quinta-feira, 14 de novembro de 2013

Vencedores do leilão de transmissão são empresas que colecionam atrasos ou estreantes no setor

O leilão de transmissão realizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) nesta quinta (14/11) colocou à disposição dos investidores 13 lotes de obras a serem construídas em diversos Estados brasileiros. Desses projetos, três não atraíram o interesse de nenhuma companhia. Outros sete foram arrematados por consórcios formados por oito empresas com grandes atrasos na construção de linhas. Outros dois ficaram com a Braxenergy - uma empresa que tem uma série de projetos de usinas solares no papel e nenhuma LT em operação. O último lote ficou com a estatal chinesa State Grid, uma gigante do setor elétrico mundial que tem aumentado as apostas no Brasil.


O que o resultado mostra é que os atrasos são regra, e não exceção, na área de transmissão de energia elétrica no Brasil. Um quadro elaborado por este blog com dados da ANEEL mostra que há empresas com atrasos de até 1,5 mil dias. As vencedoras do leilão acumulam entre 27 e 936 dias de atraso em seus empreendimentos, sendo que Abenboa, CEEE, Celg e Furnas são as líderes. 

A tabela também mostra a lentidão da ANEEL para multar os atrasados: uma obra 1,5 mil dias fora de cronograma teve apenas uma multa atribuida. Outras, com 800 ou 900 dias, estão até agora sem punição.

PS: Sem entrar nos motivos dos atrasos e na discussão sobre quem é a culpa, mas fica evidente que há um problema sério na construção de linhas de transmissão no país. A lista apresenta as empresas com mais de 300 dias de atraso, acrescidas de Copel e Eletrosul - por estas terem sido vencedoras do leilão. 

domingo, 10 de novembro de 2013

AES, EDF, EDP, Furnas e ENEX têm interesse em leilão da hidrelétrica Três Irmãos, da CESP



O leilão que escolherá uma nova empresa para operar a hidrelétrica Três Irmãos, que hoje pertence à CESP, atraiu o interesse de grandes players do setor elétrico. A usina é a primeira concessão vencida a ser licitada depois que o governo decidiu prorrogar a concessão apenas de empresas que aceitassem uma tarifa bem menor. O certame está marcado para janeiro de 2014.

A francesa EDF, a americana AES, os portugueses da EDP (que hoje tem como sócio um grupo chinês, a Three Gorges), a estatal federal Furnas e a empresa de operação e manutenção de sistemas elétricos ENEX O&M participaram da consulta pública aberta pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) para estudar como será feito o leilão. (Detalhe: A ENEX, pede uma mudança na regra, uma vez que as atuais exigências da licitação a desclassificam).

Os investidores também se mostram presentes por meio da APINE, associação de empresas geradoras. Além disso, a CESP também pode tentar ficar com o empreendimento.

Nas consultas, porém, todos colocam dúvida sobre o formato do leilão, a remuneração pelo serviço e outros aspectos técnicos. Um dos pontos que preocupa é o ponto de que uma turbina da usina está quebrada. O custo de reparo será incluído na receita?

Apesar de um Grupo de Trabalho formado pelo governo ter estudado desde 2008 como seria feita a renovação ou relicitação das concessões de energia que venceriam a partir de 2012, ainda restam muitas dúvidas sobre o leilão de hidrelétricas existentes. Até mesmo questões trabalhistas podem gerar custos para o futuro concessionário. Os sindicatos dos atuais trabalhadores da hidrelétrica querem garantir o emprego das equipes que operam a usina.
A consulta pública da ANEEL ficou aberta até 29 de outubro. A agência reguladora vai precisar correr para cumprir a data prometida pelo governo para o leilão, uma vez que ainda não foi aberta audiência pública sobre o edital da licitação.

terça-feira, 5 de novembro de 2013

Tesouro já banca indenizações a elétricas que renovaram concessões. E faltam no mínimo R$8,9 bi a serem pagos



PS: saldo restante nos fundos ao final de cada mês listado - Clique apara ampliar

O Tesouro Nacional já tem bancado as indenizações que estão sendo pagas às empresas que aceitaram renovar no final do ano passado as concessões de hidrelétricas e linhas de transmissão que venceriam até 2017. O governo se comprometeu a desembolsar R$19 bilhões para essas companhias e mais R$1,7 bilhão para a CESP, que vai devolver a concessão da usina de Três Irmãos.

Desse total em indenizações, R$7,9 bilhões foram dados à vista em janeiro e o restante foi parcelado. Nos últimos meses, a prestação tem ficado na casa dos R$450 milhões. Os desembolsos já feitos somam R$11,8 bilhões.

Faltariam, assim, R$8,9 bilhões, sendo que os recursos da CESP ainda estão em discussão, uma vez que o governo de São Paulo pede ao menos R$3,8 bilhões pelo empreendimento.

Não se sabe se, quando decidido, o pagamento será à vista ou parcelado. O que se sabe é que o dinheiro acabou. Desde julho a Reserva Global de Reversão (RGR), um fundo público, não tem recursos suficientes para arcar com os pagamentos.

A RGR tinha recursos arrecadados por décadas por meio da cobrança de um encargo nas contas de luz com a função justamente de bancar eventuais indenizações a concessionários. Mas parte desse dinheiro foi destinada a cobrir um rombo na CDE, outro fundo do setor. Este estava bancando subsídios dados pelo governo para viabilizar e manter a redução de 20% nas tarifas mesmo em um cenário de forte geração térmica e distribuidoras expostas a elevados preços spot.

A CDE acumulou gastos de R$11,8 bilhões entre janeiro e setembro deste ano. Quando ia ficando sem reservas, entre maio e junho, recebeu R$4,9 bilhões da RGR. Quase ao mesmo tempo, entre junho e setembro, a CDE recebeu aporte de R$6 bilhões do Tesouro Nacional.

Para colocar recursos na CDE, o Tesouro primeiro adiantou R$1,9 bilhão em recebíveis que possuía junto a Itaipu em uma operação com o BNDES. Depois emitiu mais cerca de R$4 bilhões em títulos públicos com vencimentos entre 2014 e 2021.

A CDE ainda precisou passar a cobrir a RGR. Em agosto e setembro, a CDE passou R$270 e 280 milhões, respectivamente, para ajudar a bancar as indenizações da MP 579. Como tanto CDE quanto RGR já estavam praticamente vazias, é o dinheiro do Tesouro que tem pago as empresas que renovaram as concessões.

Para completar, a conta de indenizações deve crescer. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) ainda não calculou um montante extra que será pago às transmissoras de energia que tinham investimentos ainda não amortizados. A ABRATE, associação do setor, estima o valor em R$15 bilhões.


sexta-feira, 1 de novembro de 2013

Governo de Goiás quer R$5 bilhões da Eletrobras por participação na falida CELG



Desde 2009 o governo federal tem empreendido um grande esforço para "salvar" a CELG, distribuidora de energia que atende Goiás e pertence ao governo estadual. Até o momento, no entanto, a situação não foi resolvida. A Eletrobras já até comunicou ao mercado que comprará o controle da companhia, mas o negócio não foi selado devido à resistência dos políticos goianos em liberar a venda por um preço que a holding federal aceite pagar.

As conversas para que a Eletrobras assumisse a empresa chegaram a um acordo em 2011, pelo qual a estatal federal ficaria com 51% da distribuidora goiana. Em maio deste ano, a compra foi aprovada pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), que inclusive sugeriu multar a Eletrobras em R$888 mil devido ao atraso na notificação sobre o negócio.

Nesta sexta-feira (1/11), no entanto, matéria no jornal local O Popular apontou que ainda não há um acordo sobre o valor a ser pago pela Celg-D. A Eletrobras se propôs a fazer uma aquisição simbólica, por R$1 e mais uma promessa de investimentos superiores a R$1 bilhão. A companhia teve apoio da auditoria Deloitte na proposta. Mas o governo de Goiás discorda e se baseia em laudo da Universidade Federal de Goiás que aponta um preço de ao menos R$4,9 bilhões pelo ativo.

O assunto foi discutido em reunião com o ministro Edison Lobão, o presidente da Eletrobras, José da Costa Neto, o secretário do Tesouro Nacional, Arno Augustin, e o governador de Goiás, Marconi Perillo (PSDB).

A operação de salvamento da CELG começou ainda no governo Lula, e se tornou uma novela. A companhia, que opera em um mercado em expansão, conseguiu acumular uma dívida bilionária que aumentou 250% somente entre 2003 e 2008, segundo estudo do Tribunal de Contas do Estado de Goiás.

Em 2010, foi articulado um empréstimo de R$3,7 bilhões da Caixa Econômica Federal para a companhia, que acumulava à época mais de R$5 bilhões em dívidas. O acordo, no entanto, "melou"  no final do ano. "Por dificuldades de natureza política às quais nem quero me referir", segundo o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão. A imprensa, porém, atribuiu o problema à eleição do candidato tucano Marconi Perillo na eleição para o governo de Goiás.

