sistema é que mesmo com a perda de comunicação com o centro de operação, os equipamentos terão a capacidade de realizar as manobras necessárias”, completa Araujo. “A implementação destas duas soluções permitirá que a Light obtenha subsídios mais concretos, baseados nos resultados obtidos, de forma a nortear as decisões futuras e possibilitar uma tomada de decisão mais assertiva. De modo geral, as decisões deverão levar em consideração as características particulares das redes de cada distribuidora, optando por uma ou ambas soluções em sua área de concessão“, afirma Luiz Carlos Direito, gerente de tecnologia, medição e automação da Light. (Agência CanalEnergia – 10.03.2016) 18 Equatorial vê crescimento de demanda em 2016 A energia requerida na rede de distribuição das concessionárias da Equatorial está em um volume classificado como melhor que o esperado. O motivo é o clima da região Norte que tem apresentado temperaturas mais altas e que tem elevado a demanda nos estados do Pará e Maranhão. Contudo a expectativa para o ano é de um crescimento menor do que o registrado em 2015 quando o consumo aumentou 4,3% e 4%, respectivamente. De acordo com o diretor financeiro e de Relações com Investidores da empresa, Eduardo Hayama, em ambos os casos se espera que o crescimento seja baixo. “No caso da Celpa, é de se esperar que a energia física, aquela que não considera as perdas, continue em crescimento mas em um índice entre zero e 1% mais ou menos. Na Cemar, a expectativa é de patamar acima disso, mas não vemos um cenário igual do ano passado, deve ficar um pouco abaixo”, afirmou ele em teleconferência com analistas e investidores sobre os resultados da empresas no ano passado. A expectativa de maior crescimento no Maranhão, explicou Hayama, se deve ao fato de que o consumo per capita nesse estado ser menor do que no Pará. Contudo, lembrou que essas estimativas estão relacionadas diretamente com o desempenho da economia no país que pode afetar também as curvas de perdas não técnicas nos dois estados. (Agência CanalEnergia – 11.03.2016) 19 Equatorial acredita em melhoria constante em relação às perdas na Cemar e na Celpa O diretor financeiro e de Relações com Investidores da Equatorial, Eduardo Hayama, se mostra confiante quanto aos processos que a empresa implantou no que diz respeito às perdas na Cemar e na Celpa. Em decorrência do patamar abaixo da meta regulatória da Aneel no Maranhão, ele disse acreditar em uma melhoria constante mas com volume de redução menor do que na Celpa, que ainda está acima do estabelecido pela Aneel. De acordo com o balanço divulgado pela companhia na noite da quinta-feira, 10 de março, na Celpa uma queda nos indicadores de perdas não técnicas na baixa tensão de 5,6 pontos porcentuais na comparação com o encerramento do terceiro trimestre de 2015, recuou de 44,2% para 38,6%, ainda assim, acima da meta regulatória da Aneel de 34%. As perdas totais estão em 29,2% ante a meta de 26%. Já na Cemar as perdas não técnicas na baixa tensão continuam abaixo do estabelecido pela Aneel, com 12,4% ante o limite de 15,4%. As perdas totais estão em 17,6% ante a meta de 19,3%. “A queda deve ser leve na Cemar porque o patamar já é baixo e dada a complexidade da região. Na Celpa a nossa visão é que ainda está incerto qual será o indicador. Ele vai cair, mas não sabemos ou podemos adiantar qual deverá ser a velocidade dessa redução. Depende do cenário macro, se este não se deteriorar mais e induzir a um comportamento que torna mais difícil o combate às fraudes”, finalizou Hayama. (Agência CanalEnergia – 11.03.2016) 20 Coelba pagará R$ 6,635 mi como juros sobre capital próprio O conselho de administração da Coelba aprovou a proposta de realizar pagamento a título de juros sobre capital próprio complementares ao valor de R$ 6.635.277,24 computado como dividendo mínimo obrigatório. Além disso a companhia constituirá reserva de incentivo fiscal no valor de R$ 38,950 mi e reserva de retenção de lucros no montante de R$ 260,5 mi. Outro ponto aprovado e que será levado à assembleia de acionistas é o aumento de capital no valor correspondente ao excesso das reservas de lucros em relação ao capital social ao montante de R$ 167.708.742,51 e atender assim ao artigo 199 da lei das sociedades anônimas. Ainda nesta sexta-feira, 11 de março, a Duke Energy International, Geração Paranapanema informou que realizará o pagamento dos juros sobre o capital próprio declarado em 28 de dezembro na próxima quarta-feira, 16. O valor global aprovado na assembleia geral extraordinária à época foi de R$ 52.504.905,35 o que dá o direito de cada acionista receber R$ 0,55600 por ação ordinária ou preferencial. Sobre esse valor não se aplicará atualização monetária, conforme disposto naquela oportunidade. (Agência CanalEnergia – 11.03.2016) 21 RGE investe R$ 2,67 mi em três municípios gaúchos Em 2015, a Rio Grande Energia (RGE) investiu um total de R$ 2,67 mi nas redes elétricas dos municípios de Entre-Ijuís, Rondina e Erval Grande, no RS. Os recursos foram aplicados em obras de manutenção, reforços e expansão dos sistemas de elétricos locais. Em Erval Grande, foi R$ 1,5 mi de investimentos no ano passado. O município foi um dos contemplados com três ações do programa Luz para Todos. Foram investidos mais de R$ 440 mil no aumento da extensão e na manutenção da rede de baixa tensão, viabilizando a conexão de novos consumidores residenciais e comerciais, e outros R$ 132 mil na rede elétrica secundária. A RGE ainda investiu R$ 51 mil para incorporar redes já existentes ao seu sistema de distribuição, os quais agora passam a ter o padrão técnico da empresa. Também foram instalados 109 novos transformadores, 341 novos postes de concreto e outros 23 postes antigos foram substituídos pelos novos modelos. Em Entre-Ijuís, a companhia investiu de R$ 578 mil. Os investimentos beneficiaram diretamente os 8,9 mil moradores. Além disso, R$ 5,6 mil foram aplicados por meio do PEE com a entrega de 844 lâmpadas eficientes. Para 2016, outros R$ 110 mil serão aplicados na doação de 300 chuveiros inteligentes, que aquecem a água com o próprio calor do banho e contribuem para reduzir a conta de energia. No município, a RGE também substituiu 26 postes de madeira por de concreto e realizou a instalação de 97 novos postes de concreto para estender a rede elétrica da concessionária, ampliando a oferta de energia para novos pontos da cidade. Em Rondinha, a concessionária aplicou R$ 632 mil para a ampliação e na manutenção da rede elétrica já existente. Somente na rede elétrica de baixa tensão, que atende consumidores residenciais e comerciais, a concessionária investiu R$ 89 mil. Na rede secundária, outros R$ 115 mil foram aplicados para dar mais robustez ao sistema elétrico local, que ganhou mais capacidade de carga com a instalação de 38 novos transformadores. A rede elétrica da cidade também recebeu uma nova estrutura para a distribuição de energia com a substituição de 74 postes de madeira e a instalação de outros 164 de concreto para possibilitar a ampliação do sistema. A RGE também incorporou à sua malha redes elétricas existentes, as quais receberam R$ 35 mil para ser adequada aos padrões técnicas e de qualidade da concessionária. (Agência CanalEnergia – 11.03.2016) 22 CPFL Mococa investe R$ 1,1 mi em Monte Santo de Minas em 2015 A CPFL Mococa, que fornece energia para o município de Mococa-SP, e três municípios em Minas Gerais, investiu R$ 1,140 mi na manutenção e expansão da rede elétrica de Monte Santo de Minas em 2015, tornando o sistema elétrico local mais confiável para seus 9.360 consumidores na cidade. Do montante investido pela concessionária no município, em torno de R$ 709 mil foram destinados aos projetos voltados para o atendimento ao cliente. Deste valor, R$ 538 mil foram aplicados na expansão na rede elétrica rural para a conexão de consumidores com carga inferior a 50 kW. Outros R$ 81 mil foram investidos na extensão do sistema para ligar clientes com carga superior a 50 kW. A concessionária também investiu R$ 33 mil em projetos voltados para o crescimento do mercado, sendo que os recursos foram direcionados na adequação das redes de distribuição. A linha “projetos especiais” recebeu R$ 242,6 mil, dos quais R$ 238 mil na incorporação da rede elétrica de clientes à malha de distribuição da companhia. A CPFL Mococa destinou também mais R$ 242,6 mil na manutenção da rede elétrica da cidade, sendo R$ 110 mil na substituição de transformador danificado. Realizadas de forma preventiva, as manutenções visam não só a melhoria da qualidade dos serviços, aumentando a confiabilidade do sistema, como também reforçar o sistema para enfrentar o ciclo de tempestades que se concentram com a chegada do verão, uma vez que a malha de distribuição se torna menos suscetível a interferências externas. (Agência CanalEnergia – 14.03.2016) 23 RGE promove ações de conscientização A RGE vai visitar as casas que tiveram ligações regularizadas no programa de eficiência energética da empresa. O projeto “Agentes Comunitários” começa a ronda neste mês e promove ações de conscientização com os clientes. O trabalho começa por Caxias do Sul e Passo Fundo, onde estão as sedes regionais e as equipes técnicas da RGE. São 11 agentes de campo que vão atuar nos 264 municípios da área de concessão da RGE até dezembro de 2017, com apoio de duas atendentes do call center para o programa. Os técnicos farão a análise e cadastro de clientes com número de inscrição social e tarifa social de energia elétrica. Além disso, serão distribuídos materiais educativos com orientações sobre a conta de luz e serão realizadas negociações para regularizar a situação de consumidores clandestinos ou inadimplentes. (Agência Brasil Energia – 14.03.2016) 24 Celg-D: edital da licitação deve ser publicado até o início da próxima semana O edital do leilão da Celg-D deverá ser publicado no final desta semana ou início da semana que vem, segundo o presidente da Celgpar, José Fernando Navarrete. O leilão de venda da companhia estava marcado para acontecer no dia 30 de março, mas sem a publicação do edital, a licitação nessa data fica inviável. O leilão só pode acontecer após, no mínimo, 30 dias da publicação do edital. Segundo Navarrete, o BNDES está fazendo os ajustes finais no edital. O BNDES passou a ser o responsável pela licitação da companhia. O ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, disse anteriormente que pelo menos seis consórcios manifestaram o interesse preliminar de participar do leilão de privatização da Celg-D. O BNDES informou que o edital está sendo elaborado e que reuniões com investidores para apresentar a operação estão acontecendo todas as semanas, conforme a demanda dos interessados. (CanalEnergia – 15.03.2016) 25 AES Sul investe R$ 3,2 mi para melhorar comunicação com equipes em campo A comunicação entre o Centro de Operações e Distribuição (COD) da AES Sul com as equipes de atendimento em campo ganhou um novo aliado. Desde o início de janeiro os profissionais utilizam smartphones com conexão Wi-Fi, 3G e 4G e satélite para atendimento dos serviços. Por meio de dispositivos móveis as equipes em campo recebem do COD os serviços a serem executados e deslocam aos endereços indicados. Durante o processo de atendimento a equipe pode se comunicar com o COD via sistema, informando dados e condições da tarefa realizada. A concessionária investiu R$ 3,2 milhões na nova plataforma e inovou na construção de uma aplicação que utiliza conceitos de de gestão por processos e “user friendly”, o que garante melhor suporte tecnológico para as atividades de operação na distribuição de energia. As informações ficam disponíveis em tempo real, possibilitando a análise do atendimento no mesmo instante. Segundo a AES Sul, o resultado dessa evolução é uma maior qualidade na gestão dos processos e das equipes, o que reflete positivamente no atendimento ao cliente. "Um exemplo disso são as ordens de serviço emergenciais que podem ser encaminhadas à equipe mais próxima do local", diz. O novo sistema foi viabilizado em 2015, com a modernização do processo de leitura de consumo. Em seguida foram implementados os processos de atendimento às solicitações dos clientes e a recomposição de energia na rede, cobrindo cerca de 80% dos serviços realizados em campo. A cobertura total deve ser concluída até a metade de 2016. (Agência CanalEnergia – 15.03.2016) 26 Ampla encerra feirão de parcelamento de contas A Ampla realizou, de 1 a 12 de março, um feirão de negociação em todas as lojas de atendimento da companhia no estado, para facilitar o pagamento das contas de energia elétrica. Durante a ação, foram registrados 6.569 parcelamentos, um acréscimo de 44% em relação ao mesmo período do mês passado. Os clientes que não participaram do feirão podem parcelar suas faturas durante o