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terça-feira, 7 de abril de 2020

Energia Elétrica


Professor, se não for abusar da sua boa vontade, poderia indicar 3-5 ações do setor elétrico para estudo?
O risco de comprar topo é todo meu, rs.
Deixei de fora alguns ativos, como ELPL, ENMA3B, ENEV3, EQTL3 e LIGT3, que estão em meu patuá!
utilities5d265f9be2af4.png
Divirta-se !!!  
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349262  - tota_57  -  24 Abr 2018, 22:48
 Oi Ivan, bom saber que ainda esta por aqui.

Tens excelentes elétricas. Gosto muito da TRPL, sai dela quando surgiu aquele risco dela perder as chamadas DITS, linhas de transmissão que a Aneel queria transferir para as distribuidoras. Lembro que esses ativos representavam uns 70% da receira da TRPL. Fiquei assustado com esse risco e pulei fora. A Aneel não conseguiu levar a proposta adiante e isso foi fundamental para a empresa. Houve ainda aquela maluquise da Dilma, que resolveu antecipar o vencimento das concessões e ferrou com a receita da CTEEP. Voce fez boas opções, optando por transmissoras.

Em relação a Energisa eu tenho algumas senões:

1- A empresa concentra o capital votante nas mãos da familha Botelho, do Bode e Gavea.
2- Ainda não coloco a mão no fogo em relação a governança da empresa.
3- Ate que ponto as necessidades de investimentos nos ativos comprados do Grupo Rede podem comprometer o crescimento da empresa?

Porem eles são ousados e eficientes e certamente vão levar alguns ativos de distribuição da Eletrobrás.

Ja em relação a minha carteira eu estou fazendo uns ajustes, mas segue lá:

FIIs: (50%)
AEFI11
BBPO11
BRCR11
FIIGS11
FIIP11B
FLRP11B
HGBS11
HGLG11
HGRE11
JSRE11
KNIP11
MFII1
MXRF11
RNDP11
VRTA11
XPCM11

Ações (50%)
BBAS3
CPLE3
FRAS3
TIET11
GRND3
VALE3
VIVT4

349257  - tota_57   -  24 Abr 2018, 21:45
Se for olhar as elétricas pelos multiplos fundamentalistas, em especial DY%, P/L e P/VP, só tem um ativo que passaria no filtro que eu usava 5 anos atrás, a Copel. O complicado é apostar na gestão de uma empresa controlada por um governo estadual. Eu tenho um pouquinho dela, comprei em 2013.


CPLE3

DY% - 12,07% (nos ultimos 5 anos só não pagou DY em 2016)

P/VP - 0,4

P/L - 5,9

Eu não recomendo comprar elétricas nesse momento.

Ainda estou aquecendo as turbinas, voltando aos estudos. Por hora estou concentrado nos FII para aplicar os recursos da venda das ELPLs.

349222  - tota_57   -  23 Abr 2018, 22:58
Tempos são outros, de consolidação nos ativos de distribuição de energia elétrica, inclusive com a participação de fortes players internacionais, em especial os Chineses, italianos, portugueses e espanhois, com muita sede .

Da forma como esta a regulação do setor elétrico dificilmente conseguiremos aqueles polpudos dividendos de outrora. Eu acabo de vender minhas ELPL3 que tinha comprado em 2013 e boa parte vou aplicar em FII, que já representam quase 50% do meu carteira.

Pela frente vislumbra-se a venda da Light, distribuidoras da Eletrobrás e Celesc.

No passado recente foi no segmento de transmissão de energia que o governo permitiu uma melhor remuneração regulatória, tanto que algumas distribuidoras entraram mais firme nos leilões.

Eu tirei um período sabático, mas mantive uma carteira de ações e FII, praticamente sem fazer ajustes ao longo do tempo. Esse ano pretendo operar de forma mais ativa.

348722  - ispholambra  -  06 Abr 2018, 02:46
Geradoras (Hidrelétricas)

As hidrelétricas tendem a ter um começo de segundo trimestre mais tranquilo... Acabei de ver no site da CCEE que o preço da energia para o mercado livre está no piso para todo país nessa semana... Ou seja... É pra não ter rebaixamento no MRE...

Porém no caso de hidrelétricas que estejam com boa parte da energia descontratada como e o caso da Tiet11, essa queda livre do preço no mercado SPOT pode ser bem danoso também...

347088 - cfernando -  14 Fev 2018, 23:22
O setor realmente está descontado, entretanto é importante escolher bem a elétrica. Taesa é uma das que mais gosto, contudo temos alternativas muito interessantes: Engie, AES, Alupar, talvez Copel / TRPL e para aqueles que estão dispostos a um pouco mais de risco: Cemig.

Um papel bem resiliente que poucos comentam e Geração Paranapanema. A liquidez e baixa mas vale um bom estudo nesse papel. Infelizmente sofreu e deve apresentar mais despesas no 4Trim (como todas as geradoras) referentes ao Fator de Ajuste de Garantia Física (o tão mencionado GSF), que nada mais é do que a energia comprada no mercado livre para suprir energia contratada.

Enfim... Para quem tem paciência, o setor elétrico possui excelentes escolhas para a carteira. A pergunta e: Qual a exposição máxima ao setor elétrico nos estamos dispostos a colocar em carteira? Eu realmente não tenho uma resposta conclusiva, mas minha “carteira target” , se tudo continuar como está até o final do ano (nos preços atuais), provavelmente terei algo em torno de 70% na maioria das empresas mencionadas acima.

347064  - paulo_prof   -  13 Fev 2018, 22:50
o que realmente "matou" no ano passado, foi a hidrologia do período seco. Ou seja, de pouco adiantou ter chegado no final de maio nos 43%, se a péssima hidrologia de junho a outubro (além do GSF recorde negativo), ter resultado num nível de apenas 17% no final de outubro. O que realmente vai acabar sendo determinante este ano, será a hidrologia do período seco. Se chover na média, os PLDs serão menores do que no ano passado. Em janeiro e fevereiro deste ano, excetuando a região norte, os PLDs estão algo acima daqueles do ano passado, ou seja, a geração térmica está um pouco maior este ano do que no ano pasado. Mas a expectativa é que a partir de junho estejam menores do que aqueles do ano passado.

De qualquer forma, a CCEE projeta um GSF de 90% na média do ano. Considerando que praticamente todas as hidroelétricas reduziram a sua exposição (relativamente à sua garantia física) acho que o impacto será muito menor do que no ano passado.
http://www2.ctee.com.br/energyexpoforum/2017/zpublisher/materia/?url=ccee-projeta-gerac-o-20-acima-da-sazonalizac-o-em-fevereiro-e-marco-20180130

347063  - CAP7   -  13 Fev 2018, 17:46
....ou copo meio cheio.....jan, fev e março com bandeira verde!!

347062  - herdsman -  13 Fev 2018, 16:16
Copo meio vazio então.

Com as chuvas pesadas de inicio de janeiro o "Climatempo" fez estes estimativas:

Com o aumento da chuva, usando os dados do dia 10 de janeiro, os reservatórios estão em 27,8%, superando por enquanto apenas 2015, mas provavelmente fecharemos o mês melhor do que em 2000 e 2001 e perto de 31/01/2017 (37,43%). Ou seja, nada muito animador! É muito provável que o período úmido entregue reservatórios de forma semelhante a 2017 (em torno de 43%).

OU seja se 31/01 termina com 37% Climatempo prevê que no final do verão chegamos nos 43% (que é muito ruim).

Mas nem chegamos nos 37% em 31/01/2018 chegamos em 31%. E as previsões para o resto de fevereiro é de chuvas 'normais'.

Mas com certeza depois do carnaval alguém vai fazer as contas.

lhttps://www.climatempo.com.br/noticia/2018/01/13/otimismo-mas-com-muita-cautela--5528

http://wxmaps.org/pix/prec8

347057  - paulo_prof   - 13 Fev 2018, 01:00
Nas últimas 15 semanas, a hidrologia só foi (marginalmente) desfavorável (em relação a igual período um ano antes) em 3!!!

347056 - paulo_prof  -  13 Fev 2018, 00:54
Não seria esta uma forma de ver o copo meio vazio?

Quem vê o copo meio cheio vai argumentar que o nível mais baixo dos reservatórios este ano (em comparação com o ano passado) não é devido a hidrologia deste ano ... mas efetivamente da hidrologia do ano passado; ou seja, a hidrologia de 2016 "entregou" o nível dos reservatórios ao final de dezembro num nível bem superior ao nível entregue no final de 2017. De fato, no final de janeiro, houve uma boa recuperação do nível perdido.

347055  - acmmattos -  12 Fev 2018, 23:33
E tava pior no início do mês! Com as chuvas recentes, melhorou um pouquinho!

RESERVATORIOS 01/02/2018 08/02/2018
Subsistema Sudeste / Centro-Oeste - EAR atual 31,47% 33,42%
FURNAS 17,18% do subsistema* 21,37% 22,98%
NOVA PONTE 11,20% do subsistema* 17,92% 19,01%
EMBORCAÇÃO 10,62% do subsistema* 14,38% 15,00%
Subsistema Sul - EAR atual 82,15% 82,32%
Subsistema Nordeste - EAR atual 17,98% 19,37%
SOBRADINHO 58,26% do subsistema* 13,84% 14,22%
TRÊS MARIAS 31,05% do subsistema* 26,46% 29,25%
Subsistema Norte - EAR atual 32,94% 41,70%
TUCURUI 50,74% do subsistema* 51,79% 64,47%
SERRA DA MESA 43,02% do subsistema* 10,31% 12,51%
*fonte ONS reservatórios

O rebaixamento deverá continuar alto, se não vier mais chuvas!

347050  - cfernando  -  12 Fev 2018, 16:23
Além da matéria publicada, temos algo que impacta muito as transmissoras: Os investimentos a serem realizados em novas linhas de transmissão que não são desprezíveis aliado aos novos leilões onde os deságios médios na receita anual permitida estão em torno de 40% de acordo com o último leilão.

Como eu disse: O setor e muito bom e BASTANTE promissor mas as “regras para que o jogo possa ser jogado” ainda não estão ajustadas.

347049  - roger35   -  12 Fev 2018, 15:26
https://www.google.com.br/amp/s/www1.folha.uol.com.br/amp/mercado/2018/02/pagamento-a-eletricas-pode-chegar-a-r-90-bi.shtml

347048  - MuadibGV   -  12 Fev 2018, 14:53
Cfernando, Mas como isso afeta as transmissoras especificamente?

347047 - cfernando -  12 Fev 2018, 13:48
Gosto muito do setor elétrico por ser perene e relativamente previsível se compararmos com outros setores como commodities e varejo mas esta completamente claro que esse setor, independentemente da operação (distribuição,transmissão e/ou geração) passa por um momento delicado o qual precisa ser revisto. Os custos de infra estrutura são altos, as perdas no setor de distribuição são relevantes, os leilões de energia estão sendo precificados de tal forma que as margens podem ficar comprometidas diante dos investimentos a serem feitos e para finalizar estamos passando por uma alteração sem precedentes na previsibilidade das chuvas. A matriz energética precisa mudar e as empresas geradoras sabem disso, as linhas de transmissão precisam de investimentos para suportar a demanda por energia e as distribuidoras precisam reduzir suas perdas.

Investir no setor elétrico é ruim? Dependendo da empresa não, mas é importante saber que o mercado está precificando tudo isso.

É um setor para quem tem paciência.

Minha impressão: Através da privatização da Eletrobrás o setor passará por uma série de ajustes os quais flexibilizara o setor como um todo quanto à sua lucratividade.

Talvez uns 2 anos para as coisas se ajustarem...

347033  - roger35  -  11 Fev 2018, 14:26
Mais mudanças para o setor elétrico...
http://economia.estadao.com.br/noticias/geral,reforma-do-setor-eletrico-pode-reduzir-custo-da-energia-para-empresas,70002185079

347010 - paulo_prof  -  09 Fev 2018, 21:38
Citação: kknove - Post #347007 - 09/Fev/2018 20:42
Professor, hoje li uma reportagem em O Globo que trata de um novo marco legal para o setor elétrico, sendo q a proposta do governo já estaria disponível para sugestões.
A matéria era bastante confusa, mas mencionava, dentre outras coisas, possíveis mudanças no ressarcimento de transmissoras, ampliando-se o prazo para isso ocorrer.
O Sr. ou algum forista sabe informar se Taesa pode ser afetada negativamente por essas mudanças?
Que eu saiba, é desenhado especificamente para as transmissoras da Eletrobrás, no que concerne a indenização pelos ativos de Rede Básica de Sistemas Existentes em 2000 – RBSE. Às demais transmissoras que aceitaram renovar a s concessões seria facultado aderir as mesmas concessões. A mudança que querem fazer é extender o prazo para a indenização anteriormente fixado em 8 anos, para 30.

Se for isto, só poderá impactar as transmissoras que renovaram as concessões. Incluindo a TRPL, mas não a TAEE. De qualquer forma, ninguém garante que uma TRPL vai aceitar isto passivamente. Sem dúvida irá questionar na justiça.

De qualquer forma, é um projeto de lei que trata de muita coisa, incluindo o expurgo, do cálculo do GSF, da geração fora da ordem de mérito, da antecipação da garantia física de projetos estruturantes como Belo Monte, Jirau e Santo Antonio e da restrição de escoamento desses projetos em função de atrasos na impantação de linhas de transmissão, e uma proposta para o acerto das pendências na CCEE.

Muita água ainda vai rolar até que uma lei seja aprovada, mesmo porque a Fazenda é contra, por exemplo, da proposta de solução para o estoque da dívida das geradoras relacionado ao GSF, que envolve aumento de prazo da concessão (do ponto de vista da Fazenda, um aumento de prazo da concessão é equivalente a passar a conta para o governo).

346991  - pinheiro87  -  09 Fev 2018, 16:58
Alguns pensamentos perdidos de um forista ausente:
[...]
Além disso acho um bom momento para comprar elétricas, TAEE11, TIET11, apesar de não estar acompanhando de perto a treta do GSF, mas aqui vai na raça mesmo. SAPR4 acho que tá muito barata, mas todo mundo já sabe disso.
[...]

346750 - paulo_prof -  02 Fev 2018, 00:52
Citação: cap7 - Post #346729 - 01/Fev/2018 13:45
Professor Paulo
Por que as elétricas / distribuidoras de um modo geral estão caindo?
Seria por causa do futuro WACC menor?
Não concordo com a afirmação de que distribuidoras, de um modo geral, estejam caindo. Há algumas quedas, mas são pontuais. Há poucas distribuidoras puras com liquidez no mercado. COCE, REDE, ELPL, ENGI e EQTL, com esta última já tendo decidido atuar também em outros setores. Destas, a única que andou sofrendo ultimamente parece ter sido a ELPL.

Distribuidoras como a EKTR ,ENMA, CEPE, CEBR, EMAE, etc. não têm liquidez. Qualquer investidor com algum cacau pode manipular o mercado. As demais distribuidoras, como CMIG, CPLE, CSLC, ENBR, LIGT, estão associadas a geradoras e transmissoras. Sabemos que o momento não é o mais propício para a geração hidráulica, apesar da melhora na hidrologia do sul e do sudeste/centro-oeste neste 1T18.

A questão do WACC só impacta distribuidoras, e nada ainda está definido. Na minha opinião, reduzir o WACC de 8,09% para 7,71% pode ser um tiro no pé. Para o consumidor, a redução na conta seria imperceptível. Por outro lado, entretando, o impacto nos investimentos não seria pequeno. Acho que a ANEEL faria um melhor trabalho impondo índices de .qualidade mais ambiciosos em troca da manutenção do WACC.

346512 - cfernando  - 26 Jan 2018, 21:23
Olá Professor!
O sr tem toda razão em relação às informações mencionadas quanto a Cemig e Copel, entretanto eu vejo os ativos da Cemig mais atrativos (maior valor) em relação à Copel, principalmente no que tange a transmissão. Finalmente o que me incomoda muito em relação à Copel e até mesmo em Sanepar e seu gestor: O governo do estado do Paraná. São empresas bastante descontadas, mas é muito incerto o que acontecerá ano que vem.

Em tempo: Nao que o governo de Minas seja uma maravilha, mas muito provavelmente teremos uma surpresa positiva em Minas no que tange às estatais (alteração de governo) a partir de 2018. Algo que não vejo no Paraná.

346501  - paulo_prof  -  26 Jan 2018, 16:36
cfernando, bancando o advogado do diabo, por que CMIG4 e não, por exemplo, CPLE3?

Ambas atuam nos 4 segmentos da energia elétrica (geração, transmissão, distribuição e comercialização) e ambas estão descontadas (pelo menos em relação ao VPA).

Ambas apresentaram impactos de eventos não recorrentes em seus últimos balanços, de modo que há que se ter um cuidado no cálculo dos múltiplos, principalmente queles que envolvem Ebitda e Lucro.

A Cemig só deixou de "apropriar" completamente os resultados das usinas recentemente licitadas (São Simão, Jaguara e Miranda) a partir do 2T17, de modo que resultados trimestrais até o 1T17, inclusive. Além de "contaminados", parte destes resultados podem acabar tendo que ser devolvidos, se a União resolver acionar a Cemig na justiça, por apropriação indébita. No 3T17, a Cemig contabilizou uma despesa de R$ 588 milhões devido a adesão ao PERT, uma receita financeira de R$ 277 milhões devido ao recálculo de valores relativos a compromissos com o Estado de Minas Gerais (AFAC) e uma despesa de R$ 112 milhões relativos à provisão para perdas em investimentos (impairment). A grosso modo, portanto, o Ebitda do 3T poderia ser aumentado em aprox. R$ 470 milhões e o lucro líquido, aumentado em aprox. R$ 305 milhões. Se considerarmos um Ebitda trimestral médio de R$ 570 milhões, obteríamos Endividamento Líquido / Ebitda = 5,9; EV/EBITDA = 9,87. Considerando um lucro trimestral médio de R$ 235 milhões, obtém-se P/L = 9,57. Os demais múltiplos seriam P/VPA = 0,68, ROE = 7,1%.

No caso da Copel, os Resultados do 3T17 teriam sido impactados por uma reversão de impairment de R$ 158 milhões e uma Receita Financeira de R$ 114 milhões devidos à adesão ao PERT. Em consequência, o Ebitda teria sido impactado positivamente em R$ 158 milhões e o lucro líquido em pelo menos R$ 180 milhões. Anualizando os resultados dos 9M17 corrigidos, obtém-se um Ebitda de R$ 2,77 bilhões e um lucro líquido de R$ 1 bilhão, fornecendo os múltiplos (ao preço corrente da CPLE3 de R$ 21,28), P/L = 5,82; P/VPA = 0,37; EV/EBITDA = 5,52; Endividamento Liquido/Ebitda = 3,42, ROE = 6,4%.

A Cemig distribuiu 200% do lucro líquido apurado no exercício de 2016. A Copel distribuiu 50%. Acho que está mais do que evidente de que o payout da Cemig não será repetido. Se vierem 30% no exercicio de 2017, os acionistas minoritários deverão se dar por muito satisfeitos, pois a maior probabilidade é que a distribuição seja a mínima legal. Em 2018 não acho que a distribuilão chegue a 50%. No que se refere a Copel, o controlador mandou distribuir 50% e o CEO reclamou ... mas teve que engolir. Não acredito que que a política seja modificada nos exercícios de 2017 e 2018.

346488  - cfernando   -  25 Jan 2018, 23:04
#andremarafon e exatamente essa discussão que estou provocando entre nós. Gosto muito do setor elétrico, mas acredito que cada vez mais precisamos entender e compartilhar conhecimento com os demais foristas a respeito das empresas e de suas operações sejam elas transmissão, geração, distribuição ou ambas. Acredito que esse é um setor que tem muito a evoluir no Brasil juntamente com a área de infra estrutura. Com isso, vejo oportunidades fantásticas nesses papéis. Nesse sentido, conforme vc menciona e eu concordo, verifico que Alupar e uma empresa de valor; entretanto seria a melhor empresa do setor elétrico para se investir agora pensando em yields e valorização?

Isso não quer dizer que eu considere TIET11 e CMIG4 as pérolas escondidas, mas o meu questionamento e: Quais ações do setor elétrico colocaríamos numa carteira pensando em valorização e yields considerando o curto/médio prazo (1 - 3 anos)? Qual o fundamento para as escolhas?

346487  - andremarafon   -  25 Jan 2018, 22:49
Sobre a Alupar. Na semana passada eu fui numa reunião que eles fizeram aqui em Sp e a minha visão é mais ou menos a mesma que a sua. Eles tem 5 Bi de investimentos em transmissão até 2022. Desta forma o Dy não será generoso nesse período mas, segundo ele, os indicadores das dívidas são rigorosos e ficarão sob controle além da empresa crescer neste período e as ações acompanharem, de alguma forma, este crescimento. Falou também que o Payout será de 50% de acordo com o estatuto. A empresa deverá apresentar crescimento visto que até 2022 terão um aumento de +/- 2.500 Km nas linhas de transmissão.
Por fim, questionei se a ideia deles seria focar os investimentos somente em transmissão a partir de agora e ele disse que depende das necessidades do mercado. Para o momento os maiores investimentos são em transmissão, e deverão ficar assim por mais algum tempo, mas se a demanda do mercado mudar para eles estarão atentos. Ainda não comprei porque já tenho tiet e taee, estou estudando o caso mas a empresa é boa e depende muito do perfil do investidor. De fato não é uma empresa que a ação vai sair voando.

346481  - cfernando -  25 Jan 2018, 17:34
Sem duvida alguma Alupar e uma bela empresa com múltiplos muito interessantes, além de uma exposição moderada (consideraria até baixa em relação à TIET) no que diz respeito à geração. Contudo me parece razoavelmente precificada. Não vejo por exemplo ALUP11 (mais líquida) com uma valorização de 20 ou 30% nos próximos 12 meses. Pelo contrário. Acredito que o topo dela antes dos dividendos de Abril deverá ficar entre 20 - 22 reais.

Energias do Brasil e uma boa empresa, mas me parece muito endividada. Vale a pena vc checar a dívida líquida versus seu LAJIDA. Se o foco é fluxo de dividendos (meu caso) E uma empresa que nesse patamar não me interessa.

EKTR: Bem... recentemente tive uma boa argumentação com o professor a respeito dessa empresa. No meu ponto de vista, como empresa eu classificaria como uma das melhores (se não a melhor) no âmbito das distribuidoras, mas... Conhecendo o que eu conheço de Iberdrola, prefiro esperar. Existem riscos consideráveis nesse papel no curto/médio prazo.

Daí vem meu ponto: Vale a pena Investir em CMIG4 esperando um turnaround no médio prazo e TIET11 aguardando um desfecho para esse imbróglio referente a GSF ou seria mais adequado esperar esses papéis derreterem um pouco mais? Tem espaço para cair mais ou está bem precificado?

346479  - herdsman   - 25 Jan 2018, 15:19
Mas antes de tentar 'pegar barato' cmig e tiet vê se não é interessante comprar enbr3 por 13,50 ou alup4 por 5,20.

Qualquer impacto de gsf vai er menos sentido por estes dois, e se por uma sorte as chuvas enchem os reservatórios estes também são beneficiados.

Comprei nesta semana, EKTR4, ENBR3 e ALUP4.

346477  - cfernando -  25 Jan 2018, 13:00
Esse assunto é bastante importante no que tange as empresas de geração. Concordo que o mercado irá precificar (derrubar) o preço de empresas interessantes como a AES TIETÊ , entretanto eu já verifico que o espaço para uma queda maior no preço de TIET11 está se encurtando visto que muitos papéis já subiram muito. Não é possível sabermos ao certo até onde/quanto ela pode cair, mas não acredito em quedas que possam traze la a preços abaixo de $10,00. Diante disso a pergunta é... Será que chega a $10,00 e é mais prudente esperar ou é melhor ir comprando aos poucos a partir de agora?

Outro case que merece atenção é CMIG4. Sumarizando uma opinião: Quando vejo os preços de CMIG4 e TIET11, não é difícil perceber que esses papéis estão sendo penalizados por situações pontuais de gestão (caso da CMIG) e GSF/risco hidrológico (ambas), contudo olhando para o médio prazo (entre 1 a 3 anos) não consigo ver esses papéis a esses preços. Muito pelo contrário, acredito que eles estarão muito distantes dos preços atuais. Vcs concordam?

346451 - paulo_prof   -  24 Jan 2018, 14:35
Como esperado, parece que o governo e a ANEEL vão mesmo trabalhar para reverter todas as liminares que limitam o GSF a 95%. Isto acarretará um Deus nos acuda, pois exigirá que as empresas devedoras acertem as suas pendências na CCEE a vista, agravado pelo fato de que pelo menos 1/3 desta conta (de R$ 6 bilhões) é decorrente de fatores alheios à condição hídrica (atraso nos projetos estruturantes, atraso na entrega de linhas de transmissão, despacho de térmicas fora da ordem do mérito, etc.).

É minha expectativa que a queda das liminares seja acompanhada de um castigo dos ativos por parte do mercado. É possível/provável (não seria a primeira vez) que o mercado acabe exagerando. Que as geradoras serão ressarcidas dos valores que não estão diretamente associados ao risco hídrico é certeza. Por outro lado, também é certo de que as geradoras não aceiitarão continuar a operar mantido o status quo. Ingressarão com novas ações e como, pelo menos em parte, têm razão, é provável que consigam novas liminares, obrigando o governo a encontrar uma solução sistêmica definitiva. Num segundo momento, portanto, as geradoras devem ser beneficiadas.

346132  - paulo_prof   - 15 Jan 2018, 21:11
Acho que se vc está buscando uma exposição maior no setor elétrico, deveria considerar a o sub-setor da distribuição como prioridade, já que em sua carteira esta exposição está limitada a EKTR.

Das que vc lista acima, só ENBR3 e CPLE3 atuam na distribuição, mas eu ficaria numa grande dúvida em qual apostar hoje. A ENBR me parece uma muito melhor empresa, mas a CPLE está bastante mais descontada.

Visando o longo prazo, entretanto, talvez seja o caso de considerar a EQTL3. É uma empresa que apresenta maiories taxas de crescimento de geração de caida medida pelo Ebitda e tem mais "pinta" de que já é valorizada pelo mercado num patamar mais alto.

346127  - ispholambra  -  15 Jan 2018, 19:30
O setor eletrico e muito grande... e da pra ficar bem diversificado mesmo investindo todo o capital nele...

No momento estou com XPOM11, ESUD/ESUT, TRPL/TAEE, EGIE e EKTR...

Sao ativos de setores diferentes... geracao no caso dos FIPs, transmissao e distribuicao....

Tudo da em torno de 40% do capital... mas nao me sinto desconfortável...

Tenho alguma coisa em bancos...e o resto em FIIs...

Mas quero comprar mais acoes... se a bolsa subir tudo o que o povo vem comentando... quero poder aproveitar um pouco do movimento...

Acredito que FIIs e FIPs nao devam surfar num movimento maior de alta da bolsa...sao mais semelhantes à renda fixa.

346122  - ispholambra -  15 Jan 2018, 18:57
Professor Paulo,

Se o senhor tivesse 30.000,00 para comprar em acoes de empresas do setor eletrico para um prazo medio de 5 anos, e pudesse escolher entre as seguintes:

ENBR3

TIET11

ENEV3

ALUP11

CPLE3

Qual ou quais o senhor escolheria? Porque?

Caso o senhor tenha alguma outra sugestao tambem é aceita... só e EKTR que fica de fora porque ja encarteirei um pouco dela...

346052  - paulo_prof   -  12 Jan 2018, 13:48
alguém sabe, nos detalhes, o que acontece no final de uma concessão de geração de energia eólica?

De uma maneira geral, os contratos de energia eólica têm duração de 20 anos. O que acontece ao término destes contratos?

Quero crer que muitos dos ativos que compõem um parque eólico, como a torre, casa de comando, casa de força, postes e fios, transformador, reator, etc, têm vida útil sensivelmente maior do que os 20 anos do contrato. Por outro lado, quero crer que as pás do aerogerador possam ser reformadas, para que a sua vida útil seja ampliada. Em consequência, acho que é possível um parque eólico continuar a gerar energia competitiva, após o final do contrato. Mesmo se, em 20 anos, a evolução tecnológica tenha baixado o custo do MWh eólico novo, a necessidade de investimentos apenas marginais de instalações antigas pode ser competitivo.

Tenho dificuldades em fazer o valuation de plantas de geração de energia eólica porque não sei estimar o valor do parque ao término do contrato.

345040  - vktw -  08 Dez 2017, 14:11
A comparação entre as duas empresas é mais complexa do que parece.

Alguns pontos devem ser levados em consideração:

Parte do alto patrimônio da TRPL é indenização a receber, uma situação incomum.

O Resultado IFRS da TAEE está sendo impactado por um cenário que é bastante incomum no Brasil: igp-m em deflação. Um IGP-M em 3% que seja, já muda muito a cara do resultado IFRS.

Se olharmos as duas empresas, por outro ângulo, a TAEE já ganha mais uma vantagem interessante:

Valor de mercado: TRPL4 10.212.700 TAEE11 117.062.230

Fluxo de caixa Operacional 9m17: TRPL4 278.242 TAEE11 1.176.454

P/FCO: TRPL4 36,7 (27,5 anualizado) TAEE11 6,0 (4,5 anualizado)

Se o FCO da TRPL dobrar, e o da TAEE cair pela metade, ainda assim o P/FCO da TRPL fica maior que o da TAEE

Eu gosto das duas empresas, e tb gosto bastante do setor, mas minha posição em TAEE é 3x a posição de TRPL.

345032  - marcosvinicius2 -  08 Dez 2017, 12:40
COMPARAÇÃO ENTRE EMPRESAS DO MESMO SETOR (TAEE11 X TRPL4):

TAEE11
PREÇO: 20,81
PAYOUT (2016): 108,06%

Múltiplos baseados nos últimos 12 meses

P/L 38,80
P/VPA 5,05
PSR 21,20
DY 2,79%
EV/EBITDA 29,69
MARGEM BRUTA 82,82%
MARGEM OPERACIONAL 58,95%
MARGEM LÍQUIDA 54,64%
LUCRO POR AÇÃO 0,536
MARGEM EBITDA 83,49%
DÍVIDA BRUTA/PATRIMÔNIO LÍQUIDO 86,50%
ROE 13,03%
LIQUIDEZ CORRENTE 1,94

O P/VPA da TAEE11 corrente é 5,05. O seu (P/L) U3M = 55,25 (anualizando o lucro do último trimestre) e o seu (P/L) U6M = 63,50 (anualizando o lucro do último semestre). Até mesmo o (P/L) U12M = 38,80 está bastante "INFLADO". Note que o lucro vem mantendo-se INSTAVEL, trimestre a trimestre. O seu (ROE) U3M = 9,15%, (ROE) U6M = 7,96%, ou (ROE) U12M = 13,03% é um dos menores do setor.

TRPL4
PREÇO: 62,00
PAYOUT (2016): 5,02%

Múltiplos baseados nos últimos 12 meses

P/L 7,23
P/VPA 0,91
PSR 3,83
DY 0,69%
EV/EBITDA 5,46
MARGEM BRUTA 78,91%
MARGEM OPERACIONAL 76,32%
MARGEM LÍQUIDA 52,91%
LUCRO POR AÇÃO 8,572
MARGEM EBITDA 79,09%
DÍVIDA BRUTA/PATRIMÔNIO LÍQUIDO 17,40%
ROE 12,61%
LIQUIDEZ CORRENTE 2,89

O P/VPA da TRPL4 corrente é 0,91. O seu (P/L) U3M = 5,67 (anualizando o lucro do último trimestre) e o seu (P/L) U6M = 5,38 (anualizando o lucro do último semestre). Até mesmo o (P/L) U12M = 7,23 está bastante "ATRATIVO". Note que o lucro vem mantendo-se ESTÁVEL, trimestre a trimestre. O seu (ROE) U3M = 16,08%, (ROE) U6M = 16,95%, ou (ROE) U12M = 12,61% é um dos menores do setor.