Sem apoio federal, Goiás tentou uma reestruturação com o apoio do banco Credit Suisse, mas a única solução foi voltar a estender o chapeu para o governo federal, que acertou a entrada da Eletrobras no negócio em 2011.

A CELG é uma das distribuidoras que tem o contrato de concessão com vencimento em 2015. O governo federal ainda não decidiu como e quando será feita a renovação ou extinção dessas concessões. A Eletrobras também tem concessões de distribuidoras para vencer no mesmo ano. No caso da holding, o problema é que as companhias acumulam prejuízos bilionários ano após ano. O Santander foi contratado para encontrar um modelo de venda dos ativos, mas a operação está em compasso de espera, uma vez que não é atrativo vender as empresas sem uma definição sobre os contratos.

segunda-feira, 14 de outubro de 2013

Sugestões de leitura da semana

Entre notícias de energia, macroeconomia e até coisas aleatórias, tentarei colocar aqui algumas sugestões, a exemplo de alguns blogs que sigo (Drunkeneysian, principalmente). Ajuda a não deixar morrer o blog enquanto não tenho tempo para escrever.

Créditos de Itaipu criaram atrito entre BNDES e Eletrobras (Valor Econômico)

Solar vs wind in Brazil A-5 tender (Recharge News)

Elétricas deixam de investir R$500 milhões devido a indefinição (Estadão)

Boom do xisto pode ter vida curta (Valor Econômico)

Geradoras europeias pedem fim do incentivo a energia renovável  (Brasil Econômico)

Dívida bruta no radar (Estadão)

Uma virada liberal de Dilma? (Estadão)

quarta-feira, 9 de outubro de 2013

Grandes consumidores de energia perdem a paciência com o governo após ver desconto nas tarifas bem menor que o esperado

Paulo Pedrosa, da ABRACE

A ABRACE, associação que reúne indústrias que usam muita energia em seus processos de produção, recorreu ao diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Romeu Rufino, contra uma mudança que de regra que coloca todos consumidores para pagar parte dos custos de termelétricas que foram ligadas no Nordeste em setembro.

Os 800 MW em usinas estão acionadas "fora da ordem de mérito", ou seja: os modelos matemáticos que guiam a geração de preços do sistema elétrico brasileiro não apontam para a necessidade de utilizá-las, mas o Operador Nacional do Sistema (ONS), órgão que gere a rede, avalia que é necessário despachá-las por algum motivo.

Até setembro, elas foram bastante utilizadas por "segurança energética" - a redução do risco de racionamento. Depois desse mês, um novo modelo de cálculo de preços passou a operar. Os novos critérios são conservadores e evitam os riscos de racionamento enquanto possível. Com isso, mais usinas passaram a ser ligadas "pela ordem de mérito", por ordem do modelo matemático.

Ainda assim, o ONS viu riscos ainda maiores que o modelo e ordenou o acionamento de mais térmicas no Nordeste. O órgão alegou que queimadas recentes na região obrigam a uma operação mais conservadora dessas usinas - mas não "por segurança energética" e sim devido a restrições na rede local. A questão é que esse critério faria, pelas regras do setor elétrico, com que esse custo térmico fosse bancado só pelos nordestinos, o que ficaria salgado para as contas locais.

Em cima da hora, a ANEEL abriu uma audiência pública para discutir a mudança do rateio. Este poderia ser feito entre todos, desde que fosse visto risco para o sistema no caso de um blecaute numa região. A nota técnica que abre a discussão determina que a nova divisão de custos seja feita retroativamente, desde setembro. Posteriormente, se a diretoria ouvir a posição dos envolvidos e fizer alguma mudança nas regras, será feita uma "recontabilização" da parte de cada um na conta e os valores pagos a mais devolvidos por eventuais prejudicados.

A ABRACE tentou suspender a validade da aplicação imediata da regra, pedindo ao diretor-geral do órgão regulador por efeito suspensivo - que pode paralisar a validade de um ato da ANEEL caso seja vista "fumaça do bom direito" ou perigo de perdas que depois serão irreparáveis. O pedido foi negado por Romeu Rufino em despacho publicado no Diário Oficial da União de hoje (9/10).

GRANDE CONSUMIDOR PERDE A PACIÊNCIA
Os grandes consumidores de energia perderam a paciência com o governo depois de verem frustrada a expectativa de redução significativa no preço do insumo após o pacote de medidas nesse sentido lançado pela presidente Dilma em setembro de 2012. Embora a União já tenha gasto R$21 bilhões, com emissão de R$6 bilhões em dívida e adiantamento de R$1,9 bilhão em recebíveis junto ao BNDES, os subsídios à eletricidade não chegaram aos associados da ABRACE.

A entidade alega que teve um barateamento de, na prática, 7,5%. A diferença em relação aos 20% experimentados por enquanto pela média dos consumidores menores se dá porque a energia das usinas que renovaram os contratos para fornecer a tarifas muito menores vão direcionar toda a produção para o mercado de baixa tensão.

Os consumidores do mercado livre, como os da ABRACE, tiveram somente a redução de encargos e custo de transmissão. Além disso, pagam parte do custo das termelétricas que garantiram que o país não passasse por um racionamento no final de 2012 e em 2013.O governo tentou, assim como foi feito agora com as térmicas do Nordeste, mudar as regras de rateio. E mudou, com uma Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

Mas a chamada "CNPE 3" foi derrubada na Justiça pela maior parte das empresas que foi colocada para pagar a fatura. E o custo voltou para os consumidores, o que serviu de estopim para a insatisfação da ABRACE, noticiada no Canal Energia.

"Entramos na justiça como se fosse um grito de basta, de desabafo, no sentido de que não está dando. O setor não está conseguindo nos atender nas condições que nós precisávamos de preço e previsibilidade para competir", explicou Paulo Pedrosa, presidente da associação (o detalhe é Pedrosa foi diretor da ANEEL entre 2001 e 2005, enquanto o diretor técnico da ABRACE, Luciano Pacheco, esteve na agência reguladora entre 1997 e 2001).

Segundo a matéria do Canal Energia, Pedrosa disse ainda: "estamos subindo o tom no sentido de dizer que se os outros estão descontentes, nós também estamos", em referência às críticas gerais do setor elétrico contra todo o processo de renovação das concessões e suas consequências.

RESIDENCIAL PAGA A PARTIR DE 2014
O consumidor residencial também perderá parte do alívio com as tarifas quando tiver que bancar sua parte na conta do custo das termelétricas. Esse valor está sendo coberto neste ano pelo Tesouro Nacional. A ideia é que a partir de 2014 o montante envolvido na operação - R$8 bilhões até agora, de acordo com dados da ANEEL - seja devolvido aos cofres públicos pelo consumidor. A fatura será dividida por cinco anos. Mas deve ter algum peso, uma vez que se somará aos próximos reajustes anuais que serão praticados pelas distribuidoras.

sexta-feira, 4 de outubro de 2013

MP 579: governo já emitiu R$6,3 bi em dívida e antecipou R$1,9 bi em receitas para garantir tarifa menor

Apenas para atualizar este assunto, que o blog vem acompanhando de perto. A tabela abaixo mostra as captações feitas pelo Tesouro, via emissão de títulos públicos, para capitalizar a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), fundo que está bancando a redução das tarifas de energia promovida pela Medida Provisória 579/12 (transformada em Lei 12.783/13). Como a CDE está praticamente zerada, com R$82 milhões em caixa, e outro fundo, a RGR, conta com apenas R$13,89 milhões, o governo recorreu à criação de dívida para manter o subsídio tarifário. Além disso, foram antecipados R$1,96 bilhão em recebíveis que a União possui junto à hidrelétrica binacional de Itaipu. Quem comprou os recebíveis e pagou o Tesouro à vista foi o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).

Abaixo, o "placar" da MP 579:



terça-feira, 1 de outubro de 2013

Um ano depois da MP 579, governo ainda não sabe como licitar usinas com concessão não prorrogada



Mais de um ano depois da edição da Medida Provisória 579, de 11 de setembro de 2012, que propunha a renovação de concessões de hidrelétricas cujas concessões estavam vencidas ou próximas disso, o governo ainda não decidiu o que fazer com os contratos que chegaram ao final. A CESP, que decidiu não aceitar os termos propostos para prorrogar suas concessões, está com a UHE Três Irmãos sem contrato desde 19 de novembro de 2011.

Em 7 de março de 2013, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), instada pelo Ministério de Minas e Energia, distribuiu a geração da usina da CESP entre as concessionárias de distribuição. A energia passou a ser valorada por uma tarifa estabelecida pela própria Aneel, que prevê apenas ressarcimento de custos com operação, manutenção e impostos, acrescida de um retorno de 10%.Isso tem representado uma receita mensal de cerca de R$5,7 milhões para a CESP.

A estatal paulista aceitou ficar responsável pela operação da usina até que o governo promova a relicitação da concessão. No leilão, a própria CESP poderá disputar nova concessão do ativo. A tarifa, é quase certo, será a mesma paga hoje à companhia.

