Aneel aprova reajuste médio de 9,89% nas tarifas da Copel

A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou nesta terça-feira reajuste médio de 9,89% nas tarifas da Copel Distribuição, da Copel (CPLE6). Para os consumidores atendidos em alta tensão, como indústrias, o efeito médio será de 9,57%. Já para os de baixa tensão, que inclui os residenciais, o impacto médio será de 10,04%.

As novas tarifas entram em vigor a partir da próxima quinta-feira, 24.

A empresa é responsável pela distribuição de energia para 4,8 milhões de consumidores, considerando todos os grupos, como comerciais, rurais, residenciais e livres.

O reajuste é resultado da revisão tarifária da companhia, processo realizado pela agência reguladora para manter o equilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras. A revisão é realizada periodicamente em intervalos de quatro anos.

O relator do processo, diretor Hélvio Neves Guerra, afirmou que como em outros setores, a pandemia da covid-19 impactou o setor elétrico e as distribuidoras de energia.

Ele ressaltou que a aprovação de reajustes das tarifas tem sido um desafio para a Aneel, mas que a agência tem conseguido mitigar os impactos sem recursos do Tesouro. “Estamos lidando, principalmente, com as consequência da pandemia da covid-19 no setor elétrico e na população brasileira. A busca desse equilíbrio tem sido um exercício constante da agência, que tem se empenhado para garantir a sustentação das empresas, ao passo que procuramos mitigar efeitos econômicos do aumento de tarifas considerando momento de perda de renda”, afirmou.

O diretor ressaltou medidas aplicadas para aliviar os reajustes, como o uso de créditos de PIS/Cofins, cobrados de forma incorreta nos últimos anos.

O impacto dessa medida foi de -6,50%. Também contribuíram para atenuar o porcentual a reversão de recursos da chamada conta-covid e o adiamento do pagamento de indenizações às transmissoras.

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Aneel aprova edital de leilões para contratar energia de usinas novas

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira, 18, os editais dos leilões A-3 e A-4 de 2021, destinados à contratação de energia elétrica de novos empreendimentos a partir de fontes hídrica, solar, eólica e térmica a biomassa. O governo prevê realizar os certames em 25 de junho.

Pelo edital, as usinas contratadas no leilão A-3 deverão começar a entregar energia em 1º de janeiro de 2024. Já no caso do A-4, o início do suprimento está previsto para 1º de janeiro de 2025.

Os contratos para térmicas a biomassa com CVU igual ou diferente de zero serão na modalidade de oferta de energia por disponibilidade, com prazo de suprimento de 20 anos. Para projetos eólicos e solar, a contratação será por quantidade, com prazo de suprimento de 20 anos. No caso de projetos hidrelétricos, os contratos também serão por quantidade, mas com prazo de suprimento de 30 anos.

A agência reguladora aprovou o edital com uma alteração em relação à regra de modulação dos contratos de comercialização de energia no ambiente regulado por quantidade.

Ao acatar sugestão da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a modulação a ser empregada passará a ser conforme o perfil da carga pura e não da carga remanescente da distribuidora, como estava previsto na consulta pública.

Segundo dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), no total, 1.841 projetos se cadastraram para participar das ofertas.

Desse total, 1.447 se referem a projetos que vão disputar em ambos leilões, 54 somente no A-3 e 340 exclusivamente para o leilão A-4.

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Aneel adota medidas para segurar disparada da conta de energia, mas iniciativas não assustam analistas do setor

Diversas iniciativas do governo e da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para conter um salto nas tarifas de energia em 2021 vão na prática evitar reajustes na casa de dois dígitos para os consumidores, disse nesta semana o diretor-geral do regulador, André Pepitone.

Ele projetou que as contas de luz poderiam ter elevação média de 18,2% caso nada tivesse sido feito e calculou que as medidas adotadas atenuarão em R$ 18,83 bilhões o aumento de custos esperado para os consumidores em geral neste ano, antes visto em R$ 29,57 bilhões.

A afirmação veio após a agência ter adiado decisões sobre processos de reajuste de sete empresas de distribuição de energia nas últimas semanas, enquanto avaliava formas de cortar a esperada escalada de custos.

Na última terça-feira, com a retomada das análises, a diretoria do órgão regulador aprovou para a CPFL Paulista, da CPFL Energia CPFE3), um aumento médio de 8,95% nas contas de luz.

“Foi um verdadeiro exercício de gestão de tarifas praticado pela agência. Caso não fosse isso, esse índice tarifário seria muito maior, seria de dois dígitos”, disse Pepitone sobre o reajuste, sem detalhar o valor previsto antes.