A partir dos indicadores apresentados podemos estabelecer algumas proposições:


i) Considerando o P/L menor da TRPL4 quando comparada a TAEE11, vamos admitir o mesmo P/L, para as duas empresas (P/L TRPL4 = P/L TAEE11). Um lucro líquido anual de R$ 2.927 milhões produziria um P/L de 20,81 X 1.033/2.976 = 7,23!!! Para a TAEE11 conseguir de forma recorrente um lucro líquido anual de R$ 2.927 milhões, o lucro operacional teria que ser de R$ 3.020 milhões. Como a despesa/receita operacional anual é de aprox. R$ 3,430 milhões (DG&A (U12M) = -120 milhões + Resultado EquivPatr (U12M) = + 123 milhões) , o lucro bruto teria que ser de R$ 3.262 milhões, ou seja, quase R$ 815 milhões por trimestre. Mesmo admitindo uma margem bruta de 95% (que a empresa nunca apresentou na sua história), a receita líquida teria que ser de R$ 859 milhões por trimestre. Hoje a média trimestral está em R$ 253 milhões, ou seja, praticamente 30% do que é necessário.


ii) Considerando o EV/EBITDA menor da TRPL4 quando comparada a TAEE11, vamos admitir o mesmo EV/EBITDA, para as duas empresas (EV/EBITDA TRPL4 = EV/EBITDA TAEE11). Uma disponibilidade de 7.310 milhões produziria um EV/EBITDA de 20,81 X 1.033 - 3.670 / 3.269 = 5,46!!! Para a TAEE11 conseguir de forma recorrente uma DivLiq de R$ - 3.670 milhões, as disponibilidades teriam que ser de R$ 7.351 milhões, a média mensal (U12M) = 445 milhões, ou seja, apenas 6,05% do que é necessário,


iii) Considerando o PSR menor da TRPL4 quando comparada a TAEE11, vamos admitir o mesmo PSR, para as duas empresas (PSR TRPL4 = PSR TAEE11). Uma receita líquida anual de R$ 5.619 milhões produziria um PSR de 20,81 X 1.033/5.619 = 3,83!!! Para TAEE11 conseguir de forma recorrente uma receita líquida anual de R$ 5.619 milhões, a receita líquida trimestral deveria ser de 1.404 milhões, hoje a receita líquida trimestral da TAEE11 é de 253 milhões, ou seja, apenas 18% do que é necessário.


iv) Considerando o P/VP menor da TRPL4 quando comparada a TAEE11, vamos admitir o mesmo P/VP, para as duas empresas (P/VP TRPL4 = P/VP TAEE11). Um PATRIMÔNIO LÍQUIDO de R$ 23.600 milhões produziria um P/VP de 20,81 X 1.033/23.600 = 0,91!!! O problema é que o PATRIMÔNIO LÍQUIDO hoje da TAEE11 é de 4.255 milhões, ou seja, apenas 18% do que seria necessário. Outra possibilidade seria o preço da ação, que deveria ser de R$ 3,76 para a obtenção do mesmo P/VPA, desta forma teríamos 3,76 x 1.033/4.255 = 0,91!!!, ocorre que a cotação da TAEE11 hoje é de R$ 20,81.


v) Considerando o ROE menor da TRPL4 quando comparada a TAEE11, vamos admitir o mesmo ROE, para as duas empresas (ROE TRPL4 = ROE TAEE11). Um lucro líquido anual de R$ 1.458 milhões produziria um ROE de 1.458/11.194 = 13,03!!! Para TRPL4 conseguir de forma recorrente um lucro líquido anual de R$ 1.458 milhões, o lucro operacional teria que ser de R$ 2.083 milhões. Como a despesa/receita operacional anual é de aprox. R$ -4,913 milhões (DG&A (U12M) = -126 milhões + Resultado EquivPatr (U12M) = + 151 milhões) , o lucro bruto teria que ser de R$ 2.152 milhões, ou seja, quase R$ 538 milhões por trimestre. Mesmo admitindo uma margem bruta de 79% (PERFEITAMENTE FACTÍVEL), a receita líquida teria que ser de R$ 678 milhões por trimestre. Hoje a média trimestral está em R$ 667 milhões, ou seja, praticamente O MESMO VALOR do que é necessário.

CONCLUSÃO: Diante das proposições apresentadas anteriormente, verificamos que TRPL demonstra FLAGRANTE vantagem em quatro delas (i, ii, iii e iv), a única que apresenta desvantagem seria a proposição (v), mas para se atingir o mesmo ROE seria necessário um pequeno incremento em sua receita líquida.

344367  - menghele   -  25 Nov 2017, 14:22
Ouse-me tecer mais algumas considerações, só para completar a sua interpretação do "momento" do Setor Elétrico, e do "case" CEMIG/TAESA.

Já era tarde, e meus dias no Brasil são intensos em atividades não ligadas ao mercado financeiro, repletas de contatos humanos, assim desgastantes: mais veja bem, mesmo minha "aritmética mental" tendo chegado a uma conclusão terrivelmente errada , no "CASE CEMIG", praticamente não faz diferença, porque:

70MI ou 700MI É PRATICAMENTE NADA para uma empresa que, (fazendo minhas as SUAS palavras) nos últimos 4 trimestres, está com EBIT de 2,5B, resultado financeiro de -1B, dívida de curto prazo de 5B dentro de uma dívida total de 14B. E isso NEM SERÁ um fôlego, POIS Os recursos obtidos com a venda das ações no Leilão serão depositados numa conta vinculada para honrar os compromissos da Companhia relacionados à opção de venda outorgada aos bancos acionistas da RME - Rio Minas Energia Participações S.A. ("RME") e da Luce Empreendimentos e Participações S.A. ("Lepsa").", PARA HONRAR UMA OPÇÃO DE VENDA DO CONSORCIO DE UMA PARTICIPAÇÃO NA LIGHT. Então a "situation" volta para Cemig a estaca zero, alias PIOR pois foi obrigada a despender recursos para aumentar a participação em uma Empresa problemática.

Quanto a Copel, citada, prefiro esperar a publicação dos resultados para me manifestar e dar minha opinião respeito ao "case", posso adiantar que contudo entendo a situação de COPEL, BEM DIFERENTE daquela da Cemig, com um potencial de UP SIDE bem substancial no rebalanceamento de algumas questões que hoje a envolvem, Vou pedir ajuda e chamar na discussão o "Mestre" Prof. Paulo. Vamos postergar uma simpática troca de ideias.

De dez. 2016 até HOJE, algumas do SETOR ELÉTRICO

ELETROPAULO de cerca R$6,50/7 a R$16,00 (cerca + 140,00% - tornaround/melhora nos fundamentos/NOVO MERCADO/provável-possível troca de Controle)

CELESC de cerca R$13,50/14 a R$20,00 (com várias chances de ter sido vendida a R$21,50/22,00 + 43%) - (cometário vou deixar para depois)

EQTL de cerca R$50 a R$65,00 (cerca + 30% - crescimento/fundamentos/governança/querida dos estrangeiros)

Agora realmente TAEE11/ENBR3/CPLE3-5/CESP6-3/ELET3-5/TIET11-3-4 e outras POR ORA tomaram uma surra de Bons Fiis. Contudo queria ver, só ver NO CASO em que o Brasil engatilhe 2 (dois) anos de crescimento de PIB de 3,00/3,5% com uma taxa Selic a (6,75%/7%) como iria ficar....

336407  - alca41 -  04 Abr 2017, 11:39
Governo brasileiro assina decreto que autoriza leilão de descontratação de energia

31/03/2017/em Destaque, Notícia /
O presidente Michel Temer autorizou realização de um leilão para descontratar projetos de energia de reserva, que deverá seguir diretrizes do Ministério de Minas e Energia, segundo decreto publicado no Diário Oficial da União desta sexta-feira.

Poderão participar do leilão de descontratação usinas contratadas em leilões de energia de reserva que ainda tenham contratos vigentes e que ainda não tenham iniciado operação em teste. O edital para a licitação será elaborado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

O decreto não cita uma data para a licitação.

Segundo o decreto, as empresas interessadas em cancelar seus projetos de energia de reserva deverão apresentar propostas de descontratação segundo critérios a serem definidos pelo Ministério de Minas e Energia, que deverá avaliar a vantagem de cancelar as usinas. As empresas também deverão pagar um prêmio no leilão.

Os empreendimentos que forem escolhidos como os elegíveis à descontratação terão a rescisão automática de seus contratos, ou redução de montantes contratados, sem aplicação de multa rescisória. Os projetos também terão liberadas garantias financeiras que depositaram referentes a essas usinas e terão as outorgas extintas pela Aneel.

As empresas que descontratarem projetos no leilão terão depois que ficar sem participar dos próximos dois leilões de energia de reserva que sejam realizados, segundo o decreto.

O decreto também aponta que os recursos arrecadados com o pagamento do prêmio no leilão serão direcionados para a Conta de Energia de Reserva (Coner), um fundo setorial administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

O montante de energia de reserva a ser descontratado será definido pelo ministério com base em estudos da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

Fonte: Reuters | Luciano Costa 
legal este forum, pelo pouco que li parece ser bastante serio, vou participar mais aqui
eu gostaria de saber a opiniao dos amigos, sobre o setor eletrico, vcs não acham muito cedo para entrar comprado nas ações deste setor não? acho que ainda vai ficar um bom tempo neste patamar, tendo em vista que muitos investimentos terão que ser feitos no setor, sem contar que o governo está usando este setor para conquistar os pobres, reduzindo a conta de luz e aumentando o preço do combustivel, pois é, todo pobre tem luz em casa, porem poucos tem carro, gostaria de saber a opinião de vcs
até mais

Bemvindo ...

No que tange o setor elétrico, acho que a melhor aposta para o médio/longo prazo é a ELET. No caso, a ELET3 a R$ 5,70 está com um preço ridículo (P/VPA = 0,12), especialmente depois da Eletrobrás demonstrar, pelos resultados do 1T13, que tem condições de gerar lucro. Para aqueles que acreditam que a nossa senhora em Brasília não tenha a cara de pau de mudar a regra do jogo (estatuto social) relativa aos proventos mínimos, a ELET6 encerra um risco menor, pois em princípio garante um rendimento líquido de R$ 1,39/ação/ano, o que ao preço de R$ 10,20 fornece um DY = 13,6% para um P/VPA = 0,21, igualmente ridículo.

Confesso entretanto, não estar entendendo porque o mercado bateu forte nos ativos da Eletrobrás nos 2 últimos pregões. Só pode ser devido a fuga dos firanges. Para mim, ou nada estou entendendo (bastante provável) ou o movimento faz pouco sentido, já que a desvalorização do real é positivo no que concerne o resultado financeiro da empresa. Apesar de ter uma dívida bilionária em dólares, tem ativos ainda maiores na mesma moeda. Em conseqüência, a atualização cambial fornece um resultado positivo sempre que o dólar valoriza em relação ao real. Vou ficar muito surpres se a empresa não postar um resultado positivo já no 2T13 (mesmo considerando que este resultado seja não recorrente, pois será devido a uma desvalorização sensível do real).

De uma maneira geral, eu nunca investiria numa Eletrobrás ... mas aos preços vigentes, a margem de segurança é tão grande que as chances de se dar mal no longo prazo são minúsculas.

Outros ativos interessantes para o longo prazo parecem ser:

CPLE: a única grande ameaça que visualizo é esta vontade de adquirir os ativos da Rede Energia ... o meu palpite é que estes ativos, se adquiridos, vão puxar o resultado da Copel para baixo durante muito tempo. 

CMIG: especialmente se tiver sucesso em seu pleito de obter (na justiça) a renovação automática das 3 usinas cujo prazo de concessão está vencendo. Se a CMIG não conseguir renovar as concessões sem ônus (ter que cobrar bem menos pela energia do que está conrando hoje), acho que o quadro ainda será positivo, mas não se poderá afirmar que os ativos estão sendo oferecidos de graça.

ELPL: tendo em vista o mercado em que atua, acho que visando um investimento de longo prazo está barata, especialmente se for bem sucedida em seu pleito junto a ANEEL de ver reconhecidos alguns investimentos realizados no passado e que não foram considerandos na revisão de terceiro ciclo. Considerando, entretanto, que também há ameaças (problemas atuariais no fundo de pensão e imbroglio judicial com a Eletrobrás), recomenda-se moderação.

Bom dia, caro Prof. Paulo,
E TAEE11 não lhe agrada? Ou já está "cara"?

A ELET6 tem pontos forte e fracos:

Fortes: posição de caixa confortável, concessões importantes em desenvolvimento, previsão estatutária de dividendos interessantes para as ações preferenciais, reservas de lucros.

Fracos: gestão ineficiente, com custos muito altos; programa de redução de custos encaminhado com lentidão; Programa de demissão incentivada caro e que certamente vai fazer sair só quem já estava de malas prontas... cultura corporativa péssima.

De qualquer sorte, considerando que ela praticamente tem caixa líquido e que boa parte do endividamento recente será quitado com o fluxo de caixa dos projetos que devem inaugurar até 2016, é de se analisar com mais cuidado.

O grande atrativo, conforme posto pelo Professor Paulo, é a distribuição de proventos. Ela virá da reserva de lucros, salvo entendimento de que com prejuízo anual isto não será mais possível. Neste último ano encerrado, parte da reserva de lucros foi distribuída. Mas isto não é uma certeza. O fluxo de caixa da empresa continua forte e tranquilo. Mas ela não deve apresentar lucros tão cedo... E vai depender da eficiência do controle de custos. A única coisa que dava lucro forte da Eletrobrás eram as concessões de transmissão, que foram renovadas com valores muito baixos...

Mas, ela está recebendo uma boa grana por estas concessões que foram renovadas com receitas irrisórias e deve ganhar algum retorno financeiro com isto. Seu caixa é remunerado acima do seu custo de captação. E o aumento da SELIC lhe é benéfico.

Assim, o investimento, ciente dos riscos colocados acima, se torna interessante especialmente pelo: a) baixo P/VPA em que a ação é negociada; b) dividendos estatutários fortes; c) possibilidade futura de governos que presem mais pela eficiência da administração pública (CEMIG e COPEL são absurdamente melhor administradas).

CONCLUSÃO: Fiz a troca de ELPL4 por ELET6/ELET3. A primeira é operacionalmente muito melhor, mas a dívida está pesando muito. A segunda pode esperar por dias melhores, pois sua condição de caixa é muito positiva. No balanço dos riscos, o momento é de cautela... e ter caixa é mesmo um diferencial importante...

OBS: está é a última operação de recomposição da carteira de dividendos...

Small e Prof. Paulo, e a GETI3 que não foi citada...?!!?!?! Tá saindo do radar??

Vocês não consideram TRPL4 uma boa, não?

Acho que aos preços de hoje, TAEE11 (P/VPA = 1,87), GETI3/4 (P/VPA=4 a 4.5), COCE3/5 (P/VPA = 2.2), etc são ativos "normais". Não oferecem oportunidades (mesmo com grandes riscos) de ganhos polpudos.

Eh bom lembrar que TAEE11 eh controlada pela Cemig, acho que a cemig tem 30% de participacao! De repente seria melhor comprar Cemig, nao?

Sim. Para o médio prazo (15 meses) sou da opinião de que a expectativa de retorno da CMIG3 é maior do que a da TAE11.

Particularmente estou posicionado no ativo, considerando um prazo mais longo por acreditar que possa se tornar uma boa "dividendeira", ou não?

Excelente, ainda mais agora entrando no ramo de Gas!

obrigado paulo e small, eu estou vendo um ponto de entrada na ELET3, estou entrando pq acho o risco pequeno, mas sei que corro o risco de ficar com o dinheiro travado ali por um bom tempo e o papel no sair do lugar, muito obrigado e sempre q puder, irei participar do forum 

Sem duvida ... ao preço corrente deverá propiciar um DY na faixa dos 7-8%. 
                                                                                           ▲                                                                      ▲

Será??

Ajuda a elétricas deve impulsionar ações


Por Téo Takar e Aline Cury Zampieri | De São Paulo


Ações do setor elétrico avançam com expectativa de que o governo anuncie hoje ajuda às distribuidoras para tapar rombo deixado pelo uso de termelétricas.

Depois de meses de marasmo, parece que a Bovespa resolveu tirar todo o atraso em relação às demais bolsas internacionais nesta semana. Na quarta-feira, a "culpada" foi Petrobras e seu reajuste de 5% no óleo diesel. Ontem, as "empresas X" deram sequência à festa, depois que Eike Batista surpreendeu e anunciou uma parceria estratégica com o BTG Pactual, de André Esteves. Será que a festa acaba hoje? Tudo indica que não. As eleitas para "bombar" deverão ser as companhias de energia elétrica.

A alta de alguns papéis do setor chamou atenção a partir do meio da tarde de ontem. Eletropaulo PN (9,68%), Eletrobras ON (7,20%), Light ON (5,83%) e Cemig PN (5,40%), ficaram atrás apenas das "empresas X". Conforme apurou o Valor, circularam fortes rumores de que o governo deve anunciar nesta sexta-feira a ajuda financeira para as distribuidoras de energia, com objetivo de tapar o rombo deixado pelo uso intenso de termelétricas - fonte mais cara do que as hidrelétricas, que foram poupadas devido ao baixo nível das represas

As atenções do mercado também recairão sobre a divulgação da inflação medida pelo IPCA em fevereiro e sobre dado de geração de emprego nos Estados Unidos, conhecido como "payroll".

Ontem, o cenário externo foi positivo, mas influenciou pouco a bolsa brasileira. O destaque foram as reuniões do Banco Central Europeu (BCE) e do Banco da Inglaterra (BoE), que mantiveram suas políticas monetárias inalteradas. No cenário macro interno, a produção industrial surpreendeu os economistas, com avanço de 2,5% em janeiro, ante a expectativa de 1,8%. E o Copom deu o sinal de que pode iniciar o ciclo de aperto monetário em algum momento neste ano.

Quem brilhou mesmo foram as ações das empresas de Eike Batista. MMX ON (17,04%) liderou o Ibovespa, seguida por OGX ON (16,43%) e LLX ON (10,40%). Além de reação positiva ao acordo firmado entre o grupo de Eike e o BTG Pactual, a alta dos papéis ganhou força com o movimento de cobertura de posições vendidas.

Vale destacar que os três papéis bateram recorde de aluguel de ações na quarta-feira (6) e que OGX está entre os ativos com maior posição vendida, cerca de 16% em relação ao total de ações. Porém, operadores acreditam que essa fatia deve cair drasticamente nos próximos dias. A movimentação, no entanto, só será conhecida a partir de terça-feira (12) devido ao prazo de três dias entre a compra dos papéis no pregão e a liquidação da operação.

As units do BTG também subiram, porém em ritmo mais comedido, de 2,04%, para R$ 35,00. O papel chamou atenção pelo volume negociado, de R$ 552 milhões, o segundo maior na história do ativo, atrás apenas do pregão de estreia na bolsa, no ano passado.

Petrobras PN (4,98%) e ON (5,60%) não chegaram a repetir os ganhos magníficos de quarta, mas tiveram presença marcante ontem. O Credit Suisse - que já havia alertado na quarta sobre a questão dos dividendos - divulgou novo relatório ontem, elevando a recomendação do papel para compra.

O Ibovespa fechou em alta de 1,56%, aos 58.846 pontos. Com o ganho de ontem, o índice acumula valorização de 3,41% na semana e 2,43% no mês. A perda no ano, que chegou a 8,2% na terça-feira, foi reduzida para apenas 3,49% ontem.

O volume financeiro foi muito forte, de R$ 10,665 bilhões. Desde 30 de novembro, quando negociou R$ 14,3 bilhões, a Bovespa não tinha um pregão tão agitado, excluindo-se os dias de vencimento de opções. Naquela data houve a revisão semestral da carteira do índice MSCI.

O Bank of America Merrill Lynch avalia que a recuperação da Bovespa continuará se o investidor se convencer de que a postura do governo mudou. "Como o sentimento em relação ao Brasil continua muito negativo e estamos vendo uma série de eventos positivos por parte do governo, acreditamos que os investidores começaram a cobrir posições vendidas", dizem os analistas do banco. "Se a mudança na percepção sobre o governo continuar, acreditamos que o rali pode se estender."

Leia mais em:
http://www.valor.com.br/financas/3036586/ajuda-eletricas-deve-impulsionar-acoes#ixzz2MwL

344410 - paulo_prof   -  27 Nov 2017, 14:36
Esta "problemática" é comum a todas as transmissoras que aceitaram antecipar a renovação das concessões vincendas no período 2013 a 2015. Se a TAEE, por exemplo, tivesse alguma concessão vencendo neste período, sem dúvida também teria aderido. Os valores totais que foram aprovados pela ANEEL e atualizados (correção + juros) até FEV 2017 seriam

CEEE-GT: R$ 1,142 bilhão

Furnas: R$ 12,592 bilhões

Chesf: R$ 7,760 bilhões

Cteep: R$ 5,668 bilhões

Eletronorte: R$ 3,609 bilhões

Eletrosul: R$ 1,685 bilhão

Cemig-GT: R$ 1,409 bilhão

Copel-GT: R$ 1,041 bilhão

Celg-GT: R$ 306,3 milhões

totalizando R$ 62,2 bihões.

R$ 35,217 bilhões correspondem a valores que as empresas deixaram de receber entre 2013 e 2017, por investimentos realizados antes de maio de 2000.

R$ 26,983 bilhões, correspondem à remuneração por esses investimentos. Isso inclui a parcela que não foi paga entre 2013 e 2017 e a parcela correspondente à remuneração até o fim da vida útil de cada um dos ativos.

Mas aposto qua não vai "colar".

344403  - marcosvinicius2  -  27 Nov 2017, 13:59
Nossa prof. para entender tudo isso que você escreveu tem que ter uma CAPACIDADE INTELECTUAL muito grande, o que não é o meu caso, mas pelo que entendi a inclusão do RBSE, no balanço das empresas, é interessante para os acionistas, agora o problema é quem vai pagar essa conta: o governo ou os consumidores (que me parece não aceitarão isso assim tão facil). A minha dúvida sobre a matéria é a seguinte: esse problema é extensivo a todas as transmissoras de energia geridas pelo governo? alem da TRPL, CPLE, CMIG, existem mais algumas envolvidas nessa questão?

344381  - paulo_prof  -  26 Nov 2017, 14:20
O sucesso na redução das tarifas de energia elétrica em 2013 só poderia ser atingido se o governo Dilma conseguisse a adesão de 100% das companhias de transmissão de energia, com concessões vencendo entre 2013 e 2015. Num primeiro momento, empresas como a TRPL e a CPLE avisaram que não renovariam, se os ativos não inteiramente depreciados existentes em 2000 (RBSE) não fossem também indenizados (só havia garantia de indenização dos ativos posteriores ao ano de 2000). Ao aceitar indenizar, também, o RBSE, o governo conseguiu a adesão de 100% das transmissoras, incluindo a CPLE e CMIG que à época eram geridas por governos do PSDB.

Na minha opinião, o fato do governo Dilma ter conseguido a adesão de 100% das empresas envolvidas, inclusive daquelas geridas por adversários políticos diz muito ... a oferta era boa demais para ser recusada!

O critério adotado para a indenização do RBSE seria o do VNR (valor novo de reposição), ou seja, o valor do ativo novo na época (final de 2012), depreciado desde a sua efetiva impantação.

Ocorre que a Lei que trata do tema (para variar), permite interpetações diversas:

a) de um lado, argumentam alguns que de acordo com a letra da lei, quem deve arcar com a indenização do RBSE é o governo, e não os consumidores); e

b) que o valor apurado do RBSE seja atualizado apenas pelo IPCA até o seu efetivo pagamento (ou seja, sem a inclusão de juros).

Abaixo, reproduzo a parte relevante da Lei. Convenhamos, não há como ter uma interpretação única do texto.
Citação: LEI Nº 12.783, DE 11 DE JANEIRO DE 2013
Art. 15. A tarifa ou receita de que trata esta Lei deverá considerar, quando houver, a parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados, não depreciados ou não indenizados pelo poder concedente, e será revisada periodicamente na forma do contrato de concessão ou termo aditivo.
§ 1o O cálculo do valor dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, para a finalidade de que trata o caput ou para fins de indenização, utilizará como base a metodologia de valor novo de reposição, conforme critérios estabelecidos em regulamento do poder concedente.
§ 2o Fica o poder concedente autorizado a pagar, na forma de regulamento, para as concessionárias que optarem pela prorrogação prevista nesta Lei, nas concessões de transmissão de energia elétrica alcançadas pelo § 5o do art. 17 da Lei no 9.074, de 1995, o valor relativo aos ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de 2000, registrados pela concessionária e reconhecidos pela Aneel.
§ 3o O valor de que trata o § 2o será atualizado até a data de seu efetivo pagamento à concessionária pelo prazo de 30 (trinta) anos, conforme regulamento.
§ 4o A critério do poder concedente e para fins de licitação ou prorrogação, a Reserva Global de Reversão - RGR poderá ser utilizada para indenização, total ou parcial, das parcelas de investimentos vinculados a bens reversíveis ainda não amortizados ou não depreciados.
§ 5o As tarifas das concessões de geração de energia hidrelétrica e as receitas das concessões de transmissão de energia elétrica, prorrogadas ou licitadas nos termos desta Lei, levarão em consideração, dentre outros, os custos de operação e manutenção, encargos, tributos e, quando couber, pagamento pelo uso dos sistemas de transmissão e distribuição.
§ 6o As informações necessárias para o cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, das concessões prorrogadas nos termos desta Lei, que não forem apresentadas pelos concessionários, não serão consideradas na tarifa ou receita inicial, ou para fins de indenização.
§ 7o As informações de que trata o § 6o, quando apresentadas, serão avaliadas e consideradas na tarifa do concessionário a partir da revisão periódica, não havendo recomposição tarifária quanto ao período em que não foram consideradas.
§ 8o O regulamento do poder concedente disporá sobre os prazos para envio das informações de que tratam os §§ 6o e 7o.
No que concerne a avaliação do RBSE, a ANEEL foi extremamente "benevolente". Não há como ativos antigos existentes em 2000, depreciados, serem avaliados em mais de R$ 20 bilhões (valores de JAN2013). Afinal, desde o dia em que o investimento foi feito num destes ativos, este investimento foi considerado na RAP do ano seguinte. A minha conjectura para esta benevolência da ANEEL (sob o governo Temer) é que de outra forma a Eletrobrás estaria praticamente falida.

Bom ... ocorre que os consumidores organizados não iriam engolir esta enorme despesa adicional sem contestar. No momento, estão tendo sucesso no que concerne a remuneração do RBSE. Em decisão liminar a justiça só autorizou a ANEEL a atualizar os saldos pelo IPCA. Mas a pendenga não vai parar por aí. Como a Lei não explicita que é o consumidor que deve pagar a conta, não é improvável que um tribunal superior dê ganho de causa ao consumidor,

Como não há uma decisão judicial definitiva, a contabilidade de uma emrpesa como a TRPL é um samba do crioulo doido. Todos os trimestres, a DRE IFRS contabiliza uma receita que, além da variação do IPCA, inclui os juros remuneratórios. Como, a partir de julho, a conta (excetuando os juros) começou a ser paga pelo consumidor, a contabilidade "regulatória" considera apenas os valores efetivamente recebidos, de acordo com a decisão judicial. No Release, há informações referentes a 4 conjuntos distintos de resultados:

a) IFSR com RBSE (inclui IPCA + juros remuneratórios do ativo financeiro)

b) IFSR sem RBSE

c) Regulatório com RBSE (inclui IPCA mas não inclui os juros remuneratórios)

d) Regulatório sem RBSE

335642  - paulo_prof   -  17 Mar 2017, 15:25
Já manifestei a minha opinião de que a indenização bilionária à transmissoras de energia elétrica aprovada pela ANEEL está furada! Não há como o valor remanescente dos ativos de concessões antigas chegar perto da casa dos R$ 62 bilhões. Este é mais um daqueles casos que deve ficar rolando na justiça, com resultado final imprevisível. A Justiça brasileira já demonstrou que não têm competência própria para julgar ações do tipo dos Planos Econômicos ... os juízes simplesmente não tem ideia nem da ordem de grandeza das coisas. Em consequência, o resultado final dependerá dos "peritos" que deverão ser chamados para lançar uma luz na questão. Haverá "peritos" que puxarão a sardinha para a brasa das transmissoras, outros que puxarão a sardinha para a brasa dos consumidores e o final da história deverá ser uma loteria.

Na minha opinião, há um risco considerável da indenização efetiva das transmissoras acabar sendo bem menor do que os valores aprovados pela ANEEL.
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317892  - los_gomes   -  23 Fev 2016, 17:30
Distribuidoras de energia sofrem com calotes do poder público no RJ, diz Ampla

(Reuters) - As distribuidoras de energia elétrica têm sofrido com uma elevada inadimplência por parte de órgãos públicos do Rio de Janeiro, afirmou nesta terça-feira o diretor de Regulação da Ampla, José Alves de Mello Franco, durante reunião de diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

"A inadimplência tem se elevado muito, principalmente a inadimplência do governo, onde a distribuidora não tem muita ação para tomar... não posso cortar, e, às vezes, se corto, um juiz manda imediatamente repor o sistema. Acho que isso está acontecendo com todas as distribuidoras", disse Franco.

Procurado, o governo do Estado do Rio de Janeiro não comentou imediatamente o assunto.

O diretor estimou que a inadimplência nas contas da concessionária, que atende 66 municípios do Rio de Janeiro, somou 248 milhões de reais em 2015. Desse montante, cerca de 37,5 por cento, ou 93 milhões de reais, decorrem de falta de pagamento por órgãos púbicos.

A Ampla atende uma área que representa cerca de 73 por cento do território do Rio de Janeiro, onde atuam também Light, em 31 municípios, incluindo região metropolitana da capital, e Energisa Nova Friburgo.

"Não é algo não sabido a situação (financeira ruim) do Estado do Rio de Janeiro, está na imprensa. Essa situação se agrava com o não pagamento da conta de luz, essa dívida está acumulando e vai se tornar impagável", disse o diretor da Ampla.

O Estado, o maior produtor de petróleo do Brasil, tem sofrido os efeitos da queda do preço da commodity, que se refletem em menores royalties pagos para o poder público. 
dusteffen
A nova era das elétricas

Por Beatriz Cutait e Luciana Seabra | De São Paulo

Claudio Belli/Valor / Claudio Belli/ValorSampaio, da Franklin Templeton: "O pacote mudou a dinâmica do setor".

Há exatamente um ano, o governo federal anunciava novas regras para empresas do setor elétrico e mudava a visão de analistas e gestores sobre os investimentos. Até então considerado uma espécie de porto seguro, devido à maior previsibilidade de receitas e à perspectiva com relação à distribuição de dividendos, o segmento era a opção procurada por aqueles que buscavam um refúgio na renda variável.

Mas o conforto perdeu espaço em 11 de setembro de 2012, quando foi anunciado o mais agressivo pacote de medidas para a redução do preço da energia elétrica já feito no país, via publicação da Medida Provisória (MP) 579. Com críticas não só às medidas, mas também à forma de comunicação do governo com o mercado, o nervosismo tomou conta das mesas de operação e as ações das companhias elétricas despencaram na bolsa. E mesmo um ano depois, as empresas ainda estão distantes de recuperar as perdas sofridas e os analistas relutam em superar a insegurança que tomou conta do setor.

Juntas, as 13 principais companhias elétricas brasileiras têm hoje valor de mercado de R$ 117,5 bilhões, 20% abaixo do total do fim de agosto de 2012, quando a expectativa do mercado com relação ao setor começou a sofrer ruptura. As companhias estatais são as mais afetadas, com destaque para Eletrobras (-51%) e Cesp (-31%).

Com valor de mercado 34% menor, a Cemig inclusive deixou de ser a companhia do setor elétrico mais valiosa na bolsa para ocupar hoje a terceira posição. A Tractebel, por sua vez, passou do segundo para o primeiro lugar, valendo hoje mais de R$ 24 bilhões em bolsa.

O Índice de Energia Elétrica (IEE), que mede o desempenho das companhias do setor, fechou aos 27.329 pontos na segunda-feira (09), 17% abaixo do fechamento de um ano atrás.

Com exceção de Coelce, Equatorial e Tractebel, as ações das principais empresas seguem com preços menores que há 12 meses.

"O governo tirou valor das empresas e realmente mudou o ambiente regulatório, trouxe muitas incertezas. Passado um ano da medida provisória, ainda há muitas pendências não resolvidas. As empresas têm um recebível do governo e ainda não se sabe qual o montante", diz Lilyanna Yang, analista do UBS, que ressalta que o retorno requerido para se investir hoje no setor elétrico é maior.

O investidor, afirma Lilyanna, quer ter visibilidade de lucros e dividendos, mas hoje encontra um quadro com fluxos de caixa mais voláteis e imprevisíveis.


.

Na visão da analista do UBS, praticamente todas as empresas foram afetadas, mesmo que indiretamente, pelas medidas. Os bons fundamentos da Cteep, por exemplo, considerada por Lilyana uma companhia eficiente, com visão de longo prazo e comprometida a investir no Brasil, não a protegeram. As ações da companhia têm baixa de 25% em cerca de 12 meses.

Mas empresas com contratos de concessão de longo prazo, grande parte de controle privado, sofreram menos, diz a analista, citando o caso da Tractebel, cujas ações já subiram aproximadamente 18% desde o fim de agosto de 2012.

Para o analista da consultoria Lopes Filho Alexandre Montes, as empresas elétricas já estavam sofrendo antes mesmo das medidas do governo. Ele assinala que o terceiro ciclo de revisão tarifária já havia derrubado a rentabilidade do setor de distribuição elétrica, assim como a seca no país e a própria adaptação ao padrão de contabilidade internacional (IFRS).

"Um verdadeiro furacão passou pelo setor nos últimos 18 meses", diz. "Antes, toda vez que havia uma crise, o mercado corria para o setor elétrico. Hoje isso não acontece mais, ele deixou de ser um porto seguro. A rentabilidade é muito menor que um ano e meio atrás e isso veio pra ficar."

Ainda que não soubesse "o estrago que viria", a Franklin Templeton zerou as posições em energia pouco antes do anúncio do pacote, segundo o diretor de renda variável, Frederico Sampaio. A gestora já voltou a comprar ações do setor, mas a partir de uma seleção criteriosa. "A grande vantagem que existia no setor elétrico era a previsibilidade. Hoje não sabemos um monte de coisas e ainda há vários penduricalhos", afirma. Segundo ele, o pacote colaborou inclusive para construir o atual ceticismo do estrangeiro em relação ao Brasil.