Quando a concessão de Três Irmãos não foi renovada, o governo disse que ela seria colocada em leilão o quanto antes. A data prevista passou do primeiro para o segundo semestre de 2013 e, agora, para o final de janeiro de 2014.

O diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, admitiu que o leilão exigirá um edital "diferenciado", para que eventuais empresas interessadas tenham todas informações à disposição, uma vez que precisarão precificar a operação da usina para dar lances.

Quaisquer investidores terão que estar dispostos a correr os riscos inerentes ao projeto por 30 anos. Eventuais gastos extras que apareçam nesse período não poderão ser repassados à tarifa, a não ser com autorização da Aneel.

Até agora, as portarias publicadas pelo MME com disposições para o futuro das hidrelétricas cujas concessões vencerem excluem estrangeiros sem hidrelétricas no Brasil da competição por esses ativos - que têm a chinesa State Grid especulada como potencial interessada. A Portaria 123, de abril, diz que poderá ser exigida experiência em ao menos uma hidrelétrica no País. Enquanto a 214, de junho, pede atuação em uma hidrelétrica em operação há pelo menos cinco anos e com despacho centralizado pelo ONS, o operador do sistema brasileiro.



A BRIGA COM O GOVERNO
Outra hidrelétrica com concessão vencida é a de Jaguara, da CEMIG, sem contrato desde agosto. A empresa, porém, conseguiu uma liminar para seguir operando a usina nas mesmas condições contratuais até julgamento de sua ação.

Tanto Jaguara quanto a UHE Três Irmãos, da CESP, possuíam contratos de concessão que preveem o direito de uma renovação por mais 20 anos, desde que seguida a legislação vigente do setor no momento do fim do contrato.

O governo, ao publicar a MP 579, entendeu que alterou o marco legal e, assim, as empresas precisariam aceitar as novas regras para ter direito à prorrogação. Já as concessionárias alegam que todas outras usinas com contrato semelhante que tiveram vencimentos até agora conseguiram a prorrogação nos mesmos termos, e pedem o mesmo direito.

A consultoria PSR, do especialista Mário Veiga, afirmou em um estudo que é correto que o governo queira onerar as empresas como contrapartida pela renovação, mas entende que tal imposição devia ter sido feita anteriormente, para as concessões que já foram prorrogadas até 2012. Para preservar a isonomia e as expectativas, ele sugere que o governo devia aceitar prorrogar os contratos mais uma vez sem contrapartidas.

Posição semelhante têm o diretor da Aneel, Edvaldo Santana, e o ex-diretor Julião Coelho, que deixou o cargo neste ano. Para ambos, a decisão do governo quebra expectativas e aumenta a percepção de risco regulatório do setor elétrico, prejudicando o interesse de investidores de longo prazo.

sábado, 28 de setembro de 2013

De olho no linhão de Belo Monte, CEMIG contrata consultoria de ex-diretor de estudos de transmissão do governo



A TAESA, braço de transmissão de energia do grupo mineiro Cemig, contratou a consultoria italiana Cesi para assessoria técnica na preparação de uma proposta para arrematar a concessão da linha que precisará ser erguida para escoar a geração da hidrelétrica de Belo Monte. A usina está sendo instalada no rio Xingu, com previsão de produzir eletricidade em 2015, mas o leilão para definir a responsável por construir e operar a linha deve ser realizado ainda neste ano pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

Os italianos, que operam no Brasil desde os anos 70, mas só agora abriram escritório no Rio de Janeiro, contrataram para administrar a operação no Brasil o engenheiro Paulo Cesar Vaz Esmeraldo. Mestre pela UNIFEI, Esmeraldo tem mais de 35 anos de atuação no setor e, em seu último cargo, foi superintendente de estudos de transmissão da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

A EPE é um órgão do Ministério de Minas e Energia responsável por elaborar estudos sobre a expansão da oferta de energia e da transmissão. A instituição define as tecnologias que serão utilizadas, os projetos que participarão de leilões e outros detalhes técnicos. Em agosto deste ano, a EPE divulgou um dossiê sobre o projeto mais visado do setor de transmissão nos últimos anos - justamente o linhão de Belo Monte.

Além da TAESA, outras empresas estão de olho no empreendimento - CTEEP, Alupar, grupos espanhóis e a chinesa State Grid estão atentas. A State Grid, inclusive, contratou diversos técnicos do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) - órgão sem fins lucrativos criado pelo governo para realizar a gestão do sistema de energia no Brasil. Agressiva, a empresa chinesa é uma das companhias com maior faturamento no mundo e, por aqui, chegou por meio de aquisições bilionárias, parcerias com estatais locais (com Furnas e COPEL) e lances com altos deságios em leilões.

O projeto de Belo Monte atrai os investidores devido ao alto investimento exigido, que significa também uma alta contrapartida. O caráter estratégico do empreendimento também deixa o governo de olho. A Eletrobras se movimenta para estar nos consórcios que vão disputar a linha por meio de suas subsidiárias, mesmo que como minoritária. Uma das empresas da holding, Furnas, já é sócia da State Grid em projetos que estão em instalação.

A tecnologia a ser empregada no linhão é inédita no Brasil e, no mundo, só é utilizada por países como China e Rússia. São as linhas em +-800kv corrente contínua, ideais para transmitir por longas distâncias e com poucas perdas de energia, características importantes para trazer a geração da região Norte para o Sudeste do país, onde se concentra o consumo.

terça-feira, 24 de setembro de 2013

Dilma já revelou: governo analisará contas de distribuidoras para reduzir ainda mais tarifas de energia



A imprensa começou a noticiar que o governo pretende conduzir em breve um processo de renovação ou relicitação das concessões de distribuidoras de energia que vencem entre 2015 e 2017. No ano passado, foi proposta a prorrogação dos contratos de parte do parque de geração e transmissão.

Ainda não há informações oficiais, mas espera-se que o governo tente usar a oportunidade para reduzir ainda mais as tarifas para o consumidor.

Uma pista disso foi dada ainda em 11 de setembro de 2012, quando a presidente Dilma Rousseff discursava durante o lançamento da Medida Provisória 579, que propunha a renovação de contratos de geração e transmissão. A fala, inclusive, mostra que o processo das distribuidoras está bastante atrasado:

"Faço questão de repetir os números do ministro Lobão: a partir do início de 2013 os consumidores residenciais vão ter sua conta de luz reduzida em 16,2% e os industriais entre 19% e 28%.Gostaria de acrescentar algo que talvez não tenha ficado muito explícito na apresentação do ministro Lobão: essas reduções que eu me referi, elas poderão ser ainda maiores quando a Aneel concluir os estudos em março [de 2013] e apresentá-los numericamente no que diz respeito aos contratos de distribuição que vencerão entre 2016 e 2017"
O espaço para redução tarifária com base no "aperto" das margens das distribuidoras, porém, é menor do que nas demais concessões, uma vez que a ANEEL submete as contas das empresas a revisões tarifárias periódicas. A última delas, inclusive, o chamado "terceiro ciclo", está ainda em andamento e foi alvo de críticas por parte de algumas concessionárias do setor.

Outras, no entanto, veem no movimento do regulador uma chance. Empresas ineficientes podem ter dificuldades para seguir operando, o que abre espaço para a consolidação - aquisição por outros grandes grupos, que visam ganhos de escala. A CPFL Energia é uma das que já manifestou interesse em ser "consolidadora".



quarta-feira, 18 de setembro de 2013

Para reduzir conta de luz, governo já usou R$21 bilhões; para bancar gastos, Tesouro emitiu R$4 bilhões em dívida e antecipou R$1,9 bi em receitas



O pacote de medidas para reduzir as tarifas de energia em cerca de 20% já custou ao governo federal um total de R$21 bilhões para cumprir e manter os descontos, que haviam sido prometidos em setembro do ano passado. A conta, porém, ainda não fechou. Faltam R$7,5 bilhões só em indenizações a serem pagas a empresas que aceitaram renovar antecipadamente concessões de hidrelétricas e linhas de transmissão que venceriam entre 2015 e 2017. A redução tarifária foi alcançada porque os novos contratos foram fechados com preços muito menores que os anteriores.

 As indenizações são devidas porque os ativos não estavam totalmente amortizados e a nova tarifa não contribuirá para quitar investimentos anteriores – cobrirá praticamente apenas custos de operação e manutenção. Os R$7,5 bilhões em indenizações que ainda precisam ser pagas não consideram um montante extra prometido pelo governo às empresas de transmissão e ainda não calculado. Estima-se que o valor para essas companhias ficaria entre R$10 e R$15 bilhões extras, o que levaria os “restos a pagar” para algo entre R$17,4 e R$22,4 bilhões.

Para cumprir com essa série de obrigações, o governo fez uso de fundos do setor elétrico formados por cobranças feitas ao longo dos anos nas contas de luz dos consumidores. A Reserva Global de Reversão (RGR), que foi criada justamente para pagar eventuais indenizações quando do fim de concessões, foi praticamente zerada. De um saldo de R$15,2 bilhões em janeiro, sobraram no final de agosto somente R$13,8 milhões.