Ele também não detalhou o aumento médio esperado para as tarifas no Brasil, mas comentou que o índice será da ordem de “um dígito”.

No caso da CPFL, o aumento também foi menor porque a empresa concordou com o diferimento de parte de suas receitas, a chamada Parcela B, o que por si só gerou uma desoneração da tarifa da empresa na ordem de 1,95%, segundo Pepitone.

No caso da Energisa Mato Grosso do Sul, o reajuste médio para os consumidores foi fixado pelo regulador em 8,9%.

Diversas ações

Entre medidas para permitir tarifas menores, a Aneel destacou a definição de um novo fluxo para o pagamento de indenizações devidas a transmissoras de energia, embora afirmando que uma redução das compensações neste ano e em 2022 será compensada à frente, sem impactar as empresas do setor.

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Essa indenização, prometida às transmissoras pela renovação antecipada de contratos de concessão em 2012, é paga na prática pelos consumidores e pesa sobre as tarifas das distribuidoras.

Entre empresas com valores a receber estão subsidiárias de Eletrobras (ELET3;ELET6) , Copel (CPLE6), Cemig (CMIG4)e CEEE, além da privada Isa Cteep (TRPL4).

Antes, havia uma previsão de que as indenizações seriam quitadas até o final de 2025, com peso sobre as tarifas em 2021 e 2022 de R$ 8,31 bilhões por ano.

Agora, a Aneel aprovou novo fluxo de pagamentos com encerramento em 2027 e valores de R$ 2,22 bilhões em 2021 e R$ 3,25 bilhões em 2022.

Em contrapartida, os pagamentos anuais seriam de R$ 6,89 bilhões entre 2023 e 2027, contra R$ 6,59 bilhões previstos antes entre 2023 e 2025.

A Associação Brasileira de Transmissoras de Energia Elétrica (Abrate) havia proposto à Aneel ampliar o prazo final para as indenizações de 2025 para 2027, mas com fluxo de pagamentos de R$ 5,92 bilhões por ano entre 2021 e 2027.

A Aneel estimou que a mudança negociada nesse fluxo permitirá economia de 3,66 bilhões para os consumidores em 2021.

A agência disse que ainda será possível antecipar para os consumidores R$ 1,6 bilhão  em receitas destinadas a aliviar tarifas que antes tinham previsão de liberação apenas mais adiante, em processos de revisão tarifária.

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Outra desoneração, de R$ 1,53 bilhão, foi permitida após decreto do presidente Bolsonaro que autorizou distribuidoras a adiarem pagamentos pela compra de energia junto à hidrelétrica binacional de Itaipu, cuja produção é precificada em dólares, estimou a Aneel.

O regulador ainda previu atenuação de R$ 2,14 bilhões dos reajustes em 2021 com o diferimento de receitas de distribuidoras, como no caso da CPFL, o que também foi permitido pelo decreto presidencial sobre Itaipu.

Outras medidas listadas pela agência como formas de atenuar os reajustes já haviam sido divulgadas antes, como a devolução de créditos tributários por cobranças de tributo no passado que depois foram consideradas ilegais na Justiça, que deve somar 5,58 bilhões de reais neste ano.

A agência apontou ainda benefícios de R$ 1,78 bilhão e R$ 2,23 bilhões, respectivamente, por medidas provisórias do governo em 2020 que visaram conter aumentos nas tarifas (MPs 950 e 998).

A primeira MP permitiu a costura de empréstimos bancários para apoiar o caixa de distribuidoras diante de impactos da pandemia de Covid-19, enquanto a segunda direcionou ao abatimento de custos para os consumidores recursos que antes iriam para programas de pesquisa e desenvolvimento (P&D).

Visões mistas para o setor

O Morgan Stanley destacou ver os anúncios da Aneel como levemente positivos para credores da RBSE (Rede Básica de Sistema Existente), que é uma remuneração de ativos até 2001 que essas empresas. O índice de correção monetária, de 7,7% somado ao IPCA ,é mais alto do que a correção do custo de capital das empresas. Os nomes mais expostos à indenização da RBSE são CTEEP e Eletrobras, seguidos por Cemig e Copel.

Para o Morgan, as medidas eram esperadas e bem vindas tanto para consumidores quanto para distribuidores, já que altas nas tarifas em um período de inadimplência acima da média poderia levar a deterioração ainda maior. O banco destaca que o adiamento da parcela B será atualizado pelo IPCA, ao invés da Selic.

Atualmente, a diferença entre os índices não é tão significativa (o IPCA é maior atualmente do que a Selic), mas o banco avalia que o uso da Selic seria desejável, para evitar discussões futuras sobre ativos regulatórios e responsabilidades sobre ajustes de avaliação de crédito.