Passado o anúncio do pacote, alguns gestores consideraram que o segmento de distribuição de energia estaria mais protegido da perda de receita, enquanto o de geração seria o mais afetado. Os desdobramentos da medida, entretanto, assim como fatores adicionados ao longo dos últimos 12 meses, tornaram difícil encontrar nomes ilesos.

"O pacote mudou a dinâmica do setor e mudou pra todos", afirma Sampaio, em referência a geradoras, transmissoras e distribuidoras. Além da medida provisória, ele cita a resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) para que as geradoras arquem com parte do custo do acionamento de termelétricas. No caso das transmissoras, que segundo Sampaio se comportavam "como reloginhos", surgiram dúvidas a respeito do valor de indenizações futuras e da necessidade de pagar Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) em cima desses valores.

"Houve também o efeito das manifestações, que abriram espaço para decisões políticas em vez de econômicas em relação a tarifas", diz o diretor de renda variável da Franklin Templeton. É emblemático o caso da paranense Copel, que, atendendo a uma solicitação do governo do Paraná, pediu à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para que sua tarifa fosse reajustada em 8,8%, muito menos que os 13,4% já autorizados pela autarquia. "O mercado ficou receoso sobre o ambiente em que se darão as revisões tarifárias", diz.

Apesar da cautela, algumas casas já enxergam atratividade dos papéis do setor devido aos atuais preços. As ações da Cemig, por exemplo, entraram na Carteira Valor deste mês, composta pelos dez papéis mais indicados por corretoras.

Flavio Sznajder, sócio-fundador da Bogari Capital, considera que houve um exagero nas quedas dos preços, abrindo oportunidades para compras. A gestora aproveitou para adicionar Cemig e Equatorial ao seu fundo.

No primeiro caso, não houve um entendimento de que a previsibilidade está garantida. Pelo contrário. Permanece a incerteza sobre o prorrogamento de concessões. Um ponto a favor foi a liminar obtida em junho pela Cemig que garantiu manter a concessão da usina de Jaguara. "Mas a dúvida persiste. Como precificar se Cemig vai ou não vai ter direito ao fluxo de caixa das operações?", exemplifica.

Para um analista, a Cemig foi a empresa que mais perdeu com o processo de renovação das concessões. Antes da MP 579, as ações da estatal mineira eram benquistas por investidores que não se julgavam conhecedores do setor elétrico, mas viam no papel um investimento seguro. Depois da MP, isso se perdeu, diz. Agora, as ações das elétricas passaram a ser consideradas um mercado arriscado, em que é preciso ser especialista para se sair bem.

A Equatorial, cujas ações não chegaram a cair nos últimos 12 meses e têm hoje valor 33% maior que o do fim de agosto, foi uma das poucas que se manteve bem avaliada dentre os gestores. A empresa, junto com Taesa, já estava no fundo de dividendos da gestora STK Capital antes do anúncio do pacote. A gestora permaneceu com os dois papéis em carteira, mas por considerá-los casos específicos com perspectiva de crescimento e geração de dividendos.

"Com certeza, o apetite do investidor nesse setor diminuiu", ressalta Antenor Fernandes, sócio-gestor da STK Capital. Para ele, o pacote levou a uma reflexão maior sobre a inclusão no portfólio de setores regulados de forma geral, mas principalmente dos que têm maior impacto sobre a inflação e, portanto, mais sujeitos à interferência do governo.

O setor elétrico, pela previsibilidade e pela geração de proventos, sempre foi presença certa nos fundos de dividendos. Havia quem falasse dessas carteiras como uma espécie de renda fixa, uma opção segura para a aposentadoria e que protegia o portfólio especialmente em momentos de crise.

Para se ter uma ideia, no primeiro semestre de 2012, os fundos de dividendos eram os mais rentáveis da indústria, com ganho de 13,7%. Anunciado o pacote, fecharam o ano na quinta posição. Em 2013, até agosto, perdem 6,6%, bem menos do que a queda de 18% do Ibovespa no período, muito por uma adaptação dos portfólios. Os gestores passaram a diversificar mais e energia perdeu espaço nas carteiras, dando lugar, por exemplo, a empresas do setor financeiro.

Ao analisar as empresas de utilidades brasileiras, o BTG Pactual disse ontem, em relatório, que o setor segue pouco atraente na comparação com títulos públicos e assinalou que os investidores estão pagando um prêmio para escolher bons nomes. Na visão do banco, retornos para casos mais previsíveis, como Tractebel, AES Tietê e Taesa, estão muito perto e, às vezes até abaixo, dos de títulos com vencimento em dez anos. "A qualidade nunca foi tão importante como hoje", afirmam Antonio Junqueira e João Pimentel, que assinam o relatório.

Ao tratar do primeiro aniversário das medidas do governo para o segmento elétrico, o BTG destacou que, após um ano de altos e baixos, em que alguns mitos sobre o universo das empresas de utilidades foram desmascarados, poderia se pensar que o setor se tornou barato. Num olhar que parte de uma análise macro para a seleção de ativos, entretanto, o segmento está ainda mais caro que um ano atrás. "A seleção de ações nesse momento é um desafio interessante, uma vez que a dispersão no setor aumentou de forma acentuada", diz.

Dentre as opções que se situam entre empresas geradoras de fluxos de caixa estáveis e casos com potencial de valorização razoável, o BTG aponta os investimentos nas ações da Equatorial, Alupar, Cemig e Energias do Brasil. 


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O fato que que grandes concessoes chegaram no prazo limite de vigencia. As empresas que tem este tipo de empreendimento, como a Cemig e a Cesp, inevitavelmente vao perder receita. Indenizar é um valor residual/marginal ao resultado de longo prazo neste tipo de negocio.

Ou seja, as cotaçoes estão baratas ou no preco compativel com os atuais ativos?

A alternativa destas empresas que estao perdendo receita (principalmente a partir de 2015 nestes que nao renovaram concessoes) é buscar novos empreendimentos, e a chave do lucro é o custo pago por isto, poucos falam se está valendo a pena os ultimos movimentos destas empresas.

Yeld/dividendos é coisa de balancos até agora, daqui pra frente é entender a tir dos negocios que estas empresas estao fazendo. As privadas estao indo muito bem nisso. 
                                                                                           ▲                                                                      ▲
204465 - pppadv  -  20 Ago 2013, 12:10
Os grandes desafios das empresas do setor elétrico
Autor(es): António Farinha e Eduardo Lemos
Valor Econômico - 20/08/2013
http://clippingmp.planejamento.gov.br/cadastros/noticias/2013/8/20/os-grandes-desafios-das-empresas-do-setor-eletrico

Mudanças recentes promoveram completa modificação no contexto de atuação de empresas do setor elétrico. Em um cenário desafiante, o setor elétrico deverá se reinventar para conseguir criar valor a seus stakeholders. De forma mais ampla, observa-se uma mudança nos paradigmas de geração e consumo de energia, com impacto direto sobre as elétricas. De um lado, vê-se a crescente penetração de fontes renováveis e intermitentes, como as eólicas e o esperado crescimento da geração solar distribuída. De outro, tem-se uma alteração no comportamento dos consumidores de energia, buscando medidas de eficiência energética, maior qualidade no serviço prestado e se tornando cada vez mais ativos no mercado de energia, seja por meio da participação no mercado livre, ou na atuação como produtores (os chamados prosumers, produtores-consumidores). Essa combinação leva a uma necessária transformação do sistema. No cenário macroeconômico, as perspectivas são conservadoras. Em 2012, o PIB cresceu apenas 0,9% e o mercado, que inicialmente projetava crescimento em torno de 4%, em 2013, já trabalha com expansão de apenas 2,28%, segundo o boletim Focus. Não obstante a dificuldade do país em fazer decolar sua economia, a expectativa é de alta para este ano nas taxas de juros (Selic 9,25%) e inflação (IPCA 5,75%). Este cenário impõe desafios importantes para o setor elétrico, cujo desempenho está intimamente relacionado à performance da economia. Investimentos em fontes alternativas no Brasil apresentam taxas de retorno para o investidor por volta de 5% À parte deste contexto desafiante, o setor elétrico vem passando por profunda transformação, sobretudo em função das alterações legais e regulatórias. As adequações promovidas pelo 3º CRTP e a MP nº 579 agora Lei 12.783/13 resultaram, de modo geral, em degradação da rentabilidade e do retorno sobre investimentos. Nomeadamente, a margem EBIT média do setor elétrico foi reduzida pela metade, de 30% para 15%. O setor, antes visto como um dos mais atrativos para investimento, hoje padece com séria crise de confiança, principalmente em função da possibilidade de novas mudanças regulatórias. Como resultado, as elétricas perderam 12% do seu valor de mercado nos últimos 12 meses, contra uma perda de 1,8% do IBovespa. Assim, as empresas do setor devem buscar estratégias para se adaptar à nova realidade. No entanto, algumas particularidades devem ser consideradas e a comparação de desempenho das públicas comparado às privadas ilustra isso com clareza. Quando se fala em evolução de receitas líquidas entre 2003 e 2012, ambas tiveram desempenho similar - crescimento de 120% no período. No entanto, a rentabilidade das públicas recuou de 27% para 5%, ao passo que as empresas privadas mantiveram-se praticamente estáveis, passando de 21% para 19%. Parte desta deterioração de margem das públicas deve-se ao expressivo crescimento com custos de pessoal - que triplicou entre 2003 e 2012, frente ao aumento de uma vez e meia por parte das companhias privadas. Players privados, em sua maioria, já passaram por programas de eficiência operacional agressivos, o que acaba por limitar o espaço para ganhos expressivos adicionais com cortes e adequações organizativas. A estratégia para essas companhias envolverá, principalmente, a introdução de novas tecnologias, diversificação e expansão. O próximo passo de eficiência só poderá ser alcançado com a incorporação de ferramentas inovadoras que transformem a forma de realizar processos-chave, como a gestão e operação das equipes de campo, ou que permitam analisar e antecipar o comportamento dos consumidores. Análises baseadas em "Big Data" serão fundamentais para efetuar um novo passo, por exemplo, na redução de perdas. Esforços de diversificação são importantes para minimizar os impactos dos maus resultados recentes das fontes de receita tradicionais. Por sua vez, a expansão via internacionalização é uma tendência importante a ser considerada já que, atualmente, oportunidades de investimentos em projetos de fontes alternativas no Brasil apresentam taxas reais de retorno para o acionista por volta de 5%, enquanto em outros países na América Latina este número está na casa dos 10%. Nas empresas públicas, é mandatório obter ganhos de produtividade para assegurar competitividade. Este é um caminho inevitável, uma vez que as projeções apontam para uma redução significativa das receitas. Por exemplo, na Eletrobras é estimada uma perda de R$ 8,7 bi - equivalente a 70% das receitas do ano passado. É verdade que empresas elétricas públicas têm procurado reduzir o número de colaboradores e cargos gerenciais. Eletrobras, Cemig e Copel devem desligar quase 7 mil efetivos nos próximos meses. Entretanto, é fundamental que a adequação de quadro venha acompanhada de planos completos de eficiência operacional, abrangendo a revisão de processos e da organização. Se estas premissas não forem respeitadas, as empresas vão acabar pressionando de forma insustentável empregados remanescentes, sem alcançar de forma satisfatória seus objetivos. Há necessidade de rápida adaptação por parte das empresas. Existindo cinco grandes alavancas de criação de valor a serem trabalhadas de forma efetiva. São elas: 1) a busca, de forma inovadora, de aumento da eficiência operacional; 2) a otimização do custo de capital; 3) o crescimento não orgânico sobre ativos ineficientes; 4) a gestão da inovação para antecipação de oportunidades; e 5) o lançamento da internacionalização. Para enfrentar estes desafios de forma holística, empresas precisam se adaptar, alavancando suas competências, adequando-se à nova realidade do setor e ao ambiente econômico e de mercado. O caminho passa pela estruturação de um planejamento estratégico, baseado em iniciativas concretas para execução, e que permita o desdobramento da nova visão para toda a organização, por meio da identificação de planos de ação, indicadores e metas realistas e alinhadas. António Farinha é sócio-diretor Eduardo Ferreira de Lemos é diretor da Roland Berger Strategy Consultants.

169541 - vellinhotrt4 -  27 Fev 2013, 14:55
Setor Elétrico
Itaú aumenta preço justo para seis ações do setor elétrico

A Itaú Corretora revisou para cima os preços justos estimados para seis empresas do setor elétrico, após a “crise de abastecimento” do fim do ano passado. Em relatório enviado a clientes, o analista do setor elétrico, Marcos Severine, afirma que vê potencial de alta de preços das ações no longo prazo.
De acordo com ele, o baixo volume de chuvas nos últimos meses de 2012 e o forte aumento no consumo de energia pelos consumidores industriais (+7,9%) e residenciais (+5%) promoveu uma alta recorde na geração de energia termelétrica.
Essa combinação entre maior produção nas termelétricas e a menor quantidade de chuvas “marcou uma tendência de alta nos preços de energia elétrica”, afirma o analista. Diante desse cenário, Severine aumentou sua projeção para a energia elétrica de R$ 100 para R$ 120 por megawatt, em uma “estimativa conservadora”.
O analista revisou para cima os preços justos das ações de AES Tietê (GETI4; de R$20 para R$ 24), Tractebel (TBLE3; de R$ 38 para R$ 41), Copel (CPLE6; de R$ 36 para R$ 41), Cemig (CMIG4; de R$ 28 para R$ 29), Cesp (CESP6; de R$ 22 para R$ 23) e Energias do Brasil (ENBR3; de R$ 16 para R$ 17).
Vale lembrar que esse preço justo é calculado com base nas estimativas dos analistas para os resultados das empresas. Eles dependem de certas condições de oferta e procura pelos papéis no mercado para se concretizarem.
Ele também subiu a recomendação das ações de AES Tietê, Cemig e Copel para “outperform”, ou seja, desempenho acima da média do mercado. As duas primeiras tinham recomendação de “market-perform”, desempenho em linha com a média do mercado. Já a Copel tinha recomendação de “underperform”, desempenho abaixo da média do mercado.
Segundo o relatório, as empresas preferidas entre as que estão sob a cobertura do analista são AES Tietê e Tractebel.
No pregão de hoje, por volta das 12h, as ações da AES Tietê subiam 2,32%, negociadas a R$ 20,74, enquanto os papéis da Trectebel tinham alta de 1,63%, a R$ 34,18. As ações da Copel subiam 0,64%, a R$ 29,99 e as da Cemig ganhavam 1,85%, chegando a R$ 23,65.
Os papéis da Cesp tinham 1,18% de valorização, negociados a R$ 18,80 e os de Energias do Brasil caíam 0,16%, a R$ 12,16. O Índice Bovespa tinha 0,16% de queda, chegando aos 56.554 pontos.

169420 - harisonoliveira -  26 Fev 2013, 23:18
Setor Elétrico
Itaú aumenta preço justo para seis ações do setor elétrico

A Itaú Corretora revisou para cima os preços justos estimados para seis empresas do setor elétrico, após a “crise de abastecimento” do fim do ano passado. Em relatório enviado a clientes, o analista do setor elétrico, Marcos Severine, afirma que vê potencial de alta de preços das ações no longo prazo.
De acordo com ele, o baixo volume de chuvas nos últimos meses de 2012 e o forte aumento no consumo de energia pelos consumidores industriais (+7,9%) e residenciais (+5%) promoveu uma alta recorde na geração de energia termelétrica.
Essa combinação entre maior produção nas termelétricas e a menor quantidade de chuvas “marcou uma tendência de alta nos preços de energia elétrica”, afirma o analista. Diante desse cenário, Severine aumentou sua projeção para a energia elétrica de R$ 100 para R$ 120 por megawatt, em uma “estimativa conservadora”.
O analista revisou para cima os preços justos das ações de AES Tietê (GETI4; de R$20 para R$ 24), Tractebel (TBLE3; de R$ 38 para R$ 41), Copel (CPLE6; de R$ 36 para R$ 41), Cemig (CMIG4; de R$ 28 para R$ 29), Cesp (CESP6; de R$ 22 para R$ 23) e Energias do Brasil (ENBR3; de R$ 16 para R$ 17).
Vale lembrar que esse preço justo é calculado com base nas estimativas dos analistas para os resultados das empresas. Eles dependem de certas condições de oferta e procura pelos papéis no mercado para se concretizarem.
Ele também subiu a recomendação das ações de AES Tietê, Cemig e Copel para “outperform”, ou seja, desempenho acima da média do mercado. As duas primeiras tinham recomendação de “market-perform”, desempenho em linha com a média do mercado. Já a Copel tinha recomendação de “underperform”, desempenho abaixo da média do mercado.
Segundo o relatório, as empresas preferidas entre as que estão sob a cobertura do analista são AES Tietê e Tractebel.
No pregão de hoje, por volta das 12h, as ações da AES Tietê subiam 2,32%, negociadas a R$ 20,74, enquanto os papéis da Trectebel tinham alta de 1,63%, a R$ 34,18. As ações da Copel subiam 0,64%, a R$ 29,99 e as da Cemig ganhavam 1,85%, chegando a R$ 23,65.
Os papéis da Cesp tinham 1,18% de valorização, negociados a R$ 18,80 e os de Energias do Brasil caíam 0,16%, a R$ 12,16. O Índice Bovespa tinha 0,16% de queda, chegando aos 56.554 pontos.

164560 - small caps - 25 Jan 2013, 12:34
E viva o populismo!!!!!!!!!!!!!
Importantes passos para phoder um país... mais um sendo dado:

Redução da energia vai custar quase R$ 17 bi ao Tesouro em 2013 e 2014
Informação foi confirmada nesta quinta-feira pelo Tesouro Nacional.
Em 2013, previsão é de R$ 8,4 bilhões e, em 2014, valor é semelhante.
Alexandro Martello
Do G1, em Brasília

A Secretaria do Tesouro Nacional informou nesta quinta-feira (24) que a redução nas contas de luz dos brasileiros vai custar quase R$ 17 bilhões aos cofres públicos em 2013 e 2014, sendo R$ 8,46 bilhões em 2013 e valor semelhante no ano que vem.
saiba mais
Confira o desconto na tarifa de luz para cada distribuidora de energia
Desconto total da conta só vai ser sentido no final de fevereiro
Barateamento da conta de luz vai custar R$ 8,4 bilhões
A partir de 2015, os gastos continuarão, de acordo com o Tesouro Nacional, mas serão "bem menos significativos". Ainda não está definido, segundo a instituição, qual será o valor dos gastos de 2015 em diante.
Mais cedo, o governo já havia confirmado o patamar de despesas previsto para este ano. O aporte será feito para bancar o barateamento da conta em 18% para residências e em até 32% para indústrias, conforme anunciado pela presidente Dilma Rousseff.
Os R$ 8,46 bilhões de custos estimados para este ano serão depositados pelo Tesouro na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), fundo que ficará responsável por financiar ações do governo, entre elas as medidas necessárias para promover o desconto na conta de luz.
Quando do anúncio do plano, em setembro, o governo já previa a necessidade de aporte de recursos na CDE, por conta da decisão de extinguir outros dois encargos, uma das medidas que resultam agora na queda no valor da energia. Na época, porém, o valor previsto era de R$ 3,3 bilhões.
Fonte dos recursos
A fonte dos recursos, ainda de acordo com o Tesouro Nacional, serão os fundos de investimentos do setor de energia elétrica, que possuem R$ 27 bilhões em caixa (dos quais R$ 7,2 bilhões serão pagos, neste ano, para indenização das concessionárias e R$ 13,8 bilhões nos próximos anos), além de créditos da dívida de Itaipu com a União.
Atualmente, o Tesouro informou que possui em caixa R$ 4,1 bilhões de créditos de Itaipu, sendo que anualmente a instituição tem direito a igual valor. Segundo o Tesouro Nacional, o governo pagará os custos estimados para 2013, a serem depositados no CDE, com os recursos já em caixa em créditos de Itaipu (R$ 4,1 bilhões).
A diferença para fechar a conta de R$ 8,46 bilhões poderá ser buscada nos fundos de energia elétrica, ou por meio de antecipação de receitas de Itaipu dos próximos anos, acrescentou o governo federal. Caso opte por antecipar receitas de Itaipu, a operação será feita por meio do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), que compraria os "recebíveis" de Itaipu e os repassaria ao CDE, informou o governo.
"O país tem receitas previstas, por muitos anos à frente, decorrente de usinas já construídas e que estão em operação, gerando recursos para o país, como é o caso de Itaipu. O governo está meramente adequando estes estoques, fluxos, pagamentos a serem feitos e receitas a serem recebidas", acrescentou o Tesouro Nacional.
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164482 - marcelio2 -  24 Jan 2013, 15:39
Governo bancará R$8,46 bi para garantir redução de até 32% na conta de luz

Valor será aportado anualmente no encargo conhecido como Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)Por Wagner Freire

Em reunião realizada nesta quinta-feira (24/01), a diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) detalhou como ficará a situação do encargo conhecido como Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Além das funções atuais, a CDE assumirá novas obrigações setoriais a partir deste ano. O resultado será um salto no saldo desse encargo, dos atuais R$2,45 bilhões para R$14,12 bilhões. E para compensar as despesas adicionais desse "superencargo", o governo garantiu que aportará R$8,46 bilhões. No entanto, parte desse recurso virá de créditos obtidos pela hidrelétrica de Itaipu, cuja energia gerada já é paga pelos consumidores brasileiros.

Somado-se à renovação de uma série de contratos de concessões de geração, transmissão e distribuição, o governo pretende reduzir a conta de luz em 18% para os consumidores residências e 32% para os industriais e comercias a partir de 2013.

Os percentuais são maiores do que o inicialmente anunciado, que era de 16,2% para consumidores residenciais e de até 28% para consumidores industriais. O aporte é quase três vezes maior do que os R$3,3 bilhões estimados em setembro de 2012 e compensa ainda a não participação de cinco empresas, que não aderiram à Medida Provisória 579 e não renovaram suas concessões, na formação do montante a ser reduzido.

A Aneel definiu ainda as quotas anuais da CDE a serem pagas pelos agentes do setor elétrico em 2013, calculada em R$1.024 bilhão - o que representa uma redução de 73% em relação ao valor fixado em 2012.

O encargo tem como finalidade promover a competitividade das fontes renováveis, subsidiar a universalização do acesso à energia elétrica, bem como garantir recursos para subsidiar as tarifas dos consumidores de baixa renda. Com a Lei 12.783, publicada no último dia 14 de janeiro, foram incorporadas novas funções a CDE. Entre os novos dispêndios, estão as obrigações que eram da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e da Reserva Global de Reversão (RGR), além de prover recursos que garanta a modicidade tarifária e o equilíbrio econômico das 63 distribuidoras de eletricidade.

As novas funções da CDE exigirão a ampliação das fontes de recuso, que virão do pagamento do Uso do Bem Público (UBP) - pagos por geradores hidrelétricos; das multas arrecadadas pela Aneel; dos R$8,46 bilhões de créditos anuais do Tesouro; da RGR e dos reposicionamentos arrecadados dos agentes por meio de cotas anuais da CDE.

Segundo detalhamento feito pela Aneel, em 2013, a CDE deverá bancar R$2,027 bilhões que serão gastos no ano com o Programa Luz Para Todos; outros R$2,2 bilhões para subversão da Tarifa Social; além de R$2,77 bilhões para custeio da CCC; R$1 bilhão com a compra de carvão mineral para térmicas, entre outros custos do setor neste ano.
http://www.jornaldaenergia.com.br/ler_noticia.php?id_noticia=12395&id_tipo=2&id_secao=17&id_pai=0&titulo_info=Governo%20bancar%26aacute%3B%20R%248%2C46%20bi%20para%20garantir%20redu%26ccedil%3B%26atilde%3Bo%20de%20at%26eacute%3B%2032%25%20na%20conta%20de%20luz

164468 - marcelio2 -  24 Jan 2013, 14:42
Presidência publica decreto de redução na tarifa

Parte do custeio dos descontos ficará por conta da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)Por Fabíola Binas

O Diário Oficial da União desta quinta-feira (24/1) traz o esperado decreto regulamentando a Lei 12.783, que trata da renovação antecipada das concessões de geração e transmissão vincendas entre 2015 e 2017, a redução dos encargos setoriais e a modicidade tarifária. A publicação abre oficialmente o caminho para o corte de 18% na conta de luz dos consumidores residenciais e de até 32% para o comércio e a indústria, prometido pela presidente Dilma Roussef, em pronunciamento feito em rede nacional na noite desta quarta-feira (23/1).

De acordo com o decreto, que integra a Medida Provisória 605, publicado nesta manhã, a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), destinada à promoção do desenvolvimento energético, bem como para o fomento de projetos de universalização dos serviços, também será responsável por “custear parte dos descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica”. Para se ter uma ideia, o saldo do CDE era de mais de R$ 2,2 bilhões em outubro passado, conforme informações da Eletrobras, responsável por gerir a conta.

Ainda segundo o decreto, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) deverá estabelecer “a convergência gradual dos descontos concedidos, para cada concessionária ou permissionária de distribuição”, que ocorrerá durante o processo de revisão tarifária. O segundo artigo do texto, coloca ainda que os descontos custeados pela CDE deverão ser retirados da estrutura tarifária das distribuidoras, por ocasião de uma revisão extraordinária.

Já para as permissionárias de distribuição, os descontos deverão ser retirados no processo tarifário ordinário a partir da publicação do decreto, sendo que a Aneel será a responsável por homologar o montante mensal de recursos da CDE a ser repassado pelas Eletrobras para cada distribuidora, para custear parte dos descontos. A agência reguladora definirá a metodologia para o repasse dos recursos, considerando as diferenças entre os valores previstos e os realizados, a ser aplicada a partir de 2014.

A nova regulação também menciona que poderão ser repassados recursos da CDE às concessionárias de distribuição, visando à redução equilibrada das tarifas “considerando a alocação inicial das cotas de garantia física de energia e de potência, a redução no custo dos encargos setoriais e a redução nos custos de transmissão de energia elétrica”.

Já a Aneel ficará com a atribuição de homologar o montante mensal de recursos da CDE a ser repassado pela Eletrobras, utilizando o mesmo critério de equilíbrio na redução das tarifas aplicado para a alocação inicial das cotas de garantia física de energia e de potência. As concessionárias de distribuição do sistema isolado, por sua vez, deverão recolher recursos à CDE, a partir do processo tarifário subsequente à interligação, conforme regulamentação da Aneel, que definirá ainda, a parcela da garantia física das usinas hidrelétricas exploradas por meio de concessões prorrogadas.

Antecipação

A medida que entra em vigor hoje, antecipa em quase duas semanas o prazo previsto, que era 5 de fevereiro. Durante o pronunciamento de ontem, Dilma disse que “Isso significa que o Brasil terá energia cada vez melhor e mais barata. Significa que o país terá energia mais que suficiente para o presente e para o futuro, sem qualquer tipo de racionamento ou estrangulamento no curto, médio ou longo prazo”.
http://www.jornaldaenergia.com.br/ler_noticia.php?id_noticia=12386&id_tipo=2&id_secao=17&id_pai=0&titulo_info=Presid%26ecirc%3Bncia%20publica%20decreto%20de%20redu%26ccedil%3B%26atilde%3Bo%20na%20tarifa

164207 - lelete -  22 Jan 2013, 11:12
PARA ANEEL, HÁ RISCO DE FALTAR LUZ EM CIDADES BRASILEIRAS DURANTE A COPA DO MUNDO
O fornecimento de luz para a Copa do Mundo de 2014 está ameaçado em boa parte das cidades-sede, diferentemente do que vem sustentando o governo. É o que mostra um relatório da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), finalizado em dezembro e obtido pela Folha.
A menos de um ano e meio da abertura dos jogos, mais da metade dos 163 empreendimentos necessários para garantir o fornecimento de energia está atrasada, segundo o documento.
Apenas 2 das 12 capitais que receberão partidas estão com as obras totalmente em dia: Fortaleza e Recife.
Em todas as demais --Brasília, São Paulo, Belo Horizonte, Porto Alegre, Rio de Janeiro, Salvador, Manaus, Cuiabá, Natal e Curitiba-- há atrasos em relação ao cronograma definido pelo governo.
Na lista de empreendimentos há novas linhas de transmissão e de distribuição, além da ampliação e da modernização de subestações de energia. As obras visam evitar apagões tanto nos estádios quanto nos aeroportos e nas ruas das cidades...
As capitais que mais preocupam são Porto Alegre, onde 25 das 26 obras, conduzidas pela concessionária CEEE, estão fora do prazo, e Brasília, que apresenta atraso em 10 dos 11 empreendimentos exigidos da CEB.
No caso da capital do país, o risco é que haja problemas já na Copa das Confederações, em junho deste ano.
Uma das linhas de distribuição que levarão luz ao Estádio Nacional Mané Garrincha, por exemplo, que deveria ser concluída em março deste ano, está prometida agora apenas para junho.
O estádio sediará a primeira partida do torneio, entre Brasil e Japão, no dia 15 de junho.
Em Porto Alegre, cidade com o maior número de obras atrasadas, a Aneel afirma que é "conveniente tomar medidas junto à concessionária".
Também merecem "especial atenção", segundo os técnicos da agência, Manaus, da concessionária Ame (50% de atraso); Rio, servida pela Light (41% de atraso); e Belo Horizonte, atendida pela Cemig (41% de atraso).
As obras necessárias para evitar apagões durante a Copa e os prazos de entrega foram definidos pelo grupo de trabalho "GT Copa 2014", em julho de 2011. Desde então, cabe à Aneel fiscalizar o cumprimento das determinações.
O ministro Edison Lobão (Minas e Energia) chegou a dizer que o grupo foi criado apenas como uma "precaução a mais".
O documento da Aneel afirma que é necessária a "urgente aceleração do ritmo de implantação das obras". E prevê, aliás, a adoção de "soluções de engenharia alternativas" caso os empreendimentos não fiquem prontos. Elas não são especificadas.
O Ministério de Minas e Energia afirmou, por meio de nota, que "monitora a implantação das obras de distribuição" e que elas "estarão concluídas antes da Copa".

163544 - polycrav -  15 Jan 2013, 21:40
Perspectivas do setor elétrico - a vida após a MP 579

Por Rosane M. Lohbauer e Rodrigo M. M. Santos

Não há dúvida de que a redução das tarifas de energia elétrica é necessária e que a Medida Provisória 579 alcançará - no curto prazo - esse objetivo. Mas a que preço?

Desde a promulgação da MP, em 11 de setembro de 2012, muito tem se falado sobre o futuro do setor elétrico. Nesse sentido, é importante a apresentação de premissas indispensáveis para elaboração de um prognóstico.

Antes de tudo, a MP 579 alterou substancialmente o modelo legal e institucional do setor, derrubando pilares das regras anteriores, de 2004. Uma das maiores evidências dessa reviravolta é a criação de um novo modo de contratação de energia, alheio aos leilões e ao livre mercado: tratam-se das quotas, para as quais inexiste qualquer concorrência e as tarifas são pré-definidas.

A redução de caixa das concessionárias acarretará uma provável redução dos investimentos

A MP também tratou de institucionalizar uma maior intervenção do Estado na atividade privada das elétricas, ao prever, dentre outras coisas, a "cessão" compulsória dos Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR). Sem aprofundar no equívoco legal do emprego da expressão "cessão" (que pressupõe a vontade das partes), destaca-se a ingerência sobre o portfólio das concessionárias de distribuição, que contrataram energia por meio de leilões - em estrito atendimento à lei e à regulação - e agora se veem forçadas a "ceder" contratos que poderiam eventualmente ser estratégicos em seus planos de negócio. Ademais, com a alocação de cotas, as distribuidoras passarão a responder pelo risco atrelado à geração (risco hidrológico), o que não deveria a elas ser atribuído segundo a lógica legal até então existente.

No mercado livre (ou "ACL") os efeitos também foram profundos. Ao alocar a energia gerada pelas usinas prorrogadas exclusivamente no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), a MP 579 reduziu a oferta de energia elétrica no mercado livre e o custo da energia elétrica no ambiente regulado, gerando consequentemente uma pressão também no primeiro. A alteração dos prazos para migração e retorno à distribuidora pelos consumidores especiais (com carga maior ou igual a 500 kW) também trouxe maiores incertezas sobre o desenvolvimento do mercado consumidor no mercado livre. Por outro lado, a Lei de Conversão da MP 579 acabou por trazer disposição há muito pleiteada pelo setor: a possibilidade de os Consumidores Livres e Especiais cederem seus excedentes de energia elétrica, o que constitui uma importante ferramenta de gestão de risco para estes agentes.

Ainda sobre o impacto no mercado livre, a proibição da comercialização de excedentes pelos concessionários de autoprodução também parece despropositada, sendo que a necessidade de liquidação dos excedentes pelo Preço de Liquidação de Diferenças institucionaliza a exposição de agentes na CCEE, levando a cenário de inadimplência. Claro é que as medidas de mitigação da inadimplência, incluídas na agenda regulatória da Aneel, poderão mitigar esse risco, mas tais normas ainda não entraram em discussão e os efeitos da MP serão sentidos neste ano.