A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), por sua vez, foi usada para manter o desconto tarifário prometido mesmo após algumas empresas, como CESP, CEMIG e COPEL, não aceitarem renovar suas concessões com as tarifas propostas pelo governo. O fundo também bancou os custos da geração termelétrica, que explodiram neste ano devido à falta de chuvas e ao baixo nível do reservatório das hidrelétricas.

A CDE contava com R$2,4 bilhões em janeiro, mas precisou gastar cerca de R$9,6 bilhões neste ano. Para isso, precisou ser capitalizada pela RGR – que transferiu R$4,9 bilhões para sua conta – e pelo Tesouro Nacional, que emitiu títulos de dívida pública (LTNs e NTN-Fs) para engordá-la. No total, foram R$4 bilhões em títulos, com vencimentos programados para entre 2014 (principalmente) e 2021.

Outra possibilidade de créditos para a CDE é por meio da venda, pelo Tesouro, de recebíveis que a União tem junto à hidrelétrica binacional de Itaipu. Neste ano, o Tesouro vendeu ao BNDES um total de R$1,9 bilhão em recebíveis, sendo que o montante pode capitalizar a CDE.

Só para piorar a situação, tanto RGR quanto CDE tiveram perdas com aplicações financeiras neste ano. Foram R$68,2 milhões em prejuízos, valor baixo perto dos gastos totais de ambos os fundos neste ano, mas que é próximo dos R$83 milhões que restavam em ambas as contas no final de agosto.

Fonte - os dados da matéria podem ser checados nas planilhas de desembolsos da CDE e da RGR, no site da Eletrobras; e no Diário Oficial, onde saíram os registros das operações do Tesouro.


quarta-feira, 11 de setembro de 2013

Falta de energia contratada em distribuidoras já custou R$1,4 bi ao Tesouro; fatura pode aumentar em 2014



Atualmente, todas concessionárias de distribuição de energia elétrica - as empresas que fazem a entrega final da energia para o consumidor - estão descontratadas. Isso significa que elas não possuem contratos de compra de energia suficientes para atender a demanda de seus clientes. Nessa situação, as companhias precisam comprar o insumo no mercado de curto prazo, ou spot. Neste ano, tal operação tem sido bancada pelo Tesouro Nacional, que já utilizou R$1,4 bilhão até o momento para quitar a conta spot das distribuidoras*.

As transações no mercado spot são valoradas pelo Preço de Liquidação das Diferenças, o PLD, calculado por modelos computacionais com base em critérios como previsão de chuvas na região das hidrelétricas, nível dos reservatórios dessas plantas, usinas em operação e em construção, etc. Esse preço, que pode variar de R$14 a R$780, está atualmente na casa dos R$260, mas já chegou a uma média de R$413 em janeiro.

Até por conta de uma mudança na fórmula de cálculo do PLD, ordenada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), um órgão do governo, a fatura do Tesouro continuará salgada. Não há previsão de que o "rombo" nas distribuidoras seja fechado até o final do ano. E a previsão da comercializadora de energia Comerc é de que 2013 terá o maior PLD médio da história, na faixa média de R$213 por MWh. 

DE ONDE VEM O PROBLEMA

A descontratação das distribuidoras tem algumas explicações. Não é uma situação usual, uma vez que a própria lei exige que elas tenham contrato para atender seus mercados. As regras também estabelecem que, a não ser que seja reconhecida uma "exposição involuntária", por motivos de força maior, a empresa terá que arcar com o prejuízo no mercado spot.

Em 2012, a maior parte das concessionárias estava sobrecontratada, ou seja, com contratos de sobra. Parte dessa "folga" desapareceu quanto o Grupo Bertin e a Multiner, empresas que venceram leilões para a construção de termelétricas, tiveram revogadas as autorizações para erguer as usinas. Os projetos enfrentavam grandes atrasos e havia, em alguns casos, até interesse dos investidores em abandonar o barco.

Ao final do ano, quando o governo anunciou a renovação das concessões de hidrelétricas antigas, cujos investimentos estariam depreciados, foi estabelecido que essas usinas passariam a operar com tarifas muito mais baixas. Essa energia mais barata seria distribuída igualmente entre todas as distribuidoras. Mas quando algumas das empresas que detém as concessões, como CESP, CEMIG e COPEL, decidiram não aceitar as condições impostas pelo governo para renovar os contratos, passou a haver menos energia disponível para o rateio do que fora previsto.

Fruto desses dois "buracos", surgiu a situação de descontratação. Como as distribuidoras não tiveram qualquer influência nos dois casos que levaram à falta de energia, foi reconhecida a exposição involuntária. E, como as empresas alegaram falta de caixa para cobrir o rombo, mesmo que temporariamente, o governo permitiu o uso do Tesouro na operação.

Preocupado, o Ministério de Minas e Energia armou um leilão especial para resolver o problema. Nele, as distribuidoras poderiam comprar de usinas ou de comercializadores a energia suficiente para cobrir o rombo. Acontece que o preço máximo estabelecido para o certame não era atrativo para os vendedores. Não houve negociação. Em outros leilões programados, os chamados certames "de ajuste", também não houve venda de energia.

ROMBO PODE AUMENTAR EM 2014


Nelson Leite, presidente da ABRADEE


Nesta terça (10/9), a ABRADEE, associação que reúne as distribuidoras de energia, teve uma reunião com o Ministério de Minas e Energia para debater o assunto. As empresas alegam que a exposição delas ao mercado spot, que hoje é de cerca de 2 mil MW médios, ficará ainda maior em 2014. Isso porque mais contratos de fornecimento que elas possuem com usinas que não renovaram a concessão irão vencer e essas hidrelétricas direcionarão essa energia para o mercado livre, onde praticam preços maiores.

A solução de cobrir a compra de energia no mercado spot com recursos do Tesouro, via Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), é válida apenas para 2013. As distribuidoras já alegam que não terão caixa para manter uma situação ainda pior de descontratação no próximo ano, o que exigiria provavelmente a prorrogação da medida.

Além disso, as distribuidoras pressionam por mudanças nas regras dos leilões em que elas podem comprar energia para fechar o rombo. A questão é que, se as regras forem mudadas de forma a tornar os preços mais atrativos para os vendedores, as distribuidoras fecharão o buraco e ficarão contratadas. Mas os contratos selados a preços maiores passarão a onerar o consumidor brasileiro.

* Para chegar ao valor de R$1,4 bi é preciso abrir o Excel e somar os dispêndios mensais da CDE para pagamento da exposição involuntária das distribuidoras.


quinta-feira, 5 de setembro de 2013

ANEEL está há seis meses com quadro de diretores incompleto. E contando....



O então diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Nelson Hubner, deixou o cargo em 12 de março de 2013, há quase seis meses. Outro dos diretores, Julião Coelho, antecipou o término do mandato, que ia até o final do ano, e abandonou o órgão regulador em 25 de julho - 42 dias atrás. A diretoria colegiada da ANEEL, como já foi dito aqui, é composta por cinco nomes, indicados pelo governo federal e sabatinados pelo Senado. Com apenas três diretores, as decisões ficam mais complicadas.

A situação mostra a pouca importância que tem sido dada pelo governo aos órgãos reguladores. Na discussão da renovação das concessões de usinas e linhas de transmissão, que levou à Medida Provisória 579/2012, a ANEEL não teve participação oficial. Apenas dois diretores - Hubner e Rufino - entraram em um Grupo de Trabalho que envolvia diversos outros representantes para discutir o tema.

O desleixo não é novidade, como aponta artigo de Rodrigo Abijaodi Lopes de Vasconcelos para a Escola de Negócios e Administração Pública da Universidade George Washington (EUA).

"We observe the lack of definition of names for the board of the agency as a recurring problem. In May of 2005 ended the mandates of the Directors Paulo Pedrosa and Eduardo Ellery, and, to substitute them, were apointed in December of 2005, after 7 months, the Directors Edvaldo Santana and Joísa Campanher. To occupy the vacancies in the board, after the output of the Director Jaconias de Aguiar and Isaac Averbuch, in December of 2005 and January of 2006, respectively, were appointed in August of 2006, after 8 months, the Directors Romeu Rufino and José Guilherme Sena. Even for the change of the director-general, there was an interval of 2 months bewteen the output of Jerson Kelman and the beginning of Nelson Hubner´s mandate". (grifos no original)

Vasconcelos, que é gerente executivo da própria ANEEL, ainda afirma em seu trabalho, publicado em 2009, que tal situação prejudica os trabalhos do regulador.

"This prejudicial situation to the agencies lowers considerably the quality of the work done by the agencies, overhelming the board and in some cases, postponing important decisions (...). It would be very recommended that the legislation creates a mechanism to force the appointment of a replacement for the vacany a few months before the end of the term, considering the time and steps necessary to appoint a new director". 