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O Morgan avalia que, apesar de haver um aumento da percepção de risco sobre o setor, a regulação tem sido estável e ajuda a dirimir os riscos do setor.

Os analistas apontam como preferidas no setor Energisa (ENGI11) entre as companhias privadas integradas, Cesp (CESP6) entre as geradoras, Transmissão Paulista (TRPL4) entre as transmissoras e Eletrobras (ELET6). Para os analistas, entre as que mais podem se beneficiar dos anúncios, estão Energisa e Transmissão Paulista.

O Credit Suisse, por sua vez, aponta que há alguns riscos para as tarifas de 2022, mas aparentemente precificados olhando para os níveis atuais das ações.

Na avaliação dos analistas, o diferimento da Parcela B no caso das unidades da CPFL e Energisa não foi o ideal, pois aumenta a percepção de risco para o marco regulatório (até 2022, quando está prevista a aplicação integral da tarifa), mas a Aneel utilizou diversas outras medidas para conter os reajustes finais de 2021. O impacto do atraso também é limitado, uma vez que apenas uma parte do aumento da Parcela B foi diferida.

Por outro lado, a Neoenergia ([NEOE3]) foi a distribuidora menos afetada com o anúncio,  já que seu aumento total para a Parcela B foi aplicado.

“Como o mercado não havia precificado os créditos de PIS/Cofins (dados os riscos da utilização desses recebíveis), vemos o resultado como positivo. É importante notar também que as estimativas de muitos investidores e do mercado não levaram em consideração a recente alta do IGP-M (que começou a acelerar a partir de setembro de 2020) e, consequentemente, as estimativas de consenso não incluíram, a nosso ver, os maiores aumentos observados em cálculos de tarifas e estimativas de Ebitda para 2021”, avaliam.

Em todos esses casos, contudo, o banco suíço avalia que o mercado já precificou maiores riscos regulatórios e potenciais impactos da crise do coronavírus para distribuidoras, principalmente para o caso das distribuidoras.

(com Reuters)

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Aneel volta a adiar reajustes por alívio em tarifas; impacta agora Enel e Neoenergia

(Reuters) – A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidiu adiar novamente nesta terça-feira decisões sobre reajustes tarifários para empresas de distribuição de energia, enquanto avalia formas de conter uma esperada escalada nas contas de luz em 2021.

O regulador havia postergado reajustes para duas empresas dos grupos CPFL (CPFE3) e Energisa (ENGI11) no início de abril. Agora, mais cinco elétricas controladas por Neoenergia (NEOE3), Enel e Energisa tiveram processos suspensos.

O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, disse que a avaliação sobre a tarifa dessas distribuidoras deve ser retomada em uma reunião extraordinária agendada para quinta-feira.

“A agência, em comum acordo com o setor, com o segmentos de geração, de transmissão e distribuição, está tomando medidas para que a gente tenha modicidade tarifária”, afirmou ele, em reunião transmitida online.

Pepitone acrescentou que a Aneel tem conduzido reuniões junto a empresas dos setores de distribuição e transmissão para estudar mecanismos que poderiam reduzir os reajustes previstos, mas não entrou em detalhes.

Além de processos sobre tarifas, a agência retirou de pauta da reunião de diretoria desta terça-feira a análise de três recursos em discussões sobre a revisão tarifária de empresas de transmissão de energia.

O diretor-geral da Aneel disse, sem detalhar, que há “conexão” entre os processos e que os recursos de transmissoras devem também ser analisados na quinta-feira.

No início do mês, Pepitone havia antecipado que uma das medidas em avaliação para conter os reajustes envolveria ampliação do prazo para pagamento de indenizações devidas a empresas de transmissão de energia pela renovação antecipada de seus contratos em 2012.

Essas indenizações, conhecidas pela sigla RBSE, que têm beneficiado empresas como a estatal Eletrobras e a Isa Cteep, são pagas pelos consumidores, por meio de cobranças embutidas nas tarifas de distribuição.

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Analistas do Credit Suisse apontaram em relatório nesta semana que a Aneel já sugeriu aumentar de cinco para oito anos o prazo para pagamento das indenizações às transmissoras em uma proposta de revisão tarifária da Energisa Sul Sudeste, que está em processo de consulta pública.

“A Aneel tem avaliado possíveis medidas para reduzir aumentos de tarifas… acreditamos que o regulador provavelmente deverá usar um diferimento da RBSE como uma das medidas com esse propósito”, escreveram eles, em relatório na segunda-feira.

Consultorias especializadas têm apontado que as tarifas de energia no Brasil podem ter aumentos na casa dos 10% neste ano sem medidas adicionais do regulador.