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Outra importante observação refere-se à antecipação dos efeitos da prorrogação, proposta pelo governo federal como condição para a prorrogação. Ainda que a decisão pela prorrogação e a estipulação das condições para tanto caibam exclusivamente ao poder concedente, a antecipação de seus efeitos gera forte redução no fluxo de caixa das concessionárias a partir de janeiro de 2013, o que não era inicialmente vislumbrado por estas companhias. Segundo a lógica trazida pela MP, esta antecipação seria totalmente compensada por meio da indenização pelos ativos não amortizados ou depreciados. No entanto, esse entendimento é contábil, não guardando relação com a lógica econômica que rege as atividades privadas. Para as companhias, a perda da receita referente ao prazo restante do contrato original é muito mais relevante do que a simples "restituição" do saldo não amortizado.

Lembra-se que o ponto central da MP é a redução do custo da energia elétrica. Não há dúvidas de que a redução dos encargos setoriais e a almejada redução do custo deste insumo são pretensões louváveis. No entanto, resta a dúvida se os fins justificaram os meios no caso concreto, e se tais "fins" seriam permanentes, pois se considerarmos o aumento da percepção de risco dos agentes privados, o preço da energia nos novos projetos tende a subir.

Além da percepção de risco, outro fator que deve elevar os preços é o próprio padrão de estruturação financeira destes projetos: em via de regra o proponente considera o CCEAR de longo prazo como lastro para o financiamento, sendo que o fluxo de caixa do projeto é majorado com a receita trazida pela venda do excedente de produção no mercado livre. No entanto, essa venda ficará prejudicada - ao menos até que o mercado se ajuste às novas regras do jogo -, sendo certo que os ganhos antes dela provenientes serão alocados nos preços dos CCEAR's. Soma-se a isso o fato de as estatais, que tradicionalmente entravam nos leilões com preços mais "competitivos", perderão fôlego em razão da submissão às regras de prorrogação.

Conclui-se então que as perspectivas para o setor sob o aspecto dos agentes privados são neutras, pois todo o impacto negativo ou positivo da MP 579 será considerado quando da formação de preços e exigências de retorno sobre o capital. Por outro lado, não há dúvidas que as oportunidades de investimento seguirão se multiplicando, pois a demanda de energia elétrica permanece em ascensão, sendo certo que a universalização do acesso à energia elétrica e a inclusão social constatada nos últimos anos patrocinam esse fenômeno.

Para o sistema elétrico como um todo, pode-se dizer que o prognóstico não é o mais favorável, dado que a redução de caixa das concessionárias acarretará uma provável redução dos investimentos (o que poderá impactar na qualidade dos serviços). Ademais, conforme explanado ao longo do presente texto, o custo da energia elétrica (e das tarifas, consequentemente) retornará aos patamares atuais no médio prazo.

Por fim, claro é que a inusitada assunção pelo Tesouro Nacional em obrigações antes atribuídas, em última instância, aos usuários de energia elétrica é questão disputada. Ao final, os custos dessas medidas serão repassados a todos os contribuintes brasileiros - consumidores de energia elétrica ou não.

Rosane Menezes Lohbauer e Rodrigo Machado M. Santos, são sócia e associado do escritório Madrona Hong Mazzuco Brandão - Sociedade de Advogados (MHM),

163314 - paulo_prof -  14 Jan 2013, 11:09
Como diz o Polpudo ... Phodeu ...

O ano de 2012 iniciou com o maior nível de armazenamento de água dos últimos 12 anos. Como é que, apesar de ter chovido o equivalente a 87% da média histórica, os reservatórios chegaram ao fim do ano com o pior nível de armazenamento desde o período anterior ao racionamento de 2001?

Algo de fundamental tem que estar errado !!!

Para variar, a luz vermelha não acendeu na EPE ou no ONS. Mas isto já era de se esperar porque a falta de competência técnica dos "cumpanheiros" é mais do que conhecida e comprovada.

Para decidir sobre os detalhes de despacho de usinas, o ONS usa um software de simulação. A forte suspeita é que o modelo de simulação deste software esteja "descalibrado", ou seja, o modelo e operação real estão descasados.

Como engenheiro e pesquisador, o uso de modelos para efetuar previsões é coisa rotineira. A calibragem destes modelos com base nos dados de experimentos reais é contínua. Perceber que o ONS é capaz de comer uma "bola" tão grande é assustador ...

Estudos independentes estão mostrando que as hidrelétricas estão operando com uma ineficiência de 11%, ou seja, para uma determinada energia produzida (real, porque é medida), a perda real do nível de água do reservatório é em média 11% superior aquela simulada pelo modelo. A diferença é uma barbaridade ...

As razões para esta diferença podem ser várias: usinas com equipamentos descalibrados; assoreamento dos reservatórios; etc.

Bom ... o fato é que a situação não está boa ... Se a maior parte do problema for técnica (manutenção e calibração adequada dos equipamentos) e for possível uma solução no curto prazo, menos mal.

De outra forma, mesmo que chova adequadamente até maio as térmicas não poderão ser desligadas e o custo da energia (depois do corte em fevereiro) terá que aumentar; se não chover adequadamente, a probabilidade de racionamento vai aumentar!

163045 - marcelio2 -  10 Jan 2013, 18:56
Nível de reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste se estabilizou, diz ONS

SÃO PAULO - O nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas do Nordeste continuou em queda na quarta-feira, enquanto o dos lagos da região Sudeste/Centro-Oeste se estabilizou, de acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

Dados do Informativo Preliminar Diário da Operação de quarta-feira (9/1), divulgado pelo órgão nesta quinta-feira, mostram que o nível dos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste, que concentram cerca de 70% do armazenamento de água do país, caiu apenas 0,01 ponto percentual, para 28,31% de sua capacidade máxima em relação a terça-feira. Agora o volume está 2,3% acima da curva de aversão ao risco – nível mínimo de armazenamento. Em janeiro os lagos da região acumulam queda de 0,50 ponto percentual.

No Nordeste o recuo foi maior, de 0,3 ponto percentual, para 29,91%. O volume está 2,9% acima da curva de risco.

No Sul, o nível dos reservatórios continuou a aumentar, de 43,4% para 44,30%, e está 19,2% acima da curva de risco.

No Norte, o nível subiu de 39,88% para 39,99%. O ONS não tem curva de risco definida para este subsistema.

Estoque

O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, disse na quarta-feira, após reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), que o Brasil tem estoque para atender todas as necessidades de abastecimento de energia elétrica.

Lobão afirmou ainda que a recomposição dos níveis adequados dos reservatórios deve ocorrer nos próximos meses. “A partir de janeiro teremos chuvas em todas as partes do país”, disse na ocasião. Ele ressaltou que o país dispõe de mais de 100 mil megawatts (MW) de capacidade de geração.

O desconto médio nas contas de luz, programado para fevereiro, proporcionado pela revisão dos contratos de concessão e corte dos encargos no setor previstos na Medida Provisória 579, está preservado, segundo o ministro. “Esta redução acontecerá a partir do próximo mês. Não é de menos, será de 20%.”

162860 - PANICO2011 -  09 Jan 2013, 12:42
Uso de usinas térmicas pode custar mais de R$ 1,6 bilhão, diz jornal
Com o aumento na geração de energia, o custo será repassado ao consumidor ao longo de 2013, com os reajustes anuais da tarifa
Por Carolina Gasparini |9h43 | 09-01-2013 a a a SÃO PAULO - Com o baixo nível dos reservatórios, o uso das usinas térmicas já custou R$ 1 bilhão ao sistema e esse valor pode ultrapassar R$ 1,6 bilhão em janeiro, diz reportagem da Folha de São Paulo desta quarta-feira (9).

Com o aumento na geração de energia, o custo será repassado ao consumidor ao longo de 2013, com os reajustes anuais da tarifa, o que afetará o corte de 20% na conta de energia prometido pela presidente Dilma Rousseff no final de 2012.

Uso de usinas térmicas para geração de energia causa perdas à Petrobras (Ueslei Marcelino/Reuters)
Segundo a reportagem, até que os reajustes sejam aprovados pela Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) e entrem em vigor, o aumento será assumido pelas distribuidoras. O período para pedidos de reajuste começam em 3 de fevereiro.

Diante dos problemas na geração de energia, Dilma Rousseff convocou uma reunião do Comitê de Monitoramento do setor elétrico, que debaterá, em Brasília, a redução nos níveis de água nos reservatórios.

162843 - marcelio2 -  09 Jan 2013, 06:29
Para professor, governo deveria postergar redução de tarifa
De acordo com ele, a atual situação dos reservatórios das usinas hidrelétricas não exige um aumento nas tarifas, no entanto, não permite redução dos preços.

Rede elétrica: meta do governo de reduzir o preço da energia, segundo o professor, pode fazer com que se aumento o consumo e agrave a situação das reservas energéticas

São Paulo – O governo deveria postergar as metas de reduzir em 16% o custo da energia elétrica para os consumidores, segundo o professor do Instituto de Eletrotécnica e Energia (IEE) da Universidade de São Paulo (USP), Edmilson Moutinho dos Santos.

De acordo com ele, a atual situação dos reservatórios das usinas hidrelétricas não exige um aumento nas tarifas, no entanto, não permite redução dos preços.

“O governo recusou-se lá [no apagão de 2001] a aumentar o preço da energia para diminuir o consumo. Lá se falava de 'tarifaços', o governo achou aquilo politicamente incorreto e não quis comprar essa briga de aumentar o preço da energia e tentar segurar o consumo”, disse em entrevista à Agência Brasil.

“Hoje talvez seja ainda precipitado de falar sobre algum tarifaço com o mesmo viés. Mas certamente não é precipitado, e já estamos atrasados, em chegar claramente na televisão e dizer que a promessa de [redução de] 20% no preço da energia foi postergada”.

A meta do governo de reduzir o preço da energia, segundo o professor, pode fazer com que se aumento o consumo e agrave a situação das reservas energéticas.

“Não dá para você falar para as pessoas serem racionais no uso da energia e depois dizer que vai cortar o preço em 20%. Isso não existe”, disse.

No caso de as chuvas não chegarem com intensidade suficiente para voltar a encher os reservatórios, Moutinho defende que, eventualmente, como plano de emergência, o governo poderia acelerar a entrada em funcionamento de novas usinas hidroelétricas e a contratação de usinas termoelétricas a óleo.

De acordo com a Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), o nível dos reservatórios no subsistema Sudeste/Centro Oeste é hoje de 28,9% – o mais baixo para os meses de janeiro dos últimos 12 anos – menor do que o verificado no mesmo mês de 2001, quando houve o último racionamento de energia elétrica no país.

A Companhia Energética de São Paulo informou que seus reservatórios estão baixos. Em Ilha Solteira o nível está em 47,23%; em Três Irmãos, 56,81%; Jaguari, 48,73%; e Paraibuna, 38,17%. As usinas Porto Primavera e Jupiá são usinas a fio d´água e seus reservatórios não são de acumulação.

162842 - marcelio2 - 09 Jan 2013, 06:27
Hidrelétricas pagaram R$ 2,2 bi em compensação financeira

Do dinheiro arrecadado, 90% vão para os estados e municípios, em partes iguais, para aplicação em programas de saúde, educação e segurança

Hidrelétrica: Foram R$ 1,726 bilhão a título de Cfurh e R$ 478,4 milhões em royalties

Brasília – As usinas hidrelétricas gastaram R$ 2,2 bilhões no ano passado com arrecadações de royalties e de compensação financeira pela utilização de recursos hídricos (Cfurh) para geração de energia elétrica a municípios, estados e União, informou hoje (7) a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

Foram R$ 1,726 bilhão a título de Cfurh e R$ 478,4 milhões em royalties, o que representa acréscimo de 10% em relação aos R$ 2,005 bilhões gastos com as mesmas contas em 2011, referentes a 177 usinas hidrelétricas e 187 reservatórios, conforme relatório de arrecadação disponível na página da Aneel na internet.

Do dinheiro arrecadado, 90% vão para os estados e municípios, em partes iguais, para aplicação em programas de saúde, educação e segurança, e não pode ser usado para abater dívidas, a não ser que o credor seja a União.

Os 10% restantes ficam com a União para distribuição à Agência Nacional de Águas (ANA), ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e aos ministérios do Meio Ambiente, Recursos Hídricos e Amazônia Legal (MMA) e de Minas e Energia (MME).

162841 - marcelio2 -  09 Jan 2013, 06:25
EPE garante que país não precisa racionar energia

Situação atual é “totalmente diferente” da que ocorreu no país em 2001, segundo o presidente da EPE, quando houve um “apagão” de energia e o consequente racionamento

Fios de transmissão: Empresa de Pesquisa Energética (EPE) é vinculada ao Ministério de Minas e Energia

Rio de Janeiro - O país tem condições estruturais que dão segurança e tranquilidade ao setor elétrico e permitem descartar a possibilidade de um racionamento de energia. Essa foi a mensagem dada hoje (08), em entrevista coletiva, no Rio de Janeiro, pelo presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício Tolmasquim.

A EPE é vinculada ao Ministério de Minas e Energia. “Essa é a mensagem que nós estamos querendo dizer”, manifestou Tolmasquim, esclarecendo, porém, que apesar disso está sendo feito o acompanhamento dos “ciclos da natureza”, referindo-se à questão das chuvas.

A situação atual é “totalmente diferente” da que ocorreu no país em 2001, segundo o presidente da EPE, quando houve um “apagão” de energia e o consequente racionamento. Àquela época, segundo ele, não havia uma quantidade de usinas térmicas de reserva suficiente para funcionar como uma espécie de seguro ou “colchão” do sistema elétrico.

“É o ponto que faz a diferença e que permite ter uma certa tranquilidade”, disse. Tolmasquim acrescentou que “naquela ocasião, não tinha entrado uma quantidade de oferta de energia nem de linhas [de transmissão]”.

Tolmasquim relacionou a expectativa de tranquilidade em relação a 2013 à entrada prevista de 9 mil megawatts (MW) de capacidade nova de geração ao longo do ano. O destaque são as usinas hidrelétricas Santo Antonio e Jirau, que adicionarão ao sistema elétrico nacional mais de 3 mil MW. As usinas hídricas correspondem a 40% dos 9 mil MW.

Novas usinas térmicas também estão programadas, representando 2,5 mil MW, ou cerca de 30% do total previsto. O restante são usinas de fontes renováveis, com ênfase para eólicas (energia dos ventos). Em linhas de transmissão, serão implantados 10 mil quilômetros durante o ano.

“Essa diferença estrutural é uma situação distinta da que ocorreu em 2001”, sustentou. Continuou assegurando que hoje, ao contrário daquela época, o país tem um planejamento instalado no setor, leilões de expansão da geração e de transmissão e ainda um comitê de monitoramento do setor elétrico que se reúne mensalmente e envolve agentes do setor, sob a coordenação do Ministério de Minas e Energia.

Segundo ele, as usinas térmicas estão dando segurança para o sistema, embora reconheça que sua utilização é cara. Garantiu que ainda há uma margem de manobra envolvendo 1 mil megawatts de térmicas de combustíveis fósseis que ainda não foram despachadas por motivos diversos, entre eles a importação de gás. “O que está entrando é uma coisa planejada. Não é uma coisa emergencial. A situação está sob controle”, garantiu. Reconheceu, entretanto, que seria melhor se o período de chuvas já tivesse começado.

Em relação às tarifas de energia, explicou que a queda de 20% programada pelo governo para vigorar a partir de fevereiro deste ano poderá ser afetada por fatores conjunturais, que poderão fazer com que essa redução seja maior ou menor. Ressaltou que as avaliações feitas pelo governo sobre o cenário atual e as séries históricas dão tranquilidade ao setor.

Dados fornecidos pelo presidente da EPE mostram que, no período de 2001 a 2012, a capacidade instalada de geração de energia cresceu 75% no Brasil. Houve aumento de 150% na capacidade instalada de termelétricas, excluindo usinas a biomassa e nuclear. Cerca de 85% dessa expansão ocorreram nos últimos dez anos, salientou.

No mesmo período, a capacidade instalada de transmissão evoluiu 68%, “também um valor bastante expressivo”. Diferente do que sucedeu na época do racionamento, também aumentou em 80% a capacidade de o Sul fornecer energia para as demais regiões.

Ao mesmo tempo, triplicou a capacidade de o Nordeste, onde as previsões são de menor quantidade de chuvas, importar energia de outras regiões, informou. “O Nordeste ficou menos vulnerável porque pode contar com as outras regiões”.

Antes de 2001, implantavam-se em média no Brasil 1 mil quilômetros de linhas por ano. Nos últimos dez anos, o presidente da EPE disse que a média tem sido de 4,3 mil quilômetros de linhas de transmissão implantadas por ano.

162758 - marcelio2 -  08 Jan 2013, 18:44
Risco de racionamento fará preço de energia cair menos que previsto, diz LCA

Acionamento de termelétricas, com energia mais cara, para evitar queda dos reservatórios deve diminuir impacto negativo da conta de energia em 11% para o IPCA

Por Lara Rizério |16h06 | 08-01-2013 A A A

SÃO PAULO - Após a novela sobre as mudanças nas tarifas de energia elétrica pelo governo, o setor volta novamente ao foco. Desta vez, pelos riscos de racionamento com a instabilidade de chuvas em todo o Brasil, sendo que apenas na região Sul as condições estão mais tranquilas; já na região Norte, a situação é mais crítica, já que não conta com muita segurança devido à especificidade do seu regime hidrológico.

Neste sentido, a LCA Consultores avalia que, com o acionamento das usinas termelétricas para conter os níveis dos reservatórios, as mudanças serão sentidas no bolso do consumidor. O corte na conta de energia elétrica, que seria inicialmente de 22% e depois passou a ser de 16,7% em média após algumas companhias não decidirem renovar as concessões sobre as novas condições - Cesp (CESP6), Copel (CPEL6), Cemig (CMIG4) e Celesc (CLSC4) - agora deve sofrer mais um baque.

Os preços de energia elétrica devem contribuir em 11% negativos para o IPCA (Índice de Preços ao Consumidor Amplo), avalia a equipe de economistas da consultoria. Vale ressaltar que, até o final de 2012, a projeção era de um reajuste negativo da energia em 12,5%, sendo a mudança evidenciada por conta do repique do preço de energia no mercado livre. Os economistas destacam ainda que novas revisões não são descartadas, a depender da evolução das chuvas nas próximas semanas e de eventuais medidas tomadas pelo governo.

"Com efeito, cerca de um terço do reajuste negativo de 16,2% que entrará em vigor em fevereiro - por conta da redução de encargos setoriais e da renovação das concessões de várias usinas e redes de transmissão - deverá ser neutralizado pelas revisões tarifárias que acontecerão ao longo deste ano – as quais levarão em conta o custo mais elevado de operação do sistema com as termelétricas ativadas por mais tempo que o usual", afirmam.

Probabilidade de racionamento é baixa

Apesar da situação preocupante, a LCA avalia como baixa a probabilidade do País enfrentar um racionamento como o de 2001, dada às diferenças cruciais entre os panoramas de setor de geração e transmissão de energia. Além de não haver um sistema de termelétricas na época, também não existia geração por energia eólica, que responde por 2% da energia total atualmente.

Além disso, a inauguração de novas linhas de transmissão e a entrada em operação comercial de parte relevante de usinas hidrelétricas localizadas no Rio Madeira tornam a situação menos crítica. Desta forma, a Ativa Corretora também a probabilidade de racionamento como bastante baixa, assim como a entrada em operação das termelétricas da MPX Energia (MPXE3), que podem ser um alento para o problema.

Segundo a equipe de análise da corretora, o risco de racionamento é apenas uma possibilidade, "pois ainda depende que o nível de chuvas no curto prazo seja menor que a média histórica para o período, o que poderia manter os reservatórios com níveis abaixo do nível considerado limite para o racionamento".

162670 - marcelio2 -  08 Jan 2013, 02:28
Pouca chuva ameaça redução da conta de luz, diz Abrate
Preços podem ser puxados para cima devido ao baixo nível dos reservatórios das hidrelétricas

Brasília - O corte de 20,2% nas tarifas de energia elétrica, prometido pelo governo para este ano, pode não ser viável por causa da falta de chuvas. A avaliação é do diretor executivo da Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate), César de Barros Pinto. "Estruturalmente, esse corte é possível, mas conjunturalmente pode não ser", disse a jornalistas nesta segunda-feira.

Segundo o executivo, o corte seria certo se o sistema estivesse em condições normais, mas há dúvidas sobre sua execução por causa do baixo nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas. Se as chuvas deste início de ano forem insuficientes, o uso mais intensivo de energia térmica vai puxar os preços para cima. "Mas, até o momento, consideramos válidas as informações do ONS que não há risco de apagão", afirmou, referindo-se ao Operador Nacional do Sistema Elétrico, responsável pela coordenação e controle da operação da geração e transmissão de energia elétrica. "Quem cuida da operação tem o controle do que está acontecendo."

A ameaça ao corte de 20% foi mencionada mais cedo pelo presidente da Associação Brasileira de Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage), Flávio Neiva, e em relatório do BTG.

162600 - macmax -  07 Jan 2013, 14:29
Citação: herdsman
No dia da reunião do apagão vai chover !
Ninguém vai racionar nada.
Na minha experiencia previsão para além de 15 dias não acerta nada!
E vai chover o dobro do normal nas próximas semanas.
Aproveitam o pânico (se vier).
prec8.html
Herds, apagão não creio (apesar de não descartado), mas que a estiagem já está impactando os custos é fato.

As térmicas já estão acionadas e despachando energia.

Isso tem custo alto e será (aqui temos certeza) repassado para o consumidor. As geradoras com grande parque hidro no centro-sul terão faturamento reduzido. O "quantum" de redução na produção é difícil estimar. O resto está na mão de São Pedro.

Mas o que não seria um cenário para um racionamento tem seus complicadores. Estamos às vésperas de grandes eventos e sem reservas hídricas. Um racionamento preventivo poderia ser acionado, com os impactos econômicos e políticos decorrentes, porém menores que os que poderiam ser ocasionados ao país por uma copa do mundo sem luz transmitida pela TV em rede mundial. Não creio que o atual governo leve essa equação de danos em conta e devem negar tudo, dizer que não sabiam e botar a culpa em alguém.

Por enquanto só isso. Sem pânico.

Aliás, o que parece pânico muitas vezes é apenas a constatação de uma situação possivelmente mais adversa que o cenário base. Esse cenário hídrico estava fora da curva e veio em hora adversa para um setor já às voltas com um momento de redução de tarifas (à fórceps, diga-se).

Mas não é o caso de criar, e creio que a maioria também não o faça, rugas com isso. Apenas alguns podem querer ajustar as velas para navegar em mares potencialmente mais revoltos, sabendo que pode ser apenas alarme falso.

Aliás, a situação fiscal parece ser potencialmente ainda mais perigosa...

162398 - tota57 -  04 Jan 2013, 22:55
Voces devem estar acompanhando as noticias sobre a situação dos reservatórios das usinas. Hoje o Clima Tempo fez uma previsão ruim, estão estimando que nos proximos 60 dias o volume de chuva será menor que a média histórica. Estimam ainda que as chuvas acontecerão de forma exparsa e sem garantia que caiam nas bacias que mais interessam, que são as dos rios do Sudeste e Centro-Oeste, principamente sul de Minas Gerais e São Paulo. Na avaliação deles para reverter a situação nos meses de Jan-Fev e Mar o volume de chuva teria que ser o dobro da média histórica, ou seja 1.200 mm.
O quadro merece atenção. O governo afirma que esta tudo sobre controle e que as Termicas estão sendo despachada para ajudar na solução. No meio desse mês a Termica AES Uruguaiana volta a operar, com a ajuda da governo, que autorizou a importação de gás da Argentina.
No passado, ao final do período chuvoso, final de Abril, era importante que os reservatórios tivessem alcançado o patamar de 80% de armazenamento. Atualmente o sistema elétrico tem outra configuração e novas interligações entre as regiões e pode admitir niveis menores. Um especialista afirma que é preciso ao menos 44% para atender no limite do admissível.

Abaixo estou listando o que ocorreu nos anos de 2001 e 2002, com lucro e preço das ações das principais empresas do setor elétrico. Todos sabem que em 2001 tivemos um racionamento.

CESP5 (CESP6 não era negociada na época):
Lucro 2001 - (813M)
Lucro 2002 - (3,41B)
Cotação Max 2001 - R$27,00 em 12/02
Cotação Min 2001 - R$7,00 em 03/10
Cotação Max 2002 - R$17,45 em 20/03
Cotação Min 2002 - R$5,80 em 03/10

GETI4:
Lucro 2001 - 35M
Lucro 2002 - (2,5M)
Cotação Max 2001 - R$4,18 em 22/08
Cotação Min 2001 - R$2,00 em 04/10
Cotação Max 2002 - R$4,50 em 08/01
Cotação Min 2002 - R$2,48 em 31/10

TBLE3:
Lucro 2001 - 582M
Lucro 2002 - (183M)
Cotação Max 2001 - R$4,80 em 10/08
Cotação Min 2001 - R$2,61 em 14/09
Cotação Max 2002 - R$4,99 em 16/04
Cotação Min 2002 - R$3,11 em 26/11

TRPL4:
Lucro 2001 - 71M
Lucro 2002 - 168M
Cotação Max 2001 - R$9,94 em 15/02
Cotação Min 2001 - R$3,90 em 05/10
Cotação Max 2002 - R$7,95 em 20/03
Cotação Min 2002 - R$5,65 em 16/10

CPLE6:
Lucro 2001 - 475M
Lucro 2002 - (320M)
Cotação Max 2001 - R$21,00 em 14/02
Cotação Min 2001 - R$12,75 em 01/11
Cotação Max 2002 - R$19,30 em 18/03
Cotação Min 2002 - R$7,06 em 30/09

CMIG4:
Lucro 2001 - 478M
Lucro 2002 - (1,00B)
Cotação Max 2001 - R$6,98 em 29/01
Cotação Min 2001 - R$3,99 em 29/05
Cotação Max 2002 - R$7,55 em 18/05
Cotação Min 2002 - R$3,59 em 16/10

COCE5:
Lucro 2001 - 116M
Lucro 2002 - 83M
Cotação Max 2001 - R$14,18 em 07/03
Cotação Min 2001 - R$7,80 em 16/10
Cotação Max 2002 - R$10,00 em 16/04
Cotação Min 2002 - R$4,30 em 02/10

CEEB3:
Lucro 2001 - 239M
Lucro 2002 - 123M
Cotação Max 2001 - R$5,50 em 02/03
Cotação Min 2001 - R$2,20 em 05/10
Cotação Max 2002 - R$4,80 em 23/08
Cotação Min 2002 - R$3,00 em 23/01

ELET6:
Lucro 2001 - 3,25B
Lucro 2002 - 1,10B
Cotação Max 2001 - R$21,10 em 24/01
Cotação Min 2001 - R$12,00 em 28/05
Cotação Max 2002 - R$19,60 em 15/03
Cotação Min 2002 - R$7,00 em 16/10

Pois bem, os numeros deixam claro que todas empresas foram impacatadas. Mesmo as que tiveram impacto menor nos lucros sofreram com a volatilidade das cotações.

Nós estamos nas mãos de São Pedro. Não ocorrerão obras em tempo para resolver a parada se as chuvas não vierem já, em 2013.

Diria que chegamos perto do limite, mas ainda não podemos afirmar que há risco elevado de racionamento. Por outro lado é muito complexo trabalhar com previsão de chuvas a Medio Prazo.

A Petrobrás esta entregando gás tomando prejuízo para fazer as termicas funcionarem. Quanto mais tempo as termicas forem despachadas maior será o aumento da conta de luz, na contramão da redução prometida pelo governo.

Percebe-se que o clima começa a ficar tenso, deu para notar nas cotações dos ativos no dia de hoje. TRPL foi das poucas que deu alegria, coincidentemente a unica que não teve impacto em lucro no periodo do racionamento.

162395 - marcelio2 -  04 Jan 2013, 22:26
Custo da energia elétrica atingiu níveis de crise, diz especialista

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) divulgou nesta sexta-feira que o custo marginal de operação (CMO) do setor chegou a R$ 555 por MWh para a próxima semana devido às altas temperaturas e ao baixo nível dos reservatórios das hidrelétricas. “Este é certamente um indicador de crise [de abastecimento]”, afirmou Paulo Mayon, da comercializadora de energia Compass.

O CMO e o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), ou o preço da energia no mercado disponível, também ficaram acima de R$ 550 em 2001 e 2008, nos dois momentos em que o país atravessou crises no fornecimento de energia elétrica. Em 2001, o governo adotou o racionamento de energia a partir de abril. Em 2008, a crise energética foi dissipada em fevereiro, quando as chuvas se normalizaram, afirma Mayon.

Mas neste ano há o agravante de que tanto o consumo residencial de energia elétrica quando a demanda pelos setores de comércio e serviços estão em níveis bem mais elevados em relação a quatro anos atrás, afirma o executivo.

Leia mais em:
http://www.valor.com.br/brasil/2958428/custo-da-energia-eletrica-atingiu-niveis-de-crise-diz-especialista#ixzz2H34JDBil

161985 - tota57 -  31 Dez 2012, 22:17
A situação do nível dos reservatórios esta prá lá de complicada. Ontem nas regiões SE/CO, aonde concentra-se a maior parte da geração do Brasil, o nível chegou ao menor patamar desde 2001, ficando apenas 1% acima da curva de aversão ao risco. No NE já estamos 1,5% abaixo da curva de aversão ao risco.

Não vai haver racionamento, mas se em 2013 o Pedrão não for generoso a barba começa a ficar de molho. Deus o livre, quando houve racionamento todas elétricas se encheram de prejuizo.

O balanço abaixo deixa claro que estamos nas mãos de São Pedro. Ontem quase 22% da nossa geração foi de Térmicas Convencionais, aquelas cuja energia custa muito mais caro, fatura que vamos pagar nos reajustes anuais de 2013. Podem esperar ativos regulatórios nos balanços do 4º Trim, com impacto no LL das distribuidoras, que estão antecipando o pagamento dessa conta.

161967 paulo_prof  -  31 Dez 2012, 18:36
Há um outro dado que considero essencial em qualquer análise/comparação ... a taxa de crescimento anual do lucro (taxas anuais médias nominais):

CPLE
UA -12,21%
U2A -1,47%
U3A -1,25%

GETI
UA 31,08%
U2A 17,26%
U3A 5,62%

TBLE
UA 57,77%
U2A 34,85%
U3A 26,91%

Dá para desconfiar porque a CPLE está mais "barata" e a TBLE a mais "cara" ???

161965 - Barbado -  31 Dez 2012, 17:51
Pelo valor do mercado é injusto para o Copel, por além de 'comprar' mais capacidade de geração ainda leva de brinde a transmissão e distribuição.
A Geti precisa ser 'muito competente' na venda de energia a partir de 2015 para poder apresentar margens como hoje. A Copel porém ficando na média dos leilões já está garantindo margens iguais ao que exibe hoje. Quanto ao risco político não vejo muitos problemas para Beto Richa se reeleger.
Boa tarde...

Instigado pelo Herdsman fui atrás de números, achei que faria um levantamento rápido e preciso, mas levei umas 3 horas para achar os dados abaixo, e quero aproveitar a experiência do Tota57 que está na área.

Valor de Mercado

CPLE3 = 6.896
GETI3 = 7.998
TBLE3 -21.769

Receita Líquida 9 últimos meses

CPLE3 = 1.907.046 (relativos a GeT nota explicativa 31.4 do balanço 3/tr/12)
GETI3 = 1.618.000
TBLE3 = 3.645.089

Lucro líquido últimos 9 meses

CPLE3 = 592 (relativos a GeT nota explicativa 31.4 balanço 3/tr/12)
GETI3 = 720
TBLE3 =1.077

Patrimônio Líquido (base 30/09/12)

CPLE3 = 7.041.634 (relativos a GeT nota explicativa 31.3 balanço 3/tr/12)
GETI3 = 1.906.152
TBLE3 = 5.305.353

% de lucros em relação ao Valor de Mercado nos 9 meses de 2012

CPLE3 - 592/6.896 = 8,58
GETI3 - 720/7.998 = 9,00
TBLE3 - 1.066/21.769 = 4,90

Pontos a ponderar:

i-) Geti3 gera mais lucros porque tem um preço de venda maior por conta do contrato com a Eletropaulo que vence no final de 2015, depois disso a tendência a convergir ao preço das demais geradoras;

ii-) O patrimonio líquido da CPLE3 (apenas Geração e Transmissão) é 3,7 superior ao da GETI3 e 1,33 ao da TBLE3.

iii-) Geti3 está emperrada em seus projetos de expandir a capacidade geradora por conta de falta de garantia de suprimento de gás por parte da Petrobrás;

iv-) CPLE3 e TBLE3 estão expandindo sem muitas dificuldades seus respectivos negócios;

v-) A TBLE3 e GETI3 pagam dividendos infinitamente superiores à CPLE3;

vi-) A TBLE3 sempre acaba comprando os ativos de sua controladora, não saberia dizer se são a preços justos ou goela a baixo.

vii-) A CPLE3 terá perdas da ordem de + ou - 300 milhões por conta da MP579 as outras não;

viii-) Em relação a CPLE3 há que se considerar os valiosos ativos já existentes de: Distribuição, Telecomunicações e Saneamento. Excelentes projetos em desenvolvimento na área de transmissão e geração.

Se meus números não tiverem "erros grandes" diria que a TBLE3 é a mais cara, que a GETI3 tem o "risoco do fim do contrato com a Eletropaulo" + o impasse do gás na expansão de seus negócios e que a CPLE3 é a mais promissora mas o risco governo não pode ser minimizado.