REGULADOR DESREGULADO

Pouco depois de sair, Julião Coelho deu entrevista ao Valor Econômico em que criticou a lentidão na nomeação, pelo governo, de novos membros para a ANEEL.

"Com apenas três diretores, todos têm poder de veto. Todas as decisões precisam de unanimidade. Isso contraria a essência de um colegiado, que pressupõe o exercício da divergência. Para isso, teremos que aguardar a indicação de novos diretores".

Além dessa questão, o quórum menor aumenta sobremaneira o trabalho dos que ficaram. Uma vez que o diretor-geral, Romeu Rufino, não pode relatar processos, André Pepitone e Edvaldo Santana precisam analisar todos os demais assuntos que passam pela ANEEL. Em entrevista após leilão de energia realizado na semana passada, Pepitone admitiu que os diretores estão "sobrecarregados", mas preferiu não tecer muitos comentários sobre a situação.

Edvaldo Santana - nos últimos momentos como diretor da ANEEL


O que se comenta é que o governo prefere esperar a saída de Edvaldo Santana, cujo mandato vai até o final do ano, para nomear três diretores de uma só vez. Até lá, a agência completaria nove meses sem o quórum completo e quatro com apenas dois diretores relatando processos. Já existem boatos de que Edvaldo Santana, que chegou a anunciar que renunciaria ao cargo na Aneel em 2010, mas voltou atrás, poderá antecipar o fim do mandato.





segunda-feira, 26 de agosto de 2013

BNDES divulga condições de financiamento 36 horas antes de leilão de energia (de novo)


O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) acaba de anunciar novas regras para o financiamento de projetos vencedores de leilões públicos de energia. Há mudanças no índice de cobertura do serviço da dívida, possibilidade de alteração no sistema de amortização (de SAC para Price), no prazo de amortização, na taxa de risco de crédito e na remuneração básica do banco estatal.

O banco afirma que "as novas condições contribuirão para promover a modicidade tarifária na contratação de energia em leilões públicos, bem como para incentivar a emissão de debêntures de infraestrutura, e, consequentemente, captações de mercado de longo prazo".

A notícia é positiva para os empreendedores, principalmente os que investem em pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e usinas a biomassa. Esses setores, que têm obtido pouco sucesso nos leilões, acusavam o governo de privilegias a energia eólica com condições mais favoráveis. A indústria também reclamava que as tarifas-teto colocadas para os certames inviabilizavam a participação dessas fontes. Neste ano, além das novas condições de financiamento, o governo também elevou o preço-teto, que partiu de R$112 por MWh praticados em 2012 para R$140 por MWh. 

A questão é que a alteração das regras de financiamento pelo BNDES foi anunciada a apenas três dias do leilão, agendado para quinta (29/8).

No ano passado, o BNDES tomou atitude semelhante: anunciou oficialmente um pacote de mudanças nas regras para emprestar a investidores que construirão usinas eólicas. Na época, foram feitas novas exigências de conteúdo nacional nos equipamentos para esses parques, o que incluía um cronograma de aumento gradual da nacionalização. As novidades, conhecidas no setor como "Novo Finame", saíram a 36 horas de um leilão de energia no qual as eólicas acabaram sendo protagonistas.

Tanto o Novo Finame quanto as regras hoje anunciadas foram bem recebidos pelo setor elétrico. Mas a pergunta que fica é: não seria possível antecipar as divulgações? Afinal, os empreendedores partem para ofertar lances em um leilão agressivo, no qual cada centavo significa ganhar ou perder a disputa. E os contratos assinados terão duração de 30 anos, no caso das PCHs, o que representa uma aposta de longo prazo. 



Atualização, às 18h14
O ministro Guido Mantega afirmou hoje que está cuidando pessoalmente dos novos leilões de infraestrutura e "caprichando nas condições" para atrair os investidores. Como exemplo, ele citou a mudança nos financiamentos de PCHs e biomassa pelo BNDES. 





domingo, 25 de agosto de 2013

investidores de energia eólica em festa com resultado de leilão promovido pelo governo na sexta (23)



O leilão de energia de reserva, que foi promovido pelo governo na última sexta-feira (23/8), resultou na contratação de 1.505 MW em usinas eólicas, que geram eletricidade a partir do vento. O preço médio a ser pago por elas ficou em R$110 por MWh produzido, em contratos de 20 anos.

O resultado foi muito comemorado pelos investidores de energia eólica. Até porque em um leilão anterior, no final do ano passado, usinas venderam a produção futura por uma média de R$91 por MWh e apenas 574 MW foram comprados. Elbia Melo, a executiva que preside a ABEEólica, associação que reúne as empresas do setor, abriu um vinho. Depois, escreveu no Facebook que "não existe nada melhor nessa vida do que a sensação de dever cumprido". E qualificou o resultado do certame como "excepcional".

O deságio médio do leilão eólico foi de 5,5%, contra uma média de 18,5% em 2012. Em 2011, um certame chegou a um preço médio de R$102. Os resultados apontavam para uma queda seguida e forte da tarifa praticada pelas eólicas desde 2009, quando a fonte foi contratada pela primeira vez, por uma média de R$148 por MWh.

Na Casa dos Ventos, empresa que desenvolve projetos eólicos, os funcionários foram todos para uma confraternização e ficou só o segurança. Na Renova, o resultado também foi muito bem recebido. Na Eletrobras, que foi a maior vendedora do leilão com as subsidiárias Chesf e Furnas, releases foram disparados para a imprensa exaltando o feito.

Os investidores eólicos reclamavam que as margens vinham sendo comprimidas com as tarifas baixas, embora estas fossem fruto da própria disputa entre as empresas do setor. Em eventos, fabricantes de equipamentos criticavam publicamente a concorrência feroz nos certames. Havia quem falasse que os próprios agentes estavam "prejudicando a sustentabilidade" da energia eólica.

Realismo na tarifa e política industrial
O governo também tem motivos para comemorar, mesmo que a tarifa do leilão não tenha ficado tão baixa quanto em anos anteriores. Novas regras, como a exigência de certificação de vento mais rigorosa (conhecida como P90) para as usinas e a restrição de que os parques vencedores deviam ter acesso já garantido à rede de transmissão, ajudaram a frear a queda de preços. Mas também garantiram mais segurança para o governo de que os contratos serão cumpridos.

Afinal, parte das usinas eólicas contratadas em 2009 e 2010 está pronta, mas não gera energia porque a linha de transmissão para escoá-la ainda não foi construída. (A ironia é que as linhas estão a cargo da Chesf, uma estatal, e o governo, ao realizar o leilão, colocou uma cláusula que garante que no caso de não haver linhas as empresas receberão como se estivessem produzindo - o que hoje faz o consumidor brasileiro pagar uma energia que não existe.)

Outro fator importante é que o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) fez exigências de produção nacional de equipamentos para financiar a compra de turbinas eólicas pelas usinas. Já se temia que tais regras pudessem aumentar os preços nos leilões. Mas o governo considera positivo o fato de estar construindo uma cadeia produtiva de energia eólica no Brasil. Afinal, é uma tecnologia de ponta, que atrai capital estrangeiro e gera até exportações para outros países latinos.

E tem dado certo, afinal quase uma dezena de fabricantes chegou a tentar se instalar no País - GE, Alstom, Impsa, Siemens, Wobben, Fuhrlander, Gamesa , Suzlon, Vestas e Acciona. Uma empresa industrial brasileira, a WEG, até fez uma joint venture com espanhóis para começar a fabricar turbinas de vento. Com as novas regras do BNDES, alguns desses players devem desistir do Brasil. Mas isso é visto como natural até pelos investidores eólicos, que não acreditavam haver mercado para sustentar tantos produtores.

Por fim, a disparada do câmbio era um fator extra que aparecia como possível risco ao leilão eólico, um vez que cerca de 30% dos equipamentos para os parques são importados. No ano passado, época do último certame, o dólar estava na casa dos R$2, contra a oscilação mais próxima dos R$2,40 nos últimos dias.


terça-feira, 20 de agosto de 2013

Disparada do câmbio acende sinal amarelo para o leilão de eólicas



Em dezembro de 2012, o governo promoveu um leilão de energia para contratar usinas que entrarão em operação somente em 2017. O resultado surpreendeu. Houve forte concorrência, uma vez que 14 mil MW em usinas conseguiram habilitação para participar do certame e tentar vender antecipadamente sua produção, mas foram contratados apenas cerca de 570MW. Com a dificuldade para se obter licenças ambientais para hidrelétricas e a falta de gás natural para térmicas, quem se deu bem foram os parques eólicos. A disputa levou a preços surpreendentes e inéditos: uma média de R$88 por MWh para a energia dos ventos.

Na época, porém, o próprio setor eólico alertou, por meio de sua associação, a Abeeólica, que os resultados não significavam um novo patamar de preços, mas sim um ponto fora da curva. Isso por causa da extrema competição causada pela reduzida contratação de energia pelo governo. Os parques vencedores do leilão, inclusive, eram projetos diferenciados: expansões de usinas existentes, com infraestrutura (linhas de transmissão, estradas, etc) pronta e contratos de compra de equipamentos já fechados em mega-acordos entre investidores e fornecedores.