O tema entrou até no radar do presidente Jair Bolsonaro, que comentou em fevereiro que o governo poderia “meter o dedo” no setor de energia elétrica, em meio à preocupação com as tarifas.

As contas de luz têm sido pressionadas pela disparada do IGP-M, que corrige alguns contratos no setor, e pela valorização do dólar, moeda à qual está atrelada a energia da usina binacional de Itaipu, além de um maior acionamento de usinas termelétricas, que são mais caras.

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Usina da Vale soterrada da Samarco já recebeu mais de R$ 500 mi sem gerar energia

(Divulgação)

Há mais de cinco anos, a mineradora Vale (VALE3), sócia majoritária da hidrelétrica Risoleta Neves, que funcionava na região próxima de Mariana (MG), recebe valores mensais pela geração de energia que a usina não entrega desde 2015, simplesmente porque sua estrutura foi soterrada pela lama da barragem da mineradora Samarco – que tem a própria Vale como sócia.

O caso foi parar na Justiça, onde a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) tenta travar o pagamento que é feito à Vale. Mesmo sem gerar um único watt com a usina, a empresa já recebeu mais de R$ 500 milhões desde a tragédia da Samarco em Mariana, como se estivesse funcionando normalmente até hoje.

A hidrelétrica Risoleta Neves pertence ao consórcio Candonga, do qual a Vale é dona de 77,5% e a Cemig, de 22,5%. A usina parou de funcionar em novembro de 2015, quando a Samarco protagonizou uma das maiores tragédias ambientais do planeta. A hidrelétrica ficava no caminho da barragem do Fundão, que rompeu e causou a morte de 19 pessoas, com o lançamento de milhares de toneladas de rejeito de minério de ferro sobre a floresta e o Rio Doce. A lama varreu 40 municípios, até chegar ao Atlântico, no litoral do Espírito Santo.

A paralisação total da hidrelétrica levou a Aneel, naturalmente, a pedir a suspensão dos pagamentos para a usina Risoleta Neves, já que esta não poderia gerar mais energia. A Vale, no entanto, não só recorreu do processo administrativo da agência, como entrou na Justiça e conseguiu uma decisão que mantém, até hoje, o pagamento ao consórcio Candonga, para que continue a receber normalmente, por meio de repasses feitos por um mecanismo contábil do setor elétrico que é compartilhado por todas as hidrelétricas do País.

Na prática, todas as usinas pagam as mensalidades para a usina Risoleta Neves, um custo que, depois, é gradativamente repassado aos consumidores de energia do Brasil, por meio da conta de luz. Os dados da Aneel apontam que a situação já gerou um prejuízo direto ao consumidor superior a R$ 100 milhões.

Nesta quarta-feira, 7, o processo está na pauta do Superior Tribunal de Justiça (STJ). A Vale já obteve uma decisão na corte a seu favor, ou seja, a manutenção dos pagamentos para uma usina que não existe mais.

Em outubro do ano passado, o presidente do STJ, ministro Humberto Martins, que é relator do caso, rejeitou um recurso da Aneel e manteve os pagamentos requeridos pela Vale, com a manutenção da hidrelétrica no chamado Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). Esse sistema, na realidade, foi criado para reduzir os impactos financeiros causados pelos riscos de escassez de chuvas no País, ou seja, para que usinas que fiquem com pouca água para gerar energia sejam recompensadas pelas demais em melhor situação. Não tem nenhuma relação, portanto, com o caso da hidrelétrica Risoleta Neves, que foi engolida pela lama da Samarco.

Ao acatar o pedido da Vale, Humberto Martins afirmou, em sua decisão de cinco páginas, que “no presente caso, não se verifica a ocorrência de grave lesão”, porque “não se comprovou, de forma inequívoca, em que sentido o risco hidrológico compartilhado entre as empresas causa grave lesão à ordem, à saúde, à segurança e à economia pública”.

A Aneel recorreu da decisão do ministro Humberto Martins e o caso será analisado agora pela Corte Especial do STJ, composta pelos 15 ministros mais antigos da corte. O primeiro a votar será o próprio Martins, relator do caso, que irá analisar os argumentos da Aneel contra sua decisão anterior. Depois, os demais ministros irão dizer se concordam ou discordam do voto do relator. A Advocacia Geral da União, que representa a Aneel, pediu retirada do caso da pauta virtual, onde o julgamento ocorre sem debates. O receio é de que uma decisão seja tomada sem nenhuma discussão sobre o assunto.

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A reportagem questionou a Vale e a Samarco sobre o assunto. O posicionamento da companhia, da qual a Vale é sócia, é que a Samarco não iria comentar.