Há um pequeno detalhe que não podemos ignorar: VAMOS TER QUE COMBINAR COM O MERCADO PARA QUE ELE TENHA O MESMO ENTENDIMENTO E ISSO NUNCA FOI FÁCIL.

161957 - edbmsev -  31 Dez 2012, 15:05
Também acho que CPLE3, nas cotações atuais, é a melhor alternativa do setor elétrico. Projetos de transmissão e geração em maturação que tendem a superar as perdas advindas da MP579, que não foram tão dramáticas como para as demais empresas. O principal fator de risco é eventual troca de governo em 2014, o que pode frustrar as expectativas de aumento futuro do payout e dos dividendos.

161954 - tota57 -  31 Dez 2012, 14:50
Permita-me fazer um contraditório. Pelo valor de mercado a comparação é injusta, pois CPLE tem ativos de transmissão e distribuição, diferentemente de TBLE e GETI.

Eu não fui visitar os dados de TBLE, mas note na tabela abaixo que, em se tratando de Geração, GETI é imbatível, ao menos até o final de 2015. Não consegui os dados da CPLE exclusivos da geração, os relatórios da empresa consideram GeT.

Independente desse contraditório eu considero a CPLE como uma boa oportunidade para o setor elétrico para 2013, em função de já ter passado pela revisão tarifária em 2012 e de ter sofrido "baixo impacto" nas renovações de concessões. Essa aposta se torna mais interessante devido a desvalorização que o ativo sofreu em 2012. Há que se considerar ainda que a CPLE esta participando da expansão da Transmissão e deve adicionar uma RAP de R$175 milhões. Como nem tudo é perfeito há o risco político, que deve ser considerado.

161947 - herdsman -  31 Dez 2012, 12:53
E já que a questão das elétricas não sai da pauta tão já, aqui minhas ponderações:

Premissa 1) Hidroelétricas que não caducam nos próximos anos são propensas a dar lucro.

Se for para escolher entre Aestietê, Copel e Tractebel posso fazer o seguinte comparação Capacidade de Hidropower dividido pelo Valor do Mercado.

Lá vai.
MW VM KW por 1000 R$
GETI3 2700 8 bi 0,33
CPLE3 5000 6,9 bi 0,72
TBLE3 6000 21,7 bi 0,27

COPEL está bem mais atraente. E nem falamos em transmissão e distribuição com certeza podem dar sua contribuição.
Ah não paga tanto dividendo?
Isto pode ser uma bela ilusão gente. No caso do geti e tble não houve crescimento nenhuma no patrimônio liquido nos últimos 2 anos. Enquanto o Copel
foi aumentando seu patrimonio em 15%.
E sou do Paraná. Aqui chove.

160715 danieljoseaa -  17 Dez 2012, 15:46
[...]
Energia, devo me manter fora da maioria, TRPL, CMIG, CESP, CLSC, ELPL, nada disso me interessa atualmente, seus resultados devem sofrer demais e por um período longo, em alguns casos, muito longo, logo, estou fora, qual o upside fundamentado dessas ações ??? baixíssimo, quase nulo............No setor me manterei prioritariamente em GETI3, DY de 14% e mais bons anos de contrato(excluindo-se o contrato com a ELPL, mas, mesmo ocorrendo o pior nesse caso, ainda temos uma margem de segurança absurdamente alta, totalmente diferente de suas irmãs)..................EEEL3 estou pensando em desfazer minha pequena posição montada, a tia Dilma, provavelmente estragou meu trade, rs, quando comprei ainda não tinha essa medida do governo, tinha dividendos retidos, tinha grana para receber, ou seja só tinha coisas boas, em sua maioria não precificadas, aí veio essa medida e bagunçou tudo, vai ter que reconhecer perda em seu balanço dos ativos de transmissão, vai perder mais da metade de sua receita, dureza, também não pagarei para ver, o upside que era aparentemente fantástico, ficou baixo ou até nulo, apesar de sua péssima precificação, mas com o atual cenário isso até meio que se justifica hoje................CPLE que é a outra que tenho hoje, do setor, vou manter até ela atingir uma cotação mais justa, como tem baixo DY, vou rifar, até porque também terá queda em seus lucros, também sofrerá, menos, muito menso do que as outras, foi aí que o mercado errou e nós acertamos, mas, como o mercado tá começando a entender isso e está corrigindo esse "erro", quando a correção estiver mais adequada eu entrego ela para eles, rs.

Por enquanto, minha opinião é esta, bancos(BBAS tá uma teta absurda), infraestrutura(TPIS e STBP), setor imobiliário escolhido a dedo, além de GRND, PTBL, BEMA, BMTO, CARD, SLED e mais algumas oportunidades que forem surgindo ao longo do ano.

160262 - Jorge Tomaz -  13 Dez 2012, 00:52
De bancos ao setor de energia: veja as medidas tomadas pelo governo em 2012

Ano que está acabando foi bastante movimentado para diversos setores da economia, em meio a medidas de estímulo e redução do chamado custo-Brasil

Por Lara Rizério
|10h33 | 11-12-2012

SÃO PAULO - O ano de 2012 foi bastante movimentado para os mercados brasileiros. Além de questões internacionais afetando os investidores, como a crise na zona do euro e a questão do abismo fiscal nos Estados Unidos, o governo brasileiro também teve uma grande influência na movimentação dos mercados, sejam eles de renda fixa ou variável.
No ano corrente, vimos diversas atuações do governo em muitos setores da economia, em meio ao fraco desempenho econômico que também predomina o cenário nacional. Medidas de estímulo à indústria, discussões sobre reajuste na gasolina, redução de spread bancário e as mudanças de regulação no setor elétrico, afetaram as decisões de investimento durante todo o período. No mercado acionário, o viés de suas políticas foi tanto altista quanto baixista para alguns setores, assim como para o mercado de câmbio. Veja abaixo os principais "alvos" do governo durante este ano:
[...]
7. Elétricas, o setor mais afetado: entre todas as medidas de estímulo e de novas regras tomadas nos mais diferentes setores da economia, de longe, o setor elétrico foi o mais afetado. As mudanças começaram a partir de setembro, sendo que a história sobre os novos procedimentos, os valores das indenizações das elétricas para a renovação antecipada de concessões, continua até o final deste ano. No começo do nono mês do ano, a presidente havia anunciado um corte de 16,2% no preço de energia residencial e de 28% para o setor produtivo, de modo a reduzir o chamado custo-Brasil e impulsionar a produção industrial.
As ações das companhias do setor não reagiram bem a essa decisão e tiveram fortes perdas, após o anúncio da Medida Provisória que previa redução do custo de energia em torno de 20,2% em média para o consumidor final. O risco regulatório e a maneira como este corte seria feito foram um dos temores do mercado para fugir dos ativos do setor, tradicionalmente defensivo e bom pagador de dividendoEm meio aos conflitos entre as mudanças na MP e pedidos de mais prazo pelas elétricas para renovação de concessões, as ações das companhias do setor continuaram registrando forte volatilidade.
Entretanto, a definição dos valores de indenizações no começo de novembro para as companhias que quisessem renovar as concessões que venceriam entre 2015 e 2017 antecipadamente foram a grande decepção do mercado. O Ministério de Minas e Energia afirmou que pagaria cerca de R$ 20 bilhões às elétricas no total, bem abaixo do esperado. Somente a Eletrobras (ELET3; ELET6) esperava indenização de cerca de R$ 30 bilhões pelas concessões.
Mesmo após a reclamação de diversas companhias, o governo descartou revisar os valores de indenização, afirmando que a remuneração já estava baseada em ativos depreciados. Entretanto, a forte perda de valor de mercado da Eletrobras com a queda de suas ações após recomendar aos acionistas aceitar a renovação das concessões e a resistência de grandes empresas em renovar as concessões fizeram o governo mudar de planos, atrapalhando assim os planos de redução das contas de energia.
A Eletrobras atingiu patamares vistos em 2004 - retrocedendo assim a ganhos acumulados nos últimos oito anos em apenas dois meses, fazendo com que o governo assegurasse que a companhia estatal não iria falir. Durante a teleconferência para falar dos números apresentados, o diretor de relações com investidores, Armando Casado de Araújo, disse que o Ebitda (lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização) da empresa deveriam zerar no ano que vem caso os valores das concessões fossem confirmados.
Desta maneira, em meio as pressões das companhias, o presidente da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), Maurício Tolmasquim, reforçou a análise das solicitações de empresas de energia em relação ao valor da indenização. Mesmo em meio à notícias de possíveis mudanças nos valores, importantes companhias tais como Cemig (CMIG4), Cesp (CESP6) e Copel (CPLE6) decidiram ou por não renovar ou por renovar parcialmente as concessões. Com isso, a redução na conta de energia, que seria de 20,2%, passou a ser de 16,7%.
Desta forma, a presidente Dilma fez críticas a essas empresas que não aderiram às propostas de concessões, lamentando assim "a imensa falta de sensibilidade dos que não percebiam a importância da medida para garantir um cresciemnto sustentável", concluiu. Por outro lado, a queda de braço entre o governo e as empresas continua. A Cemig, por exemplo, afirmou não descartar acionar a Justiça para defender extensão das concessões, enquanto a Cesp voltou a pedir que o governo detalhasse o cálculo das indenizações.

http://www.infomoney.com.br/mercados/acoes-e-indices/noticia/2631770/bancos-setor-energia-veja-medidas-tomadas-pelo-governo-2012

159917 - marcelio2 -  10 Dez 2012, 21:30
dec recorrerá de decisão do TCU sobre devolução de valores cobrados na conta de luz
TCU decidiu não obrigar as distribuidoras de energia elétrica a devolver os valores cobrados a mais na conta de luz entre 2002 e 2009

Por Agência Brasil |19h12 | 10-12-2012 A A A

SÃO PAULO – O Idec (Instituto Brasileiro de Defesa do Consumidor ) irá recorrer da decisão tomada nesta segunda-feira (10) pelo TCU (Tribunal de Contas da União) de não obrigar as distribuidoras de energia elétrica a devolver os valores cobrados a mais na conta de luz entre 2002 e 2009. A entidade, que integra a Frente de Defesa dos Consumidores de Energia Elétrica, informou que irá pedir esclarecimentos ao TCU.
"Estamos todos muito decepcionados com o julgamento, principalmente porque o resultado contraria parecer técnico do próprio TCU”, disse a advogada do Idec Mariana Alves, que esteve presente no julgamento. Por 5 votos a 2, os ministros decidiram que não é competência do TCU obrigar as distribuidoras de energia elétrica a devolver valores cobrados a mais na conta de luz, que somam R$ 7 bilhões.

Idec irá recorrer decisão tomada pelo TCU (Getty Images)
O relator, ministro Valmir Campelo, defendeu o ressarcimento aos consumidores nas próximas revisões tarifárias, mas o revisor da matéria, ministro Raimundo Carreiro, alegou que não é competência do tribunal regular a relação entre os consumidores e as distribuidoras.
A diferença na cobrança ocorreu porque a metodologia de cálculo do reajuste das tarifas de energia elétrica nesse período não incluiu o ganho de receita gerado pelo crescimento de mercado. O TCU determinou à Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) que disponibilize a todos os consumidores a metodologia utilizada para estabelecer as tarifas.

156238 - polycrav -  10 Nov 2012, 20:27
Ainda há ações que valem à pena no setor elétrico?
Posted: 09 Nov 2012 03:58 PM PST

Nos últimos meses, o setor de energia elétrica passou por algumas mudanças turbulentas. Primeiro, foram as revisões tarifárias, que fizeram o lucro de algumas empresas, entre elas a Eletropaulo, despencar. Agora, mudanças no marco regulatório estão deixando o mercado apavorado – e, com isso, os preços das ações de várias empresas despencaram.
Com isso, fica a dúvida: ainda há empresas boas para se investir ou a avalanche de mudanças prejudicará todo o setor? Uma matéria do dia 27/09 da revista Exame entrevistou alguns analistas sobre a questão, e, por considerá-la interessante para nossos leitores, decidi reproduzi-la no site.
Fonte: Portal Exame
Título: As ações que ainda valem a pena no setor de energia elétrica
Autora: Beatriz Souza
São Paulo - Quase um mês após o início da grande queda histórica das empresas do setor de energia elétrica na BM&FBovespa, já é possível separar as que irão se sair bem com as novas regras para renovação de concessões, das que ainda têm pela frente um cenário muito desafiador.
Segundo cálculos do JPMorgan, a perda em valor de mercado do setor está em torno de 20 bilhões de dólares. A queda de receitas da indústria pode chegar a 13 bilhões de reais. Após o choque, os analistas continuam a apostar em algumas delas, com destaque para a transmissora Taesa, a geradora Tractebel e as distribuidoras CPFL e Coelce.
Opiniões
O analista Marcelo Britto, da Citi Corretora, acredita que “não há vencedores, apenas algumas empresas prejudicadas em menor escala”. Em sua análise, com o valor residual zero para as concessões de geração e transmissão expiradas e com os preços menores de eletricidade, os preços-alvos das empresas são afetados, em média, em 29%.
Já Vinicius Canheu, do Credit Suisse é um pouco mais otimista. “Acreditamos que a conclusão próxima da saga das extensões de concessões é um ponto positivo para o setor”, escreveu em um relatório. Ele defende que uma vez passado o período de choque, os investidores encontrarão o setor elétrico mais previsível do que já era antes, com menores riscos.
Depois da queda
O estabelecimento de um campo nivelado para novos investimentos e o orçamento mais restritivo vai obrigar as empresas a serem mais eficientes e racionais, e consequentemente, mais fortes nos próximos anos. “Depois da turbulência, só vão sobrar os mais eficientes, será uma tendência do setor”, explica o analista do BB Investimentos Rafael Dias.
Ele também acredita que, no médio prazo, a perspectiva para o setor é positiva. Mas o recado dado pelo governo foi claro: todo mundo vai ter que se ajustar, rever seus planos de investimento e seus custos. “Os grupos menores e menos eficientes serão os mais prejudicados e as empresas que já se destacam por ter uma gestão mais eficiente e de mais qualidade devem ser menos abaladas”, explica Rafael. A consequência, diz ele, será um setor mais amadurecido e profissionalizado, o que vai se refletir na qualidade da prestação de serviços.
Vinícius define 4 características fundamentais das empresas que superarão seus pares dentro de alguns anos: menores impactos regulatórios, balanços mais robustos, melhor perspectiva de dividendos e gestão superior. Na opinião dos analistas consultados, as empresas com melhores expectativas são quatro: Taesa, Tractebel, CPFL e Coelce.
Taesa
“Se tivesse que escolher apenas uma empresa, seria a Taesa”. A opinião é do analista Rodolfo Amstalden, da Empiricus, que defende que a transmissora não foi afetada em nada pela Medida Provisória. A Taesa tem todos seus contratos de concessão datados de depois de 1995, que vencem a partir de 2025, não se enquadrando no estabelecido pela MP 579.
Rodolfo acredita que a empresa, que já subiu muito na bolsa este ano, mas deve subir ainda mais. “É uma empresa de perfil muito estável, que recentemente aumento sua liquidez e deixou mais fácil para o investidor entrar”, diz o analista. Além disso, a Taesa paga altos dividendos e deve continuar pagando pelo menos pelos próximos 10 ou 15 anos.
Tractebel
Os analistas Vinicius, Rafael e Marcelo são unânimes ao citar a Tractebel como uma das empresas que ainda valem a pena no setor. Para Vinícius, que em seu relatório elevou a recomendação da empresa de neutral para outperform (acima do desempenho do mercado), são 5 os motivos que lhe dão vantagem: ela está pronta para se beneficiar da maior racionalidade do mercado, tem exposição positiva para os custos de transmissão potencialmente mais baixos, perfil de longo prazo e gradual para a expiração das concessões, os pacotes de estímulo do governo devem fazer o PIB se recuperar elevando o consumo de energia e alta geração de caixa e balanço desalavancado.
CPFL
A CPFL também deve se sair bem. Na opinião de Vinícius, do Credit Suisse, assim como a Tractebel, com uma gestão eficiente, a CPFL está pronta para se beneficiar da maior racionabilidade no mercado. Além disso, ele destaca o forte compromisso com o pagamento de 100% de dividendos, a gestão focada em redução de custos, o crescimento em energias renováveis e o histórico de aproveitamento de novas oportunidades de negócios à frente de seus pares. O analista também aumentou a recomendação da CPFL de neutral para outperform.
Coelce
A outra preferida do analista Rodolfo Amstalden é a cearense Coelce. “É a distribuidora que mais cresce no Brasil todo, em um volume de 2 dígitos”, diz o analista. Para completar, a empresa tem os melhores indicadores de qualidade e pagam bons dividendos, em geral, 100%. Além disso, a Coelce não se enquadra na MP 579 e já passou pelo 3º ciclo revisão tarifária em abril.
Cemig
Para a mineira Cemig o cenário não é tão favorável porque tem concessões que expiram agora e se enquadram na MP, mas em um segundo momento a empresa pode se sair melhor visto que está consolidada no segmento de transmissão e distribuição. “Não vai ser tão ruim para a Cemig, ela ainda está atrativa e eu vejo muito valor nesse preço que ela está hoje”, diz Rodolfo.
Sobre a renovação ou não de suas concessões, o analista acredita que a empresa optará por renovar, visto que uma de suas hidrelétricas, Simão, passa por um ciclo de modernização e os investimentos atuais ainda não estão depreciados.

156117 - renato1631 -  10 Nov 2012, 02:12
Elétricas surpresas com indenizações não fizeram 'dever de casa', diz EPE
DO VALOR
COM SÃO PAULO

Quem se surpreendeu com os valores das indenizações para as hidrelétricas sujeitas à renovação "não fez o dever de casa", afirmou Mauricio Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), um dos braços do governo para a elaboração da política energética do país.


"Já se sabia que o valor indenizado não era o que está no balanço [das empresas] ", afirmou, referindo-se à divergência com os valores contábeis dos ativos registrados nos livros das companhias.

Tomalsquim participou hoje de um seminário em Brasília sobre a prorrogação das concessões do setor elétrico.

"Também já havíamos anunciado que as tarifas seriam reduzidas", disse o presidente da EPE, ao rebater a reação negativa do mercado financeiro às medidas do governo.

Segundo ele, o governo continua trabalhando para que a redução nos custos da energia alcance 20%, ao ser perguntado sobre a possível não renovação das concessões por parte das empresas. "Procuramos ainda chegar aos 20%", afirmou.

FIM DO CONTRATO

O secretário do Tesouro Nacional, Arno Augustin, esclareceu que o critério de indenização não está atrelado à antecipação do fim do contrato de concessão, de 2015 para 2013, o que garantirá o direito às concessionárias de continuar explorando os ativos por mais 30 anos.

O mecanismo da indenização ao término do contrato de concessão está previsto em lei, e independe do programa proposto pelo governo, que antecipou o término das concessões vincendas para o ano que vem.

TARIFAS MENORES

As novas tarifas fixadas pelo governo para as usinas hidrelétricas que renovarem suas concessões estão 73% inferiores, em média, aos preços praticados atualmente.

Segundo cálculos da Abiape (Associação Brasileira de Investidores em Auto Produção de Energia), a tarifa média vai passar de R$ 85 para R$ 23 por megawatt-hora.

"Os valores individuais ainda estão sendo analisados pelas empresas, mas já é possível dizer que está bem abaixo das expectativas. O dia a dia das empresas ficou comprometido, porque as despesas continuam, mas a receita caiu", afirmou o presidente da associação, Mário Menel.

A redução dessas tarifas é um dos fatores que irá abater o valor da conta de luz paga pelos consumidores. Seguindo a previsão do governo, a redução média será de 16% para residências e de 28% para indústrias, a partir de 2013 --os valores exatos serão conhecidos em fevereiro.

Menel afirma que, embora as tarifas para as usinas exijam grande adaptação por parte das empresas, o governo dificilmente iria impor metas inatingíveis.

"O governo não quer quebrar ninguém e também fez contas. Por enquanto, tudo está sendo feito para respeitar a meta de redução de preços ao consumidor final que foi anunciado em setembro."

Além de baixos valores para as tarifas, o setor elétrico está frustrado com o montante para indenizar os ativos não remunerados --ou seja, os recursos que o governo irá repassar às empresas que ainda não tiveram seu investimento inicial recomposto.

O valor total das indenizações foi fixado em R$ 20 bilhões

155046 - pppadv -  05 Nov 2012, 13:28
Indenizações frustram e elétricas despencam; Eletrobras chega a cair 9,3%
Analistas afirmam que definição do valor da indenização deve acirrar briga entre governo e concessionárias de energia
Por Nara Faria
|10h39 | 05-11-2012
http://www.infomoney.com.br/mercados/noticia/2602641

SÃO PAULO - As empresas elétricas mais afetadas pela Medida Provisória 579 - que estabeleceu as regras para a renovação das concessões que vencem até 2017 - estão vendo o reflexo dessas medidas no desempenho das ações na manhã desta segunda-feira (5).

Isso porque após decidir pela redução de em média 20,2% no preço da energia elétrica a partir do próximo ano, o governo anunciou que deve pagar R$ 20 bilhões às elétricas em indenização, valor abaixo do esperado pelas companhias.
CPFL Energia 08 - UHE Foz do Chapecó 04

Dessa forma, os papéis do setor elétrico lideram com folga as perdas do Ibovespa nesta manhã. Por volta das 10h35 (horário de Brasília), as maiores quedas do índice eram ocupadas por Eletrobras (ELET3, R$ 10,76, -7,08%; ELET6, R$ 15,46, -7,98%), Cesp (CESP6, R$ 16,87, -7,51%), Cemig (CMIG4, R$ 24,25, -2,69%) e Transmissão Paulista (TRPL4, R$ 31,45, -4,55%). O Ibovespa, por sua vez, recuava 1,19% no mesmo horário.

Outras elétricas acompanham as quedas no pregão, entre elas a Copel (CPLE6, R$ 29,50, -3,28%), Light (LIGT3, R$ 21,77, -3,46%0 e Eletropaulo (ELPL4, R$ 16,40, -2,31%).

"O recuo do valor das indenização sobre o que era esperado por essas empresas e a expectativa de que aconteça uma redução de 70% nas receitas das elétricas deve acirrar a briga das elétricas com o governo", explica o analista Luis Gustavo Pereira, da Futura Investimentos. "Em suma, tais valores devem fomentar ainda mais as discussões e críticas por parte do setor privado", completa a equipe de análise da XP Investimentos em relatório.

Desta forma, para os analistas Marco Saravalle e Bruno Piagentini, da Coinvalores, o momento é de cautela para as ações de empresas do setor elétrico. "Até que dezembro, prazo que as empresas têm para assinar os novos contratos, o mercado deve acompanhar forte volatilidade para as ações do setor", afirmam.

Os impactos caso a caso
Os analistas da XP Investimentos pontuam os principais fatores negativos do anúncio para cada uma das empresas que aparecem entre as mais prejudicadas. No caso da Cesp, ganha evidência o baixo valor oferecido pela sua geração de energia (R$ 28,60 MW/h) e ao valor de indenização por Ilha Solteira.

O nível de RAP (Receita Anual Permitida) estimado para Transmissão Paulista em R$ 515 milhões e o valor de indenização oferecido a Eletrobras (pouco mais de R$ 14 bilhões, ante os R$ 30 bilhões desejados pela companhia) e o baixo valor de RAP oferecido a Cemig completam as principais referências negativas do anúncio para essas empresa.

As companhias terão agora até o dia 4 de dezembro para assinar de fato os novos contratos, aceitando todos os valores divulgados. No entanto, a Eletrobras adiantou em comunicado nesta segunda-feira que as equipes técnicas estão trabalhando na avaliação das condições divulgadas, bem como os efeitos desses valores sobre as Demonstrações Financeiras consolidadas. "Oportunamente informaremos o resultado desta avaliação bem como as ações que serão adotadas", completa a companhia em nota.

Novos capítulos da MP 579
Na noite de quinta-feira o governo publicou as tabelas com os valores de referência dos contratos do setor elétrico e das indenizações dos ativos a serem amortizados. Do total de 123 usinas que compunha o grande lote de plantas cujos contratos vencem entre 2015 e 2017, apenas 81 foram habilitadas pela Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) ter suas concessões renovadas antecipadamente por mais 30 anos.

Desse total, porém, somente 15 receberão indenizações pelos ativos ainda não amortizados, somando R$ 7,05 bilhões. Todas as outras 66 usinas já tiveram todos os seus investimentos remunerados, segundo os critérios do órgão regulador.

O cálculo final prevê desembolsos de R$ 20 bilhões às elétricas valor esse que é próximo ao saldo disponível no fundo da Reserva Global de Reversão (RGR), conforme promessa inicial do governo de não realizar aportes com recursos do Tesouro Nacional para tais pagamentos.

A Chesf (Companhia Hidro Elétrica do São Francisco), subsidiária da Eletrobras receberá R$ 6,7 bilhões. O grupo receberá, ao todo, R$ 14 bilhões, mas esperava indenização de cerca de R$ 30 bilhões pelas concessões. Por sua vez, a Cesp (CESP6) receberá R$ 1 bilhão.

De acordo com publicação do O Estado de S.Paulo, contas preliminares indicam que com as novas tarifas de geração para 81 usinas que poderão renovar seus contratos de concessão, haverá uma redução média de mais de 70% nas receitas.

154903 - renato1631 -  02 Nov 2012, 16:13
Perfeita a definição do impacto sobre as novas tarifas de energia promovida pela renovação dos contratos.... "devastação tarifária".

Novas tarifas de energia indicam perda média de 70% nas receitas das empresas
Setor já faz as contas do impacto que os valores atualizados pela renovação das concessões terão nas finanças das companhias pelas próximas três décadas
02 de novembro de 2012

Eduardo Rodrigues, da Agência Estado

BRASÍLIA - Após a divulgação na noite de quinta-feira, 1º, das novas tarifas de geração para 81 usinas que poderão renovar seus contratos de concessão, executivos do setor já começaram a calcular o impacto que os valores atualizados para baixo pelas próximas três décadas podem causar nas finanças das companhias. Contas preliminares indicam uma redução média de mais de 70% nas receitas dessas unidades.

O governo até complicou o trabalho das empresas, apresentando as novas tarifas de cada usina definidas por quilowatt/ano (kW/ano) ao invés do tradicional megawatt/hora (mW/h). Mas cálculos iniciais feitos pelo presidente da Associação Brasileira de Investidores em Auto Produção de Energia (Abiape), Mário Menel, ajudam a ter um panorama inicial da "devastação tarifária" promovida pela renovação dos contratos.

Considerando um fator de 0.55 correspondente à produtividade média de todas as usinas do setor interligado brasileiro, o executivo chegou a um resultado médio de R$ 23,46 por mW/h para o grupo das 81 unidades em processo de renovação. O valor é 72,4% menor que a média de R$ 85 por mW/h praticada no País atualmente. "Não temos um parâmetro de referência totalmente esclarecido ainda, mas já dá para perceber que o impacto foi enorme. Cada companhia terá que fazer suas próprias contas", avaliou Menel.

Pelos cálculos do executivo, mesmo a maior tarifa dessas usinas ainda estará abaixo da média atual brasileira. A usina de Forquilha, da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT), teve valor fixado em R$ 324,4 por kW/ano, que, segundo a fórmula de Menel, corresponderia a cerca de R$ 67,34 por mW/h. A energia mais barata, do complexo Ilha Solteira da Cesp, custaria apenas R$ 5,94 por mW/h (R$ 28,6 por kW/ano, na tabela do governo).

Menel também destacou que o volume das indenizações divulgadas ontem pelo Ministério de Minas de Energia (MME) - que ficaram em torno R$ 20 bilhões para 15 usinas e nove transmissoras - não passou nem perto das expectativas do setor que, por valores contábeis, chegavam a R$ 47 bilhões. Somente a Eletrobras esperava receber R$ 30 bilhões e terá que se contentar com menos da metade, cerca de R$ 14 bilhões. A Cesp, que pedia R$ 9 bilhões, ficou com pouco menos de R$ 1 bilhão.

"Com certeza o governo só divulgou as tabelas no início da noite para não tumultuar muito o mercado, mas ainda haverá muita repercussão na Bolsa de Valores a partir de segunda-feira. E não há nem como contestar os cálculos do governo, porque as contas não foram divulgadas, só os resultados", acrescentou Menel. Ele ponderou, no entanto, que ainda assim as principais companhias do setor sairão do processo bem capitalizadas por esse volume de ressarcimento. O saque das indenizações poderá ser feito à vista.

As empresas terão até o dia 4 de dezembro para revisarem seus cálculos e decidirem se querem ou não renovar os contratos sob as novas condições impostas pelo governo. Mas para o presidente da Abiape, as audiências públicas marcadas para a próxima semana na Comissão Especial da Medida Provisória nº 579 - que trouxe as regras para a renovação das concessões - já prometem "pegar fogo". "A bola agora está com o Congresso. O parlamento será a caixa de ressonância da insatisfação dos concessionários", concluiu Menel.

154619 - small caps -  01 Nov 2012, 01:02
Uma montueira de empresa cujas concessões não se encerram em 2015/2017. Entre elas:
ENBR3
TPIS3
Tractebel
CPLE3
etc...

As distribuidora são afetadas no curto prazo com o aumento do custo da energia... mas isto é repassado no reajuste tarifário anual.

154618 - nelsonnpires -  01 Nov 2012, 00:46
Setor energético, nivel critico em diversas bacias, necessario ligarem sistemas a gas, oleo, carvão, eolica, brisa, corrego, e tudo que posssa ser ligado, numa situação dessas energia no mercado livre os preços sobem o que é normal, dificil saber como estaremos no medio prazo, imagino que vai estar complicado, demanda subindo e oferta limitada por condições climaticas.Pensando por esse prisma alem de geti e mpx, quais outras imaginam que podem se beneficiar???

148996 - small caps -  17 Set 2012, 03:18
Ilustres, se até este cara da FIESP ficou satisfeito... quer dizer só uma coisa: estão querendo detonar de vez as elétricas e pimenta nos dos outros é refresco:

"Modelo do governo para elétricas é 'engenhoso', diz diretor da Fiesp
VALOR - Depois dos ministros, em Brasília, os empresários da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp) também saíram em defesa do modelo anunciado nesta semana pelo governo para as concessões do setor elétrico que vencerão nos próximos anos e poderão ser renovadas. “É um modelo engenhoso. Quem no setor elétrico fala em quebra de contrato está de má-fé”, afirmou o diretor do Departamento de Relações Internacionais e Comércio Exterior (Derex), Roberto Gianetti da Fonseca.

Gianetti, que é um dos fundadores do PSDB, elogiou a presidente Dilma Rousseff pelas medidas recentes de estímulo à indústria e garantiu que líderes empresariais já anunciam disposição de retomar investimentos no início de 2013, em resposta à redução nas contas de energia, à desoneração das folhas de pagamento e a possível manutenção do programa Reintegra — que devolve, como crédito tributário ou em dinheiro, o equivalente a 3% do faturamento com exportações, para compensar impostos indiretos cobrados na cadeia de produção. O Reintegra termina neste ano e a Fiesp reivindica sua prorrogação, para garantir a competitividade das empresas exportadoras.

“A desoneração foi uma medida espetacular; com as outras medidas, devolveu o ânimo aos empresários”, defendeu Gianetti. “Todos estão informando à Fiesp que vão investir”, disse ele, que compartilha com o governo a preocupação com a repercussão internacional da irritação do setor elétrico com o pacote para as concessionárias. “Não se pode dizer que houve quebra de contrato. O Brasil não é como alguns países vizinhos”, insistiu.

A Fiesp defendia que, em vez de renovar as concessões, que vencem entre 2015 e 2017, o governo fizesse novas licitações para as concessões do setor elétrico. “Se houvesse novas licitações os preços da energia cairiam até 40%”, diz ele, com base nos cálculos dos técnicos da entidade. O modelo anunciado pelo governo, considerado “engenhoso” pelo diretor da Fiesp, dá às concessionárias duas opções: ou a empresa mantém os atuais contratos e terá de disputar a concessão quando houver o vencimento, ou reduz agora as tarifas, recebe uma compensação calculada pelo governo por investimentos não amortizados e mantém a concessão por 30 anos.

As empresas do setor dizem ter direito a amortizações por investimentos recentes maiores do que o governo se mostra disposto a pagar, o que ajudou a provocar a forte queda nas cotações das ações de empresas do setor. Para Gianetti, as companhias que optaram por migrar do mercado cativo para o livre não têm, legalmente, direito à amortização. Ele diz temer que o “corporativismo” do setor elétrico influencie as decisões da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), encarregada de calcular o valor a ser compensado para as empresas com investimentos a amortizar. “Temos de ficar de olho”, disse o diretor da Fiesp.
http://www.valor.com.br/brasil/2830830/modelo-do-governo-para-eletricas-e-engenhoso-diz-diretor-da-fiesp#ixzz26TxjId9K"

148566 - paulo_prof -  13 Set 2012, 17:28
Sim. É isto mesmo. O que a MP diz é que a RGR da GETI continuará a ser cobrada. Em conseqüência, o Kwh da GETI ficará ainda mais caro do que o Kwh das concessões que serão renovadas. Até o final de 2015, a GETI não está nem aí, pois a ELPL vai ter que pagar, incluindo a RGR. A questão é como fica a questão de 2016 em diante. Os preços da GETI poderão ser precionados. Mas acho que não dá para mensurar isto hoje. Vai depender em larga escala de como a economia vai se comportar até lá. Se as hidroelétricas em construção serão entregues ou se vão atrasar, o quanto um menor preço aumentará o consumo, se o Paraguai vai de fato "usar" toda a sua parte da energia de Itaipu, etc.