ano nas lojas da concessionária. As condições de parcelamento não são as mesmas. (Agência CanalEnergia – 15.03.2016) O segmento de distribuição deve pressionar os resultados da CPFL Energia no quarto trimestre do ano passado, segundo analistas. A média das projeções de quatro casas de análise indica lucro de R$ 264 mi no trimestre, queda de 48% ante os R$ 512 mi do mesmo intervalo de 2014. (Valor Econômico – 18.03.2016) 28 Copel-D focará o investimento em área rural De acordo com o novo diretor presidente da Copel-D, Antonio Sérgio Guetter, com a renovação da concessão a empresa focará os investimentos em áreas estratégicas para atender aos novos parâmetros indicados pela Aneel. E indicou que as instalações rurais deverão ser o alvo principal na área de concessão da empresa. Estão enquadrados nessa classe 368.297 unidades consumidoras, ou 8,3% do total de mais de 4,4 mi de clientes da empresa. Em termos de demanda o segmento rural representou 9,4% da energia vendida pela Copel no ano de 2015. “Estamos muito focados nos cinco primeiros anos de redução do DEC e FEC e nossa estratégia de investimentos está direcionada em buscar tecnologias”, afirmou o novo executivo em teleconferência com analistas e investidores sobre os resultados de 2015. “Outra coisa é o lançamento de programa específico para a classe de consumidor rural, especificamente para os pontos onde se precisa de mais qualidade para trazer o retorno do DEC e FEC para que não ocorra a nossa exposição. Os indicadores são bem apertados no longo prazo, mas temos folga no primeiro e segundo ano”, avaliou ele. Esse programa, explicou Guetter, deverá consumir cerca de R$ 500 mi em três anos a partir de 2016. Em sua avaliação ao elevar os aportes a consequência é a melhoria da qualidade da energia e a redução de custos. Nesse sentido, acrescentou, a Copel ainda manterá os programas de corte de gastos que estão em implementação, como o de terceirização de frota - e outros – que apresentam potencial de resultados mais imediatos que o de melhoria da qualidade. (Agência CanalEnergia – 18.03.2016) 29 CPFL Energia vê como necessária uma consolidação na área de distribuição A consolidação do setor de distribuição de energia "é necessária e deve ocorrer" e a CPFL Energia avalia oportunidades, o que inclui os ativos da AES Sul, afirmou ontem o presidente da companhia, Wilson Ferreira Junior, em teleconferência com analistas. Ferreira destacou que a concessão que a CPFL tem no Rio Grande do Sul, a RGE, é a mais eficiente da região, fazendo com que a empresa tenha um posicionamento bom no estado em que fica a AES Sul. "Entendo que sim, são ativos que farão sentido no processo de crescimento da companhia, desde que respeitada a disciplina financeira da companhia", disse ele. Segundo o executivo, as condições colocadas pela Aneel para renovação das concessões de distribuição de energia, como a exigência de cumprimento de uma série de critérios de qualidade e financeiros, já reforçam esse cenário de consolidação. Sobre a Celg D, que deve ser leiloada em breve, o preço colocado foi considerado elevado. Segundo Ferreira, a distribuidora goiana é um ativo localizado em um mercado muito bom, mas tem um desempenho operacional pior do que o das distribuidoras do grupo. O múltiplo de avaliação do preço da Celg D, porém, foi muito maior quando estabelecido o preço do leilão. "Verificamos que não sabemos e aparentemente os analistas também não sabem o porquê do preço ter sido colocado assim", disse Ferreira. Para ele, será possível entender melhor como se dará o processo de venda das demais distribuidoras da Eletrobras depois de compreenderem o preço da Celg D. No setor privado, ele aposta em um processo de consolidação das distribuidoras, especialmente as que não conseguirem ter o desempenho estabelecido pela Aneel para a renovação das concessões. Questionado ontem por analistas sobre as oportunidades de compra de ativos, Ferreira destacou que "a marca do grupo é ser financeiramente disciplinado". "Temos condição melhor, mas não abrimos mão da disciplina", afirmou. "O momento é do comprador no sentido em que os preços dos ativos devem diminuir e obviamente seremos atentos a isso, mas continuamos atentos com a disciplina", disse. A CPFL prevê investimentos da ordem de R$ 2,1 bi para 2016, incluindo distribuição e geração. Para os próximos cinco anos, o plano de investimentos é de aproximadamente R$ 8 bi. A companhia divulgou queda de 40,6% na comparação anual no lucro apurado no quarto trimestre de 2015, para R$ 304,2 mi. A receita da companhia recuou 8,7% de outubro a dezembro, para R$ 4,79 bi. (Valor Econômico – 22.03.2016) 30 Investimentos da CPFL até 2020 estão projetados em R$ 9,6 bi A CPFL Energia planeja investimentos de R$ 9,666 bi nos próximos cinco anos. A maior parte desse montante deverá ser destinada ao segmento de distribuição com pouco mais de R$ 7 bi, em seguida aparece geração com R$ 2,1 bi e outros R$ 541 mi com o segmento de comercialização e serviços. O maior valor de aportes nesse horizonte está previsto para ser feito este ano com R$ 2,813 bi, aumento de quase 100% ante o montante de R$ 1,427 bi realizado neste ano. O segmento de distribuição terá um valor quase que constante de aportes nesse período. Em 2016 a previsão é de R$ 1,178 bi. Já para o período entre 2017 e 2020 o montante aumento para a média de R$ 1,463 bi. O capex projetado para geração tem uma concentração este ano com R$ 1,516 bi, muito em razão dos aportes da CPFL Renováveis que já tem R$ 2,1 bi de investimentos contratados nesse período. Em 2017 estão previstos em geração R$ 426 mi e a partir daí os valores recuam para R$ 90 mi, R$ 32 mi e R$ 28 mi nos anos seguintes. Já para comercialização e serviços os montantes destinados são de R$ 119 mi em 2016, R$ 95 mi em 2017, R$ 88 mi em 2018, R$ 104 mi em 2019 e R$ 135 mi em 2020. (Agência Brasil Energia – 21.03.2016) 31 Energisa descarta participar de leilão da Celg Um dos principais grupos de distribuição de energia do país, a Energisa não participará do leilão de privatização da Celg D, controlada pela Eletrobras (50,9%) e o governo de Goiás (49%). Segundo o diretor-presidente da companhia, Ricardo Botelho, o valor definido para a Celg D, de R$ 2,8 bi, está fora do que a Energisa entende ser razoável. Além disso, a distribuidora tem riscos e obrigações referentes à renovação da concessão. "[A Celg D] tem uma atratividade geográfica interessante, com oportunidade de captura, mas não é suficiente para vencer essa barreira do valor, que a gente entende estar muito acima do valor justo. O risco, as condições de financiabilidade e o custo de capital são muito elevados", disse Botelho. Do ponto de vista estratégico, o grupo que adquiriu a Rede Energia em 2014 continuará concentrado na recuperação das concessionárias incorporadas recentemente. Por isso, a Energisa prevê investir R$ 1,5 bi neste ano, valor em linha com o desembolsado no ano passado. Desse total, 70% são destinados às distribuidoras do grupo localizadas na região Centro-Oeste e no Estado do Tocantins. (Valor Econômico – 22.03.2016) 32 CPFL inicia estudo sobre comportamento de microgeração na rede A CPFL Energia iniciou seu projeto Telhados Solares, iniciativa de P&D que pretende avaliar o impacto da microgeração nas redes elétricas de baixa tensão e preparar o grupo para a massificação da geração distribuida. A empresa começou a instalar paineis solares em residências e estabelecimentos comerciais em Campinas, município onde a empresa mantém sua sedee. Serão instalados 200 paineis fotovoltaicos em unidades consumidoras localizadas em um mesmo bairro e a previsão é que o projeto seja concluído até novembro de 2017. Os dois primeiros consumidores, a Fundação Síndrome de Down e Centro Cultural Brasil – Estados Unidos de Campinas, receberam unidades com capacidade de, respectivamente, 10 kW e 4 kW. As oito distribuidoras do grupo contabilizam atualmente 95 usinas de geração distribuída. São pareceiras do projeto, que contará com R$ 14,4 mi em investimentos, a Unicamp e o CPqD. (Agência Brasil Energia – 24.03.2016) 33 Sobrecontratação foi causada por regulamentação e economia fraca, diz Abradee A sobrecontratação de energia verificada por diversas distribuidoras não foi resultado de um "risco de mercado ordinário", ou seja, algo previsível por elas, e sim por efeitos colaterais da regulamentação em vigor, somada à redução da atividade econômica, na avaliação da Abradee, associação das distribuidoras. A entidade apresentou contribuição à audiência pública da Aneel para debater os níveis de contratação de energia pelas distribuidoras por meio de acordos bilaterais. A proposta da Aneel consiste em uma nova regra que permite acordos entre distribuidoras e geradoras para livre negociação de prazos e quantidades de energia. A reguladora quer abrir espaço para mecanismos como a suspensão temporária do período de suprimento, a redução temporária ou permanente da energia contratada, ou a rescisão contratual, entre outros pontos. Além disso, a Aneel propôs que impactos negativos para os consumidores sejam ressarcidos pelas distribuidoras. Do mesmo modo, os bônus terão que ser compartilhados com os consumidores. A Abradee quer evitar que situações conjunturais e estruturais tenham o mesmo tratamento. A CCEE estima que a sobrecontratação prevista para este ano está em 110,9%, ou 5 mil MW médios, caindo para 108,3% para o ano que vem, sem considerar a reposição que ocorre via leilão A-1, ainda por acontecer. Já a Abradee estima que este ano as distribuidoras tenham sobrecontratação de 107,1%, ou 3 mil MW médios. (Agência Brasil Energia – 28.03.2016) 34 Energisa Mato Grosso investirá quase R$ 700 mi em 2016 A Energisa anunciou que investirá este ano R$ 697,6 mi em MT, incremento de 41% em relação a 2015, período em que a empresa investiu R$ 494 mi em todo o estado. Os aportes terão como foco a expansão de linhas e de redes e a melhoria da qualidade do fornecimento de energia para atender ao crescimento das áreas agrícolas. Serão construídas três novas subestações e quase 14 mil km em linhas de alta, média e baixa tensão em 2016. Para atender à demanda do estado, a empresa planeja realizar mais de 106 mil novas ligações. Segundo a Energisa, áreas como o Norte Araguaia e as regiões de Rondonópolis e Sinop receberão aportes relevantes de recursos, dando mais segurança aos produtores rurais e aos grandes grupos empresariais que atuam na região. As novas subestações serão construídas em Cuiabá, Jangada e Tapurah. O Norte Araguaia receberá investimentos que chegarão a quase R$ 124 mi ao longo de 2016. Um dos principais é a duplicação de 154 km da linha de alta tensão (138 KV) que atende à região, no trecho que vai de Barra do Garças a Nova Xavantina. Outra obra de grande importância é a instalação de um compensador síncrono na subestação de Confresa. O compensador é um equipamento de 200t que serve para regular dinamicamente os níveis de tensão da linha. Ele é necessário em função das características especiais da carga da região. As obras para instalação do compensador síncrono (já em processo de fabricação) têm um custo aproximado de R$ 50 mi. A região do Nortão receberá investimentos da ordem de R$ 135 mi e, na região Sul, serão R$ 59 mi em investimentos. A Energisa concluiu recentemente em Rondonópolis uma obra iniciada em 2015, com a ampliação da capacidade da principal subestação do município, após a instalação de um novo transformador e a construção de quatro linhas urbanas de média tensão. Somente nessa obra, o investimento adicional foi de R$ 7,5 mi. Apesar do cenário de retração da economia brasileira e do consumo de energia elétrica, a energia total comercializada no estado passou de 7.941 GWh, em 2014, para 8.037,6 GWh em 2015, crescimento de 1,2%. O número de consumidores atendidos pela Energia Mato Grosso chegou a 1,297 milhão de unidades em 2016, abrangendo todos os 3,2 milhões de habitantes do estado. (Agência CanalEnergia – 28.03.2016) 35 Eletrosul promove leilão para compra de energia A Eletrosul realiza na próxima terça-feira, 29 de março, leilão para compra de energia elétrica convencional e incentivada, para fornecimento no mês de março de 2016. O leilão será realizado às 11h, e terá como compradoras as empresas eólicas Hermenegildo I, II e III e Chuí IX. A entrega da documentação de inscrição poderá ser realizada até às 18h desta segunda-feira, 28. A simulação no sistema de leilão digital ocorrerá no mesmo dia do leilão, às 9h30min, e será exclusiva para os participantes inscritos.O edital SPE CP-002/2016 e toda a documentação referente ao certame estão disponíveis no site da companhia (www.eletrosul.gov.br). (Agência CanalEnergia – 28.03.2016) 36 Light almeja reduzir perdas comerciais para amortizar impacto da crise A Light vai reformular seu programa