Indignação

Questionada pela reportagem, a Aneel confirmou que tem procurado “suspender a medida liminar que beneficia indevidamente a hidrelétrica Risoleta Neves, garantindo-lhe receita do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) mesmo sem gerar energia desde o acidente da barragem da Samarco”. Durante esse tempo, afirmou a Aneel, o consórcio Candonga “não tem sido diligente na retomada da operação comercial da usina”.

Ao Estadão, o diretor-geral da Aneel, André Pepitone, afirmou que há expectativa na agência de que a situação seja revertida e os pagamentos, paralisados. “A Aneel confia na suspensão da liminar pela corte especial do Superior Tribunal de Justiça”, disse.

Em outubro do ano passado, um grupo de 21 hidrelétricas se manifestou no processo que tenta paralisar os pagamentos feitos ao consórcio Candonga. “Ainda que a causa da incapacidade de geração não seja imputável ao Agente (consórcio Candonga), ele não pode receber por uma energia sem efetivamente estar em operação comercial, por longo prazo e em decorrência de razão distinta da mera falta de chuvas”, afirmaram as hidrelétricas, por meio de seus advogados. “Facultou-se absurdamente que o agente impedido de gerar por motivo não hidrológico continue recebendo pela venda de energia e transferindo indevidamente os custos dessa geração para os demais geradores do MRE e para os consumidores finais.”

Em dezembro do ano passado, a Aneel deu prazo de seis meses para a retomada da usina Risoleta Neves, que entrou em um processo de caducidade da concessão. A usina ficava instalada nos municípios de Santa Cruz do Escalvado e Rio Doce, com capacidade de 140 megawatts. A hidrelétrica, que entrou em operação em 2004 com o nome de usina Candonga, foi rebatizada em 2005, quando passou a se chamar Risoleta Neves, em homenagem a Risoleta Guimarães Tolentino Neves (1917-2003), esposa do ex-presidente Tancredo Neves (1910-1985).

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Neoenergia, Cteep, Energisa e Mez levam projetos em leilão de transmissão

SÃO PAULO (Reuters) – O leilão de concessões para projetos de transmissão de energia realizado pelo governo nesta quinta-feira registrou acirrada concorrência e atraiu ofertas por todos os 11 empreendimentos oferecidos a investidores, o que levou a descontos de até 70% na receita a ser paga às empresas vencedoras.

Entre os principais destaques da licitação, que deve viabilizar linhas de energia que demandarão R$ 7,3 bilhões, apareceram a novata Mez Energia, que levou o maior número de lotes, e a Neoenergia (NEOE3), que ficou com a obra mais cara da licitação.

Também arremataram projetos a Cteep (TRPL4), da colombiana ISA, a Energisa (ENGI11) e a estatal gaúcha CEEE-GT, além de empresas menores, incluindo um grupo do setor de engenharia.

A disputa pelos contratos de 30 anos para construção e futura operação dos empreendimentos oferecidos no leilão teve diversas rodadas agressivas– seis dos lotes ofertados receberam ofertas de mais de 10 empresas, e dois chegaram a ser disputados por 17 proponentes.

Os resultados confirmaram expectativas de analistas, que já esperavam uma intensa competição e a presença desde de empresas tradicionais do setor elétrico até grupos financeiros e de construção.

O deságio médio foi de 55,2%, mas não chegou a superar o recorde histórico visto no certame do final do ano passado, de 60%, como também já era previsto por especialistas.

O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Andre Pepitone, considerou o resultado “extremamente exitoso” e disse que ele “confirma o grande interesse da iniciativa privada em investir no setor elétrico”.

Além dos principais vitoriosos, o certame marcou o retorno da estatal Eletrobras, que disputou diversos lotes com as subsidiárias Furnas, Eletrosul e Amazonas GT, embora não tenha levado.

Como surpresa, o pregão registrou a participação inédita da chinesa Jiangsu Shemar Electric, que fez oferta por um projeto.

Resultados

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A Neoenergia, do grupo espanhol Iberdrola, ficou com o maior empreendimento em termos de investimento previsto, o lote 2, orçado em quase R$ 2 bilhões. Ela ofereceu deságio de 42,6% pela obra –no leilão, leva o projeto quem aceita receber menor receita ao longo da concessão.

A Cteep levou o lote 7, segundo maior, com investimento previsto de R$ 1,14 bilhão, ao apresentar lance com desconto de 57,9%.

A Energisa arrematou o lote 11, com deságio e 47,4%. O projeto deve exigir aportes de R$ 882 milhões.

A estatal CEEE-GT, que deve ser privatizada pelo governo do Rio Grande do Sul em 2021, venceu o lote 6, com deságio de 63,5%. O investimento esperado é de 192 milhões de reais.