148562 - salvador60 -  13 Set 2012, 17:13
Ainda não consegui fecha o raciocínio todo, mas algo me diz que todas as concessões vão ser afetadas, por algum mecanismo que não se consegue ver claramente se não for uma pessoa especializada no assunto.

Observe o art. 21 abaixo reproduzido da MP 579:

Art. 21. Ficam desobrigadas, a partir de 1o de janeiro de 2013, do recolhimento da quota anual da RGR:
I - as concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica;
II - as concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica licitadas a partir da publicação desta Medida Provisória; e
III - as concessionárias de serviço público de transmissão e geração de energia elétrica prorrogadas ou licitadas nos termos desta Medida Provisória.

Veja que só será desobrigada da RGR a concessionária de geração (caso GETI) prorrogada nos termos da maldita MP!!!!!!!!!!!!!!
Como pode isso?
Qual é o efeito disso? umas desobrigadas e outras não!!!!!!!!!
Você sabe explicar isso.
Tenho muitas dúvidas.
Obrigado.

148554 - paulo_prof -  13 Set 2012, 16:37
Nenhuma empresa é obrigada a optar pela renovação. Leia direito a MP. Se optar pela não renovação (30 anos a partir de 2013) tem assegurado o comprimento do contrato vigente até a sua caducidade. O da GETI vence quando já estarei morto há muito tempo. Não há porque a GETI solicitar a renovação. O problema da GETI é que, em 2015, vai perder o cliente cativo ELPL que hoje paga um dos preços mais caros pela energia. A ANEEL certamente obrigará a ELPL a efetuar uma licitação honesta de preços e a expectativa é que se grande parte da energia gerada no país está sendo vendida a preços sensivelmente menores do que aqueles cobrados pela GETI hoje, a partir de 2016 o faturamento da GETI vai diminuir sensivelmente.

148513 - salvador60 -  13 Set 2012, 13:43
Analisei a MP 579 e cheguei à conclusão de que todas da Concessionárias deverão renovar e assinar novo contrato de concessão, dentro das novas regras. Isso está nas entrelinhas. Leiam com atenção o parágrafo 7º do art 1º, art. 21 eas disposições finais.
Anotei os pontos de maior atenção, pode haver outros. É importante que alguém que esteja no meio possa avaliar melhor.
MEDIDA PROVISÓRIA Nº 579, DE 11 DE SETEMBRO DE 2012.
Dispõe sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais, sobre a modicidade tarifária, e dá outras providências.
A PRESIDENTA DA REPÚBLICA, no uso da atribuição que lhe confere o art. 62 da Constituição, adota a seguinte Medida Provisória, com força de lei:
CAPÍTULO I
DA PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA E DO REGIME DE COTAS
Art. 1o A partir da publicação desta Medida Provisória, as concessões de geração de energia hidrelétrica alcançadas pelo art. 19 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995, poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até trinta anos, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a modicidade tarifária.
§ 1o A prorrogação de que trata este artigo dependerá da aceitação expressa das seguintes condições pelas concessionárias:
I - remuneração por tarifa calculada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL para cada usina hidrelétrica;
II - alocação de cotas de garantia física de energia e de potência da usina hidrelétrica às concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado
Nacional - SIN, a ser definida pela ANEEL, conforme regulamento do poder concedente; e
III - submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela ANEEL.
§ 2o A distribuição das cotas de que trata o inciso II do § 1o e sua respectiva remuneração obedecerão a critérios previstos em regulamento, devendo buscar o equilíbrio na redução das tarifas das concessionárias de distribuição do SIN.
§ 3o As cotas de que trata o inciso II do § 1o serão revisadas periodicamente e a respectiva alocação às concessionárias de distribuição será formalizada mediante a celebração de contratos, conforme regulamento do poder concedente.
§ 4o Os contratos de concessão e de cotas definirão as responsabilidades das partes e a alocação dos riscos decorrentes de sua atividade.
§ 5o Nas prorrogações de que trata este artigo, os riscos hidrológicos, considerado o Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, serão assumidos pelas concessionárias de distribuição do SIN, com direito de repasse à tarifa do consumidor final.
§ 6o Caberá à ANEEL disciplinar a realização de investimentos que serão considerados nas tarifas, com vistas a manter a qualidade e continuidade da prestação do serviço pelas usinas hidrelétricas, conforme regulamento do poder concedente.
§ 7o O disposto neste artigo se aplica às concessões de geração de energia hidrelétrica que, nos termos do art. 19 da Lei no 9.074, de 1995, foram ou não prorrogadas, ou que estejam com pedido de prorrogação em tramitação.
§ 8o O disposto nesta Medida Provisória também se aplica às concessões de geração de energia hidrelétrica destinadas à produção independente ou à autoprodução, observado o disposto no art. 2o.
§ 9o Vencido o prazo das concessões de geração hidrelétrica de potência igual ou inferior a um MegaWatt - MW, aplica-se o disposto no art. 8o da Lei no 9.074, de 1995.
Art. 2o As concessões de geração de energia hidrelétrica destinadas à autoprodução, cuja potência da usina seja igual ou inferior a cinquenta MW, poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até trinta anos.
§ 1o O disposto no art. 1o não se aplica às prorrogações de que trata o caput.
§ 2o Todo o excedente de energia elétrica não consumida pelas unidades consumidoras do titular da concessão de autoprodução será liquidado no mercado de curto prazo ao Preço de Liquidação de Diferenças - PLD.
§ 3o O disposto neste artigo se aplica às concessões de geração de energia hidrelétrica destinadas à autoprodução, independentemente da potência, desde que não interligadas ao SIN.
§ 4o A prorrogação de que trata este artigo será feita a título oneroso, sendo o pagamento pelo uso do bem público revertido em favor da modicidade tarifária, conforme regulamento do poder concedente.
Art. 3o Caberá à ANEEL, conforme regulamento do poder concedente, instituir mecanismo para compensar as variações no nível de contratação das concessionárias de distribuição do SIN, decorrentes da alocação de cotas a que se refere o inciso II do § 1o do art. 1o.
Parágrafo único. Ocorrendo excedente no montante de energia contratada pelas concessionárias de distribuição do SIN, haverá a cessão compulsória de Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR, cujo suprimento já tenha se iniciado ou venha a se iniciar até o ano para o qual a cota foi definida, para a concessionária de distribuição que tenha redução no montante de energia contratada.
Art. 4o O poder concedente poderá autorizar, conforme regulamento, a ampliação de usinas hidrelétricas cujas concessões forem prorrogadas nos termos desta Medida Provisória, observado o princípio da modicidade tarifária.
§ 1o A garantia física de energia e potência da ampliação de que trata o caput será distribuída em cotas, observado o disposto no inciso II do § 1o do art. 1o.
§ 2o Os investimentos realizados para a ampliação de que trata o caput serão considerados nos processos tarifários.
Art. 5o A partir da publicação desta Medida Provisória, as concessões de geração de energia termelétrica poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até vinte anos, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a segurança do sistema.
§ 1o A prorrogação de que trata o caput deverá ser requerida pela concessionária com antecedência mínima de vinte e quatro meses do termo final do respectivo contrato de concessão ou ato de outorga.
§ 2o A partir da decisão do poder concedente pela prorrogação, a concessionária deverá assinar o contrato de concessão ou o termo aditivo no prazo de até noventa dias contado da convocação.
§ 3o O descumprimento do prazo de que trata o § 2o implicará a impossibilidade da prorrogação da concessão, a qualquer tempo.
§ 4o A critério do poder concedente, as usinas prorrogadas nos termos deste artigo poderão ser diretamente contratadas como energia de reserva.
CAPÍTULO II
DA PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES DE TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Art. 6o A partir da publicação desta Medida Provisória, as concessões de transmissão de energia elétrica alcançadas pelo § 5o do art. 17 da Lei no 9.074, de 1995, poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até trinta anos, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a modicidade tarifária.
§ 1o A prorrogação de que trata este artigo dependerá da aceitação expressa das seguintes condições pelas concessionárias:
I - receita fixada conforme critérios estabelecidos pela ANEEL; e
II - submissão aos padrõesde qualidade do serviçofixados pela ANEEL.
Art. 7o A partir da publicação desta Medida Provisória, as concessões de distribuição de energia elétrica alcançadas pelo art. 22 da Lei no 9.074, de 1995, poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até trinta anos, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço, a modicidade tarifária e o atendimento a critérios de racionalidade operacional e econômica.
Parágrafo único. A prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica dependerá da aceitação expressa das condições estabelecidas no contrato de concessão ou no termo aditivo.
CAPÍTULO III
DA LICITAÇÃO
Art. 8o As concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que não forem prorrogadas, nos termos desta Medida Provisória, serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até trinta anos.
§ 1o A licitação de que trata o caput poderá ser realizada sem a reversão prévia dos bens vinculados à prestação do serviço.
§ 2o O cálculo do valor da indenização correspondente às parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, utilizará como base a metodologia de valor novo de reposição, conforme critérios estabelecidos em regulamento do poder concedente.
§ 3o Aplica-se o disposto nos § 1o ao § 6o do art. 1o às outorgas decorrentes de licitações de empreendimentos de geração de que trata o caput.
Art. 9o Não havendo a prorrogação do prazo de concessão e com vistas a garantir a continuidade da prestação do serviço, o titular poderá, após o vencimento do prazo, permanecer responsável por sua prestação até a assunção do novo concessionário, observadas as condições estabelecidas por esta Medida Provisória.
§ 1o Caso não haja interesse do concessionário na continuidade da prestação do serviço nas condições estabelecidas nesta Medida Provisória, o serviço será explorado por meio de órgão ou entidade da administração pública federal, até que seja concluído o processo licitatório de que trata o art. 8o.
§ 2o Com a finalidade de assegurar a continuidade do serviço, o órgão ou entidade de que trata o § 1o fica autorizado a realizar a contratação temporária de pessoal imprescindível à prestação do serviço público de energia elétrica, até a contratação de novo concessionário.
§ 3o O órgão ou entidade de que trata o § 1o poderá receber recursos financeiros para assegurar a continuidade e a prestação adequada do serviço público de energia elétrica.
§ 4o O órgão ou entidade de que trata o § 1o poderá aplicar os resultados homologados das revisões e reajustes tarifários, bem como contratar e receber recursos de Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, Conta de Desenvolvimento Energético - CDE e Reserva Global de Reversão - RGR, nos termos definidos pela ANEEL.
§ 5o As obrigações contraídas pelo órgão ou entidade de que trata o§ 1o na prestação temporária do serviço serão assumidas pelo novo concessionário, nos termos do edital de licitação.
§ 6o O poder concedente poderá definir remuneração adequada ao órgão ou entidade de que trata o § 1o, em razão das atividades exercidas no período da prestação temporária do serviço público de energia elétrica.
Art. 10. O órgão ou entidade responsável pela prestação temporária do serviço público de energia elétrica deverá:
I - manter registros contábeis próprios relativos à prestação do serviço; e
II - prestar contas à ANEEL e efetuar acertos de contas com o poder concedente.
CAPÍTULO IV
DISPOSIÇÕES GERAIS
Art. 11. As prorrogações referidas nesta Medida Provisória deverão ser requeridas pelo concessionário, com antecedência mínima de sessenta meses da data final do respectivo contrato ou ato de outorga, ressalvado o disposto no art. 5o.
§ 1o Nos casos em que o prazo remanescente da concessão for inferior a sessenta meses da publicação desta Medida Provisória, o pedido de prorrogação deverá ser apresentado em até trinta dias da data do início de sua vigência.
§ 2o A partir da decisão do poder concedente pela prorrogação, o concessionário deverá assinar o contrato de concessão ou o termo aditivo no prazo de até trinta dias contados da convocação.
§ 3o O descumprimento do prazo de que trata o § 2o implicará a impossibilidade da prorrogação da concessão, a qualquer tempo.
§ 4o O contrato de concessão ou o termo aditivo conterão cláusula de renúncia a eventuais direitos preexistentes que contrariem o disposto nesta Medida Provisória.
Art. 12. O poder concedente poderá antecipar os efeitos da prorrogação em até sessenta meses do advento do termo contratual ou do ato de outorga.
§ 1o A partir da decisão do poder concedente pela prorrogação, o concessionário deverá assinar o contrato de concessão ou o termo aditivo, que contemplará as condições previstas nesta Medida Provisória, no prazo de até trinta dias contados da convocação.
§ 2o O descumprimento do prazo de que trata o § 1o implicará a impossibilidade da prorrogação da concessão, a qualquer tempo.
§ 3o O concessionário de geração deverá promover redução nos montantes contratados dos CCEARs de energia existente vigentes, conforme regulamento.
Art. 13. Na antecipação dos efeitos da prorrogação de que trata o art. 12, o poder concedente definirá, conforme regulamento, a tarifa ou receita inicial para os concessionários de geração, transmissão e distribuição.
§ 1o A ANEEL realizará revisão extraordinária das tarifas de uso dos sistemas de transmissão para contemplar a receita a que se refere o caput.
§ 2o A ANEEL procederá à revisão tarifária extraordinária das concessionárias de distribuição de energia elétrica, sem prejuízo do reajuste tarifário anual previsto nos contratos de concessão, para contemplar as tarifas a que se refere este artigo.
Art. 14. Os prazos das concessões prorrogadas nos termos desta Medida Provisória serão contados:
I - a partir do primeiro dia subsequente ao termo do prazo de concessão; ou
II - a partir do primeiro dia do mês subsequente ao da assinatura do contrato de concessão ou termo aditivo, no caso de antecipação dos efeitos da prorrogação.
Art. 15. A tarifa ou receita de que trata esta Medida Provisória deverá considerar, quando houver, a parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados, não depreciados ou não indenizados pelo poder concedente, e será revisada periodicamente na forma do contrato de concessão ou termo aditivo.
§ 1o O cálculo do valor dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, para a finalidade de que trata o caput ou para fins de indenização, utilizará como base a metodologia de valor novo de reposição, conforme critérios estabelecidos em regulamento do poder concedente.
§ 2o Os bens reversíveis vinculados às concessões de transmissão de energia elétrica alcançadas pelo § 5o do art. 17 da Lei no 9.074, de 1995, existentes em 31 de maio de 2000, independentemente da vida útil remanescente do equipamento, serão considerados totalmente amortizados pela receita auferida pelas concessionárias de transmissão, não sendo indenizados ou incluídos na receita de que trata o caput.
§ 3o A critério do poder concedente e para fins de licitação ou prorrogação, a Reserva Global de Reversão - RGR poderá ser utilizada para indenização, total ou parcial, das parcelas de investimentos vinculados a bens reversíveis ainda não amortizados ou não depreciados.
§ 4o As tarifas das concessões de geração de energia hidrelétrica e as receitas das concessões de transmissão de energia elétrica, prorrogadas ou licitadas nos termos desta Medida Provisória, levarão em consideração, dentre outros, os custos de operação e manutenção, encargos, tributos e, quando couber, pagamento pelo uso dos sistemas de transmissão e distribuição.
§ 5o As informações necessárias para o cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, das concessões prorrogadas nos termos desta Medida Provisória, que não forem apresentadas pelos concessionários, não serão consideradas na tarifa ou receita inicial, ou para fins de indenização.
§ 6o As informações de que trata o parágrafo anterior, quando apresentadas, serão avaliadas e consideradas na tarifa do concessionário a partir da revisão periódica, não havendo recomposição tarifária quanto ao período em que não foram consideradas.
§ 7o O regulamento do poder concedente disporá sobre os prazos para envio das informações de que tratam os § 5o e § 6o.
Art. 16. O regulamento do poder concedente disporá sobre as garantias exigidas das concessionárias beneficiárias das prorrogações de que trata esta Medida Provisória.
CAPÍTULO V
DOS ENCARGOS SETORIAIS
Art. 17. Fica a União autorizada a adquirir créditos que a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS detém contra a Itaipu Binacional.
Parágrafo único. Para a cobertura dos créditos de que trata o caput, a União poderá emitir, sob a forma de colocação direta, em favor da ELETROBRÁS, títulos da Dívida Pública Mobiliária Federal, cujas características serão definidas pelo Ministro de Estado da Fazenda, respeitada a equivalência econômica com o valor dos créditos.
Art. 18. Fica a União autorizada a destinar os créditos objeto do art. 17, e os créditos que possui diretamente junto à Itaipu Binacional, à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE.
Art. 19. Fica a União autorizada a celebrar contratos com a ELETROBRÁS, na qualidade de Agente Comercializador de Energia de Itaipu Binacional, nos termos do art. 4º da Lei nº 5899, de 5 de julho de 1973, com a finalidade excluir os efeitos da variação cambial da tarifa de repasse de potência de Itaipu Binacional, preservadas as atuais condições dos fluxos econômicos e financeiros da ELETROBRÁS.
Parágrafo único. Os pagamentos realizados pela ELETROBRÁS correspondentes à aquisição dos serviços de eletricidade de Itaipu Binacional não serão alterados em função do disposto no caput, permanecendo integralmente respeitadas as condições previstas no Tratado celebrado em 26 de abril de 1973, entre a República Federativa do Brasil e a República do Paraguai, promulgado pelo Decreto Legislativo no 23, de 30 de maio de 1973.
Art. 20. Ficam a Reserva Global de Reversão - RGR, de que trata o art. 4o da Lei no 5.655 de 20 de maio de 1971, e a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, de que trata o art. 13 da Lei no 10.438, de 26 de abril de 2002, autorizadas a contratar operações de crédito, com o objetivo de cobrir eventuais necessidades de indenização aos concessionários de energia elétrica, por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de modicidade tarifária.
§ 1o A RGR e a CDE poderão utilizar parte do seu fluxo de recebimento futuro para amortizar a operação de que trata o caput.
§ 2o A ANEEL considerará a parcela anual resultante da amortização da operação de que trata o caput, para efeito de cálculo das quotas anuais da CDE.
§ 3o As operações financeiras de que trata o caput poderão ter como garantia o fluxo futuro de recebimento da arrecadação da RGR e da CDE.
Art. 21. Ficam desobrigadas, a partir de 1o de janeiro de 2013, do recolhimento da quota anual da RGR:
I - as concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica;
II - as concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica licitadas a partir da publicação desta Medida Provisória; e
III - as concessionárias de serviço público de transmissão e geração de energia elétrica prorrogadas ou licitadas nos termos desta Medida Provisória.
Art. 22. Os recursos da RGR poderão ser transferidos à CDE.
Art. 23. A Lei no 10.438, de 26 de abril de 2002, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 13. Fica criada a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE visando o desenvolvimento energético dos Estados, além dos seguintes objetivos:
I - promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional;
II - garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada à modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda;
III - prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC;
IV - prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de modicidade tarifária;
V - promover a competitividade da energia produzida a partir da fonte carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados, destinando-se à cobertura do custo de combustível de empreendimentos termelétricos em operação até 6 de fevereiro de 1998, e de usinas enquadradas no § 2o do art. 11 da Lei no 9.648, de 27 de maio de 1998; e
VI -promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa e gás natural.
§ 1o Os recursos da CDE serão provenientes das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializem energia com consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição, dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, das multas aplicadas pela ANEEL a concessionárias, permissionárias e autorizadas, e dos créditos da União de que tratam os arts. 17 e 18 da Medida Provisória 579, de 11 de setembro de 2012.
§ 2o O montante a ser arrecadado em quotas anuais da CDE calculadas pela ANEEL corresponderá à diferença entre as necessidades de recursos e a arrecadação proporcionada pelas demais fontes de que trata o § 1o.
§ 3o A quotas anuais da CDE deverão ser proporcionais às estipuladas em 2012 aos agentes que comercializem energia elétrica com o consumidor final.
§ 4o O repasse da CDE a que se refere o inciso V do caput observará o limite de até cem por cento do valor do combustível ao seu correspondente produtor, incluído o valor do combustível secundário necessário para assegurar a operação da usina, mantida a obrigatoriedade de compra mínima de combustível estipulada nos contratos vigentes na data de publicação desta Lei, a partir de 1o de janeiro de 2004, destinado às usinas termelétricas a carvão mineral nacional, desde que estas participem da otimização dos sistemas elétricos interligados, compensando-se os valores a serem recebidos a título da sistemática de rateio de ônus e vantagens para as usinas termelétricas de que tratam os §§ 1o e 2o do art. 11 da Lei no 9.648, de 1998, podendo a ANEEL ajustar o percentual do reembolso ao gerador, segundo critérios que considerem sua rentabilidade competitiva e preservem o atual nível de produção da indústria produtora do combustível.
§ 5o A CDE será regulamentada pelo Poder Executivo e movimentada pela ELETROBRÁS.
§ 6o Os recursos da CDE poderão ser transferidos à Reserva Global de Reversão - RGR e à Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, para atender às finalidades dos incisos III e IV do caput.
§ 7o Os dispêndios para a finalidade de que trata o inciso V do caput serão custeados pela CDE até 2027.
...............................................................................................................
§ 10. A nenhuma das fontes eólica, biomassa, pequenas centrais hidrelétricas, gás natural e carvão mineral nacional, poderão ser destinados anualmente recursos cujo valor total ultrapasse a 30% (trinta por cento) do recolhimento anual da CDE, condicionando-se o enquadramento de projetos e contratos à prévia verificação, junto à ELETROBRÁS, de disponibilidade de recursos.” (NR)
Art. 24. Fica extinto o rateio do custo de consumo de combustíveis para geração de energia elétrica nos sistemas isolados, de que trata o § 3o do art. 1o da Lei no 8.631, de 4 de março de 1993.
CAPÍTULO VI
DISPOSIÇÕES FINAIS
Art. 25. A Lei no 12.111, de 9 de dezembro de 2009, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 3o ..........................................................................................
.................................................................................................................
§ 16. A quantidade de energia a ser considerada para atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados será limitada ao nível eficiente de perdas, conforme regulação da ANEEL.” (NR)
Art. 26. A Lei no 9.648, de 27 de maio de 1998, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 10. ........................................................................................
.................................................................................................................
§ 3º O disposto neste artigo não se aplica à comercialização de energia elétrica gerada pela Itaipu Binacional, pela Eletrobrás Termonuclear S.A. - Eletronuclear e à energia produzida pelas concessionárias de geração de energia hidrelétrica prorrogadas nos termos da Medida Provisória no 579, de 11 de setembro de 2012.
....................................................................................................” (NR)
Art. 27. A Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 3o ........................................................................................
...............................................................................................................
XXI - definir as tarifas das concessionárias de geração hidrelétrica que comercializarem energia no regime de cotas de que trata a Medida Provisória no 579, de 11 de setembro de 2012.
Parágrafo único. ..............................................................” (NR)
“Art. 15. ........................................................................................
.................................................................................................................
II - no contrato que prorrogue a concessão existente, nas hipóteses admitidas na legislação vigente;
......................................................................................................” (NR)
“Art. 26. .......................................................................................
.................................................................................................................
§ 5º O aproveitamento referido nos incisos I e VI do caput deste artigo, os empreendimentos com potência igual ou inferior a 1.000 (mil) kW e aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 50.000 (cinquenta mil) kW, poderão comercializar energia elétrica com consumidor ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 (quinhentos) kW, observados os prazos de carência constantes dos arts. 15 e 16 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995, conforme regulamentação da ANEEL, podendo o fornecimento ser complementado por empreendimentos de geração associados às fontes aqui referidas, visando à garantia de suas disponibilidades energéticas, mas limitado a 49% (quarenta e nove por cento) da energia média que produzirem, sem prejuízo do previsto nos §§ 1o e 2odeste artigo.
.....................................................................................................” (NR)
Art. 28. A Lei no 10.848, de 15 de março de 2004, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 2o .........................................................................................
................................................................................................................
§ 2o .................................................................................................
.................................................................................................................
II - para a energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes, início de entrega no ano subsequente ao da licitação e prazo de suprimento de no mínimo um e no máximo quinze anos;
................................................................................................................
§ 3o .................................................................................................
................................................................................................................
§ 8o .................................................................................................
................................................................................................................
II - ..................................................................................................
................................................................................................................
e) empreendimentos de geração cuja concessão foi prorrogada ou licitada nos termos da Medida Provisória no 579, de 11 de setembro de 2012.
...................................................................................................” (NR)
Art. 29. Ficam revogados:
I - o art. 8o da Lei no 8.631, de 4 de março de 1993;
II - os § 8o e § 9o do art. 13 da Lei no 10.438, de 26 de abril de 2002; e
III - o art. 13 da Lei no 12.111, de 9 de dezembro de 2009.
Art. 30. Esta Medida Provisória entra em vigor na data de sua publicação.
Brasília, 11 de setembro de 2012; 191o da Independência e 124o da República.

148407 - pedrosousa -  12 Set 2012, 19:45
Energia de concessão renovada deve ter preço médio de R$ 30
12 de setembro de 2012 • 14h32 • atualizado 15h23

O preço da energia de todas as concessões do setor elétrico que venceriam a partir de 2015 e serão renovadas deve ser, em média, de R$ 30 por megawatt-hora (MWh), afirmou nesta quarta-feira uma fonte do governo a par do assunto.

Se confirmado, o valor seria menos da metade do preço da energia em leilões recentes de grandes usinas hidrelétricas.

Na terça-feira, o governo anunciou que a tarifa da energia no Brasil cairá entre 16,2% e 28% no início de 2013. Isso será possível graças à extinção e redução de encargos setoriais e, principalmente, pela renovação condicionada e antecipada de concessões do setor elétrico.

Segundo a fonte, o governo já previa impacto negativo das medidas sobre as ações de empresas elétricas na Bovespa. Os papéis de Cemig, Cesp e Cteep desabavam entre 20% e 30% por cento na bolsa paulista nesta tarde.

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http://economia.terra.com.br/noticias/noticia.aspx?idNoticia=201209121732_RTR_SPE88B065

148320 - ZOTTI -  12 Set 2012, 16:28
Só continuarão pagando os encargos as empresas que tiverem a renovação da concessão prevista para depois de 2017. Para elas, os mesmos percentuais de recolhimento que já são praticados atualmente continuarão sendo seguidos.

RENOVAÇÃO DE CONTRATOS

O governo irá renovar 20 contratos de geração de energia que, juntos, totalizam 22.341 MW de potência instalada -- o equivalente a cerca de 20% do parque gerador do Brasil.

Para transmissão de energia, nove contratos de concessão, que terão vencimento em 2015, também serão renovados. Eles totalizam 85.326 km de linhas de transmissão --correspondente a cerca de 67% desse sistema.

No caso da distribuição de energia, serão renovados 44 contratos que terão término entre 2015 e 2016 --aproximadamente 35% do mercado atendido.

Segundo dados do Ministério de Minas e Energia, esses contratos são responsáveis pelo atendimento de pouco mais de 24 milhões de consumidores ou pontos de consumo no país.

*
PACOTE DE ENERGIA
Veja o que muda nas tarifas de energia elétrica com o anúncio desta terça-feira (11):

A redução no preço da energia elétrica vai ser de pelo menos 16,2% para os consumidores comuns e de até 28% para as indústrias;
Os consumidores pagarão menos pela energia a partir de 2013;
O pacote permite a renovação antecipada de contratos de concessão de geração, transmissão e distribuição de energia que venceriam entre 2015 e 2017;
A renovação será condicionada a melhorias de eficiência e na prestação do serviço;
A redução dos custos será resultado do corte de encargos e da amortização de investimentos antigos feitos pelas empresas;
A renúncia fiscal para o governo será de R$ 3,3 bilhões por ano;
Dilma disse que os percentuais de redução podem ser maiores após a análise segmentada que a Aneel vai terminar em março do ano que vem;
Geração: 20 contratos de concessão poderão ser renovados. Juntos, totalizam cerca de 20% do parque gerador do Brasil. Entre as concessionárias, estão grandes empresas geradoras estaduais (CEEE, Cemig, Cesp, Copel e Emae) e federais (Eletrobras Chesf, Eletrobras Eletronorte e Eletrobras Furnas);
Transmissão: nove contratos serão renovados, equivalente a 67% desse sistema. Contratos são da Eletrobras Chesf, Eletrobras Eletronorte, Eletrobras Eletrosul e Eletrobras Furnas (federais), Copel, Cemig, CEEE e Celg (estaduais) e CTEEP (privada);
Distribuição: serão renovados 44 contratos, representando aproximadamente 35% do mercado atendido. Entras as estaduais, estão CEA, CEB, CEEE, Cemig, Celesc, Celg, Cope e CERR. Também as empresas controladas por Eletrobras, AME, Bovesa, Ceal, Cepisa, Ceron e Eletroacre;
Segundo dados do Ministério de Minas e Energia, esses contratos são responsáveis pelo atendimento de pouco mais de 24 milhões de consumidores ou pontos de consumo.

148283 - polycrav -  12 Set 2012, 15:41
Energia Elétrica: Um duro pacote para o setor

O governo federal anunciou nesta terça-feira o esperado pacote de redução de tarifas de energia elétrica, que deve entrar em vigor no começo de 2013. O governo espera reduzir o custo da energia no país em 20,2%, em média, dos quais 13,2% se referem às renovações de concessão, patamar que está acima dos 11,9% esperados pelo analista de energia elétrica, Marcos Severine. Dessa forma, ele acredita que o cenário continua negativo para o setor e que não é o momento de comprar.

Para Marcos, a surpresa negativa foi a inclusão das concessões de geração com primeiro vencimento entre 2015 e 2017 no pacote de renovações que, esperava-se, fossem renovadas automaticamente. Essa novidade tem um considerável impacto negativo sobre a Cemig (CMIG4), na avaliação do analista. A empresa tem três hidroelétricas (São Simão, Miranda e Jaraguá) expostas à medida, que juntas representam 44% da energia assegurada da Cemig. A planta de Três Irmãos da Cesp (CESP6) também está exposta à medida.

Embora acredite que um movimento de venda de ações deva continuar a afetar o setor, Marcos pensa que algumas empresas ou estratégias podem se tornar interessantes em breve. Para ele, a Light (LIGT3) é a companhia que mais deve se beneficiar, dado que suas provisões de inadimplência devem ser reduzidas, como conseqüência de uma tarifa menor. Já a Equatorial (EQTL3), que não tem exposição à medida, poderia se beneficiar de uma decisão da Eletrobras (ELET3) de vender as DisCos, por ser a compradora mais natural desse ativo.

Itautrade

148190- PANICO2011 -  12 Set 2012, 02:35
Dificilmente teríamos um presidente com maiores conhecimentos do setor elétrico do que ela, que já ocupou cargos importantes na área, na esfera estadual e federal.