de combate a perdas comerciais, para adequá-lo ao novo cenário comercial, caracterizado por aumento tarifário e o impacto da crise econômico na renda das famílias. Uma das medidas será reestruturar a diretoria de distribuição da empresa para aumentar o foco no combate a furto e fraude de energia, considerado por analistas o “ponto fraco” da empresa. “Em função da mudança de cenário, o programa de perdas está sendo revisitado pela nova gestão da companhia. Uma das primeiras ações será o redesenho da diretoria de distribuição, dividida em diretoria de engenharia e diretoria comercial, sendo que esta última estará focada no combate às perdas e inadimplência”, informou a Light, em release sobre os resultados do ano passado. O índice de perdas totais da Light nos últimos 12 meses encerrados em dezembro alcançou 23,2% da carga fio, com alta de 0,3 ponto percentual em relação ao resultado do terceiro trimestre de 2015 e com redução de 0,5 ponto percentual ante igual período de 2014. Considerando apenas o mercado de baixa tensão, o índice de perdas não--técnicas (furto e fraude de energia) alcançou 40,65%, contra 42,18%, em dezembro de 2014, e 39,81%, em setembro de 2015. De acordo com a Light, no quarto trimestre do ano passado, a perda de energia foi impactada principalmente pelo aumento da temperatura, 0,7ºC superior em relação a igual período de 2014. Também contribuíram para um aumento das perdas, em relação ao terceiro trimestre os efeitos dos aumentos tarifários (aproximadamente 86%), aliados ao atual momento econômico. Em 2015, o programa de perdas combateu 726,5 GWh, aumento de 27,3% em relação ao ano passado, sendo 344,6 GWh referentes à incorporação de energia, 255,8 GWh à recuperação de energia 3 126,1 GWh à redução de carga. No ano passado, porém, novas fraudes totalizaram perda de energia de 698 GWh, fazendo com que o resultado líquido do programa em 2015 fosse de 28,5 GWh. (Valor Econômico – 29.03.2016) 37 Light inaugura ambiente interativo sobre a transformação de energia A Light inaugurou na última segunda-feira, 28 de março, a nova Praça das Energias, em sua sede, no Centro do Rio de Janeiro. A praça tem como objetivo proporcionar aos visitante uma abordagem lúdica e interativa sobre as diversas formas de transformação da energia. A praça foi revitalizada, dentro do Programa de Eficiência Energética Aneel, em comemoração ao aniversário do Museu Light da Energia, que completa quatro anos e já soma mais de 67 mil visitas. Serão seis novas atrações, onde ilustram os diferentes tipos de energia: química, solar, eólica, motora e sonora, dando a oportunidade dos visitantes experimentarem na prática as teorias sobre os fundamentos da energia. A Praça das Energias possui um projeto totalmente sustentável e acessível para portadores de deficiência. O novo espaço faz parte do Centro Cultural Light e é uma atração permanente do Museu Light da Energia. (Agência Brasil Energia – 29.03.2016) 38 Leilão da Celg-D: Eletrobras reconhece atraso e estipula lançamento do edital em abril Sobre o leilão da Celg, distribuidora de energia do estado de Goiás, na região Centro-Oeste do pais, o presidente da Eletrobras admitiu atraso no cronograma de lançamento do edital para a venda da subsidiária. O lançamento estava previsto para o início deste mês. O atraso, segundo ele, é decorrente de pedidos das próprias empresas interessadas e que eles tem relação com a conjuntura atual do país. “Vamos ver se o edital sai agora em abril, para que o leilão possa ocorrer em maio. Os interessados têm pedido mais prazo para fazer análises, mas eu acredito, vamos ver, se o edital sai em abril para fazer o leilão 30 dias depois”. Estamos atendendo a pedidos dos interessados e é claro que a gente tem que levar em conta o momento atual." (Agência Brasil – 29.03.2016) 39 Copel convoca acionistas para discutir distribuição de dividendos A paranaense Copel convoca seus acionistas para discutir, entre outros assuntos, a proposta da diretoria para o destino do lucro líquido verificado no exercício de 2015 - no valor de R$1.192.738.066,67, bem como pagamento de participação nos lucros ou resultados e a consequente distribuição de proventos no montante de R$326.795.370,40. A Assembleia Geral Ordinária está marcada para 28 de abril, na sede social da companhia, em Curitiba, às 14h30. Segundo comunicado enviado ao mercado na última segunda-feira, 28 de março, na ocasião também será realizada a eleição dos membros do Conselho Fiscal em virtude do encerramento do mandato. (Agência CanalEnergia – 29.03.2016)
Contabilidade e Regulação da ANEEL 1 Aneel altera critérios para revisão de cotas de garantia física A Aneel alterou o procedimento administrativo referente às aprovações do volume de cada distribuidora na garantia física de hidrelétricas enquadradas na Lei 12.783/2013, oriunda da MP 579. A nova regra substitui a homologação do volume alocado pela participação percentual das empresas na cota. Segundo a agência, os percentuais de cada concessionária por ano seriam fixos. A CCEE será responsável pela conversão da participação em montantes a partir da atualização do volume total de garantia física disponível para alocação. A medida ficou em audiência pública de 19 de novembro a 18 de dezembro do ano passado, na qual recebeu quatro contribuições. O tema foi levado para análise pela diretoria da agência no dia 1 de março. (Agência Brasil Energia – 01.03.2016) 2 Aneel publica valores da conta das bandeiras para janeiro A Aneel publicou , na edição de 2 de março, do Diário Oficial da União, os valores da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para fins da liquidação das operações do mercado de curto prazo na CCEE referente a janeiro. As 90 concessionárias e permissionárias de distribuição devedoras deverão repassará à conta das bandeiras R$ 338.414,83 até o dia 4 de março. Já as 8 distribuidoras credoras receberão até 8 de março R$ 5.193,70 sendo que esses valores serão creditados nas contas correntes vinculadas à liquidação das operações no MCP, após o rateio de eventual inadimplência. E, a CCEE receberá da conta de bandeiras R$ 1.000.386,83, relativo à previsão de custos administrativos, financeiros e eventuais encargos tributários para o ano de 2016 e não sujeito ao rateio de inadimplência. (Agência CanalEnergia – 02.03.2016) 3 Aneel quer tornar fiscalização mais preventiva do que punitiva A Aneel anunciou, no dia 3 de março, que mudará os procedimentos de fiscalização dos serviços de transmissão e distribuição de energia. A ideia é fazer uma fiscalização preventiva junto às concessionárias, mais do que punitiva. As mudanças foram apresentadas em evento em Brasília. De acordo com apresentação disponível no site ,a agência preventiva deve usar de inteligência analítica, incorporando as técnicas de fiscalização baseadas nas evidências. A ideia é que as empresas enviem regularmente informações gerenciais à agência, para que sejam analisadas e monitoradas. A expectativa da Aneel é que esse procedimento acabe por diminuir o número de processos punitivos. No caso das distribuidoras, por exemplo, a fiscalização deverá focar em distribuidoras com maior quantidade de reclamações por unidade consumidora e desempenho insatisfatório dos indicadores de qualidade. Já a fiscalização da atividade de transmissão deve focar nos registros de desligamentos forçados, no caso de linhas já em operação, e na análise por grupos econômicos, no caso de projetos em implantação, considerando o cumprimento e previsibilidade de cronogramas. Feitas as análises, baseadas no monitoramento destes e outros indicadores, a Aneel emitirá relatórios analíticos e procederá com o monitoramento das empresas que despertem alguma preocupação. Caso não identifique melhora durante o monitoramento, a agência passará aos processos punitivos. (Agência Brasil Energia – 07.03.2016) 4 Aneel quer flexibilizar a negociação de contratos bilaterais entre geradores e distribuidoras 5 Emae liberada para repassar conexões à Cteep e CPFL Piratininga A Aneel autorizou a transferência de ativos de transmissão e distribuição detidos pela Emae, que conectam a hidrelétrica Henry Borden ao SIN, à Cteep e à CPFL Piratininga. Segundo o processo, quatro linhas com caracteristicas de distribuição serão transferidas para a CPFL Piratininga, distribuidora que atende na região da hidrelétrica, enquanto que a subestação de transmissão Henry Borden, em 230 kV, será repassada à Cteep, sem ônus. Henry Borden é uma hidrelétrica com capacidade instalada de 889 MW, dos quais 485 MW estão conectados no sistema de transmissão e que os 404 MW restantes estão ligados no de distribuição. (Agência Brasil Energia – 09.03.2016) 6 Aneel sugere unificação de concessões em Roraima A Aneel manteve seu posicionamento inicial, ratificando a decisão de recomendar ao MME não prorrogar a concessão da CERR. Além disso, a agência recomendará a unificação das duas áreas de concessão existentes em Roraima, a exemplo do que aconteceu no passado no Amazonas. A decisão da Aneel, ocorrida nesta terça-feira (8/3) se deu porque em outubro do ano passado a agência havia recomendado não prorrogar a concessão da CERR, que enfrenta dificuldades financeiras e operacionais, mas o MME solicitou, em dezembro, que a reguladora realizasse estudos complementares para dar suporte à decisão sobre prorrogar ou não a concessão. Os estudos compreenderiam a viabilidade operacional e econômica e a modicidade tarifária da atual área de concessão da distribuidora. Neste caso, os estudos deveriam contemplar cálculos de tarifa de equilíbrio e qual seria o subsídio anual necessário para que as tarifas nos demais municípios de Roraima fossem iguais às aplicadas para os consumidores da Boa Vista Energia. A conclusão da Aneel indica que a parcela da receita da CERR para cobrir os custos operacionais, chamada tecnicamente de Parcela B, atualmente é de R$ 1,9 milhão, considerada no reajuste tarifário de 2014, "incompatível com as necessidades da sua área de concessão e inferior às de empresas de menor porte do país, dado seu mercado de consumo, número de clientes, poucos ativos de distribuição e pequena área de concessão". A Aneel frisou ainda que a CERR não passou por nenhum processo de revisão tarifária, diferentemente do que ocorre com quase todas as distribuidoras, o que impede a identificação dos reais custos operacionais e de capital. A análise, em linhas gerais, indica que a empresa possui índices elevados de perdas não técnicas (furto de energia) e incertezas relativas aos dados operacionais, como quantidade de clientes e densidade de carga, entre outros pontos, o que impede concluir sobre a viabilidade econômico-financeira, especialmente as tarifas de equilíbrio. Da mesma forma, a Aneel considera que as tarifas da distribuidora seriam as mais caras do país se fossem recalculadas, por causa da baixa densidade de carga (número de consumidores), e pelo alto índice de perdas. A proposta da Aneel para o MME é que a área de concessão da Eletrbras Distribuição Roraima (Boa Vista Energia), que atende à capital do estado e da CERR, estatal controlada pelo governo do estado que atende aos demais municípios, sejam uma só, o que reduziria as tarifas na baixa tensão, por causa da maior densidade de carga da capital. "Caso houvesse a unificação das áreas de concessão, a redução a ser percebida pelos consumidores da CERR (de 16% a 40%) seria maior que o aumento percebido pelos consumidores residenciais da Boa Vista (de 7% a 17%)", disse o diretor relator do processo, José Juhrosa. (Agência Brasil Energia – 08.03.2016) 7 Aneel aprova base de remuneração da Força e Luz Santa Cruz A Aneel aprovou a base de remuneração da distribuidora Companhia Força e Luz Santa Cruz (SP), empresa do grupo CPFL Energia, para fins do 4º ciclo de Revisão Tarifária Periódica. Segundo despacho nº 565 publicado na edição da última terça-feira, 8 de março, do Diário Oficial da União, a base de remuneração bruta da distribuição foi calculada em R$ 328.103.744,22, enquanto a base líquida ficou em R$ 194.222.373,96, sendo 3,69% a.a a taxa de depreciação média. (Agência CanalEnergia – 09.03.2016) 8 Aneel altera RAP de transmissoras que passaram por revisão em 2015 A diretoria da Aneel aprovou alterações no valor da RAP de parte das 28 concessionárias de transmissão que tiveram revisão periódica da RAP em julho de 2015. As correções pleiteadas pelas transmissoras e aprovadas pela agência têm razões diversas, mas não representam, segundo a Aneel, impacto significativo na receita aprovada no ano passado. O efeito sobre a RAP será de 0,04%, enquanto a correção na Parcela da Ajuste ficou negativa em -1,09%. Todas as correções homologadas serão aplicadas no reajuste anual das receitas do ciclo 2016-2017. Algumas delas foram ajustadas "de oficio", a partir de sugestão da área técnica