Já a Mez Energia, criada em 2019 e ligada à Mez Construções, foi a principal vencedora em número de projetos e investimentos previstos, ao ficar com cinco empreendimentos –os lotes 3, 4, 5, 8 e 9, que juntos devem exigir aportes de cerca de 2,4 bilhões de reais.

Grandes elétricas como a chinesa State Grid e sua controlada CPFL (CPFE3), a EDP (ENBR3), do grupo português EDP, e a francesa Engie chegaram a apresentar ofertas, mas não levaram. Diversos outros grupos menores também disputaram.

Entre os vencedores da licitação aparecem ainda o Consórcio BRE 6, que ficou com o lote 10, ao oferecer desconto de 66,9%, e a Agronegócio Alta Luz, com o lote 1 e deságio de 61,8%.

O grupo BRE6 é formado por Enind Energia, Enind Engenharia, Brenergia e Brasil Digital Telecomunicações.

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Leilão de transmissão de energia elétrica tem deságio médio de 55,24%

(shutterstock)

O leilão de transmissão de energia elétrica realizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), teve um deságio médio de 55,24% ante a Receita Anual Permitida (RAP) total estimada de R$ 1,02 bilhão, e contou com a participação de 55 empresas, sendo 37 nacionais e outras 18 estrangeiras de dez países.

Segundo o diretor-geral da Aneel, André Pepitone, o nível de competição do certame e a participação de grupos estrangeiros, são frutos do trabalho da agência e do governo, na criação de um cenário regulatório seguro para receber investimentos.

Ele também destacou a atuação técnica do órgão para tornar o ambiente de negócios previsível e estável. “Foram elementos decisivos para que as empresas pudessem realizar investimentos de longo prazo”, comentou.

A média de ofertas por lote foi de 13,5 empresas, sendo que o lote com menor número de participantes foi disputado por nove empresas, e o de maior competição contou com 19 proponentes.

Pepitone também destacou que o leilão deve alavancar investimentos de R$ 7,3 bilhões para a construção dos empreendimentos. Segundo ele, o leilão permitirá a construção de 16 linhas de transmissão e 12 subestações.

No entanto, o valor de investimentos estimado pela Aneel pode variar, uma vez que após as companhias que vencem essas disputas costumam procurar eficiências e oportunidades de redução de custos com as obras, como meio de otimizar os investimentos e aumentar a lucratividade do ativo.

“Confirma o grande interesse da iniciativa privada, e o setor elétrico se consolida na rota dos investimentos nacionais e internacionais”, comentou Pepitone.

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Leilão de linhas de transmissão deve atrair gigantes do setor de energia

Apesar do cenário econômico desafiador, o leilão de linhas de transmissão marcado para esta quinta-feira, 17, que ofertará 11 lotes de concessões em 9 Estados, deverá ter a presença de grandes investidores do setor elétrico. Segundo fontes, o consenso é de que o risco no segmento é baixo e, além disso, há alternativas de financiamento de longo prazo para os projetos.

Entre as empresas interessadas no evento, que acontecerá na B3, em São Paulo, estão gigantes como Neoenergia (NEOE3), Engie (EGIE3), EDP Brasil (ENBR3), Alupar (ALUP11), Equatorial (EQTL3), Taesa (TAEE11), Isa Cteep (TRPL4), CPFL (CPFE3) e Eletrobras (ELET3;ELET6).

A estimativa da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) com o leilão é de um movimento R$ 7,34 bilhões. Para o presidente da agência, André Pepitone, a participação das empresas está ligada à expectativa de retomada da economia em 2021. “O futuro é de recuperação, de investimentos e criação de empregos”, disse ele, durante evento promovido na terça-feira pela Enel Green Power.

As regras adotadas pela Aneel este ano proíbem a troca do controle da concessionária de transmissão antes do início da operação comercial – o que impede a participação de construtoras no certame. Até aqui, era comum que empreiteiras arrematassem ativos para depois revendê-los com lucro.

Na visão de analistas de mercado e de bancos de investimento, as companhias devem buscar ativos com sinergias com empreendimentos já existentes. É o caso da Eletrobrás, que já manifestou interesse por uma linha de transmissão na região Norte, na qual a subsidiária Amazonas GT já possui um trecho. “A vantagem é que o investimento já está feito”, disse o presidente da estatal, Wilson Ferreira Júnior.

No entanto, segundo relatório do banco Credit Suisse, este leilão também será marcado pelo pequeno espaço para obtenção de retornos, o que pode limitar o valor dos lances. O presidente da Neoenergia, Mário Ruiz-Tagle, disse recentemente que o apetite da companhia para este leilão depende do cumprimento da disciplina de alocação de capital da companhia. A exemplo da Eletrobrás, a companhia deve se concentrar em lotes específicos, conectados às operações atuais.