De qualquer maneira, o sucesso do leilão deixou o governo animado. Foi marcado um leilão de reserva para este ano. Ele acontece agora, no dia 23 de agosto. A expectativa é grande, mas um fator surpresa pode atrapalhar. A disparada do câmbio.

Cotação do dólar entre um leilão e outro


Em dezembro do ano passado, o dólar estava na casa dos R$2,10. Nesta semana, bateu os R$2,40, mesmo com intervenções do Banco Central no mercado. Economistas veem reflexos do anúncio, pelos Estados Unidos, de uma redução na compra de títulos por meio dos programas que ficaram conhecidos como quantitative easing. Em resumo, essa política monetária expansionista dos EUA derramou dólares sobre os países em desenvolvimento, mas agora as verdinhas começaram a antecipar a volta para casa.

Não é só o Brasil que tem sofrido - moedas de outros emergentes também tem se desvalorizado. Mas há quem diga que a falta de transparência da política fiscal nos últimos tempos tirou a paciência do mercado e aumentou o fluxo de saída de dólares. Há analistas que já falam em dólar a R$2,50 ou R$2,70 no final do ano.

O setor eólico sofre efeitos do câmbio, uma vez que as usinas contam com equipamentos e serviços importados, o que abre caminho para uma surpresa. No final do ano passado, o BNDES, que financia os projetos do setor que vencem os leilões, decidiu aumentar a exigência de nacionalização por parte dos fabricantes de turbinas eólicas que vendem equipamento para o Brasil. O novo regime pode reduzir o peso do fator câmbio. No entanto, investidores do setor eólico alegam que tais regras - conhecidas entre eles como "o novo Finame" - encarecerão os equipamentos em uma faixa de 10% a 25%.

Além disso, este leilão traz a exigência do governo de que as usinas tenham acesso a linhas de transmissão já garantido (para evitar que usinas fiquem prontas antes das linhas, como aconteceu com projetos que deveriam ter começado a operar no ano passado, mas ficaram para este ano); e uma mudança na regra que calcula a "garantia física" da usina, que mede o quanto ela pode vender em energia. Nesse caso, os critérios foram apertados, para que se tenha maior garantia de que o prometido será gerado.

Temos, então, um conjunto de fatores que pressiona a competitividade dos parques eólicos nesse próximo leilão.
1 - Câmbio
2- Novas regras do BNDES.
3 - Menor competição (a contratação será menor que em 2012)
4 - Exigência de transmissão
5 - Nova regra de garantia física (P90)

Apesar de tantos fatores a serem ponderados, o preço da energia eólica surpreendeu positivamente em todos os leilões no qual a fonte participou desde 2009, o que deixa no ar a pergunta. Conseguirão as eólicas se superar novamente?

Qualidade dos serviços de distribuição de energia estagnou em 2009


A qualidade do serviço prestado pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica tem permanecido estagnada ou caído desde 2009. É o que mostram dados do Relatório Gerencial disponibilizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), órgão regulador do setor elétrico brasileiro.

De acordo com a ANEEL, a duração e a frequência das interrupções no serviço de energia, medidas pelos indicadores DEC e FEC, respectivamente, tem ficado praticamente estagnada desde 2009. No mesmo período, a meta estabelecida pelo órgão regulador para redução dos períodos sem fornecimento ficou mais severa, mas não levou as empresas do setor a melhorar os índices.

Em 2009, o DEC limite estabelecido pela ANEEL era de que o consumidor poderia ficar, em média, até 17,86 horas sem energia no ano. As concessionárias, no entanto, deixaram os clientes no escuro por 18,77 horas. Foi o primeiro ano em que a meta foi descumprida. Mas, dali em diante, o DEC apurado pelas distribuidoras seria sempre abaixo do exigido pelo regulador. Em 2012, foram 18,65 horas sem luz, contra um máximo de 15,87 definido pela ANEEL.

Em relação ao FEC, que mede a frequência dos problemas no serviço, observa-se que havia uma tendência de queda acentuada no número de ocorrências até 2006. Em 2007, houve a primeira elevação da série, e, desde então, o indicador tem oscilado na casa das 11 interrupções anuais. A estagnação acontece ao mesmo tempo em que a ANEEL tem apertado as exigências, que permitiam até 22,6 quedas de energia, em média, em 2001. Hoje, o indicador aponta para um máximo de 13,18. 

(fonte: ANEEL)


Observa-se também uma queda no Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor, apurado anualmente pelo órgão regulador. Desde 2009 as notas atribuídas às concessionárias premiadas em todas categorias do IASC caíram, com exceção apenas para a Celtins, do Tocantins. Na média, as notas atribuídas às empresas passaram de 66,74 em 2009 para 61,51 no ano passado. 

Multas
Em 2010, uma mudança na regulação fez com que as distribuidoras passassem a compensar o consumidor pelas interrupções de energia com descontos nas faturas de luz. Antes, os problemas rendiam multas às empresas. 



A alteração regulatória levou as distribuidoras a bancar, em 2010, R$360 milhões em compensações. O valor passou para R$397,8 milhões em 2011 e para R$424 milhões em 2012. 


Ranking
Na lista, feita pela própria ANEEL, das empresas que mais descumprem os indicadores de continuidade, aparecem na lanterna diversas empresas pertencentes aos governos estaduais - submetidas a intenso uso político pelas administrações locais - e subsidiárias da Eletrobras. 

A exceção - empresas estaduais com boa qualidade de serviço - é a Copel, em 7º lugar no ranking de distribuidoras. Mesmo a Cemig aparece em 25ª entre as concessionárias de grande porte e a Celesc em 21º. 


quarta-feira, 14 de agosto de 2013

Desafio de regular - a corajosa entrevista de Julião Coelho ao Valor



O advogado Julião Coelho, que ocupava um dos cinco postos da diretoria colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) até julho, deu uma corajosa entrevista ao Valor Econômico. Quem acompanha o setor de perto sabe que Coelho estava insatisfeito no órgão regulador ao menos desde que o Ministério de Minas e Energia mudou regras de comercialização de energia sem consultar a ANEEL. O quadro só piorou depois que a agência não foi oficialmente chamada a participar da discussão da renovação das concessões.

Apenas dois diretores foram chamados para o Grupo de Trabalho que discutiu o assunto. Posteriormente, sem a promoção de uma audiência pública para debate - rito que é padrão na ANEEL antes de decisões importantes - o governo baixou as regras para prorrogar concessões de geração e transmissão que venceriam entre 2013 e 2017. A ANEEL, então, foi chamada somente para colocar o pacote de medidas em prática, o que criou uma clara sobrecarga na agência, com direito a publicação de portarias na noite de véspera de feriado.

Aqui o link para a entrevista completa.

E abaixo alguns destaques.

"No mundo atual, a gente sabe que o capital é volátil, porque você precisa atrair investimentos. A percepção de risco é fundamental: ou o capital não vem, ou ele exige um retorno muito alto para vir. Convinha ter ponderado o aumento dessa percepção quando se decidiu impedir a prorrogação das concessões dessas últimas usinas [CESP e CEMIG]. No setor de capital intensivo, o incentivo deve ser para médio e longo prazos, com sinais de comprometimento. Não basta só respeitar contratos, mas assegurar expectativas"

"O setor elétrico, em razão do processo decisório da Aneel, se acostumou com o debate prévio à tomada de decisão. Aí, quando vem uma MP como essa, ou a resolução do CNPE [que trata do rateio do custo de acionamento das térmicas], sem nenhum tipo de discussão com a sociedade e com os agentes, o setor se surpreende"

"Os diretores têm todas as prerrogativas necessárias, inclusive mandato, para serem independentes. Se não são, é porque não querem. Eventualmente, há discussões e divergências, mas não ocorreram interferências do ministério na Aneel
Sobre o fato de o governo ainda não ter nomeado substitutos para Nelson Hubner, que deixou a agência em março, e para ele mesmo:
"Então, com apenas três diretores, todos têm poder de veto. Todas as decisões precisam de unanimidade. Isso contraria a essência de um colegiado, que pressupõe o exercício da divergência. Para isso, teremos que aguardar a indicação de novos diretores".

terça-feira, 13 de agosto de 2013

Cortar na própria carne: governo prorrogará concessões da Eletrobras, que acumulam prejuízos e péssimo serviço?

Dilma prometeu rigor para assegurar qualidade


O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica, Romeu Rufino, que assumiu o cargo em março, com a saída de Nelson Hubner, adiantou que o governo deverá definir até o fim deste ano as regras a serem cumpridas para renovação dos contratos de concessão de empresas de distribuição de energia.

Os contratos de uma série de concessionárias de distribuição vencem em 2015. Nessa data, o governo pode retomar os ativos e realizar uma licitação para encontrar um novo concessionário, ou renovar o contrato. Em outubro do ano passado, 41 empresas do setor pediram a prorrogação de suas concessões à Aneel.