à diretoria. A Aneel deferiu integralmente os pleitos da Interligação Elétrica do Madeira S.A.; da ETN S.A. e da OER Mineiros Energia S.A. Foram parcialmente aceitos os pedidos da CEEE-GT ; da CTEEP; de Furnas ; da Cemig-GT; da Copel GT; da Eletrosul e da Chesf. Foram negados os pedidos de revisão da receita para EBTE S.A.; ETEP S.A.; EATE S.A.; Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica; ETSE S.A.; ESDE S.A.; STC S.A.; ERTE S.A.; da ENTE S.A.; ECTE S.A.; Brasnorte Transmissora de Energia S.A.; TAESA S.A.; Brilhante Transmissora de Energia S.A.; Pedras Transmissora de Energia S.A.; Coqueiros Transmissora de Energia S.A.; da ETES S.A.; IMTE S.A. e Duke Energy. (Agência CanalEnergia – 11.03.2016) 9 Aneel aprova base de remuneração de distribuidoras da CPFL A Aneel aprovou a base de remuneração de três distribuidoras do grupo CPFL Energia para fins de aplicação no 4º ciclo de Revisão Tarifária Periódica. No caso da Companhia Luz e Força de Mococa, a base de remuneração bruta da distribuição ficou em R$ 113.354.944,88, enquanto a líquida foi calculada em R$ 72.116.622,25. A taxa de depreciação média a ser aplicada será de 3,77% a.a..No caso da Companhia Jaguari de Energia, a base de remuneração bruta da distribuição ficou em R$ 89.486.528,19, enquanto a líquida foi calculada em R$ 62.319.180,41. A taxa de depreciação média a ser aplicada será de 3,76% a.a. Já para a CPFL Leste Paulista, a base de remuneração bruta da distribuição ficou em R$150.784.340,56, enquanto a líquida foi calculada em R$101.608.304,53. A taxa de depreciação média a ser aplicada será de 3,81% a.a.. As informações foram publicadas no Diário Oficial da União nesta segunda-feira, 14 de março. (Agência CanalEnergia – 14.03.2016) 10 Copel-D é multada em R$ 1,6 milhão por problemas em instalações na Copa A Copel Distribuição recebeu advertência e multa de R$ 1,652 mi por problemas apontados em instalações destinadas ao atendimento durante a Copa do Mundo de 2014. A penalidade aplicada pela fiscalização foi mantida pela diretoria da Aneel no dia 15 de março. O valor final da multa ainda será calculado pela Aneel, após a atualização monetária prevista na legislação. A fiscalização da agência aconteceu em abril de 2014, quando foi inspecionado o andamento das obras e o cumprimento dos planos de operação e manutenção para garantir o atendimento e a qualidade do fornecimento de energia elétrica em Curitiba, cidade sede da Copa, e em Foz do Iguaçu. A Aneel vistoriou 16 subestações definidas pela distribuidora como prioritárias na região de Curitiba e apontou irregularidades em instalações e equipamentos, como ausência de placas de advertência, vegetação na brita, iluminação queimada ou sem lâmpadas, além de problemas em transformadores de força, disjuntores, religadores e outros equipamentos. Foram mencionados também problemas quanto a segurança das pessoas e das instalações, com veículos estacionados no pátio, sobre a brita e sob áreas energizadas, além de funcionários que fumavam enquanto manipulavam equipamentos. (Agência CanalEnergia – 15.03.2016) 11 Aneel confirma multa de R$ 603 mil para Eletrobras-AC A Eletrobras Distribuição Acre não conseguiu reverter multa no valor de R$ 603,2 mil, aplicada no ano passado pela Aneel por descumprimento dos Prodist. O valor original da penalidade em julho de 2015 era de R$ 641 mil. Ele foi reduzido pela fiscalização e mantido pela diretoria da agência reguladora na reunião de 15 de março. (Agência CanalEnergia – 15.03.2016) 12 CPFL Sul Paulista terá base de remuneração bruta de R$ 210 mi A Aneel aprovou a base de remuneração líquida da distribuição da CPFL Sul Paulista em R$ 123,6 mi. O despacho do superintendente, publicado na edição desta quinta-feira (17/3) do DOU, ainda determinou que o valor da remuneração bruta será de R$ 210,2 mi. Os valores definidos são válidos para o quarto ciclo de revisão tarifária periódica. O documento ainda definiu a taxa de depreciação média em 3,77% ao ano. (Agência Brasil Energia – 17.03.2016) 13 Aneel abre audiência pública para padronizar informações na fatura A Aneel aprovou em reunião da diretoria a abertura de audiência pública para o aprimoramento da regulamentação sobre as informações constantes na fatura de energia elétrica. A meta é de ter uma fatura de energia mais simples e fácil para que haja o entendimento das informações ali contidas. Ao final desse processo, disse o diretor relator Tiago de Barros Correia, algumas das informações que hoje constam da conta poderão deixar de ser impressas, mas acessadas por outros meios como no site da distribuidora ou da própria Aneel. O período de contribuição vai desde o dia 24 março a 21 de junho de 2016 e a sessão presencial em 9 de junho de 2016, no auditório da Aneel. (Agência Canal Energia – 22.03.2016) 14 Aneel aprova reajuste de 12,82% para CPFL em cidades do interior de SP A Aneel aprovou há pouco um reajuste de 12,82% nas tarifas da CPFL Sul Paulista. Para consumidores conectados à alta tensão, as tarifas devem subir 6,33%, e para a baixa tensão, 17,05%. As novas tarifas vigoram a partir de 22 de março. De acordo com o diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, o aumento foi influenciado pelos efeitos financeiros de 2015, uma vez que a companhia arcou, ao longo do ano, com custos elevados no que diz respeito à compra de energia, e somente foi ressarcida agora. Um dos principais impactos foram as despesas com a energia de Itaipu, que é cotada em dólar, e tiveram impacto relevante, devido à desvalorização do real no ano passado. A empresa também aumentou o volume de investimentos, o que eleva a base de remuneração da companhia e traz impactos à tarifa. Segundo Rufino, os efeitos financeiros foram responsáveis por 7,5 pontos porcentuais no reajuste, enquanto os investimentos tiveram impacto de 2,3 pontos porcentuais. O reajuste diz respeito à quarta revisão tarifária da companhia, processo feito de quatro em quatro anos que tem como objetivo garantir o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão. A CPFL Sul Paulista atende 80 mil unidades consumidoras em Itapetininga e outros quatro municípios do interior de São Paulo.(O Estado de São Paulo – 22.03.2016) 15 Tarifas da CPFL Santa Cruz terão aumento médio de 7,15% A CPFL Santa Cruz terá suas tarifas corrigidas em média em 7,15% a partir de 22 de março. O índice resultante da quarta revisão tarifária da distribuidora terá efeito médio de - 4,13% para os consumidores em alta tensão e de 13,35% para o segmento de baixa tensão. Além da revisão, a Aneel aprovou os limites dos indicadores DEC e FEC - que medem a duração e frequência das interrupções no fornecimento de energia elétrica por conjunto de consumidores – para o período de 2017 a 2020. A Santa Cruz atende aproximadamente 197 mil consumidores em 24 municípios do interior de São Paulo e três municípios do norte do Paraná. (Agência CanalEnergia – 22.03.2016) 16 CPFL Sul Paulista terá aumento médio de tarifas de 12,82% As tarifas da CPFL Sul Paulista vão subir, em média 12,82%, com aumento médio de 6,33% pra o segmento de alta tensão e de 17,05% em média para os consumidores atendidos em baixa tensão. O números são resultantes da quarta Revisão Tarifária Periódica da distribuidora, que começa a vigorar em 22 de março. Entre os fatores que influenciaram os índices estão os encargos setoriais, que tiveram redução de 1,5 ponto percentual na composição do índice de reposicionamento tarifário, principalmente por conta da redução das despesas da Conta de Desenvolvimento Energético. Os gastos com a compra de energia representaram 1,3 ponto percentual do índice, mas também impactaram o resultado a retirada de componentes financeiros da tarifa. A Aneel também aprovou os limites dos indicadores que medem DEC e FEC das interrupções no fornecimento de energia por conjunto de consumidores, no período de 2017 a 2020. A distribuidora atende em torno de 80 mil unidades consumidoras nos municípios de Itapetininga, São Miguel Arcanjo, Sarapuí, Guareí e Alambari, no interior de São Paulo. (Agência CanalEnergia – 22.03.2016) 17 Revisão da CPFL Jaguari terá impacto médio de 13,23% nas tarifas A CPFL Jaguari foi autorizada a aplicar aumento médio de 13,23% às tarifas, com impacto médio de 11,42% para o consumidor em alta tensão e de 17,12% para aqueles atendidos em baixa tensão. Os índices são resultantes da quarta revisão tarifária da distribuidora e entram em vigor em de março. A Aneel também homologou os limites dos indicadores que medem a duração e a frequência das interrupções no fornecimento de energia por conjunto de consumidores da empresa, para o período de 2017 a 2020. A distribuidora atende em torno de 37 mil consumidores nos municípios de Jaguariúna e Pedreira, em São Paulo. (Agência CanalEnergia – 22.03.2016) 18 Tarifas da CPFL Mococa ficarão 9,02% mais caras em média A quarta revisão tarifária da CPFL Mococa vai resultar em aumento médio de tarifas de 9,02%, com impacto médio de 20,29% para os consumidores atendidos em alta tensão e de 4,99% para os de baixa tensão. O índice de revisão será aplicado a partir desta terça-feira, 22 de março. O resultado foi influenciado por itens como compra de energia, que refletiu, principalmente, o impacto da redução da tarifa de repasse de Itaipu. O mix de compra de energia da empresa teve redução de 3,3% em relação ao valor médio dos contratos do ano passado. Foram aprovados também os limites dos indicadores de DEC e FEC da Mococa – que medem a duração e a frequência das interrupções por conjunto de consumidores da concessionária - para o período de 2017 a 2020. A distribuidora fornece energia para cerca de 44 mil consumidores nas cidades de Mococa, interior de São Paulo; Arceburgo, Itamogi e Monte Santo de Minas, em Minas Gerais. (Agência CanalEnergia – 22.03.2016) 19 Tarifas da CPFL Leste Paulista terão aumento médio de 13,32% As tarifas da CPFL Leste Paulista terão aumento médio de 13,32%, com efeito médio de 10,27% para os consumidores em alta tensão e de 14,54% para a baixa tensão. O resultado da revisão tarifária da empresa foi aprovado pelaAneel e será aplicado a partir de 22 de março. A Aneel também estabeleceu os limites dos indicadores que medem a duração e a frequência das interrupções no fornecimento de energia por conjunto de consumidores da empresa para o período de 2017 a 2020. A Leste Paulista fornece energia para aproximadamente 55 mil consumidores nos municípios de São José do Rio Pardo, Casa Branca, Caconde, Divinolândia, Itobi, São Sebastião da Grama e Tapiratiba, em São Paulo. (Agência CanalEnergia – 22.03.2016) 20 Tarifas da Copel podem reduzir 11,5% a partir de junho As tarifas da Copel podem ser reduzidas em 11,5% a partir de junho. A empresa já encaminhou seus contratos para a Aneel para iniciar o quarto ciclo de revisão tarifária, que definirá o índice a ser aplicado neste ano. Dentro do processo, a Aneel enviou ao Conselho de Consumidores da Copel uma planilha que contém essa expectativa de redução. A planilha, no entanto, ainda vai ser analisada pelo Conselho de Consumidores e pela Aneel e também será debatida em audiência pública em abril. Somente após essas etapas haverá a definição do índice a ser aplicado em 24 de junho. "Desde 2011, nossa distribuidora investiu cerca de R$ 4 bi para expandir e modernizar a rede elétrica do estado. Ao mesmo tempo, é uma grande conquista que possamos reduzir a tarifa, beneficiando os paranaenses", afirma o presidente da Copel, Luiz Fernando Vianna. (Agência CanalEnergia – 23.03.2016) 21 Aneel nega pedido de revisão extraordinária da AES Sul A Aneel negou pedido de revisão tarifária extraordinária apresentado pela AES Sul, por considerar que não existe desequilíbrio econômico financeiro que justifique a aplicação do processo nesse momento. A distribuidora gaúcha alegou descompasso entre despesas e cobertura tarifária, atribuído principalmente ao aumento dos custos de aquisição de energia e à elevação da taxa de câmbio. As despesas adicionais somaram R$ 338 mi até setembro de 2015, já incluído o saldo financeiro positivo de processos tarifários anteriores, no valor de R$ 74,6 mi, que a empresa teria que devolver ao consumidor na tarifa. O valor foi atualizado em janeiro desse ano, quando a variação dos custos da Parcela A em formação para dezembro de 2015 totalizou R$ 275,1 mi, contra R$ 263,44 mi em setembro. Já a CVA estimada para 2016 passou de R$ 245,43 mi para R$ 232,7 mi. Para a Aneel, as variações de custos relacionadas à geração de usinas termelétricas, ao déficit hídrico e à sobrecontratação de energia “foram significativamente mitigadas com a implementação do sistema de Bandeiras Tarifárias”. A AES Sul recebeu R$ 362 mi da conta das bandeiras em 2015. Com relação aos impactos da variação cambial da tarifa de Itaipu, a agência destacou que a tarifa