A Taesa também já afirmou que a rentabilidade será o nome do jogo. “Estamos na fase de estudos dos lotes desde que recebemos a minuta de edital e vamos nos concentrar naqueles que fizeram sentido em termos de competitividade e lucratividade”, disse recentemente o diretor de negócios, gestão de participações e de implantação da Taesa, Marcus Vinícius.

Essa cautela do setor, aponta relatório do banco Brasil Plural, é decorrente das incertezas macroeconômicas, que trazem volatilidade às taxas de juros de longo prazo – o que pode fazer com que a disputa por ativos seja mais discreta do que em leilões anteriores. Embora a instituição financeira veja uma tendência de lances mais conservadores, o relatório afirma que a Taesa e a Engie, podem investir mais fortemente em ativos em São Paulo e no Rio Grande do Sul, respectivamente.

Do ponto de vista de crédito, a agência de classificação de riscos Moody’s, acredita que os novos projetos serão financiados essencialmente pelo mercado local, beneficiando-se das taxas de juros baixas e da disponibilidade de recursos de longo prazo. “O bom acesso aos mercados de dívida é apoiado pela previsibilidade do setor e pelos fluxos de caixa estáveis e a percepção de riscos de crédito reduzidos”, diz a Moody’s.

Ativos

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Os 11 blocos a serem licitados incluem a contratação de 1.958 quilômetros de novas linhas de transmissão. As oportunidades estão distribuídas em todas as regiões do Brasil, nos seguintes Estados: Amazonas, Bahia, Ceará, Espírito Santo, Goiás, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Rio Grande do Sul e São Paulo. Os lotes serão leiloados em três blocos, com início respectivamente às 9h (lotes 1, 9 e 10), 10h30 (lotes 2, 3, 4 e 5) e 11h30 (lotes 6, 7, 8 e 11). (Colaborou Luciana Collet)

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ONS confirma situação crítica dos reservatórios das principais hidrelétricas do país

O nível dos reservatórios das principais hidrelétricas do País está entre os mais baixos da série histórica, informou nesta terça-feira, 1º, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O órgão, que é responsável por monitorar o fornecimento de energia em todo o País, divulgou nota um dia após a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidir retomar o sistema de bandeiras tarifárias, com acionamento da bandeira vermelha patamar dois, o mais caro, e depois que o presidente Jair Bolsonaro afirmou, em suas redes sociais, que o País corre o risco de ter apagões devido aos “níveis baixíssimos” dos reservatórios.

De acordo com o ONS, os reservatórios do Sudeste e Centro-Oeste estão com 17,7% da capacidade, inferior aos 18,9% registrados em 2019. “Nos últimos anos, o País passou por uma escassez hídrica que não permitiu a total recuperação dos níveis dos reservatórios”, disse o ONS.

Neste momento, o armazenamento só está superior aos 15,8% verificados em 2014. No mês seguinte, em 19 janeiro de 2015, o Brasil sofreu um apagão em 11 Estados devido a picos de consumo associados ao forte calor. Na época, o governo insistiu que o sistema era robusto.

Segundo o ONS, as afluências (quantidade de água que chega aos reservatórios das hidrelétricas) no Sudeste/Centro-Oeste registraram o terceiro pior resultado da série histórica entre maio e novembro deste ano – época em que se caracteriza o período seco.

Mesmo para dezembro, quando tradicionalmente começa o período úmido, as chuvas estão muito abaixo da média. Para esta semana, até sexta-feira, 4, o ONS prevê afluências médias de 37% da média histórica.

Para fazer frente a esse cenário, o ONS informou que, desde 17 de outubro, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), órgão presidido pelo Ministério de Minas e Energia (MME), já determinou o acionamento de termelétricas, a importação de energia da Argentina e Uruguai e a flexibilização de restrições das usinas de Itaipu, Ilha Solteira e da bacia do Rio São Francisco

“Os pleitos relacionados à flexibilização de restrições relativas às usinas de Ilha Solteira e da bacia do Rio São Francisco ainda serão avaliados pela Agência Nacional de Águas (ANA)”, informou o ONS. Nos dois casos, as bacias têm uso misto e por isso precisam de aval da ANA.

Sobre os próximos meses, o ONS informou que ainda é preciso aguardar para tomar novas medidas. “Para os próximos meses, é preciso esperar e avaliar como o período úmido, que começa agora e vai até abril, irá se comportar para definir as estratégias de operação”.