Ministra de Minas e Energia
Os assuntos relacionados à área de minas e energia na plataforma do candidato Lula eram discutidos em reuniões coordenadas pelo físico e engenheiro nuclear Luiz Pinguelli Rosa. Este, como Ildo Sauer, outro destaque do grupo, era totalmente contrário às privatizações no setor, que, em sua visão, eram as responsáveis pelos problemas energéticos que o país passava. Convidada por Pinguelli a participar do grupo em junho de 2001, Dilma chegou tímida para integrar uma equipe com vários professores, mas logo se sobressaiu com sua objetividade e bom conhecimento do setor. Para todos no grupo, contudo, era evidente que Pinguelli seria o ministro de Minas e Energia, caso Lula vencesse a eleição em 2002.[51]

Foi grande a surpresa quando Lula, eleito, escolheu Dilma para titular da pasta. Declarou: "Já próximo de 2002, aparece por lá uma companheira com um computadorzinho na mão. Começamos a discutir e percebi que ela tinha um diferencial dos demais que estavam ali porque ela vinha com a praticidade do exercício da Secretaria de Minas e Energia do Rio Grande do Sul. Aí eu fiquei pensando: acho que já encontrei a minha ministra aqui."[51] Teria pesado muito a simpatia que Antonio Palocci nutria por Dilma, reconhecendo que teria trânsito muito mais fácil junto ao setor privado do que Pinguelli, além de ter apoiado a Carta aos Brasileiros, concordando com as mudanças no partido. Olívio Dutra diz que também foi consultado e elogiou os méritos técnicos de sua secretária de Minas e Energia. "Posso ter pesado um pouco na balança naquele momento, mas, da transição para frente, o mérito é todo da Dilma." Já ministra, aproximou-se muito de José Dirceu, então chefe da Casa Civil.[51]

Sua gestão no ministério foi marcada pelo respeito aos contratos da gestão anterior, como pelos esforços em evitar novo apagão e pela implantação de um modelo elétrico menos concentrado nas mãos do Estado, diferentemente do que queriam Luiz Pinguelli Rosa e Ildo Sauer. Quanto ao mercado livre de energia, Dilma não só o manteve como o ampliou. José Luiz Alquéres, presidente da Light, elogia o modelo implantado por Dilma, que está ajudando o segmento, criticando apenas a demora, que na sua visão é culpa da máquina governamental.[51] Convicta de que investimentos urgentes em geração de energia elétrica deveriam ser feitos para que o país não sofresse um apagão já em 2009, Dilma travou um sério embate com a ministra do Meio Ambiente, Marina Silva, que defendia o embargo a várias obras, preocupada com o desequilíbrio ecológico que poderiam causar. José Dirceu, então ministro-chefe da Casa Civil, teve que criar uma equipe de mediadores entre as ministras para tentar resolver as disputas.[56]

Amigo de Lula, Pinguelli foi nomeado presidente da Eletrobras e protagonizou grandes divergências com a ministra, chegando a colocar o cargo à disposição. Ironizava as oscilações de humor de Dilma: "Essa moça formata o disquete a cada semana." Pinguelli por fim deixou o governo. Mauricio Tolmasquim, que na equipe de transição tinha uma visão do setor mais próxima a de Dilma, foi convidado por ela para ser o secretário-executivo do ministério. Declarou que à medida que foram se conhecendo melhor, Dilma passou a gritar de vez em quando com ele: "É o jeito dela. Não é pessoal. E em cinco minutos fica tudo bem." Ildo Sauer também desentendeu-se com a ministra, que rechaçara suas ideias sobre um modelo estatizante. Com efeito, ao assumir a direção de gás e energia da Petrobras, divergiu, assim como o presidente da empresa, Sergio Gabrielli, várias vezes da ministra, sendo necessário até mesmo a intervenção de Lula. Sauer deixou a empresa em 2007. Ainda sobre questões de energia, também teve desentendimentos com a ministra o ex-deputado federal Luciano Zica. Para ele, "a Dilma é a pessoa mais democrática do mundo, desde que se concorde 100% com ela".[51]

Ao assumir o ministério, Dilma defendeu uma nova política industrial para o governo, fazendo com que as compras de plataformas pela Petrobras tivessem um conteúdo nacional mínimo, com o que poderiam gerar cerca de 30 mil novos empregos no país. Argumentou que não era possível que uma obra de 1 bilhão de reais não fosse feita no Brasil.[57] As licitações para as plataformas P-51 e P-52 foram, assim, as primeiras no país a exigir um conteúdo nacional mínimo.[58] Houve críticas à exigência, sob o fundamento de que isso aumentaria os custos da Petrobrás,[59] mas Dilma defendeu a capacidade do país de produzir navios e plataformas, afirmando que a nacionalização, que variava entre 15 e 18%, subira a mais de 60%.[60] Lula reconheceu que, visto apenas sob a óptica da empresa, o custo foi maior, entretanto não se deveria mirar apenas o custo imediato, mas também o fortalecimento da ciência e tecnologia nacionais.[61] Assim, em 2008, a indústria naval passou a empregar 40 mil pessoas, marca extraordinariamente superior comparada às 500 pessoas empregadas em meados da década de 1990, fato que seria decorrente da exigência de nacionalização,[61] e que levou a indústria naval à condição de sexta maior do mundo em 2009.[62]

A ministra da Casa Civil, Dilma Rousseff, apresenta plano de habitação às centrais sindicais.Luz Para TodosDilma propôs acelerar as metas de universalização do acesso à energia elétrica, que tinha como prazo final 2015, de modo que mais 1,4 milhão de domicílios rurais viessem a ser iluminados até 2006. Argumentou que a universalização era uma meta de inclusão social, devendo fazer parte de programas como o Fome Zero, não sendo possível supor que seja um programa que dê retorno financeiro.[63] No governo anterior, havia sido lançado o programa "Luz no Campo", com o objetivo de incentivar o agronegócio e prevendo o custeio pelo beneficiário, sendo que o programa governamental propunha-se a financiar o custo. A meta daquele programa anterior era atender um milhão de famílias, mas, até o início de 2003, pouco mais da metade haviam sido atendidas.[64] Conforme Dilma, o programa anterior só obteve resultados nos estados onde os governos locais subsidiaram a população.[65] Defendeu, então, um programa altamente subsidiado pelo governo, que não deveria apenas financiar, mas custear e suportar efetivamente tal universalização.[66] O subsidio em questão deveria ser expressa e unicamente para o consumidor final, destinatário do programa, e não para as empresas[65] .

O programa foi lançado em novembro de 2003, com o nome "Luz Para Todos",[67] concentrado em beneficiar regiões de baixo índice de desenvolvimento humano e famílias com renda até três salários mínimos.[64] A meta do programa era atender, até 2008, dois milhões de famílias[67] . Em abril de 2008, o governo ampliou o programa para até 2010, de modo a beneficiar mais 1,17 milhão de famílias.[68] Em outubro de 2008, Dilma reconheceu que o governo não conseguiria cumprir a meta em tempo, e ainda restariam 100 mil famílias para serem atendidas em 2009.[69] A Região Nordeste concentrou 49% das ligações do programa, que representou, de janeiro de 2005 a maio de 2008, 37,8% de todas as novas ligações elétricas na região, fazendo com que o Nordeste pela primeira vez ultrapassasse a Região Sul no consumo de energia elétrica.[70]

Segmento teme uso de medida provisória em prorrogação
Por De Brasília
Valor Econômico 26-07-2012

O setor elétrico teme que a novela sobre o futuro das concessões se arraste ainda mais. Uma das maiores preocupações é com a edição de uma medida provisória enxuta, apenas prorrogando os contratos vencendo em 2015, deixando para depois os termos que as empresas precisarão cumprir para obter essas renovações.
A ideia circulou com força nos últimos meses, nas discussões do governo, que cogitou a possibilidade de deixar todos esses detalhes para um decreto presidencial. Assim, evitaria levar a discussão de aspectos técnicos para o Congresso, onde se prevê uma avalanche de emendas e um duelo de lobbies que podem desfigurar a proposta do Executivo.
"Sob o ponto de vista legislativo, um projeto de lei tem muito mais consistência", afirma o senador Delcídio Amaral (PT-MS), presidente da Comissão de Assuntos Econômicos (CAE) e um dos principais interlocutores do setor elétrico no Congresso, que é contra o envio de uma MP pelo governo. Ele defende ainda que o projeto seja o mais completo possível, a fim de permitir a discussão pública das regras que valerão para a renovação das concessões e de evitar negociações a portas fechadas. "O melhor é discutir tudo com transparência."
O presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine), Luiz Fernando Vianna, estranha o comportamento do governo. "O ideal é que as coisas aconteçam com os agentes do setor, assim como foi feito na discussão do novo marco regulatório, em 2004", diz. Na época, a ministra de Minas e Energia era Dilma Rousseff e havia diálogo permanente com a iniciativa privada, que opinava sobre os rascunhos da MP que acabou sendo publicada, segundo Vianna.
Conhecida por sua participação ativa nas discussões do setor, a Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) enfatiza a oportunidade de aproveitar a renovação das concessões para iniciar um processo de desindexação das tarifas de energia. O ministro da Fazenda, Guido Mantega, já disse publicamente que a intenção do governo era fazer essa desindexação, mas não entrou em detalhes de como isso ocorrerá.
"É a grande chance que o governo tem de contribuir para o combate à inflação no longo prazo", afirma o coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da UFRJ, Nivalde de Castro. Ele defende a criação de um índice setorial para reajustar as tarifas das concessões de geração e de transmissão que estão vencendo. Desde 2004, o IPCA tem sido usado como indexador, em substituição ao IGP-M, que era usado antes. "Manter o IPCA nesses contratos gera inflação inercial para toda a sociedade brasileira e não reflete a verdadeira estrutura de custos desses empreendimentos", diz Nivalde.
Desde meados da década passada, um índice setorial de telecomunicações (IST) foi adotado para os reajustes anuais dos contratos de telefonia fixa. Pela proposta dos pesquisadores da UFRJ, o novo índice seria aplicado apenas para o "passado" (a energia que for sendo descontratada e que precisa de suas concessões renovadas) e para o "futuro" (a energia vendida em leilões de novos empreendimentos). Para o "presente" (contratos em andamento e sem concessões vencendo), a ideia é manter tudo como está, sem criar insegurança jurídica. "Os contratos firmados devem ser respeitados", frisa o coordenador do Gesel. (DR)

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Regras para renovar as concessões elétricas preocupam setor
Por Daniel Rittner | De Brasília
Valor Econômico 26-07-2012
O sigilo montado pelo governo em torno do processo de renovação das concessões que expiram em 2015 angustia o setor elétrico. Ninguém mais tem dúvidas sobre a decisão da presidente Dilma Rousseff de prorrogar os contratos, em vez de fazer uma relicitação dos ativos, mas esse é apenas o início de uma enorme lista de perguntas que ainda não têm respostas claras.
"O dilema entre prorrogação ou relicitação das concessões está superado. Agora, a preocupação do mercado é com as condições que vão ser fixadas pelo governo", diz o presidente-executivo da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), Reginaldo Medeiros.
Além da ansiedade em saber quanto as tarifas vão cair, o mercado tenta descobrir o verdadeiro alcance do benefício - se privilegiará consumidores residenciais ou abrangerá a indústria - e mostra preocupação com os efeitos disso sobre as gigantes do setor, principalmente a Eletrobras.
Relatório do Itaú BBA levanta questionamentos importantes sobre a situação financeira da estatal. O banco trabalha com a possibilidade de que a prorrogação das concessões - considerando, como exigência do governo, queda de R$ 30 por megawatt-hora (MWh) das tarifas de geração, e de 40% nas receitas permitidas para remunerar as atividades de transmissão - cause estragos em suas contas.
Caso esses números se confirmem, o fluxo de caixa da Eletrobras perderá R$ 4,2 bilhões, o equivalente a 67% do Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) verificado no ano passado.
O analista Marcos Severine, do Itaú BBA, destaca que as contas da Eletrobras já estão em "situação alarmante" e podem se complicar ainda mais. Ele lembra que a estatal tem se endividado para arcar com investimentos em megaprojetos de usinas hidrelétricas. A relação entre dívida líquida e Ebitda subiu de 0,4 em 2010 para 1,8 em 2011 e pode chegar a 5 em 2014, às vésperas do vencimento das concessões, segundo indicam os cálculos do banco.
A preocupação com a Eletrobras e outras empresas, como a Cesp e a Cteep, extrapola aspectos relacionados ao mercado financeiro e ao impacto nos preços de suas ações. Para o setor elétrico, o ponto principal é que "a Eletrobras tem sido uma parceira natural da iniciativa privada e não pode ficar sem dinheiro para investir nos futuros projetos da Amazônia", conforme ressalta Luiz Fernando Vianna, presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine).
Basta olhar a composição acionária das últimas grandes hidrelétricas leiloadas para ver o papel da Eletrobras: junto com suas subsidiárias, ela tem 49,98% de participação em Belo Monte, 49% em Teles Pires, 40% em Jirau e 39% em Santo Antônio. Vianna teme um aperto grande do governo, com o pretexto de que os investimentos já foram amortizados, a ponto de comprometer a geração de caixa para novos investimentos. "A expansão do sistema pode ficar comprometida. Aliás, se for para ficar no vermelho, as empresas podem até devolver as concessões", afirma o executivo.
Dilma exigiu de seus auxiliares uma queda de dois dígitos nas tarifas de energia com a renovação das concessões, mas para atingir esse percentual será necessário um "empurrão" das desonerações de impostos (como PIS-Cofins) ou de encargos setoriais. Nos cálculos do Itaú BBA, o efeito da renovação das concessões puramente poderá ser de 6,2% para o consumidor.
Mesmo depois de definida a queda de tarifas, a questão é saber quem realmente sairá ganhando com o benefício. As discussões caminhavam para uma fórmula em que o ganho seria capturado principalmente pelos consumidores residenciais. Esse esquema previa que os "blocos" de energia mais barata - produzida pelas usinas com investimentos amortizados e concessões prorrogadas - seriam divididos pelas distribuidoras por cotas. Dessa forma, o mix final da energia comprada pelas distribuidoras teria um preço menor.
Tudo indicava que esse desenho excluiria as indústrias, já que elas compram energia diretamente no mercado livre, sem passar pelas distribuidoras das regiões onde estão instaladas. Com a determinação da presidente Dilma de buscar a competitividade da indústria a todo custo, cresceram as apostas em outra fórmula, que trata os consumidores de forma isonômica.
Por essa outra fórmula, todo o ganho com a queda de tarifas seria alocado em descontos na tarifa pelo uso do sistema de transmissão (Tust), a conta que todo mundo paga pela energia que sai das usinas e chega na porta de casa ou da empresa.

O diretor-geral da Aneel, Nelson Hubner, toma cuidado para não entregar pistas demais. Mas destaca que "o governo tem uma preocupação especial com o setor industrial", uma declaração que, no meio de tão poucas informações circulando sobre o assunto, é suficiente para animar os grandes consumidores.


62186 - tota57 - 23/Jan/2011 18:34
Tem muitos interesses envolvidos para que haja uma redução de empresas distribuidoras de energia. Atualmente o Brasil tem 64 concessões.

Esse numero enorme de empresas acaba impedindo oportunidades de ganhos de sinergia na operação. A Aneel tambem tem custos para regular e fiscalizar as distribuidoras. Cada empresa tem um reajuste tarifario anual, precisa ser fiscalizada em várias frentes, sem falar nas revisões tarifárias. Não é segredo que diretores da Aneel vêem com bons olhos a redução de concessões, somente no estado de SP temos 14 distribuidoras.

Atualmente a distribuição de energia esta, predominantemente, nas mãos da iniciativa privada. Alguns players se apresentam como potenciais consolidadores, dentre eles CPFL, Neonergia, Cemig, Copel e AES Eletropaulo.

A Cemig tem um sócio da iniciativa privada, a Andrade Gutierrez tem 33% do capital da empresa. Além do sócio "peso-pesado", os mineiros tem utilizado um interessante modelo para aquisições. Eles estão criando fundos e entrando com uma participação pouco menor que 50%, até para não caracterizar uma estatização do setor. Com essa estratégia a empresa consegue colocar dinheiro de outros investidores nas aquisições, sem perder o controle e gestão dos ativos. Foi assim com a compra da Terna. Com a compra da Light e da Terna é de se esperar que haja um aumento na geração de caixa. Não descarto portanto o poder de fogo da Cemig.

A CPFL esta totalmente nas mãos da iniciativa privada, tendo outro "peso-pesado" à tiracolo, a Camargo Correa. Outro acionista importante é a Previ. Esses dias atrás a Camargo Correa vendeu a participação que tinha na holding do Itau, Itausa. Se não me engano levantou uns R$ 3 Bilhões. É certo portanto que esse pessoal também tem bala na agulha.

O Neoenergia, por sua vez, tem Iberdrola com 39% e a Previ/Fundos do BB com mais da metade do controle. Há um acordo de acionistas que garante aos espanhois a gestão do Neo. É um player muito forte, pois tem uma alavancagem menor que 1 X o Ebtida.

A Copel, como mencionastes, não tem divida nenhuma e esta entrando numa nova fase, com a mudança de governo. Já mandaram um recado de que daqui para frente a tarifa não será mais usada politicamente. É outra com muita capacidade de contrair dívida e crescer.

Já a Celesc eu acho que não vira. O Estado de SC tem apenas 20% do capital da empresa, apesar de possuir um pouco mais de 50% das ações Ordinarias. É uma empresa que sequer fez a lição de casa e vai penar muito com o novo ciclo de revisão tarifária. No modelo anterior ela já gastava 30% além do que era coberto pela tarifa, para os custos operacionais. Os outros acionistas, Geração Futuro, Previ, Eletrobrás e Tarpon, principalmente os dois primeiros, vivem em conflito com a administração da empresa. Para mim esta mais para ser comprada do que para comprar algo.

Já a AES Eletropaulo esta uma situação um pouco mais complicada, pois já tem um endividamento considerável e conta com a antipatia do BNDES. De qualquer forma não é bom desprezarmos os americanos.

Essa tacada da Iberdrola, comprando a Elektro, coloca pimenta nesse caldeirão e cria vários cenários para que a consolidação se acelere. O racional seria que fusões ocorressem respeitando a localização geografica dos ativos, possibilitando que de fato haja sinergia e aproveitamento das estruturas operacionais (engenharia, manutenção, atendimento, administração, etc...). Não seria racional, por exemplo, que o Neonergia incorporasse a Elektro, uma vez que suas distribuidoras estão no Nordeste. Para eles o ativo ideal seria a Coelce.


Bem como é uma briga de Titãs, cercados de estrategistas, são várias os cenarios e não será assim tão facil fazer essa tal consolidação acontecer, pois ninguem quer largar o osso.

48755 - tota57 - 05/Out/2010 08:34
Valor Econômico

Elétricas bombam com resultado do 1º turno

O setor elétrico foi o grande protagonista do pregão ontem, com a definição eleitoral em alguns Estados, como no Paraná e em Minas Gerais, e a realização de segundo turno para a eleição presidencial. No universo do Ibovespa, as ações preferenciais (PN, sem voto) classe B da paranaense Copel tiveram a maior alta: 4,42%.

Destaque ainda para as PNs da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP), com ganho de 3,24%; Eletrobras, com valorização de 2,68% nas ordinárias (ON, com voto) e de 2,56% nas PNBs; Cesp PNB (+ 2,39%); Cemig PN (+1,81%) e CPFL Energia ON (+1,70%). Das 15 maiores altas do índice, 7 foram de empresas de energia.

A reação positiva da Copel está ligada à vitória no primeiro turno do candidato tucano Beto Richa para o governo estadual. "O risco político foi neutralizado", resume o analista de energia da Ativa Corretora, Ricardo Corrêa, referindo-se ao fim da gestão peemedebista de Roberto Requião. Com a mudança, o mercado aposta em menor interferência política na companhia e melhora na gestão e na governança corporativa (ver mais na página D3).

O mesmo raciocínio vale para a Cemig, com a vitória em Minas do tucano Antonio Anastasia. As ações sofreram com a possibilidade de o candidato Hélio Costa (PMDB) ganhar a disputa. Já no caso de Eletrobras, acredita Corrêa, a valorização dos papéis deve-se ao fato de a eleição presidencial ter ido para o segundo turno. "A Eletrobras é que a mais sofre com o risco político."

Ele refere-se ao "uso" da empresa para viabilizar leilões de energia, sanear distribuidoras endividadas e fazer política energética. De maneira geral, a percepção do mercado é que o governo do PSDB tende a ser mais amigável aos setores elétrico e de saneamento, que dependem de regulação, ao preservar a remuneração do acionista.


39655 -value investing - 22/Jul/2010
Elétricas têm de investir R$ 2 bi em P&D e eficiência até dezembro

Josette Goulart e Carolina Mandl, de São Paulo
21/07/2010

As empresas de energia elétrica estão correndo contra o tempo para investir ainda neste ano mais de R$ 2 bilhões em programas de eficiência energética e de pesquisa e desenvolvimento, obrigatórios por lei. São recursos que já deveriam ter sido aplicados ao longo dos últimos anos, mas ficaram parados no balanço das companhias. Hoje, o volume é cerca de quatro vezes maior que a obrigação anual que elas têm.

Em meio à complexidade dos projetos e também do receio de ver seu faturamento encolher com os programas de eficiência energética, as distribuidoras foram adiando os investimentos obrigatórios, um procedimento autorizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), desde que o saldo fosse corrigido anualmente pela Selic, a taxa básica de juros.

Um levantamento feito pelo Valor nos balanços de 16 grupos que possuem empresas de energia com capital aberto mostra que os maiores investimentos deverão ser feitos pela Cemig, AES, Light, CPFL, Neoenergia, Copel e Celesc, nessa ordem. A Cemig tem um estoque de cinco anos não investidos e precisa aplicar neste ano R$ 400 milhões. Na AES, só a Eletropaulo registra um passivo de R$ 200 milhões. Algumas empresas, como a Celesc que tem R$ 154 milhões a investir, tentam convencer a Aneel de que não terão tempo para fazer as aplicações pela dificuldade de encontrar projetos para aplicar tantos recursos de uma só vez.

Os motivos apresentados pelas companhias para justificar o acúmulo desses recursos em seus caixas, apesar de os consumidores já terem pago, são muitos. Vão desde as constantes alterações de regras até a demora da Aneel em aprovar os projetos. Mas, no caso dos programas de eficiência energética, outra realidade está por trás dos números: a perda de receita. A ex-diretora da Aneel Joísa Dutra resume bem a questão: "Não é da lógica do negócio de uma distribuidora de energia querer vender menos, porque isso afeta seus resultados. E um bom programa de eficiência energética leva ao menor consumo de energia".

Em pesquisa e desenvolvimento (P&D) as dificuldades são ainda maiores, já que a quantidade de projetos é imensa para fazer frente aos cerca de R$ 1 bilhão que precisam ser investidos neste ano. Na média, esses projetos requerem apenas alguns milhões de reais e por isso a dificuldade. Sem contar que até 2008 a Aneel exigia que todos os projetos de P&D fossem analisados pela agência, o que atrasava a análise e muitas vezes, depois que os projetos eram aprovados, tecnologicamente o investimento não valia mais a pena.

A Aneel reconhece que fez constantes mudanças, o que colaborou para o atraso dos investimentos. Mas o superintendente de P&D e de eficiência energética da agência, Máximo Pompermayer, diz que de qualquer forma as empresas tiveram tempo para se preparar para a mudança da regra, que prevê que a partir de janeiro de 2011 será possível ter no passivo apenas o acumulado de dois anos de investimentos.

"Mas estamos levando em consideração a mudança da lei neste ano, que exigiu que o percentual dos investimentos em eficiência energética para baixa renda fossem de 60% e por isso podemos pensar em dar mais um prazo", diz Máximo. Apesar de esses recursos já terem sido pagos pelo consumidor na tarifa, Máximo diz que o fato de as companhias pagarem uma remuneração equivalentes à Selic nos valores que não foram investidos é bom para o consumidor.

Os dados da Aneel mostram que os projetos em eficiência energética cadastrados desde 2008 na agência vão requerer investimentos de R$ 1,35 bilhão e com esses recursos serão trocadas 320 mil geladeiras, mais de 11 milhões de lâmpadas fluorescentes e quase 12 mil ares-condicionados. Ou seja, o que muitas vezes ganha conotação de doações das empresas é de fato obrigação delas.

O volume é grande a ser investido. Para se ter uma noção, entre os anos de 1998 e 2007, ou seja, em dez anos o total aplicado foi de R$ 1,9 bilhão. Em P&D, entre 1998 e 2009 foi de R$ 1,5 bilhão.

Dados da Aneel mostram que o valor acumulado em dezembro de 2009 era de R$ 1,2 bilhão em P&D, cerca de quatro vezes o valor anual a ser investido, e em eficiência energética R$ 870 milhões, três vezes o valor anual. Todas as empresas são obrigadas a investir 1% de suas receitas. As distribuidoras de energia, entretanto, são as únicas obrigadas a investir em programas de eficiência energética.

"Sabemos que não vamos conseguir cumprir as regras da Aneel", diz o gerente de gestão técnica-comercial da Celesc, Luiz Antonio Garbelotto. "É impossível. Precisamos de pelo menos quatro anos para fazer todo esse investimento." O executivo diz que o principal motivo para a Celesc acumular um saldo de R$ 107 milhões para investir em eficiência energética foi a forma como os projetos precisam ser contratados. "Como somos uma empresa pública, todos os investimentos precisam passar por licitação, o que atrasa o andamento deles", explica o executivo.

Já a Cemig, que tem o maior volume a investir, garante que vai usar todos os recursos ainda este ano. A companhia informou que o maior entrave que teve foi também com os processos licitatórios que é obrigada a cumprir (veja reportagem abaixo). Outras empresas como Neoenergia, CPFL e AES não deram maiores explicações.

35074 -   tota57 - 10/Mai/2010 19:40
Boa noite...Eles nã largam o osso 1.
Energia: Desde o início do governo Lula, ganhos cresceram 230% a mais que a inflação
Lucrativas, elétricas estrangeiras descartam vender ativos no país
As companhias elétricas estrangeiras regidas pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM) no Brasil viram seus lucros crescerem 230% acima da inflação, desde que se iniciou o governo Lula no ano de 2003. Mesmo em 2009, quando a crise fez com que o consumo de energia caísse e as principais elétricas de capital nacional registrassem queda nos resultados, as estrangeiras tiveram lucro real 5,5% maior do que o ano anterior. Tão lucrativas, não será a crise que agora se reaviva na Europa a incentivar qualquer movimento de saída do país para cobrir posições lá fora. Pelo contrário, elas esperam ganhar mais com o forte crescimento do consumo que já se verifica no primeiro trimestre deste ano.
Sejam americanas ou europeias, elas querem ficar no país e expandir seus negócios principalmente em geração. Aquelas que possuem ativos de distribuição podem até não ter intenção de comprar outras companhias, mas tampouco querem vender as suas, frustrando os planos das companhias nacionais que almejavam crescer comprando esses ativos. E quem diz que estão aqui para ficar são os principais executivos de seis das maiores elétricas estrangeiras que estão hoje no Brasil. Juntas AES Brasil, Duke Energy, EDP, Endesa, GDF Suez e Iberdrola investiram aproximadamente R$ 48 bilhões desde que chegaram ao Brasil - a maior parte delas nos processos de privatização, há dez anos. Só no ano passado, juntas elas lucraram cerca de R$ 7,5 bilhões.
"Se não saímos com a crise do racionamento quando perdemos muito dinheiro, não vai ser agora que vamos sair", diz o presidente da Endesa Brasil, Marcelo Llevénes, se referindo a um período em que as elétricas registraram prejuízos de bilhões de reais quando os consumidores reduziram em 20% o consumo de energia. Em março, a Coelce, empresa de distribuição da Endesa no Ceará, registrou um consumo 25% maior do que o ano anterior. A companhia ainda é dona da Ampla, que distribui energia no Estado do Rio de Janeiro.
A afirmação do presidente Llevénes põe fim aos planos da Cemig de crescer comprando os ativos da Endesa. Outra companhia espanhola que joga areia nas intenções de consolidação do setor - e nesse caso nas ambições da CPFL, sob o comando da Camargo Corrêa - é a Iberdrola. "Em uma empresa de mais de 100 anos, passamos por muitas crises, e nem por isso a solução de nossos problemas foi vender os ativos" , disse o diretor-geral da empresa no país, Mario Ruiz-Tagle Larrain. A Iberdrola é dona de 39% da Neoenergia, onde a Previ tem a mesma participação. Abaixo da Neoenergia estão ativos das distribuidoras da Bahia, Rio Grande do Norte e Pernambuco.
Os planos de Cemig e CPFL também são frustrados pela AES. Dona da Eletropaulo, a maior distribuidora do país, a companhia americana reafirma seu desejo de adquirir os 49% hoje em poder do BNDESPar caso o banco coloque à venda sua parte na Brasiliana, dona da Eletropaulo e da AES Tietê. As duas companhias vêm dando muitas alegrias a seu principal acionista nos últimos anos. Depois de resolvida a pendenga de uma dívida não paga com o BNDES, a AES comemora o lucro constante que seus ativos registram no país.
A companhia de geração do grupo, a Tietê, é um exemplo. Lucrou desde 2003 mais de R$ 4 bilhões, corrigidos pela inflação. A Eletropaulo lucrou no mesmo período R$ 3,3 bilhões. "Diferentemente da distribuição, em que os ativos se escassearam, na geração é possível crescer em função dos novos projetos", diz o presidente da AES Brasil, Britaldo Soares.
A companhia de geração sob o controle da AES era sonho de consumo do grupo Odebrecht, que planeja ser a maior geradora privada do país em dez anos. A empresa também tentou comprar os ativos de geração da Duke Energy. Mas desde o início do ano sob gestão de um novo presidente, Armando Henriques, a companhia reforçou que quer voltar a investir no país. As duas americanas estão há dez anos sem fazer novos investimentos expressivos.
A busca por novos e antigos ativos de geração, tanto das que já estão no setor há mais de uma década como a da novata Odebrecht, pode ser explicada pelos fortes resultados das companhias de geração, é só ver o caso da Tractebel, da francesa GDF Suez.
Há mais de dez anos no Brasil, os novos investimentos dessas companhias estrangeiras não precisam mais vir de fora do país. Seus resultados no Brasil é que garantem novos investimentos. Os dados de investimentos estrangeiros diretos no país registrados pelo Banco Central, por exemplo, mostram que desde 2000, quando chegaram a R$ 7 bilhões, o investimento direto em eletricidade vem caindo fortemente. Mas isso não significa que as estrangeiras estão investindo menos.

Os números mostram é que elas estão reinvestindo seus lucros. A EDP, por exemplo, desde 2004 investiu no país mais de R$ 5 bilhões, tendo como principal fonte de financiamento suas operações no país

30830 -  tota57 - 21/Mar/2010 12:39
citação: MuadibGVTota, Ugaz,
Já que vcs obviamente tem bom conhecimento nesta área, peço que expliquem um pouco mais sobre o "luz para todos".
O programa financia a instalação dos postes, fios , etc. necessários para o atendimento de residências sem luz , certo? Gostaria de saber de que forma é feio o aporte da parte do governo federal e estadual no programa (recursos diretos, isenção de impostos, etc.) Esse aporte é a fundo perdido mesmo?
Uma vez instalado existe alguma garantia de rentabilidade para a empresa? Quer dizer, boa parte desses novos consumidores provavelmente não têm condições de manter suas contas em dia, o que poderia acabar acarretando baixa rentabilidade ou mesmo prejuízo para a distribuidora, via aumento da inadimplência.
Estava olhando a Cemar outro dia e vi que o governo estadual (do Maranhão) aprovou uma espécia de bolsa-luz para famílias de baixa renda. Será que existe algo semelhante no recálculo tarifário?
Abraços!
Muadib,
Os recursos do Governo Federal são a fundo perdido. A participação do governo federal varia de estado para estado, em alguns chega a ser de 70%. A diferença é custeada pelas distribuidoras e governos estaduais.
Essas participações dos governos são contabilizadas em uma conta de obrigações especiais, ou seja, as distribuidoras não recebem remuneração sobre essa parcela. A parcela de recursos aportada pela distribuidoras, que é de no mínimo 15%, é remunerada na tarifa.
Para manter essas linhas rurais a Aneel reconhece recursos de Pessoal, Material, Serviços e Outros (PMSO). Vai parar na tarifa os custos para manutenção dessas linhas.
A rentabilidade desses clientes rurais é baixíssima, pois clientes rurais são subsidiados com tarifas menores, aproximadamente metade do preço. O consumo de energia dessas familias é pequeno, em alguns estados a média é de aproximadamente 50 Kwh/mês. Esses atendimentos só estão sendo viabilizados economicamente porque esta havendo esse aporte de recursos a fundo perdido. Na realidade todos consumidores de energia do Brasil estão pagando essa conta, pois os recursos a fundo perdido são da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE. Nos pagamos esse encargo na nossa Conta de Luz, esta embutido no preço. A Eletrobrás administra esses recursos.
Pois bem em tese os custos para manter esses atendimentos são cobertos pela tarifa, ou seja, as distribuidoras não podem ter prejuizo com esses atendiementos. A Aneel reconhece parte da inadimplencia na hora de formar a tarifa, em alguns estados admite-se aproximadamente 1% de inadimplencia na tarifa.
Trocando em miudos. É um atendimento social, com baixa remuneração para as distribuidoras.

30804 - tota57 - 21/Mar/2010 10:10
Lula deve prorrogar de novo Luz Para Todos
Governo não atingirá neste ano meta de universalizar energia; ministério da pré-candidata Dilma avalia estender prazo
Ideia é anunciar adiamento no lançamento do PAC 2, evento do dia 29 que marca saída simbólica de ministra para disputar Presidência
DA SUCURSAL DE BRASÍLIA-FOLHA SP-21/03
Diante da iminência de não cumprir a promessa de universalização do acesso à luz elétrica nas comunidades rurais, o governo federal estuda prorrogar para além de 2010 o Luz para Todos, apontado pelo presidente Lula como o programa social de "maior alcance".
O programa foi criado em 2003, quando a pré-candidata petista ao Planalto, Dilma Rousseff, hoje na Casa Civil, estava à frente do Ministério de Minas e Energia. Em discursos pelo país afora, Lula a tem apresentado como "mãe" do programa, assim como o faz em relação ao PAC (Programa de Aceleração do Crescimento).
O decreto de criação do programa expira em 31 de dezembro e, a partir disso, as famílias não atendidas terão de negociar o fim da exclusão elétrica com as concessionárias locais, processo que pode levar anos.
Quando criado, o Luz para Todos antecipou a meta de universalização de energia no país de 2015 para 2008. O cronograma foi depois esticado para 2010, quando a meta de atendimento saltou de 2 milhões para quase 3,1 milhões de famílias.
O ritmo de atendimento tem sido, em média, de 430 mil famílias e, para este ano, resta uma meta acumulada de 850 mil, que o presidente Lula já admitiu que não será atingida.
Além das famílias cadastradas, há outras que nem mesmo foram incluídas na meta, em especial nos Estados do Norte, além de Bahia e Minas Gerais.
Para prorrogar o Luz para Todos, basta a edição de um novo decreto presidencial com uma nova data de término. Nos meses seguintes, caberia ao Ministério de Minas e Energia e à Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) definir as novas metas do programa.
A discussão pela nova extensão está na Casa Civil. Uma opção é anunciá-la no lançamento do PAC 2, evento do dia 29 que marca a saída simbólica de Dilma do governo.
No ministério, a prorrogação é vista com entusiasmo. "Não se pode de repente fazer um corte num programa que teve sucesso total", diz Josias Matos de Araújo, secretário de Energia Elétrica da pasta.
Na mesma linha estão as concessionárias de distribuição de energia, que avançam com postes e fios com recursos de fundos federais. "Muitas empresas não cumprirão a meta. É impossível. A prorrogação permite a manutenção do subsídio e evita impacto nas tarifas", diz José Gabino, da Abradee (associação das distribuidoras).
Por conta da campanha eleitoral e da ligação de Dilma com o programa, o governo sabe que a eventual prorrogação virá carregada de prós e contras. Por um lado, oficializará o carimbo do não cumprimento das metas. Por outro, terá em mãos um discurso de prosseguimento dos programas sociais.
Para Claudio Sales, presidente do Instituto Acende Brasil, o governo deveria aproveitar a prorrogação para corrigir uma "imperfeição". Segundo ele, o governo precisa compensar os gastos das empresas com a manutenção das redes de energia mais isoladas do país.