da usina em 2016 ficou 32% menor, em dólar, que a de 2015. A distribuidora também questionou os impactos da crise econômica sobre o mercado de distribuição, mas a agência entendeu que redução de mercado é risco do negócio. (Agência CanalEnergia – 23.03.2016) 22 Aneel propõe redução média de 11,5% nas tarifas da Copel A Aneel propôs redução média de 11,5% nas tarifas dos consumidores, dentro do quarto ciclo de revisão tarifária periódica, informou, em 23 de março, a Copel Distribuição em comunicado. O percentual ainda será homologado, com previsão para o dia 24 de junho, após processo de audiência pública. (Agência Brasil Energia – 23.03.2016) 23 Aneel aprova metodologia especifica para revisão de cooperativas A Aneel aprovou aperfeiçoamentos na metodologia de revisão tarifaria periódica das cooperativas de eletrificação rural enquadradas como permissionárias de distribuição de energia elétrica. O novo modelo é diferente da metodologia definida para a primeira revisão dessas entidades, quando a Aneel usou como referência normas adotadas para as concessionárias. As normas aprovadas na última terça-feira, 22 de março, vão possibilitar às cooperativas a definição dos valores de custos operacionais, custos de capital, volume de investimentos, amortização e outros indicadores usados na revisão. A abordagem que cada uma vai usar terá de ser chancelada pelos cooperados de forma direta ou indiretamente, por intermédio de seus administradores. A Aneel já enquadrou como permissionárias 38 das 52 cooperativas e eletrificação existentes no país. Elas atuam no interior do Brasil e fornecem energia para 460 mil unidades consumidoras nos estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina, São Paulo, Rio de Janeiro, Sergipe e Paraná. A primeira revisão tarifaria periódica das cooperativas foi realizada pela Aneel entre julho de 2013 e setembro de 2014. Em outubro do ano passado, a agência abriu audiência pública com proposta de aprimoramento do modelo de regulação econômica aplicado até então. Um dos motivos, segundo a autarquia, era dar maior flexibilidade para que elas pudessem fazer seu planejamento orçamentário. “Se os associados entendem que precisam reajustar os salários dos funcionários ou realizar um investimento específico para melhorar a qualidade do serviço não é interessante que a Aneel classifique essas despesas como ineficientes ou “não prudentes”. Afinal, os próprios consumidores decidiram arcar com aqueles custos”, exemplificam técnicos da agência, na nota técnica que embasou o processo de mudança na regulação. (Agência CanalEnergia – 24.03.2016) 24 Aneel aciona bandeira verde nas contas de luz de abril A Aneel confirmou nesta terça-feira que será acionada a bandeira verde nas contas de luz dos consumidores no mês de abril. Será a primeira vez que o sistema de bandeiras tarifárias, implantado em janeiro de 2015, não cobrará um adicional nas faturas. Atualmente, o sistema bandeiras tarifárias sinaliza a cor amarela, o que representa uma cobrança adicional de R$ 1,50 por cada 100 kWh consumidos nas contas de luz. Com a bandeira verde, a cobrança extra é suspensa. O diretor da Aneel Tiago Correia afirmou que a decisão é justificada pelo comportamento de custos de geração e saldo positivo de R$ 2 bi acumulados atualmente na Conta Centralizadora das Bandeiras Tarifárias. Correia, que foi o relator da proposta apresentada, informou que somente a região Nordeste ainda não apresenta situação confortável para geração de energia. Segundo ele, tal situação é compensada pela perspectiva de custo de geração reduzido nas demais regiões. O diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, destacou que o subsistema Nordeste, por outro lado, tem gerado receitas a partir das sobras de energia de reserva. Segundo ele, montantes desta modalidade de energia têm sido liquidados no mercado de curto prazo (spot), que na região está com o custo de referência (PLD) elevado. “Em função da situação do Nordeste, a energia de reserva está gerando receita e não um custo”, disse Rufino, durante a reunião da diretoria. O mês atual foi o primeiro a indicar a bandeira amarela nas contas de luz deste a introdução do sistema. Até então, somente a bandeira vermelha havia vigorado em diferentes patamares de cobrança, que já variaram do valor incialmente cobrando de R$ 5,50/100 kWh até os dois patamares definidos atualmente, R$ 3,00/100 kWh a 4,50/100 kWh. No mês passado, o ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, já tinha anunciado que a bandeira verde passaria a vigorar em abril. Na ocasião, Romeu Rufino afirmou que a redução de custos levaria a uma queda acumulada de 10% nas tarifas de energia. (Valor Econômico – 29.03.2016) 25 Aneel adia leilão da Amazonas Energia e mantém data para Celpa (PA) A Aneel deliberou nesta terça-feira (29/2) o adiamento da sessão pública do leilão para contratação de energia elétrica nos Sistemas Isolados para atendimento aos mercados da Amazonas Distribuição Energia (AM) e a manutenção da data prevista (7/4) no mesmo leilão para a sessão referente à Celpa (PA). O adiamento deu-se a partir de informação da EPE, noticiando Projetos Alternativos aos de Referência para os Lotes dos Sistemas Isolados da Amazonas Distribuição Energia. A Comissão Especial de Licitação (CEL) da Aneel publicará Comunicado Relevante e reprogramará a sessão de realização do Leilão para os referidos Lotes, antes prevista para o dia 6/4. O leilão possuirá um lote único da Celpa integrado por 23 localidades com potência instalada de 131,7 MW e energia requerida de 516 mil megawatt-hora por ano (MWh/ano). No certame também serão negociados três lotes da Amazonas Distribuição Energia dispostos em 33 localidades com potência instalada de 177,96 MW e energia anual requerida de 653,4 mil MWh. A Agência fez ajustes na forma e conteúdo do leilão e também promoveu mudanças e complementações no presente Edital para ampliar a segurança da licitação. As melhorias e aperfeiçoamentos decorreram da experiência da Agência na realização dos leilões da Ceron (RO) e CEA (AP). O edital com todas informações sobre o certame será disponibilizado no site da ANEEL em Editais de Geração. (Aneel – 29.03.2016) 26 Audiência pública debate proposta de Agenda Regulatória para 2016-2018 Os interessados podem enviar a partir desta quinta-feira (31/3) contribuições para a Audiência Pública Nº 015/2016, que visa debater proposta de Agenda Regulatória da Aneel para o biênio 2016-2018. A Agenda traz o conjunto de atividades e o cronograma para o próximo ciclo de dois anos de trabalhos da Agência. Submeter a proposta da Agenda à audiência pública é uma boa prática de gestão, pois estimula a participação da sociedade no processo de definição dos principais temas regulatórios que serão abordados no biênio 2016-2018, além de garantir transparência ao processo. Outro fator positivo é o contato antecipado da sociedade com os temas regulatórios, que tende a proporcionar discussões mais aprofundadas em cada proposição de regulamento, possibilitando maior participação dos interessados nas discussões de cada tema da Agenda. A Agenda Regulatória possui dois períodos diferenciados. O primeiro, de 1º/7/2016 a 30/6/2017, apresenta caráter determinativo, com suas entregas sendo consideradas para fins de avaliação institucional desta Agência e devendo observar necessariamente o cronograma proposto, exceto na ocorrência de fatos supervenientes. O segundo período tem caráter apenas indicativo, a ser ratificado quando da elaboração do próximo ciclo em junho de 2017. A proposta traz 38 itens, dos quais 13 são temas originários da Agenda Regulatória 2015/2016 e 25 são assuntos novos. Dos 38 itens, 21 possuem previsão para deliberação pela Diretoria Colegiada no período determinativo da Agenda, até 30 de junho de 2017. Para ter acesso à Nota Técnica que apresenta a proposta de Agenda Regulatória para 2016-2018, clique aqui. (Aneel – 31.03.2016)
Publicação de Balanços em IFRS 1 Lucro da EDP cresce 70,3% para R$ 1,265 bi em 2015 A EDP Brasil registrou alta de 70,3% no lucro líquido de 2015, que alcançou R$ 1,265 bi, sobre o ano anterior, que havia sido de R$ 743,5 mi. No quarto trimestre, o resultado cresceu 20,7% para R$ 383,055 mi. O ebtida da companhia cresceu 56,8% no ano para R$ 3 bi e no quarto trimestre, a alta ficou em 3,3% para R$ 785,280 mi. O resultado é explicado pela consolidação da térmica Pecém I, do menor impacto com GSF, do impacto da repactuação do risco hidrológico, do aumento do VNR das distribuidoras e do ganho contábil da venda da EDP Renováveis Brasil. Além disso, segundo a EDP, houve menor contabilização de ativo financeiro setorial no quarto trimestre. Em relação ao GSF, o impacto no ano passado ficou em R$ 388,7 mi, menor que os R$ 491,7 mi de 2014. No quarto trimestre, o impacto ficou em R$ 19,4 mi, bem menor que os R$ 176,1 mi de igual período anterior. Já, a receita líquida da EDP ficou em R$ 10,107 bi, com alta de 13,6% no ano. No quarto trimestre, houve queda de 10,7% para R$ 2,513 bi. Os investimentos aumentaram 12,7% para R$ 420,417 mi no ano passado. No quarto trimestre, a alta foi mais forte de 111,3% para R$ 174,144 mi. A dívida líquida da empresa cresceu 99% para R$ 5,036 bi. A proposta de distribuição de dividendos a ser apreciada pela Assembleia Geral Ordinária é de R$ 302,8 mi. (Agência CanalEnergia – 02.03.2016) 2 EDP registra lucro líquido de R$ 1,4 bi; alta em relação a 2014 é de 67,8% A EDP registrou lucro líquido consolidado de R$ 1,406 bi em 2015, contra R$ 838,361 mi verificados em 2014, o que corresponde a uma alta de 67,8%. A receita operacional líquida elevou-se em 13,6%, para R$ 10,108 bi em 2015, na comparação anual. O Ebitda cresceu 56,8% no ano passado, para R$ 3,002 bi. O volume total de energia distribuída caiu 2,8%, para 25.713 GWh. (Agência Brasil Energia – 03.03.2016) 3 Lucro da Copel cresce 46% no 4º trimestre de 2015, para R$ 402 mi A Copel apresentou lucro líquido atribúido aos acionistas controladores de R$ 402,1 mi no 4º trimestre de 2015, montante 46,1% superior aos R$ 275,2 mi apurados em igual período de 2014. No encerramento de 2015, o ganho líquido totalizou R$ 1,265 bi, 5,2% menor que o R$ 1,335 bi de 2014. Ainda no quarto trimestre do ano passado, a receita operacional líquida atingiu R$ 3,337 bi, apresentando retração de 25,2% ante os R$ 4,462 bi do mesmo período do ano anterior, refletindo, principalmente, o menor resultado de ativos e passivos financeiros setoriais. Considerando o resultado acumulado em 2015, a receita operacional líquida da Copel atingiu R$ 14,728 bi, aumento de 5,8% em relação ao registrado no ano anterior, refletindo, principalmente, os reajustes aplicados às tarifas da Copel Distribuição e o crescimento do mercado de distribuição de gás natural e de telecomunicações. No 4º trimestre de 2015, o Ebitda atingiu R$ 957,9 mi, montante 77,3% superior ao apresentado no mesmo período do ano anterior (R$ 540,2 mi). Em 2015, o Ebitda atingiu R$ 2,585 bi, crescimento de 9,7% em comparação com 2014, quando foi registrado R$ 2,357 bi. Desconsiderando os efeitos não recorrentes dos períodos, o Ebitda ajustado seria de R$ 547,3 mi no 4º trimestre de 2015, montante 17,2% superior ao registrado no mesmo período do ano anterior, enquanto que em 2015 o Ebitda ajustado seria de R$ 2,174 bi, redução de 21,0% em relação a 2014. O demonstrativo de resultados foi encaminhado na noite desta quinta--feira à Comissão de Valores Mobiliários (CVM). (Valor Econômico – 18.03.2016) 4 CPFL Renováveis tem prejuízo de R$ 48,7 mi em 2015 A CPFL Energias Renováveis teve prejuízo de R$ 48,7 mi em 2015, resultado melhor do que o apresentado no ano anterior, quando resgistrou perdas de R$ 167,4 mi. No último trimestre do ano passado a empresa registrou lucro líquido de R$ 82,6 mi, contra prejuízo de R$ 65,2 mi em igual período de 2014. A companhia registrou Ebitda de R$ 1,0 bi em 2015, crescimento de 50,9% na comparação com o ano anterior. Já no ultimo trimestre de 2015, o indicador atingiu R$ 372,0 mi, incremento de 77,7% em relação ao mesmo período de 2014. O desempenho no trimestre foi influenciado pelo ressarcimento do seguro da turbina da térmica a biomassa Bio Pedra (R$ 46,4 mi), a repactuação do GSF (R$ 26,3 mi), além de menores custos com GSF e compra de energia. Já a receita líquida da companhia somou R$ 1,5 bilhão em 2015, 20,2% mais que em 2014. No último trimestre do ano passado a recita da CPFL Renováveis foi de R$ 437,4 mi, também representando alta, de 18,4% em relação a igual período de 2014. Com a antecipação em oito meses da entrada em operação do parque eólico Morro dos Ventos II em abril de 2015, a companhia encerrou o ano de 2015 com capacidade total de 1.801,9 MW em funcionamento, expansão de 1,6% em relação a 2014. (Agência Brasil Energia – 18.03.2016) 5 Lucro da