No ano passado, quando anunciou as condições para a renovação de concessões de geração e transmissão, em evento em Brasília, a presidente Dilma Roussef advertiu, em tom áspero: "puniremos de maniera bastante clara aqueles que gerirem mal suas empresas. Em um regime democrático como o nosso, o respeito ao consuidor é fundamental". Na ocasião, Hubner, da Aneel, disse que os novos contratos terão exigências mais claras quanto à qualidade do serviço.

CORAGEM PARA CORTAR A PRÓPRIA CARNE?
Acontece que a lista de empresas cuja concessão de distribuição está para vencer conta com nomes do grupo Eletrobras que atendem localidades nos Estados de Roraima, Alagoas, Acre, Rondônia, Piauí e Amazonas. Além delas, Celg (Goiás) e CERR (também Roraima), que estão em processo de incorporação pela Eletrobras, também estão na relação. Todas solicitaram a prorrogação dos contratos.



No ranking da Aneel sobre qualidade dos serviços das distribuidoras, elaborado com base em indicadores de desempenho na continuidade do fornecimento e energia, essas empresas não aparecem nada bem. A Eletroacre é a 26ª entre as empresas de menor porte (mercado menor ou igual a 1TWh) analisadas pelo regulador.
Entre as companhias maiores, o selo Eletrobras começa a aparecer na 20ª posição, com a Boa Vista Energia, seguida por Eletrobras Amazonas (23ª), Piauí (30ª), Alagoas (31ª) e Celg (34ª). A última posição, 35ª, é da Celpa, que atende o Pará, na qual a Eletrobras tem 34% de participação. A companhia, que era do Grupo Rede, entrou em recuperação judicial e foi vendida por R$1 para a Equatorial Energia.   

NO DOS OUTROS É REFRESCO
Após a quebra da Celpa, a Aneel decretou intervenção - nomeando diretores para administração temporária das empresas - nas outras oito distribuidoras do Grupo Rede, que atendiam partes de Sâo Paulo, Mato Grosso, Tocantins, Paraná e Mato Grosso do Sul. 

Na ocasião, o advogado do Grupo Rede, Gustavo Henrique Caputo Bastos, criticou a decisão e apontou que outras empresas "estatais e privadas" apresentavam índices econômicos, financeiros e de qualidade "bem piores" que as da holding do empresário Jorge Queiroz.

Hubner: direito do cidadão de receber serviço de qualidade


Nelson Hubner, que comandava a Aneel na época, rebateu na hora: "[uma distribuidora de energia] não é um simples fabricante de balas e chicletes. É um serviço público para a sociedade e tem que se verificar que está sendo ferido o direito do cidadão de receber um serviço de qualidade”.

Na época Hubner também foi questionadopor jornalistas sobre outras empresas que poderiam sofrer intervenção, como as da Eletrobras. E respondeu, mas sem citar nomes. “Em termos de qualidade sim, individualmente. Mas olhamos o grupo e vemos que ele tem como se manter. Temos atuado junto a esses grupos para correção de rumo".

O advogado Julião Coelho, que integrava a diretoria colegiada da ANEEL até julho, afirmou em entrevista recente ao Jornal da Energia que o governo não deveria prorrogar as concessões de empresas ineficientes. Para ele, tal medida seria o mesmo que condenar o consumidor à "prisão perpétua", pois resultaria em mais 30 anos de falta de qualidade nos serviços de energia. Coelho ainda disse que, caso o governo decidisse levar a qualidade em conta, muitas concessionárias não teriam os contratos prorrogados.

Julião Coelho: não se pode condenar o consumidor


SE LIVRAR DOS PREJUÍZOS E FAZER CAIXA?
Apesar da péssima qualidade do serviço e dos prejuízos milionários que causam todos os anos à Eletrobras, as distribuidoras da estatal são vistas como um meio de se fazer caixa. Até porque a holding federal perdeu 70% da receita, ou cerca de R$8 bilhões anuais, com a prorrogação, a tarifas menores, do contrato de exploração de seus ativos de geração e transmissão.

Inicialmente ventilava-se que as empresas seriam vendidas, o que contava com apoio dos acionistas minoritários da Eletrobras. No momento, porém, a estatal admite apenas buscar "parceiros" para as empresas, com a venda de uma parcela destas.

Em nota ao Valor Econômico, a Eletrobras disse que "tem analisado várias alternativas dentro do negócio de distribuição, seja abrindo o capital das empresas mantendo o controle, seja vendendo a maior parte ou mesmo mantendo sua participação atual, reforçando rigorosa política de combate às perdas comerciais".

A reestruturação da área de distribuição faz parte do plano diretor de negócios e gestão 2013-2017 da Eletrobras. 

quinta-feira, 8 de agosto de 2013

Mantega e Lobão batem cabeça sobre solução para rombo do setor elétrico, que pressiona superávit

Ministro Lobão em quadro na Fundação José Sarney


O Ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, apareceu no jornal Estado de S. Paulo de quarta-feira (7) afirmando que o governo estudava utilizar empréstimos junto a bancos públicos, como BNDES e Caixa, para cobrir um rombo bilionário no setor elétrico. O prejuízo é da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), um fundo setorial que vem sendo usado para custear despesas com geração termelétrica e manter baixas as tarifas de energia.

No mesmo dia, o ministro da Fazenda, Guido Mantega, foi a público negar a informação e afirmar que o despacho térmico continuará sendo bancado pelo Tesouro e registrado como despesa primária. A continuar assim, a CDE se confirma como uma forte pressão contra as metas de superávit primário do governo.

O curioso no desentendimento é que ocorreu entre dois ministros bastante alinhados à presidente Dilma. Lobão tivera uma reunião com a chefe no dia 5. Já Mantega despachou com Dilma no dia seguinte, o mesmo em que Lobão falava sobre os empréstimos públicos para jornalistas.

SUPERÁVIT PRESSIONADO 


Arno Augustin: "eu tenho um plano"


Os elevados gastos com políticas anticíclicas e desonerações fiscais já têm pressionado as contas públicas e feito o setor financeiro apostar em mais "contabilidade criativa" do Tesouro para conseguir entregar o superávit prometido. O Tesouro, inclusive, tinha previsto usar somente a venda de recebíveis que possui junto à hidrelétrica de Itaipu para bancar a conta das térmicas; mas a disparada desses custos fez com que Mantega voltasse atrás. O ministro reconheceu que a medida estava sendo criticada e resolveu acabar com a manobra para tornar mais claras as contas do governo.

A questão é que, ao dizer que a despesa da CDE viraria gasto primário, Mantega não explicou de onde viriam os recursos para garantir o fundo. Este blog apurou que o ministro foi questionado sobre isso em Brasília, mas não respondeu diretamente à pergunta. Naquele dia, Mantega anunciava um corte de gastos de R$10 bilhões no governo para cumprir a meta de superávit. Mas o site da ANEEL aponta que a CDE já queimou mais de R$10,4 bilhões.

Ainda não há consenso sobre o tamanho que o buraco ganhará até o final do ano. A situação já quase zerou o saldo da CDE, exigiu aporte de outro fundo setorial, a Reserva Global de Reversão (RGR) e levou o governo usar dinheiro do BNDES, por meio da venda, para o banco, dos recebíveis de Itaipu.

Para piorar, a RGR está também pressionada. O fundo tem que pagar indenizações às empresas que aceitaram renovar as concessões de hidrelétricas e linhas de transmissão que venceriam entre 2015 e 2017. As empresas assinaram novos contratos de concessão, com tarifas menores, o que possibilitou a redução do preço da energia anunciada pelo governo no ano passado.

E O IPCA?
A presidente Dilma Roussef afirmou que o "controle" da inflação é "uma maravilha". Mas o peso de uma eventual elevação dos custos de energia entra no rol de motivos que lastreiam a política de bancar o custo de geração termelétrica com recursos do Tesouro.

No início do ano, a queda de cerca de 20% nas tarifas de energia ajudou a segurar o IPCA abaixo do teto da meta. Ata da reunião do Copom em março aponta que o IPCA batia em 6,15% à época. O ministro Mantega estimava, em dezembro, que a redução das tarifas teria um reflexo de baixar o IPCA em 0,5 ponto percentual ou até 1 ponto percentual.

segunda-feira, 5 de agosto de 2013

BNDES libera R$1,5 bi para empresa da Bertin, que deu calote histórico no setor elétrico

Bertin cultivou boa relação com o governo.

O BNDES liberou, em 15 de março, um empréstimo de R$1,58 bilhão para a SPMar, concessionária de rodovias responsável por construir um trecho do Rodoanel em São Paulo. O número consta do balanço das liberações indiretas do banco estatal no primeiro trimestre. Foi a maior operação do tipo no período. Mas a obra está com investimentos atrasados - a empresa precisa aportar R$2 bi em sete meses para cumprir o contrato, uma tarefa homérica. 

A SPMar pertence ao Grupo Bertin, uma agroindústria que ampliou a atuação para a infraestrutura após a venda de seu negócio em frigoríficos para a JBS.