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Conta mais cara: o impacto da bandeira vermelha da Aneel na inflação e nas ações de elétricas

SÃO PAULO – A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidiu ontem retomar o sistema de bandeiras tarifárias, colocando bandeira vermelha Patamar 2 nas contas de luz, levando a um aumento no custo da energia, que impacta todos os setores da economia, pois encarece tanto as despesas das empresas como das famílias.

Vale lembrar que o sistema de bandeiras tarifárias estava suspenso desde maio para aliviar a capacidade dos consumidores de pagarem pela energia elétrica diante das medidas de isolamento social tomadas para conter a proliferação do coronavírus.

“Com a decisão de ontem à noite, a bandeira vermelha Patamar 2 estabelecerá a cobrança de R$ 6,24 para cada 100 kWh a partir de amanhã e até a próxima decisão de bandeira tarifária, que ocorrerá no final de dezembro”, explicaram os economistas do Itaú BBA em relatório.

Segundo Lisandra Barbeiro, analista da XP Investimentos, o efeito da bandeira vermelha no Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), medidor oficial de inflação no Brasil, será um aumento de 45 pontos-base, ou 0,45 ponto percentual.

Assim, o IPCA no acumulado de 2020 atingiria 4,3%, acima dos 3,9% previstos anteriormente pelos economistas da corretora.

Já para 2021, a antecipação da cobrança defasada por conta da pandemia traria um efeito positivo de 30 pontos-base ou 0,3 ponto percentual. Deste modo, a inflação no ano que vem, pelas projeções da XP, cairia de 3,8% para 3,5%.

Na mesma linha, a equipe de análise do Itaú BBA revisou sua projeção para praticamente os mesmos valores por conta do reajuste nas bandeiras tarifárias.

“Essa mudança trará pressão relevante para a inflação de curto prazo. Há, no entanto, alguns elementos que podem ofuscar a queda prevista para 2021, como um provável aumento nos valores de planos de saúde, motivo porque esperamos um IPCA de 4,3% em 2020 e de 3,1% para 2021.”

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A ASA Investments também elevou suas projeções em relação ao IPCA para 4,4% em 2020 e para 3,2% em 2021. Todavia, a equipe de análise do grupo não acredita que choques na inflação de curto prazo tenham muita relevância para as decisões de política monetária do Banco Central.

“Nossa expectativa é de arrefecimento dos choques verificados em 2020 no caso dos alimentos e, em menor escala, sobre os bens industrializados. Com relação à próxima reunião de política monetária, projetamos que o BC ainda irá observar projeções de inflação abaixo do centro da meta em seu cenário base em 2021 (3,2% frente a uma meta de 3,75%) e em 2022 (3,3%, ano para o qual a meta é 3,5%)”, entendem os economistas da ASA.

Como consequência, mesmo que a inflação tenha um avanço maior que o esperado para 2020, o BC continuaria a defender uma Selic mais baixa por um período prolongado. “Mantemos nossa expectativa de que, dado o nível elevado de ociosidade presente na economia, o próximo ciclo de alta de juros deve acontecer apenas a partir de meados de 2022”, conclui a ASA.

Ações impactadas

A equipe de análise do Credit Suisse lembra que a decisão da Aneel foi tomada porque o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) espera que a demanda por energia cresça 4% para dezembro e publicou estimativas de que, por causa dessa demanda maior, os reservatórios podem cair para 15% na região Sudeste ate o final do mês.

Desse modo, o chamado GSF (Generation Scaling Factor), que mede o risco hidrológico para a geração de energia hidrelétrica, chegaria a 0,7 no quarto trimestre de 2020, o que representa um déficit de 30%.

Um GSF tão elevado, avaliam os analistas Carolina Carneiro e Rafael Nagano, do Credit Suisse, pressionaria as companhias envolvidas na geração de energia hidrelétrica como AES Tietê (TIET11), Cesp (CESP6) e Engie (EGIE3).

O banco alerta ainda que as chuvas são concentradas geralmente de janeiro a março, e portanto, seria necessário observar se a pluviosidade melhora durante o verão. O problema é que o fenômeno natural La Niña está confirmado este ano e costuma resultar em tempo mais seco para a porção sul da América Latina.

Por outro lado, para as distribuidoras seria levemente positivo nesse cenário que recursos já tenham sido antecipados para cobrir a potencial pressão de caixa vinda de maior geração térmica. “E isso implica que parte da potencial pressão tarifária para 2021 poderia ser compensada por essa antecipação”, completa o Credit. Dentre algumas distribuidoras com capital aberto na B3, estão Energisa (ENGI11), Equatorial (EQTL3), Light (LIGT3), CPFL (CPFE3), Energias do Brasil (ENBR3), Cemig (CMIG4) e Copel (CPLE6), entre outras.

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