Copel cai 5,2% em 2015 A Copel registrou queda de 5,2% no lucro líquido consolidado de 2015, ao fechar com R$ 1,266 bi, contra R$ 1,336 bi em 2014. No quarto trimestre, o lucro ficou em R$ 402,1 mi, 46,1% acima do totalizado no mesmo período um ano antes. A receita operacional líquida avançou 5,8% no ano passado, para R$ 14,728 bi, mas no quarto trimestre, houve queda de 25,2%, parra R$ 3,337 bi. O Ebitda da Copel elevou 9,7% no ano, para 2,585 bi, enquanto que no período outubro-dezembro, o indicador teve alta de 77,3% na comparação anual, para 957,9 mi. A empresa paranaense verificou ainda queda de 1% no volume de energia fornecida no ano, para 27.949 GWh. Nos últimos três meses do ano, o montante foi 4,4% menor, para 6.954 GWh. (Agência Brasil Energia – 18.03.2016) 6 Lucro da CPFL Energia cai mais de 40% no quarto trimestre A CPFL Energia registrou queda 40,6% no lucro do quarto trimestre, para R$ 304,2 milhões, na comparação anual. A receita da companhia recuou 8,7% de outubro a dezembro, para R$ 4,79 bi, em relação ao mesmo período de 2014. O resultado ficou acima da média das projeções de quatro casas de análise obtidas pelo Valor — Morgan Stanley, Itaú BBA, Goldman Sachs e BTG Pactual, que indicava um lucro de R$ 264 milhões. Já em relação à receita, os analistas esperavam que ficasse estável na casa dos R$ 5,27 bi. O resultado foi afetado por uma queda de 5,3% no volume de energia vendido, para 14.504 GwH. A área industrial, responsável por 38,9% do volume comercializado pela CPFL, caiu 9,6% no período, para 5.643 GWh, “refletindo a desaceleração da atividade econômica, a queda do nível de confiança dos empresários na indústria e os estoques excessivos observados na indústria nos últimos meses”, aponta a companhia em seu balanço. No mercado cativo, o volume vendido recuou 4,1%, para 10.621 GWh, enquanto no mercado livre, ou Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), o recuo foi de 8,5%, para 3.883 GWh. O Ebitda registrou queda de 25,1% no trimestre, para R$ 1 bi. A companhia informou ainda aumento de 143,5% nas deduções da receita operacional, que chegaram a R$ 3,79 bi. O aumento das deduções foram influenciados pelo avanço de 50,9% no ICMS, para R$ 426 mi; de 40,9% no PIS e Cofins, para R$ 195 mi; e de 1568,6%, para R$ 1,15 bi, na CDE, um encargo setorial que foi reajustado em 2015. A companhia encerrou 2015 com lucro de R$ 864,9 mi, queda de 8,95% em relação ao ano anterior. A receita operacional líquida subiu 16,8% no acumulado de 12 meses em 2015, para R$ 20,2 bi. Geração Energia O segmento de geração da CPFL Energia obteve lucro de R$ 137,7 mi no quarto trimestre de 2015, revertendo prejuízo de R$ 52 mi no mesmo período de 2014. A receita líquida caiu 18,6% no período, para R$ 263,1 mi, na comparação anual. Já o Ebitda subiu 253,9%, para R$ 286,4 mi. Os custos com energia elétrica do segmento de geração recuaram 74,4%, para R$ 46,14 mi, de outubro a dezembro. (Valor Econômico – 21.03.2016) 7 Lucro líquido da CPFL cai 1,3% em 2015 O lucro líquido da CPFL Energia caiu 1,3% em 2015, totalizando R$ 875 milhões, de acordo com resultado financeiro da CPFL divulgado nesta segunda-feira (21/3). A contabilização de ativos e passivos financeiros em 2014, no valor de R$ 831 milhões, e a repactuação do GSF em 2015, de R$ 134 milhões, foram os fatores que mais influenciaram o resultado. “O desempenho reflete a piora dos negócios no segmento de distribuição, em função da retração do mercado consumidor, e do aumento das despesas com energia elétrica”, segundo a CPFL. Os gastos com energia subiram 34,5% no ano, chegando a R$ 12,4 bilhões. Somente no quatro trimestre de 2015, o lucro líquido — seguindo o padrão internacional IFRS — teve queda de 22,8% em relação ao mesmo intervalo do ano anterior, para R$ 363 milhões. Já a receita líquida consolidada foi 8,7% menor no período, somando R$ 4,5 bilhões. Além disso, o Ebitda caiu 25,1% em igual intervalo, para R$ 1 bilhão, e a geração de caixa medida pelo Ebitda também registrou retração, de 0,3%, para R$ 3,75 bilhões. Apesar do resultado financeiro negativo, a holding indicou que os reajustes tarifários na distribuição e o crescimento da receita da CPFL Renováveis tiveram bons índices. Houve também queda de 1,8% na despesa financeira líquida do grupo, para R$ 950,2 milhões, “beneficiada pelo efeito contábil da atualização monetária dos ativos de concessão da distribuição”, informou o grupo. (Agência Brasil Energia – 21.03.2016) 8 Energisa: lucro de R$ 351,4 mi em 2015 A Energisa fechou 2015 com lucro de R$ 351,4 milhões, 15,3% maior em relação a 2014. Segundo Maurício Botelho, diretor Financeiro e de Relações com Investidores da companhia, o resultado foi motivado pelo crescimento de 43,8% do Ebitda ajustado, para R$ 2,4 bi, impulsionado pela venda de um conjunto de ativos de geração para a Brookfield, dentro da estratégia da companhia de se capitalizar para fazer frente aos investimentos em distribuição. Os executivos destacaram também, como fator positivo, o gerenciamento de custos. As despesas controláveis das treze distribuidoras do grupo alcançaram R$ 1,667 bi em 2015, com alta de apenas 3,5%, em relação ao ano anterior. Ricardo Botelho lembrou que a taxa de inflação no período foi próxima de 11%. Questionado sobre a previsão de mercado de energia do grupo para este ano, Maurício Botelho, disse não poder dar essa projeção, mas que está vendo o mercado "mais desaquecido em 2016". No, ano passado, as vendas no mercado cativo e o "fio" cobrado no mercado livre cresceram 0,1%. Ricardo disse também acreditar que o governo tomará medidas para mitigar a sobrecontratação de distribuidoras. "A tendência geral é que, se não for feito nada, todo mundo ficará sobrecontratado acima de 105%. Isso é tendência do mercado como um todo. Na Energisa não é diferente", disse o presidente. (Valor Econômico – 22.03.2016) 9 Cesp tem prejuízo de R$ 61,4 milhões em 2015, mas propõe dividendos A Cesp encerrou 2015 com um prejuízo líquido de R$ 61,4 mi, revertendo lucro de R$ 560,1 mi registrado em 2014. Os resultados da companhia no ano passado foram impactados pelo término das concessões das usinas hidrelétricas de Ilha Solteira e Jupiá, em julho. A receita operacional líquida somou R$ 2,95 bi em 2015, numa queda de 37,2% em relação ao ano anterior. Além do fim das concessões das usinas, as receitas foram afetadas negativamente pelo GSF e pelo término de contratos nos mercados livre e regulado. O custo com energia elétrica mais do que dobrou em 2015, para R$ 824,7 mi. O custo com operação, por outro lado, recuou 20,8%, para R$ 595,9 mi. Os Ebitda recuaram 45,1% na comparação anual, para R$ 909,9 mi. O Ebitda ajustado, que desconsidera algumas provisões, foi de R$ 1,74 bi, baixa de 56,7%. Apesar do prejuízo anual, a administração da companhia está propondo a distribuição de R$ 41,3 mi em dividendos, correspondentes a 100% do lucro ajustado do exercício, após a realização de reservas. A Cesp registrou um prejuízo de R$ 363,6 mi no quarto trimestre, reduzindo em 68,3% as perdas de R$ 1,15 bi de igual período de 2014. A receita operacional líquida foi de R$ 707,9 mi de outubro a dezembro, recuo de 19,8% na base anual. O Ebitda foi negativo em R$ 313,7 mil no trimestre, contra Ebitda negativo em R$ 1,38 bi um ano antes. O Ebitda da companhia foi impactado pela constituição de provisão de R$ 580,8 mi, referente a disputa na Justiça quanto à indenização devida pela devolução das duas usinas. Sem provisões, o Ebitda ajustado da Cesp soma R$ 347,7 mi no trimestre, queda de 52,3%. (Valor Econômico – 24.03.2016) 10 Light sai de lucro para prejuízo no quarto trimestre A Light, distribuidora de energia que atua na região metropolitana do Rio de Janeiro, registrou prejuízo líquido de R$ 66,5 mi no quarto trimestre de 2015, ante lucro líquido de R$ 520,1 mi no mesmo trimestre de 2014, segundo demonstração de resultados divulgada pela companhia na noite de ontem, segunda-feira. Para o ano todo de 2015, a empresa teve lucro líquido de R$ 42,4 mi, em queda de 93,6% sobre o lucro líquido de R$ 662,8 mi um ano antes, segundo os dados divulgados no site da CVM. A receita líquida da empresa no quarto trimestre de 2015 foi de R$ 2,582 bi, em queda de 21,5% ante os R$ 3,287 bi no quarto trimestre de 2014. O valor para o ano todo de 2015 foi de R$ 10,647 bi, em alta de 15,7% sobre um ano antes. O Ebitda ajustado no quarto trimestre de 2015 foi de R$ 224,2 mi, em queda de 72,8% ante o Ebitda ajustado de R$ 823,3 mi do mesmo trimestre de 2014. Para o ano inteiro de 2015, o Ebitda ajustado foi de R$ 1,271 bi, em alta de 25,2% ante 2014. A empresa registrou receita financeira líquida de R$ 20,2 mi no quarto trimestre de 2015, ante despesa financeira líquida de R$ 119,4 mi um ano antes. O resultado para o ano todo de 2015 foi negativo em R$ 511,6 mi, 15,6% acima da despesa de R$ 442,5 mi em 2014. Endividamento O nível de endividamento da Light, medido pela relação dívida líquida/Ebitda, ficou em 4,16 vezes em dezembro de 2015, com queda em relação a setembro do ano passado, de 4,23 vezes. O indicador veio dentro do limite superior para efeito de covenants (cláusulas contratuais restritivas de endividamentos), de 4,25 vezes. Em novembro do ano passado, a Light concluiu as negociações dos covenants com todos os credores, alterando o limite superior do indicador para 4,25 vezes, no quarto trimestre de 2015 e nos dois primeiros trimestres de 2016. Para o terceiro trimestre deste ano, o limite é de 4 vezes e, para o período de outubro a dezembro, o teto do indicador é de 3,75 vezes. A companhia fechou o quarto trimestre do ano passado com dívida líquida de R$ 6,5 bi. O valor é 4% inferior ao apurado no fim do terceiro trimestre. (Valor Econômico – 29.03.2016) 11 Eletrobras tem prejuízo líquido de R$ 10,3 bi no 4º trimestre de 2015 A Eletrobras Centrais Elétricas Brasileiras registrou prejuízo líquido de R$ 10,327 bi no quarto trimestre de 2015, mais de oito vezes superior ao prejuízo líquido de R$ 1,196 bi observado no quarto trimestre de 2014, segundo demonstração de resultados divulgada pela companhia na noite desta quarta-¬feira. O resultado é o atribuído aos sócios da empresa controladora. Para o ano todo de 2015, a Eletrobras teve prejuízo líquido de R$ 14,441 bi no ano de 2015, quase cinco vezes superior ao prejuízo líquido de R$ 3,031 bi observado em 2014. De acordo com release da empresa, o impacto na última linha do balanço se deu por provisão para contingências judiciais no montante de R$ 7,084 bi, com destaque para a provisão relativa aos processos judiciais envolvendo empréstimo compulsório de R$ 5,283 bi e aos ajustes em valores e em classificação de riscos de processos judiciais de Furnas, Chesf e Eletronorte. Também foi citada a baixa contábil de R$ 5,991 bi, notadamente a de Angra 3, no montante de R$ 4,973 bi, além do prejuízo das subsidiárias de distribuição, que somou R$ 5,195 bi em 2015. A receita líquida da empresa no quarto trimestre de 2015 alcançou R$ 7,861 bi, em queda de 18,7% sobre a receita de R$ 9,674 bi no quarto trimestre de 2014. Para o ano inteiro de 2015, a receita líquida foi de R$ 32,588 bi, em alta de 8% sobre o ano anterior, em R$ 30,137 bi. O custo de vendas avançou 4% em 2015, para R$ 16,991 bi, ante R$ 16,327 bi em 2014. A despesa operacional da empresa em 2015 foi de R$ 28,141 bi, em alta de 78,4% sobre a despesa de R$ 15,767 bi em 2014. O prejuízo operacional da companhia aumentou mais de seis vezes na passagem de 2014 para 2015, de R$ 1,956 bi para R$ 12,544 bi. Em 2015, a empresa teve despesa financeira de R$ 1,699 bi, ante receita financeira líquida de R$ 694 mi em 2014. (Valor Econômico – 30.03.2016) 12 Lucro da Cemig cai mais de 70% no quarto trimestre de 2015 A Cemig apresentou lucro líquido de R$ 306 mi no quarto trimestre do ano passado, queda de 72,6% na comparação com o ganho de R$ 1,12 bi entregue no mesmo período de 2014, segundo as demonstrações financeiras divulgadas na madrugada desta quarta¬feira. Entre outubro de dezembro de 2015, a receita líquida da empresa atingiu R$ 5,27 bi, recuo de 16,8% frente ao mesmo intervalo um ano antes, quando a receita foi de R$ 6,33 bi. O Ebitda somou R$ 496 mi no último trimestre de 2015, queda de 77,4% na base de comparação anual. Entre outubro e dezembro de 2014, o Ebitda havia sido de R$ 2,2 bi. No quarto trimestre de 2015, a Cemig também registrou uma receita financeira de R$ 71 mi, contra uma despesa financeira de R$ 529 mi no mesmo intervalo um ano antes. Segundo os comentários da administração da companhia, que acompanham o balanço, os desafios vistos no ano passado vão continuar em 2016, com baixa demanda de energia elétrica e redução nos preços de venda. Apesar disso, a Cemig avalia que está preparada para enfrentar o momento de incertezas e instabilidade, com operações sustentáveis e retorno adequado do investimento. “Temos um montante de dívida expressivo com vencimento para 2016. Tal montante, porém, está sendo objeto de negociação com as instituições financeiras e com perspectivas muito positivas de rolagem, com novos prazos de vencimento no longo prazo, criando mais liquidez para a companhia e menor pressão no seu caixa”, diz a empresa. (Valor Econômico – 30.03.2016) 13 Celesc registra queda de 74,5% no lucro em 2015 A distribuidora Celesc, encerrou 2015 registrando lucro líquido de R$ 130,7 mi, queda de 74,5% na comparação com os R$ 513,1 mi conquistados em 2014. No quatro trimestre, a empresa lucrou R$ 101,6 mi, queda de 79% na comparação com o mesmo período do ano anterior. Os dados foram divulgados na última terça-feira, 29 de março. No ano, a receita líquida atingiu R$ 6,43 bi, crescimento de 9,1% sobre 2014. Esse crescimento, explicou concessionária, reflete a recomposição tarifária promovida pelo reajuste anual de agosto/14 (+23,21%), a revisão tarifária extraordinária em março/15 (+24,8%), o reajuste anual de agosto/15 (+3,61) e o faturamento com Bandeiras Tarifárias no ano. No trimestre, a receita somou R$ 1,66 bi, encolhimento de 18,1% na comparação trimestral. Já o Ebitda caiu 64,6% em 2015, para R$ 354,8 mi contra R$ 1 bi em 2014. No trimestre, o Ebitda alcançou R$ 214,9 mi, queda de 71,1% quando comparado com o quarto trimestre de 2014. Segundo a Celesc, o resultado pior do Ebitda reflete, principalmente, o desempenho no mercado de distribuição de energia elétrica que apresentou significativa desaceleração em 2015 e pelo efeito não recorrente em 2014 do reconhecimento de ativos regulatórios, já incorporados ao resultado a partir de janeiro de 2015. (Agência CanalEnergia – 30.03.2016)