Mas a história da Bertin é particularmente interessante no setor elétriico. Ali, ela é cheia de altos, baixos e principalmente perdões. A companhia entrou agressivamente em leilões para a construção de novas usinas de geração de energia. Entre 2007 e 2009, vendeu a produção futura de uma série de térmicas nesses certames para as distribuidoras de energia - que abastecem o consumidor final.

Em janeiro de 2010, quando uma das plantas precisaria entrar em operação, começou o problema. A obra sequer havia sido iniciada. Projetos com entrega de energia marcada para 2011 também mal haviam começado a ser construídos. Ainda assim, a Bertin entrou no consórcio Norte Energia, que venceu a concessão da hidrelétrica de Belo Monte. A companhia tinha 9% do empreendimento, o que exigiria aportes de R$2,5 bilhões.

Mas a Bertin não tinha condição financeira de tocar nem sequer suas térmicas. Prometera investimentos bilionários acreditando que conseguiria empréstimos, mas veio a crise internacional e o dinheiro fácil sumiu do mercado (ao menos é isso o que a própria empresa tem alegado).

As usinas de 2011 começaram a dar algum sinal de vida, mas eram ainda embrionárias quando a ANEEL, órgão regulador do setor elétrico, resolveu multar a Bertin. A empresa se defendeu - alegou que o Poder Público atrasara a assinatura de outorgas dos projetos. E teve três dos cinco votos da diretoria do regulador a favor do perdão parcial de multas que lhe seriam aplicadas.

A Bertin prometeu que entregaria essas usinas ainda em 2011.

BNDES: os melhores investimentos.


FALSAS PROMESSAS
Até as termelétricas da Bertin para 2011 ainda não estão operando. Pode-se dizer que a ANEEL deu um voto de confiança na companhia. Mas os projetos continuaram a não sair do papel - as usinas de 2011 pararam de novo. Começou a ficar evidente que a empresa ia dar default com outra série de térmicas, estas que precisariam operar em 2013.

A Bertin, então, entrou com um pedido de renegociação de contratos para não ser multada, alegando que, com a crise, as distribuidoras não tinham necessidade da energia comprada de suas usinas. Assim que a ANEEL começou a analisar o pleito, a companhia começou a acionar a justiça e foi obtendo liminares para ganhar tempo e se eximir de pagar as dívidas que começava a acumular com o setor, entre multas e energia não entregue.

A Bertin se reestruturou e tentou pagar parte das dívidas e entregar as usinas, mas foi novamente surpreendida, dessa vez pela súbita elevação do preço da energia. Com as plantas atrasadas, a empresa precisava comprar energia para compensar a falta de geração. A disparada de preços levou a calote e mais ações judiciais.

Entre uma e outra parte dessa crise toda, a Bertin obrigou o governo a arrumar um comprador para sua fatia em Belo Monte - a Vale ficou com o ativo -, vendeu projetos para a MPX, de Eike Batista, e começou a tentar desistir de outros ativos.

No final, a Bertin teve revogadas as autorizações para construir a maior parte das usinas e perdeu milhões em garantias financeiras que haviam sido depositadas nos leilões de que participou. Acumulou débitos milionários também no mercado spot de energia.  E ainda assim conseguiu mais uma chance da ANEEL para concluir uma parte de suas usinas ainda neste ano. Três delas em julho. Ainda não há notícias de que elas estejam operando.

FUNDOS DE PENSÃO FAZEM MAU NEGÓCIO

O Grupo Bolognesi mostrou interesse em adquirir a Bertin. A mesma companhia comprou a Multiner, uma empresa privada que também atrasou usinas. Na operação de aquisição da Multiner, que envolveu R$1 bilhão, a Bolognesi, até então apenas uma pequena empresa de energia, teve ajuda de quase R$400 milhões em dinheiro de um Fundo de Investimento no qual constam como sócios fundos de pensão públicos, como Petros e Funcef.

Na época, a Multiner enfrentava problemas com usinas assim como o Bertin e não tinha previsão de entregar seus empreendimentos. Posteriormente, planos de reestruturação dos projetos apresentados pelos novos controladores não foram aceitos pela ANEEL. A empresa recém-comprada, então, significou imensos prejuízos para Bolognesi e os fundos.

OBRIGADO, CRISE E PIBINHO
O país, no total, enfrentou um calote na entrega de 5GW entre térmicas da Bertin e da Multiner. Só não houve um racionamento porque a demanda caiu com a crise. As distribuidoras ficaram sem a energia que tinham comprado da Bertin. Mas não podiam comprar mais contratos em leilões enquanto a ANEEL não revogasse seus compromissos com as usinas atrasadas. No setor elétrico, o governo agradeceu pela crise. 









quarta-feira, 31 de julho de 2013

O FI-FGTS e o Grupo Rede, a Eletrobras e a Celpa: intervenções erradas levam a prejuízo


Em novembro de 2009, o Valor Econômico descrevia o Grupo Rede - conglomerado de nove distribuidoras de energia que pertence ao empresário Jorge Queiroz - como companhia com "dívidas que chegam a R$5 bilhões" e "um passivo que se eleva a R$9 bilhões se consideradas outras obrigações". A chamada era chamativa: a holding "busca saídas para sobreviver".

Dentre as concessionárias que pertenciam à empresa, a Celpa, do Pará, era vista como em situação mais preocupante. A Equatorial Energia, dona da CEMAR, do Maranhão, tinha interesse em comprá-la. Pertencente a um grupo de investidores especializado em recuperar companhias, a Equatorial tinha comprado a CEMAR por R$1 real e a transformado em um bom negócio. Queria fazer o mesmo com a já cambaleante Celpa.

As notícias dão conta de que o governo empacava o negócio, uma vez que possuía participação de 34% na Celpa por meio da Eletrobras, além de uma fatia relevante no Grupo Rede através do BNDESPar.

Ao invés de deixar a Celpa ser vendida para fazer caixa e aliviar as dívidas do Grupo Rede, o governo decidiu aportar R$600 milhões na holding. A operação foi feito com a compra, pelo fundo de investimentos do FGTS, o FI-FGTS, de uma participação no Rede por R$600 milhões. Havia empresas do setor elétrico, com grande expertise, de olho em uma fatia no Rede, mas o fundo de pensão resolveu ousar.


Alguns anos depois, em fevereiro de 2012, a Celpa entrou com pedido de recuperação judicial. O Ministério Público, ao auditar a situação da empresa, viu indícios de que a má gestão de Jorge Queiroz, controlador do Rede, levou à deterioração da concessionária. Um dos motivos teria sido a descapitalização e falta de investimentos da empresa, que tinha o lucro todo distribuído para os acionistas.

O que aconteceu a seguir foi o que o governo tinha antes evitado. A Equatorial ficou com a Celpa. Mas por apenas R$1. E a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) precisou dar várias mamatas para que a empresa tomasse o risco do investimento. Multas por má qualidade do serviço, por exemplo, poderão ser trocadas por investimentos.

Em agosto de 2012, não muito depois da queda da Celpa, foi a vez de a ANEEL declarar intervenção em todas distribuidoras que restavam ao Grupo Rede. A agência estava preocupada com a situação financeira da holding, que poderia quebrar, e com a falta de caixa das empresas para investir.

Em novembro, o Grupo Rede entrou com pedido de recuperação judicial. Quando a Celpa fizera o pedido, o governo fora abalado com o súbito evaporar do valor de seu investimento feito na empresa via Eletrobras e com o calote em dívidas da concessionária com bancos públicos e com o setor elétrico.

Jorge Queiroz: truque jurídico por recuperação judicial


Em decorrência disso, foi criada rapidamente uma lei impedindo que distribuidoras de energia entrassem em recuperação judicial. Mas Jorge Queiroz fez uma manoba e foi à Justiça com a holding, uma empresa que não detém diretamente nenhuma concessão de energia.

Hoje, a Eletrobras espera que a Equatorial resolva o problema da Celpa, que nos últimos anos se tornou mais um peso em seu balanço. E o FI-FGTS vai precisar torcer pelo novo dono do Grupo Rede. Quase em processo de liquidação, a empresa chamou a atenção de CPFL e Equatorial, que chegaram a firmar acordo de exclusividade com Jorge Queiroz. Mas deve ficar com a Energisa, que atravessou a negociação e conquistou preferência ao oferecer mais dinheiro aos credores.

O futuro, porém, ainda é incerto, uma vez que CPFL e Equatorial tinham caixa para fazer o negócio e capacidade para se alavancar e investir, enquanto a Energisa precisaria buscar recursos no mercado para bancar a transação.

Seria muito dizer que, se o governo não tivesse agido na ânsia de intervir no setor elétrico e "salvar" empresas por meio de Eletrobras e fundos de pensão, Celpa e Grupo Rede poderiam já estar nas mãos do setor privado? Talvez mal tivessem chegado a quebrar e, mesmo que tivessem, isso não teria resultado em prejuízo para a Eletrobras e o FI-FGTS.