Indicadores de Sustentabilidade Econômico-Financeira 1 DEC e FEC das EDP Escelsa e Bandeirante ficam dentro da meta regulatória Os indicadores de qualidade das empresas EDP Escelsa (ES) e EDP Bandeirante (SP) ficaram dentro da meta regulatória da agência no ano. O DEC da EDP Bandeirante registrou 8,43 horas, aumento de 0,81 hora (+10,6%), atribuído pela empresa às tempestades que ocorreram no último trimestre. O DEC da EDP Escelsa foi 9,07 horas, queda de 1,30 hora (-12,6%). Já o FEC da distribuidora paulista foi 5,09 vezes em 2015, redução de 0,25 vezes (-4,6%) na comparação, enquanto o indicador da EDP Escelsa registrou 5,08 vezes, menor em 1,36 vezes. Ao todo, a empresa possui 3,2 milhões de unidades consumidoras, sendo 1,7 milhão atendidas em 28 municípios de São Paulo e 1,5 milhão em 70 cidades do Espírito Santo. (Agência Brasil Energia – 07.03.2016) 2 Cemar e DME Distribuição lideram ranking de qualidade de serviços da Aneel A Aneel divulgou nesta sexta-feira o ranking atualizado de qualidade de fornecimento de energia pelas distribuidoras em 2015. O ranking é dividido em duas categorias, sendo 36 empresas de grande porte e 26 de pequeno porte. A classificação é elaborada com base no Desempenho Global de Continuidade (DGC), a partir da comparação dos valores de DEC e FEC estabelecidos pela Aneel. Entre as maiores, a Cemar foi a primeira colocada, com DGC de 0,65, seguida pela Energisa Paraíba e pela CPFL Santa Cruz. A maior evolução coube à Celpa, com avanço de 11 posições ante 2014. As últimas classificadas são, na ordem, AES Eletropaulo, Celg-D e CEA — a penúltima em vias de ser privatizada e a última com graves problemas financeiros e operacionais. A AES Eletropaulo recorreu à Aneel alegando inconsistências no processo de apuração dos indicadores, levando à agência a abrir processo administrativo. No mercado de menor porte, a melhor empresa foi a DME Distribuição, de Poços de Caldas, seguida pela Forcel, do Paraná e pela Força e Luz João Cesa, de Santa Catarina. A maior evolução no ranking ficou com a Empresa Luz e Força Santa Maria (ES), com um avanço de sete posições ante 2014. As lanternas do ranking foram Boa Vista Energia, Eletroacre e Iguaçu Energia. A CERR foi excluída do ranking por não fornecer indicadores de continuidade e está sujeita às penalidades regulatórias. (Agência Brasil Energia – 18.03.2016) 3 Copel-D estima ter dois anos de folga em indicadores de qualidade A Copel-D estima que terá até dois anos com uma certa folga em termos de indicadores de qualidade para o novo período de concessão que se iniciou em 2015. A empresa assinou no ano passado o 5º termo aditivo com o MME que prorrogou a concessão de distribuição até 2045. Como contrapartida, a empresa terá que atender aos novos indicadores de eficiência estabelecidos pela Aneel. Este segmento foi o segundo maior em termos de destinação de investimentos da holding paranaense. De acordo com o balanço da companhia, dos R$ 2,364 bi em aportes realizados em 2015, a distribuição ficou com R$ 656,4 mi. Para o ano a Copel havia indicado a destinação de R$ 784,7 mi somente nessa unidade de negócio, ou seja, realizou pouco mais de 80% do que estava previsto. (Agência CanalEnergia – 18.03.2016) 4 Aneel: DEC Brasil aumenta em 0,53; FEC Brasil cai 0,23 A Aneel divulgou a média dos indicadores que medem a duração (DEC) e a frequência (FEC) de interrupções em 2015. O DEC Brasil apurado foi de 18,59 horas. Em 2014 havia sido de 18,06 horas. O FEC Brasil continua em queda e ficou em 9,86 vezes, contra 10,09 vezes de 2014. (Agência Brasil Energia – 21.03.2016) 5 TCU identifica problemas na fiscalização da qualidade do serviço de distribuidoras Levantamento realizado pelo TCU apontou deficiências nas ações de fiscalização da qualidade do serviço executadas pela Aneel de janeiro de 2010 a junho de 2014. As causas identificadas pela auditoria vão desde a fiscalização periódica insuficiente até a metodologia usada na apuração de dados, a demora na tomada de decisão de primeira instância, problemas no planejamento das fiscalizações, limitações na quantidade de pessoal e falta de orientação às agências estaduais conveniadas, na contratação de pessoal qualificado. A Aneel terá até 120 dias para apresentar ao tribunal um plano de ação com a descrição de atividades, responsáveis e prazos de execução, para aprimorar a apuração dos indicadores de qualidade - especialmente a do teleatendimento - e a confiabilidade na apuração dos níveis de tensão. Ela deverá estabelecer, em até 90 dias, critérios objetivos de qualificação técnica e administrativa para a seleção de profissionais de fiscalização pelas agências estaduais. A agência terá de trabalhar para garantir o cumprimento dos prazos legais da fiscalização, aprimorar o planejamento e ampliar o universo de analises de reclamações para além dos casos que chegam à ouvidoria. A fiscalização da agência reguladora acompanha 63 concessionárias e 38 cooperativas de eletrificação rural enquadradas como permissionárias de distribuição. Outro problema apontado pela auditoria é o uso de dados fornecidos pelas empresas fiscalizadas, no caso dos indicadores de teleatendimento e de DEC e FEC. Em relação ao andamento dos processos, a demora atingiu 80% dos 74 casos avaliados. O prazo médio da tramitação ainda na primeira instância foi de 122 dias. (Agência CanalEnergia – 24.03.2016) 6 Ampla cai em ranking de qualidade de serviço da Aneel A Ampla caiu novamente no ranking elaborado pela Aneel. A publicação avalia os serviços prestados pelas maiores empresas do setor, com mercado de energia maior que 1 TWh (Terawatt-hora). Atualmente, 36 concessionárias de energia elétrica constam na avaliação. No ranking divulgado no último dia 18, referente ao ano de 2015, a Ampla surgiu na 33ª posição — para efeito de comparação, a Light, responsável pelo fornecimento de energia do Rio de Janeiro, está na 26ª. Na Câmara dos Vereadores, a CPI que vai investigar os problemas relacionados à Ampla, como as interrupções frequentes no fornecimento, deve sair do papel semana que vem. De acordo com o vereador Leonardo Giordano (PT), que protocolou o pedido para a criação da comissão no dia 25 de fevereiro, o ato que oficializa a CPI — que terá prazo de três meses, prorrogáveis por mais três meses — e permite o início dos trabalhos deve ser publicado terça-feira. (O Globo – 26.03.2016) Desde a criação do ranking, a Ampla registra uma trajetória descendente. Na publicação que avaliou o serviço prestado em 2014, a empresa era a 32ª, também entre 36 concessionárias do estado. Em 2013, a concessionária apareceu na 27ª posição dentre 35 empresas. As melhores colocações foram constatadas nos rankings que avaliaram a qualidade do serviço nos anos de 2011 e 2012 — os dois primeiros elaborados. Em 2011, a empresa foi a 25ª colocada entre 33 avaliadas, e, no ano seguinte, a concessionária registrou a mesma posição, entre 35 empresas avaliadas. Além da queda no ranking, outros indicadores corroboram para os questionamentos sobre a qualidade do serviço. Nos últimos cinco anos , a Ampla foi multada em R$ 20 mi pela agência reguladora do setor, e ainda desembolsou outros R$ 18 mi em TAC — segundo a Aneel, esses valores, que seriam pagos em multas, foram transformados em investimentos pela empresa. A Ampla informou que o investimento de R$ 803,8 mi em 2015 é 42% maior do que o registrado em 2014. A distribuidora diz que “continuará reforçando seu plano de investimentos” e que “também reforçou suas equipes para atendimento emergencial”. (O Globo – 26.03.2016) 8 Compensações pagas pela Ampla cresceram 60% Os indicadores que registram a frequência e a duração das interrupções no fornecimento de energia, além de essenciais para a análise da Aneel na composição do ranking, resultam em outra penalidade às empresas. As concessionárias são obrigadas a realizar compensações a seus clientes — efetuadas em até dois meses diretamente na fatura — quando esses indicadores ultrapassam os limites estipulados pela agência reguladora. E as compensações pagas pela Ampla também aumentaram. Ano passado, a concessionária desembolsou R$ 55,2 mi, contra R$ 34,5 mil em 2014 — um aumento de 60%. “Esses dados são muito afetados pelo valor da tarifa, pois são um percentual pago pelas tarifas de energia elétrica. Em 2015, tivemos um aumento na tarifa energética de quase 40%. O valor das indenizações é proporcional. Houve um crescimento também (nas compensações), mas queremos reverter essa situação já este ano” afirma o diretor de regulação da Ampla, José Alves. Em 2013, a concessionária precisou desembolsar R$ 33,9 mi em compensações. O valor, embora menor, também caracterizou uma alta: aproximadamente 47% a mais frente ao valor desembolsado em 2012 (R$ 23 mi). Já em 2001, a Ampla pagou R$ 20,6 mi em compensações. (O Globo – 26.03.2016)
Avaliação de Empresas e Previsão de Analistas 1 GESEL: alto preço pode restringir concorrência no leilão da Celg D Segundo o coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel/UFRJ), professor Nivalde de Castro, um problema para a privatização da Celg D é que o valor da empresa, indicado pela Eletrobras, de R$ 2,8 bi, é muito elevado, o que deverá restringir a concorrência no leilão. "Nos cálculos realizados não se considerou a gravidade da atual conjuntura de retração no mercado, superestimando-se assim a possibilidade de retorno do capital investido", afirmou o especialista. (Valor Econômico – 10.03.2016) 2 Fitch afirma ratings da CPFL Energia e de suas subsidiárias A agência de classificação de risco Fitch afirmou nesta segunda-feira, 14 de março, o rating nacional de longo prazo 'AA(bra)' da CPFL Energia e de suas subsidiárias: CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Geração. Ao mesmo tempo a agência revisou para negativa, de estável, a perspectiva dos ratings corporativos. Segundo a Fitch, a revisão da perspectiva incorpora a expectativa de que a crise macroeconômica que afeta o país deverá impactar negativamente, ao menos em 2016, o consumo de energia onde o grupo CPFL atua, tornando o ano ainda mais desafiador para suas empresas. Diante deste cenário mercadológico e do potencial aumento da inadimplência e das perdas, o fluxo de caixa e os indicadores de crédito do grupo CPFL devem ser pressionados. A Fitch ainda acredita que a alavancagem financeira líquida consolidada do grupo, calculada segundo critérios próprios, permanecerá acima de 4 vezes nos próximos dois anos, sendo elevada para o atual rating e diante dos elevados custos financeiros atuais. "Os ratings do grupo CPFL refletem uma robusta posição de liquidez e um perfil de vencimento de dívida gerenciável. Além disso, foi contemplada a sua forte posição de mercado, como maior grupo privado do setor elétrico brasileiro, e sua positiva diversificação de ativos de distribuição e geração de energia. A análise considerou, ainda, o moderado risco regulatório do setor elétrico e o risco hidrológico inerente ao setor de atuação", diz o comunicado. (Agência CanalEnergia – 14.03.2016) 3 S&P retira AES Sul da lista de creditwatch negativo A Standard & Poor's retirou a AES Sul da lista de creditwatch negativo - definição usada quando a agência acredita que há probabilidade de realizar uma ação de rating no prazo de 90 dias. A S&P também reafirmou os ratings ‘brBBB-/brA-3’ na Escala Nacional Brasil atribuídos à concessionária gaúcha, incluindo seus ratings de emissão. A perspectiva é estável. Segundo a agência de classificação de risco, a remoção do creditwatch negativo aconteceu após o refinanciamento das dívidas da companhia. Além disso, a AES Sul ganhou fôlego após receber R$ 295,5 mi de seu acionista controlador, a The AES Corp - o que auxiliou a concessionária a fazer frente às obrigações assumidas ao longo da renegociação. "A perspectiva estável da AES Sul reflete a nossa opinião que, após o reperfilamento da dívida e do aporte de capital, a empresa reforçou sua posição de liquidez e deve melhorar sua performance financeira", afirmou a S&P. O vencimento da dívida foi estendido para agosto de 2021, com carência de 12 meses para pagamento do restante do principal, e as taxas de juros foram unificadas em CDI + 3,75%. Na avaliação da S&P, a AES Sul enfrentará desafios crescentes em sua área de concessão para readequar um de seus indicadores de qualidade de serviço aos padrões da Aneel, ao mesmo tempo em que as condições climáticas vêm sendo mais adversas nessa região. (Agência Brasil Energia – 21.03.2016) 4 S&P reafirma ratings da Ampla A Standard & Poor's reafirmou seus ratings 'BB' na escala global e 'brAA-' na Escala Nacional Brasil atribuídos à distribuidora fluminense Ampla Energia. A perspectiva desses ratings em ambas as escalas permanece negativa. A S&P também reafirmou os ratings 'brAA-' atribuídos às 6ª, 7ª e 8ª emissões de debêntures da concessionária e retirou o rating de recuperação '3H' dessas dívidas. A agência ainda revisou o Perfil de Crédito Individual (SACP, em inglês para stand-alone credit profile) da Ampla, de 'bb' para 'bb-'. "A revisão do SACP reflete nossa visão de que a empresa continuará apresentando métricas de crédito mais fracas nos próximos anos como resultado do maior endividamento. Em decorrência do enfraquecimento na geração de fluxo de caixa da Ampla, seu controlador tem lhe concedido empréstimos entre partes relacionadas para fortalecer sua liquidez", justificou a S&P. A reafirmação dos ratings, continua a agência, segue uma visão de que a Ampla agora é uma subsidiária estrategicamente importante para a Enersis Americas S.A., sócio controlador em última instância. "Isso mostra que o Brasil representa uma parcela significativa das receitas e da geração Ebitda da Enersis Americas." O suporte do controlador à Ampla se observa nos empréstimos entre partes relacionadas que este concedeu à empresa nos últimos 12 meses para fortalecer sua liquidez. (Agência Brasil Energia – 21.03.2016) 5 Fitch atribui rating à proposta de emissão de debêntures do complexo Morrinhos Em 23 de março, a Fitch atribuiu rating nacional de longo prazo ‘AA(exp)(bra)’ à proposta da segunda emissão de debêntures do complexo Morrinhos Energias Renováveis (BA-30MW) no montante de até R$ 90 mi, com vencimento em 2027. A perspectiva é estável. Empreendimento tem como proprietários os sócios Atlantic Energias Renováveis (80%) e Actis Brasil Energia Fundo de Investimentos em Participações (20%). Segundo a Fitch, o rating reflete as fianças bancárias do projeto, que mitigam 100% de seus riscos de conclusão e de ramp-up; os mecanismos anuais e quadrienais de compensação dos contratos de venda de energia (A-5/2011 e A-3/2013); o volume de energia vendido abaixo do P90; a estrutura de dívida, que reconhece a exposição ao Preço de Liquidação de Diferenças através de um mecanismo de retenção de caixa em caso de défícits na geração de energia; o Índice de Cobertura do Serviço da Dívida (DSCR) médio de 1,38 vez; o Loan Life Coverage Ratio (LLCR), de 1,38 vez; e os breakevens de produção de energia e de taxa de juros de longo prazo (TJLP). (Agência CanalEnergia – 24.03.2016) 6 Fitch atribui rating a debêntures da EOL São Miguel do Gostoso A Fitch atribuiu o rating nacional de longo prazo ‘A+(bra)’ à primeira emissão de debêntures da Voltalia São Miguel do Gostoso Participações, no montante de R$ 57 mi, com vencimento em 2028. A perspectiva do rating é estável. O parque eólico São Miguel do Gostoso (RN), foi desenvolvido pela Voltalia Brasil (51%) em parceria com a paranaense Copel (49%). Segundo a agência de classificação de risco, o rating atribuído reflete as fianças bancárias do projeto, que mitigam 100% do risco de conclusão e ramp-up da geração da usina. Além disso, os mecanismos anuais e quadrienais de compensação nos contratos de venda de energia (LER/2011) e o volume de energia vendido a P-50 também dão segurança ao projeto. A Fitch também entende que a alavancagem está moderada, com Índice de Cobertura do Serviço da Dívida (DSCR) médio de 1,17 vez. O Loan Life Coverage Ratio (LLCR) de 1,15 vez e o break-evens de produção e taxa de juros de longo prazo (TJLP) em termos reais de, respectivamente, 14,5% abaixo do P-90 médio de dez anos e 4,50% (no cenário de rating da Fitch) também favorecem ao projeto. (Agência CanalEnergia – 30.03.2016)
Lançamento de debêntures por distribuidoras e divulgação de resultados dos mesmos 1 Fitch afirma ratings da Alupar A Fitch afirmou na última segunda-feira, 29 de fevereiro, o rating nacional de longo prazo ‘AA+(bra)’ da Alupar e de suas emissões de debêntures. A perspectiva do rating corporativo é estável. Segundo a agência de classificação de risco, a afirmação dos ratings considera o baixo risco dos negócios de transmissão e de geração de energia em desenvolvimento pela Alupar. Além dos projetos de transmissão possuir elevada previsibilidade de geração operacional de caixa, as perspectivas de longo prazo para o segmento de geração de energia são positivas, uma vez que a companhia tem cerca de 87% de sua energia assegurada contratada até 2018 e aderiu, por meio de contratos de venda de energia no mercado regulado, à proposta do governo federal para reduzir seu risco hidrológico. "A Alupar tem sido eficiente em ampliar seus negócios em bases sustentáveis ao mesmo tempo em que mantém robusto perfil financeiro consolidado. Os indicadores de crédito consolidados deverão permanecer compatíveis com os do setor, apesar de os investimentos previstos para os próximos anos pressionarem seu fluxo de caixa livre (FCF). A Fitch considera, no entanto, que o volume de dívida na holding está elevado, acima das expectativas iniciais." Segundo a Fitch, os ativos de transmissão da Alupar apresentam geração operacional de caixa previsível, com sólidas margens de Ebitda e receitas atreladas a contratos de longo prazo. O segmento de transmissão representou aproximadamente 88% do Ebitda consolidado da Alupar nos primeiros nove meses de 2015. No setor de geração, a Alupar possui contratos de longo prazo de compra e venda de energia para 87% dos 333 MW médios de sua garantia física. Estes contratos possuem preços adequados e são ajustados pela inflação. Parte dos 13% descontratados se refere a projetos ainda em desenvolvimento e o restante à energia gerada que será utilizada pela companhia como proteção ao risco hidrológico em 2016. (Agência CanalEnergia – 01.03.2016) 2 Fitch afirma rating AA (bra) para emissão de debêntures da Epesa A agência de classificação de risco Fitch Ratings afirmou na última quinta-feira, 3 de março, o rating nacional de longo prazo ‘AA(bra)’ da primeira emissão de debêntures da Centrais Elétricas de Pernambuco (Epesa), proprietária das termelétricas Termomanaus (143 MW) e Pau Ferro I (94 MW), ambas localizadas no município de Igarassu, em Pernambuco. A perspectiva foi revisada de positiva para estável. Segundo a Fitch, sua opinião é baseada no risco dos contratos de comercialização firmados pelas usinas no ambiente regulado. A agência informa que os projetos apresentaram bom desempenho operacional, com elevados e estáveis índices de disponibilidade de equipamentos durante os despachos ao longo de 2015. Após os eventos de indisponibilidade enfrentados em 2011 e 2012, a eficiência operacional da companhia aumentou ao longo dos anos. A Epesa obteve índices de disponibilidade líquidos próximos a 99,3% em 2015, acima das expectativas da Fitch, devido aos processos operacionais implementados e à formação de uma equipe própria de O&M. A metade de todos os motores das usinas foi trocada em 2015, após a terceira grande manutenção. A expectativa, portanto, é de elevados índices de disponibilidade. O risco de fornecimento do óleo diesel é baixo, pois o combustível é fornecido pela Petrobras Distribuidora, por meio de contrato de longo prazo. O mecanismo de reajuste do preço do diesel se assemelha ao da receita variável, o que mitiga qualquer exposição de preços. O contrato de fornecimento inclui provisões de indenização que cobrem inteiramente quaisquer penalidades associadas a falhas na geração devido à falta de combustível. A Epesa beneficia-se de contratos de venda de energia por PPAs de 15 anos, firmados com um grupo de 30 distribuidoras de energia, sem exposição comercial. Os índices de cobertura do serviço da dívida são elevados, mesmo quando não há despacho das usinas. A alta receita marginal e o contrato de fornecimento de diesel elevam o fluxo de caixa operacional de forma significativa quando as usinas estão despachando. Os investimentos de reposição de equipamentos são baixos, devido à sua natureza. No cenário-base da Fitch, que considera despachos de 25% e 12,5% ao longo dos próximos dois anos. Ao longo de 2015, as UTEs foram despachadas pelo equivalente a 4,5 meses, ou 3.390 horas. O despacho beneficiou o projeto, proporcionando Ebitda anual de R$ 233,7 milhões e geração de caixa ajustada para o serviço da dívida de R$ 270,2 milhões. O Os índices de cobertura do serviço da dívida equivalente, baseado na metodologia da Fitch, foi de 9,10 vezes. O índice dívida líquida/EBITDA, em 31 de dezembro de 2015, foi de aproximadamente 0,20 vez. A disponibilidade média total das UTEs até o ponto de conexão atingiu aproximadamente 99,35%. (Agência CanalEnergia – 04.03.2016) 3 Fitch Ratings rebaixa ratings da emissão de debêntures da Santo Antônio Energia A agência de classificação de risco Fitch Ratings rebaixou nesta sexta-feira, 4 de março, os ratings nacionais de longo prazo da terceira emissão de debêntures da Santo Antônio Energia. Tanto da primeira séria, no montante de R$ 200 milhões, com vencimento em abril de 2022, quanto da segunda série, de R$ 500 milhões, com vencimento em abril de 2024, os ratings foram rebaixados de 'AA-(bra)' para 'A-(bra)'. Segundo a Fitch, a ação de rating reflete a deterioração da qualidade de crédito do grupo Andrade Gutierrez, um dos acionistas do projeto. O rating da terceira emissão de debêntures da Saesa também reflete a dependência do projeto da hidrelétrica de Santo Antônio de aportes de recursos adicionais por parte dos acionistas, de acordo com os cenários estimados pela agência, para pagamento de suas obrigações. Estas obrigações incluem penalidades relativas ao Fator de Disponibilidade das Turbinas (FID) e ao déficit do Generating Scalling Factor (GSF). A Saesa sofreu penalidades sobre o FID, que chegou a ser considerado no valor mínimo de 91%. Após revisões de metodologia de cálculo da Agência Nacional de Energia Elétrica, o FID do projeto está em torno de 96,0%, cenário considerado pela Fitch, e que representa uma penalidade de 3,5% sobre o FID previsto nos contratos de PPA. (Agência CanalEnergia – 04.03.2016) 4 MME autoriza projeto de transmissão da Eletrosul a emitir debêntures O MME classificou como prioritário o Lote A do leilão de transmissão realizado em 18 de novembro de 2014, e arrematado pela Eletrosul, segundo despacho publicado na edição de 4 de março do Diário Oficial da União. Com isso, a empresa fica autorizada a emitir debêntures de infraestrutura, o que permite uma melhor equação do financiamento do empreendimento. O lote é composto por seis linhas de transmissão, quatro subestações e um seccionamento no estado do Rio Grande do Sul. A empresa apresentou oferta no valor de R$ 336 mi, representando um deságio de 14,01% em relação à RAP prevista de R$ 390,7 mi. Ainda segundo Diário Oficial da União, também foram classificados como prioritários os parques eólicos Dreen Guajiru (21,6MW) e Dreen Cutia (25,2 MW), localizados nos municípios de Pedra Grande e São Bento do Norte, no estado do Rio Grande do Norte, e de propriedade da Cutia Empreendimentos Eólicos. A usina Pontal 3B (27MW), da Enerplan, também recebeu o benefício. O projeto fica em Viamão, no Rio Grande do Sul. (Agência CanalEnergia – 07.03.2016) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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