Hoje, o programa opera sem dinheiro da União. Cerca de 70% dos custos saem de fundos abastecidos com percentuais das contas de luz e o restante vem dos caixas das empresas e dos Estados. (EDUARDO SCOLESE

29263 - danielbehar - 03/Mar/2010 18:39
» Setor elétrico: visão mais negativa para o curto prazo
Em seu relatório semanal "Straight Talk", o analista Marcos Severine assume uma visão mais negativa para o setor elétrico no curto prazo, a despeito do forte fluxo de notícias envolvendo atividade de fusão e aquisição, o leilão de Belo Monte e a recuperação no consumo de energia. Nesse cenário, o analista destaca apenas três nomes no setor: Eletrobrás (ELET3), AES Tietê (GETI4) e Cemig (CMIG4). Em relação a Eletrobrás, além da realização vista após o anúncio dos dividendos estar se revertendo, a ação apresenta bom potencial de valorização (de 107% em relação ao nível atual) e os resultados do 4º trimestre de 2009 devem ser um catalisador positivo. Já GETI4 apresenta valuation atraente, pouco risco, é um player de dividendos e tem receita ajustada pelo IGP-M. Por fim, as eleições já parecem estar precificadas na Cemig, assim como o cenário de prováveis fusões ou aquisições, e o risco de queda nas ações é limitado. Do lado negativo, o analista destaca Cesp (CESP6) e CPFL (CPFE3) como nomes para não ficar posicionado no momento. Para a primeira, a renovação das concessões deve pressionar as ações, enquanto CPFL tem potencial de valorização bastante limitado e apresenta riscos e incertezas em relação à atividade de fusão e aquisição.
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» Energias do Brasil: resultados sem surpresas no 4º trimestre de 2009
Os resultados da Energias do Brasil (ENBR3) no 4º trimestre de 2009 não trouxeram surpresas e vieram em linha com a expectativa do analista Marcos Severine e com o consenso de mercado. A receita líquida de R$ 1,232 bilhão e o EBITDA (geração de caixa) de R$ 369 milhões ficaram estritamente em linha com o mercado, apesar de pouco acima da projeção do analista, enquanto o lucro líquido de R$ 175 milhões veio ligeiramente abaixo do esperado. Os números não devem impactar as ações de ENBR, na opinião do analista. Considerando que a empresa não apresenta catalisadores de curto prazo, registra bom desempenho nos últimos meses e tem limitado potencial de valorização, o analista reforça a recomendação underperform (desempenho abaixo da média do mercado). O analista também destaca que o único evento que pode impactar positivamente as ações no curto prazo seria o anúncio de uma troca de ativos com Light ou CPFL, com a ENBR trocando ativos de distribuição por ativos de geração. No entanto, ele não acredita nesse cenário no momento, com Light e CPFL mais envolvidas em outras atividades de fusão e aquisição.
* ND: Não disponível
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Carlos Constantini
* este relatório foi elaborado pela equipe de Pesquisa de Renda Variável da Itaú Corretora.

27335 - tota57 - 03/Fev/2010 11:52
Cemig e CPFL acatam mudança; Eletropaulo não se pronuncia
DA SUCURSAL DE BRASÍLIA
DA AGÊNCIA FOLHA
O efeito da mudança nas regras de cálculo do reajuste irá variar de empresa para empresa e a cada ano. De acordo com o diretor-geral da Aneel, Nelson Hubner, o impacto será tão mais forte quanto mais perto a empresa estiver da revisão tarifária -processo que acontece, em média, a cada quatro anos. "Os valores variam muito", afirmou Hubner.
Ontem, a Aneel reajustou as tarifas de sete pequenas distribuidoras de energia dentro das novas regras, e as consequências foram muito diferentes, chegando a haver perda para os 150 mil consumidores da distribuidora Borborema, que atende a 223 municípios na Paraíba. Para eles, o reajuste ficou 0,14 ponto percentual maior por conta da mudança.
O efeito negativo, nesse caso, será atenuado porque os consumidores residenciais da empresa terão, ainda assim, uma redução tarifária de 8,13%. Sem a mudança, essa redução seria ainda maior.
Nas demais seis empresas que tiveram alteração tarifária (Santa Maria, Jaguari, Mococa, CPFL Leste, CPFL Sul e Santa Cruz), o reajuste chegou a ser, no máximo, 0,7 ponto percentual menor do que seria dado normalmente. Para os consumidores residenciais dessas empresas, os reajustes variaram de reduções de 1,6% a aumentos de 8,78% (CPFL Leste).
O impacto das modificações só começará a ser visto com mais nitidez a partir de março, quando a primeira grande distribuidora (Ampla, que atende o Rio de Janeiro, com exceção da capital) terá reajuste.
Em abril, começam os aumentos das grandes empresas de São Paulo e Minas (CPFL e Cemig), e, em julho, será a vez da Eletropaulo, responsável pelo abastecimento da Grande São Paulo. Procurada, a empresa disse que aguarda receber ofício da Aneel para se pronunciar a respeito das mudanças nas regras de cálculo.
No ano passado, segundo o órgão, os clientes da Eletropaulo pagaram R$ 174,1 milhões por conta da falha na metodologia de reajuste, que deveria ser de 12,98% se as novas regras já estivessem em vigor, mas ficou em 14,88%.
Concessionárias
A estatal mineira Cemig (Companhia Energética de Minas Gerais) informou ontem, por meio de sua assessoria de imprensa, que cumprirá a determinação da Aneel sobre a mudança na metodologia. A empresa não comentou a decisão tomada pelo órgão.
A Celpe (Companhia Energética de Pernambuco) afirmou, por meio de nota, que "ainda vai conhecer e analisar os termos finais da proposta de aditivo ao contrato de concessão" e que, no caso da empresa, o próximo reajuste de tarifa está previsto para o mês de abril.
No Paraná, a distribuidora Copel disse que ainda não sabe se irá recorrer da decisão sobre o reajuste das tarifas de energia elétrica e tampouco quando irá deliberar a respeito.
A CPFL, que atua no interior de São Paulo, informou que a partir de amanhã acatará os reajustes homologados pela Aneel em suas companhias Jaguari, Mococa, Santa Cruz, Paulista e Leste Paulista.
Consumidores
De acordo com Maria Inês Dolci, coordenadora institucional da Pro Teste, além da correção do cálculo nas tarifas de energia, a Aneel deve propor uma forma de compensação pelo prejuízo já causado aos consumidores.
"Não adianta apenas corrigir o problema daqui para a frente. É preciso também ressarcir o consumidor pelas perdas já realizadas. É necessário agora encontrar uma forma de abatimento nas contas futuras para que o consumidor não saia lesado", afirmou.

25978 -  flavio613 - 19/Jan/2010 15:19
Olha as elétricas aí de novo.
SÃO PAULO - O consumo de energia elétrica no Brasil crescerá a uma taxa média anual entre 4% e 4,5% até 2020, o que exigirá investimentos no setor da ordem de US$ 10 bilhões por ano no período, segundo estudo realizado pela consultoria KPMG.
De acordo com o levantamento, para suprir esse aumento de demanda, o Brasil precisará alcançar uma capacidade de geração de energia de 152 GW (gigawatts) em uma década, o que representa um avanço de 63% sobre a capacidade instalada de 2006. Atualmente, o país responde por 2,6% do consumo mundial de eletricidade.
As estimativas da KPMG levam em conta um crescimento anual médio da economia brasileira próximo a 5% nos próximos anos, além de um incremento de 10% na população brasileira até 2020, tendo como base de comparação o ano de 2008.
Como a economia tende a crescer mais do que a população, espera-se que o consumo per capita de energia elétrica alcance 3.223 KWh (quilowatts hora) até 2020, superando levemente a projeção para o consumo médio per capita mundial, de 3.163 KWh.
"O Brasil terá que investir e mudar a composição de sua matriz energética para fontes alternativas", afirma Márcio Lutterbach, sócio de corporate finance da KPMG no Brasil.
Ele se refere a um maior investimento em fontes de energia nuclear e eólica, que hoje respondem por uma ínfima parte da geração elétrica no país.
Atualmente, mais de 85% da energia consumida no país provém de hidrelétricas, mas essa situação deve mudar nos próximos dez anos, de acordo com o estudo.
Até 2020, a energia elétrica produzida a partir de usinas térmicas movidas a gás natural responderá por 10,9% do total, na esteira de descobertas da Petrobras na Bacia de Campos, assim como um uso intensivo do gás fornecido pela Bolívia.
A KPMG também prevê que a energia nuclear responderá por 4% da eletricidade produzida no país até 2020, enquanto a geração a partir do uso de biomassa e resíduos será responsável por 3,9% do total.
O estudo ainda aponta um elevado nível de perdas no setor elétrico brasileiro, que respondem por 16,4% da produção, bem acima da média mundial de 8,5%.
O índice se deve à longa distancia pela qual a eletricidade é transmitida e distribuída, ao furto de energia e à falta de equipamentos modernos nas linhas de transmissão.
"Será preciso ter mais eficiência nas linhas e no controle de furtos, junto com investimentos em equipamentos mais modernos", afirma Lutterbach. De acordo com o levantamento da consultoria, as perdas no sistema elétrico deverão cair para 14,5% até 2020.

24635 -  uqaz - 06/Jan/2010 22:33
citação: Capa_PretaPreciso de uma recomendação quanto às elétricas meus queridos.
Estou na dúvida entre EKTR, ELPL e EQTL. Qual das 3 seria a mais interessante?
Abraço
Capa
É uma bela pergunta...vou tentar dar o meu pitaco comentando citações anteriores.
citação: fazambuj
eu ficaria com ELPL6. Depois dessa alta toda da bolsa, o porto seguro é vender energia para os ricaços de SP.
Acho que a ELPL6 pode ser uma boa não, pode ser uma ótima. Com os dividendos do ano passado dá um DY de 17% líquido. Mas volto a comentá-la mais tarde.
citação: paulo_prof
O meu chute é que nos 4 próximos trimestres, a EKTR apresentará um lucro líquido de aprox. R$ 550 milhões. Se o payout for mantido, isto implicará em proventos de R$ 2,50/ação. Ainda na minha estimativa, a próxima distribuição de dividendos deverá se dar (dia "com") no início de abril, de aprox. R$ 0,70/ação. Depois, só em meados de agosto.
Continuando com o chute, acho que nos próximos 4 trimestres, a ELPL apresentará um lucro líquido de aprox. R$ 670 milhões. Se o payout for mantido, isto implicará em proventos de R$ 4,22/ação. Estimo que distribuirá dividendos de R$ 3,23/ação em fins de abril. Depois também, só em meados de agosto.
Se a EQTL não vendesse a Light para a CMIG, eu tinha estimado um lucro líquido de R$ 315 milhões nos próximos 4 trimestres, com proventos de R$ 2,00/ação. De qualquer forma, estimo que distribuirá aprox. R$ 1,70/ação antes do final de março. Depois distribuirá uma mixaria só em DEZ2010. Pela Light, entretanto, a CEMIG pagará aos acionistas da EQTL, R$ 7,414/ação (+ aprox. R$ 0,70 pela parte dos R$ 1,70 que são da Light, se o processo todo terminar antes do final de março).
De acordo com as minhas estimativas, sem a Light, o lucro líquido anual da EQTL passará para algo próximo de R$ 180 milhões e o patrimônio líquido passará para algo próximo de R$ 810 milhões.
Hoje, a CEMAR (ENMA3B) está sendo negociada a um P/L = 5,4; P/VPA = 2,08 e DY = 11,4%. Se vc subtrair, do preço de hoje (R$ 17,70) os R$ 7,41 da Cemig + os 0,70 a serem pagos pelos proventos da Light, vc chega a R$ 9,59 pela "nova" EQTL, ou seja, um P/L = 5,65 e um P/VPA = 1,25 (relativamente mais barato/interessante do que comprar ENMA3B).
A grande questão é: quanto tempo levará para que todo este processo se desenrole? Antes ou depois de fins de março? Quais as perspectivas da Cemar (onde é que anda o Tota)?
1. EKTR4:
Ano.....Provent/ação...Cotação....% médio.....LL/ação
2009.......2,28.........10,01......22,85%.......1,90
2008.......2,475........19,10......12,96%.......2,02
Últimos 12 meses: LL/ação = 2,61, Proventos/ação = 2,11.
DY = 10,52% (a R$20,00 /ação).
Açãozinha razoavelmente segura. Resultados meio estranhso. Todo 2T0X, desde 2006, a receita é cerca 90-95% dos outros trimestres do ano. Diferentemente do prof (que chutou um lucro de 550 mi), estimo um lucro líquido para o próximo ano de 470 milhoes. LL/ação = 2,43 com um DY = 9,8%
Os múltiplos continuariam sem ser lá essas coisas...
2. ELPL6
Para ELPL o prof chutou 670 mi...juro que não entendi. É fácil notar q os resultados recorrentes são de 150 mi. Mais os 50 mi da prefeitura de sao paulo. Mais os 250 mi não recorrentes do refis, o que dá: 4 x 150 + 50 + 250 = 900 mi. Lembro que o Tota estimou 950 mi. Tomara que o prof tenha se enrolado nesta última estimativa dele, rs...
16/12/2009..0,438954428..Juros......0,37
13/08/2009..2,000886303..Dividendo..2,00
27/04/2009..3,811105972..Dividendo..3,81
Somando tudo dá 6,19/ação para LL/ação = 5,378143226. Como disse anteriormente o DY atual estah em 17%. A tendência é cair um pouquinho, acho.
3. EQTL: Passo.
Concluindo acho que se vc quiser tranquilidade, fique com EKTR4. Se quiser um pouco de emoção, ELPL. Agora se quiser arriscar mais um pouquinho (não como numa ECOD3 ou AGEN11, rs) especule com EQTL...esta promete maior volatilidade.
24861 de 24881Modificado em 09/Jan/2010 17:28 [Citar este comentário] 1
5 tota57Comentários: 5620 - Desde: Abr 2007
Perspectivas para o Setor Elétrico em 2010
Mercado- Com a possibilidade de crescimento de até 6% no PIB, o cenário para o consumo de energia elétrica não poderia se dos melhores. Em se confirmando esse aumento do PIB o consumo de energia elétrica pode aumentar até 9%. Esse aumento pode beneficiar as empresas de forma diferente, pois em 2009 a maior redução de consumo ocorreu em grandes consumidores, boa parte deles compradores de energia no mercado livre. A boa situação do nível dos reservatórios e a redução do custo do PLD, favorecendo o mercado livre, pode estimular a migração de grandes clientes do mercado cativo (distribuidoras) para o mercado livre (comercializadoras). Mesmo que esse movimento se confirme não há de todo grandes prejuízos para as distribuidoras, pois para acessar o mercado livre as empresas precisam pagar pedágio para usar as linhas e redes das distribuidoras.
Consolidação do Setor- O movimento de aquisições deve continuar, numa tendência de redução no numero de player’s. Somente na distribuição temos 65 empresas. Existe sinalização do órgão regulador e do governo no sentido de reduzir esse numero e produzir ganhos de sinergias e escala, transferindo eventuais ganhos de produtividade para a modicidade tarifária. As especulações de 2009 continuarão em 2010, ou seja, CEB, Celg, Celesc, Coelce, Cemar, Ampla, dentre outras, continuam na mira dos grupos consolidadores, com destaque para o apetite da Cemig e a pré-disposição da CPFL. Na esteira desse movimento as grandes empreiteiras aparecem em todos os espaços, principalmente Camargo Correa, Andrade Gutierrez e, querendo colocar um pesinho, a Odebrechet.
Política- Não podemos perder de vista que estamos num ano de eleição presidencial. Se o atual governo fizer a sucessão continuaremos vendo o setor com forte presença do estado.
Renovação de concessões- Eu creio que até o final das eleições o problema não vai ser resolvido. Há problemas políticos envolvidos, dentre eles Cesp, Cemig e Copel, que levam a uma postergação da solução para o período pós-eleitoral. Espero que esteja enganado, pois quanto mais esse assunto se arrasta, maior a aversão ao risco para os investidores cujas concessões vencem em 2015. Qual o estimulo para investir numa concessão que pode findar-se em 2015? Abaixo os mapas com as concessões que estão vencendo.
http://img695.imageshack.us/img695/9093/fimconcessao1.jpg
http://img215.imageshack.us/img215/5394/fimconcessao2.jpg
Tarifas- Se consideramos que o IGPM é o mais forte componente dos reajustes tarifários, de acordo com os contratos de concessão. Considerando ainda que a energia de Itaipu é indexada ao dólar, que foi depreciado em 2009 e projeta tendência de manutenção em 2010, certamente não veremos grandes reajustes nas tarifas. Teremos ainda o desfecho da polemica sobre a neutralidade da Parcela A nas tarifas, em especial a definição quanto a devolução, ou não, da diferença cobrada nos anos anteriores. A Aneel se posicionou, desde o início, alegando que não houve erro na cobrança, ou seja, que as tarifas foram reajustadas da forma como prevê a lei e os contratos de concessão. O movimento agora é para que haja um acordo bilateral para alteração dos contratos de concessão, o que resolveria o problema daqui para frente. Temos alguns bilhões em jogo nessa matéria.
Mudanças Contábeis- Normas internacionais de contabilidade, IASB – IFRIC12, podem introduzir critérios para padronizar conceitos que permitam a comparabilidade entre empresas em todo mundo. No caso do setor elétrico as novidades podem ser o surgimento do Ativo Financeiro, que é o valor estimado pelo órgão regulador para a indenização dos ativos no final da concessão. O Ativo Intangível, que é a receita até o final da concessão, uma espécie de antecipação de receita futura em função do investimento. A distribuidora não tem a receita de construção reconhecida pela Aneel para fins de tarifa. Essa mudança pode permitir, por exemplo, que uma empresa em fase de implantação, como as Usinas do Rio Madeira, podem gerar receita antes mesmo de produzir um Kwh de energia. Havendo receita poderão, inclusive, distribuir dividendos. Essas alterações contábeis podem provocar perdas do que são atualmente ativos imobilizados nos balanços, O conceito é que pertencem ao poder concedente (União). Pelo pouco que li e entendi, sobre o tema, o consenso é que as Distribuidoras de Energia e Operadoras de Rodovias estão enquadradas nesses conceitos. Para as Geradoras e Transmissoras ainda há polemicas. É importante estudarmos melhor esse assunto, pois essas mudanças podem impactar os resultados das empresas, inclusive o lucro liquido e dividendos.

Conclusão- Desenhado esse cenário vemos boas perspectivas para o setor, com a grande possibilidade de crescimento do mercado. As elétricas continuarão sendo ativos defensivos e conservadores, destacando-se pela forte política de distribuição de dividendos. Os riscos existem e estão aí, cabendo a cada um o exercício de fazer a escolha mais conveniente.

24473 -  small caps - 04/Jan/2010 13:35 
citação: bobsponja
Boa Tarde!!! A poucos dias atras o SMALL mencionou que iria preparar e divulgar o seu último trabalho, apontando as perpepctivas das Smalls para o ano de 2010. Por favor, alguém sabe se isto foi divulgado? Caso alguém saiba, peço a gentileza de me indicar onde encontrar.....tenham um 2010 com muita saúde....abraços.....

Ilustres, estou de férias! Volto em breve... Feliz 2010 mais uma vez.
Sobre a carteira para 2010, do texto abaixo já dá para extrair o que ainda considero interessante... com calma vou falar sobre o tema. Mas uma coisa é fundamental: NÃO HÁ MAIS BARGANHAS ABSURDAS! Então, não TENHO MAIS QUALQUER PRESSA em comprar ações...
Aliás, quem não comprou as várias barganhas durante a crise por "medo", deve URGENTENMENTE rever os métodos de análise...
bobsponja, sobre as perspectivas, seguem:
Abraço a todos!!!!!!!!!!! Que venha 2010 com mais small caps explodindo !!! :)
Perspectivas setoriais para as small caps em 2010
Comentários por Anderson Lueders - Blog Small Caps
Setor elétrico: O setor elétrico continuará sendo um setor defensivo. Num momento em que os preços das ações estão em níveis mais altos, são uma alternativa interessante, uma vez que as cotações costumam tanto subir menos que o mercado em período de alta, como cair menos quando a queda chega. O segmento deve ser beneficiado com a retomada da indústria. Há ainda diversas empresas no setor que projetam dividendos superiores a atual taxa SELIC. Se considerada a taxa real de juros, então, a atratividade fica ainda mais evidente, com várias empresas exibindo ganhos até mesmo o triplo acima deste nível. A preferência poderá recair pelas companhias melhor administradas conforme os indicadores de perda de energia e de qualidade e que tenham prazos de concessão mais extensos, não estando envolvidas no curto prazo nas discussões sobre a forma em que se dará a renovação. O perigo que tem rondado o setor, além deste do término das concessões, é que há discussões sobre a forma de cálculo das tarifas na ANEEL, objetivando a sua diminuição para os casos em que o mercado cresceu acima das expectativas. O setor também passará por mudanças contábeis que modificarão a forma de depreciação dos ativos, incrementando contabilmente os lucros das empresas em fase inicial de maturação dos investimentos e diminuindo o lucro daquelas que já haviam efetuado parte expressiva da depreciação.
Enquanto 2009 foi o ano das companhias com alto nível de caixa, 2010 tem grande probabilidade de representar o ano das empresas que estejam em segmento com demanda mais aquecida e com capacidade produtiva ociosa. Tais companhias poderão enfim aproveitar os investimentos que fizeram no passado e passar a exibir melhores resultados operacionais. As companhias com níveis de dívida pagáveis também estarão sendo favorecidas com a volta da liquidez e do menor nível de juros cobrado nos empréstimos.

12440 - tota57 - 22/Ago/2009 19:46
citação: Mota04
Tota, aproveitando sua passagem por aqui, queria lhe perguntar uma coisa...
Vc gosta mais de COCE E GETI pelo que percebi, porém a que tem pago melhores dividendos é a ELPL.
Qual vc indica como as melhores no setor como um todo, além do DY?
Mota,
Para mim as melhores como um todo são Coce e Geti, senão não teria colocado 50% dos meus investimentos nelas....rsrsrs
Brincadeira à parte a minha justificativa para as escolhas são os seguintes:
1- Desde o inicio queria um ativo de Geração, um de Transmissão e outro de Distribuição de Energia. Só não tenho o de Transmissão, que para mim a TRPL é o melhor, mas tem boa parte de sua concessão vencendo em 2015. Investimento em elétricas, via de regra, são com foco na defesa do patrimonio e na busca de bons dividendos, valorização são exceções.
2- Na Distribuição a Coelce tem indicadores operacionais e multiplos fundamentalistas excelentes, vide comentários no link abaixo. Nesse setor temos mais ativos interessantes: CEPE e EKTR, ambas com pouquíssima liquidez, EQTL, Light e ELPL. Algumas estão caras, por isso continuo com Coce, que ao meu ver está mais barata. Eletropaulo tem um dívida de R$1 bilhão com a Eletrobrás que não esta provisionada.
3- Na Geração pura temos poucas opções: Geti, TLBE e GEPA. Quando fui comprar fiquei entre as duas primeiras e decidi por Geti. Até 2015 Geti tem garantido o fornecimento de sua energia para a Eletropaulo, numa tarifa bem melhor que a praticada na Geração. A Aneel havia homologado, em 2003, um aditivo nesse contrato com a Eletropaulo, alterando a vigencia de 2015 para 2028. Em 2004 o Governo publicou a Lei 10.848, com o Novo Modelo do Setor Elétrico. À partir dessa lei a Aneel resolver negar o aditivo concedido e o assunto será decidido judicialmente. Caso a AES perca essa ação, à partir de 2016, sua energia será comercializada através dos leilões da CBEE, até lá muita agua vai rolar por baixo da ponte e nas turbinas das usinas. Geti tem ainda uma perrenga com o Governo do Estado, precisará instalar 400 MW de geração, compromisso da privatização, o problema é que em SP não potencial hidrico e até recentemente não havia garantia de fornecimento de gás para Termoelétricas. Esse compromisso de aumentar a geração é para mim uma oportunidade e não uma ameaça. Sua dívida hoje é de apenas 0,3 X Ebtida, a empresa tem possibilidade de aumentar o endividamento para investir, sem comprometer os dividendos. Pode tambem fazer o inverso, ou seja, investir com a redução de dividendos e amortizar a dívida. Tarifa e divida estão indexadas ao IGPM, o que faz com que ela não sofra os efeitos cambiais. Ela vem distribuindo 100% do lucro na forma de dividendos.
4- Temos ainda ativos que possuem os 3 setores, Geração, Transmissão e Distribuição: CPFE, Cemig e ENBR. Desses gosto mais de Cemig e Enbr.
Mota...tem um post meu acima com os ativos das elétricas e seus multiplos. O setor tem várias opções. Recomendo que voce estude os relatórios, mas cuidado com ativos que estão com os governos, são mais arriscados, pois podem ser usados com interesses sociais e políticos, como vem ocorrendo com Copel e Eletrobrás. Das que estao com o estado gosto mais de Cemig e Celesc.

8103 - small caps - 02/Jul/2009 00:33
Mille 2, as elétricas além de mostrarem com clareza o fator "defensivas", deverão manter os bons resultados, até pelos vários aumentos de tarifa que temos visto por aí... Não duvido de resultados ainda melhores que o do ano passado para boa parte delas, em que pese a crise vivenciada.

E quanto mais cai a SELIC, menos despesas financeiras essas companhias terão e mais atrativo se torna o DY, em muitos casos beirando os 12%, 15%, ou até mais...


7190 - tota57 - 14/Jun/2009 12:48
citação: KariocaTota,
Aproveitando sua presença.
Gostaria de lhe perguntar sobre as elétricas. Diante desses cortes de juros, tenho interesse em migrar minhas posições remanescentes em Renda Fixa para o setor elétrico - virar um pouco investidor.
Para isso, estou inciando a análise nos fundamentos das empresas, porém ainda não conclui pelo melhor investimento. De imediato, me chamou atenção GETI3 e LIGT3 - você tem alguma dica sobre essas empresas.
Um Abraço.
Salve Karioca,
O setor elétrico tem excelentes empresas e, pelas sua característica defensiva, acaba sendo uma boa alternativa de investimentos com foco em dividendos. Muitas empresas pagam dividendos acima de 10% ao ano, liquido de IRenda, bem melhor que muita Renda Fixa.
Se vai investir eu recomendo que estude as empresas, seu historico de lucros e distribuição de dividendos, pois o pagamento no presente não significa que ela pague sistematicamente todo ano.
Tenho 2 elétricas na minha carteira, que juntas somam 50% de tudo que tenho em ações.
Uma é a GETI3, Geradora de Energia, que distribui 100% do lucro a um bom tempo. Toda energia que ela produz é vendida para a Eletropaulo, que é do mesmo controlador, a um preço acima da média praticada nos leilões de energia. Hoje ela vende mais de R$ 140,00 o MWH. A tarifa é reajustada anualmente, com predominancia na indexação pelo IGPM, que nos ultimos 12 meses não está sendo lá essas coisas, nos ultimos meses o IGPM tem dado negativo. De qualquer forma a divida dela tambem esta atrelada ao IGPM.
A outra é a COCE3, Distribuidora de Energia do Estado do Ceara, que tambem paga excelentes dividendos sistematicamente anos a fio. Optei pelas Ordinárias porque há o risco da troca de Controle e a Coce3 garante 80% de Tag ALong. Mas tem o problema da liquidez que é muito ruim, o que não me preocupa porque não vou vender.
Gosto ainda da CEPE5, EKTR4, TRPL4 e começo a me interessar por Cemig.
TRPL e Cemig estão com cotratos de concessão vencendo em 2015 e só vou me arriscar assim que clarear qual a intenção do governo para a renovação dessas concessões. A Cemig esta muito agressiva, com muita sede de crescer e se consolidar como um dos maiores players do setor, vem tentanto adquirir participação em várias eletricas. TRPL participa e está ganhando varios leilões de construção de novas Linhas de Transmissão.
EKTR4 e CEPE5 não tem problemas de concessão e são empresas altamente eficientes e lucrativas, mas tambem sofrem com a questão da liquidez.
Essas são minhas preferencias, mas ainda há outros ativos interessantes no setor, como a propria Light, que voce mencionou.
Estude bem, as opções são muitas.

7041 - tota57 - 11/Jun/2009 13:04
Nenhuma das empresas que voce tem terão problemas com renovação de concessão no curto prazo, o que é um risco a menos. A Eqtl3 é sócia da Ligt3, tem 25% da Rio Minas Energia, aproximadamente 12,5% do total da Light. Comprado em Eqtl3 estarás parcialmente comprado em Ligt3, mas tudo bem podes manter essa posição, pois mercado da light é mais de tres vezes maior que o da Equatorial. As duas tem sérios problemas com furto de energia, o que pode ser uma oportunidade de aumento de receita, pois a Aneel considera parte do furto de energia na tarifa, ou seja todos nos pagamos pelo gato...rssrsss. A questão é que a Aneel estabelece metas para reduzir os gatos e é preciso ver se as empresas conseguirão cumprir essas metas, se não o fizerem vão ter que tirar de seus resultados.
Eu sairia fora da ELPL, apesar de boa pagadora de dividendos e do bom desempenho operacional. a razão é o risco referende a pendência judicial com a Eletrobrás (valor estimado de R$ 1 bilhão), com grande probabilidade de perda e sem o devido provisionamento.
Acho interessante ter uma Geradora e a GETI é a melhor alternativa. Se achas que esta caro, aguarde uma oportunidade e entra. Se vais comprar para longo prazo acho que podes comprar agora. Recomendo porém que compre a GETI3, que além de mais barata lhe dá o direito de Tag Along, caso haja troca de controle.
Eu ainda quero comprar uma Transmissora e gosto da TRPL, mas só vou entrar o dia que esse problema de renovação de concessão for equacionado. A maior parte dos ativos da TRPL vencem concessão em 2015.
Com essa possibilidade de venda dos ativos da Endesa no Brasil eu troquei minhas Coce5 por Coce3, pois não preciso de liquidez, mas sim da segurança do Tag Along. Coce3 garante 80% de Tag Along.

Acho que o setor elétrico passará por um processso de consolidação, nos proximos 6 anos. Acredito que haverá fusões e redução do numero de players, principalmente na distribuição de energia, aonde temos atualmente 64 empresas. Certamente nessa fase surgirão oportunidades, talvez algumas Small Caps do setor apareçam como oportunidade nessas trocas de controle. Vou ficar antenado, NetWork nessas horas pode ajudar.

7031 - manoellobato - 11/Jun/2009 08:24
Vejo pelo forum das ondas e agora aqui que vc é expert em elétricas.... tenho COCE5 LIGT3 ELPL6 E EQTL3 NA CARTEIRA... pretendo aumentar minha posição e talvez comprar mais uma empresa.... diante dos problemas que estão pela frente o que seria melhor... quais ativos aumentar e quias diminuir exposição no setor elétrico.... sei que vc gosta de GETI mas ela esta bem esticada nos últimos tempos...

6944 -  tota57 - 08/Jun/2009 18:41
Geradoras preparam-se para pagar por suas hidrelétricas
De São Paulo
08/06/2009
Desde que a tentativa frustrada de venda da Cesp pelo governo paulista expôs o problema do fim das concessões, as empresas geradoras de energia começaram a preparar-se para pagar pela manutenção dos seus ativos. O governo federal ainda não se decidiu se vai retomar as concessões e fazer um leilão por menor preço de energia ou se vai permitir uma prorrogação onerosa. Mas o fato é que até a Cesp já aceita esta última alternativa, segundo disse o presidente da empresa, Guilherme Augusto Cirne de Toledo, durante teleconferência para analistas e com isso poder manter as usinas de Ilha Solteira e Jupiá que respondem por 70% dos ativos da companhia.
A estatal gaúcha CEEE tem usinas com capacidade de cerca de mil megawatts vencendo em 2015 e a paranaense Copel pouco mais de 200 MW. As duas apostam em um sistema que têm chamado de máquina a máquina, ou seja, um leilão por cada ativo da usina e não pela usina completa.
Quem não se manifesta sobre o assunto é a Eletrobrás, a empresa que tem o maior parque gerador vencendo em 2015. Dos cerca de 20 gigawatts de energia produzidos por usinas que tem a concessão vencendo, 80% pertencem a empresas do grupo.
Diferentemente das distribuidoras, as concessionárias donas de usinas hidrelétricas não têm em seus contratos de concessão cláusulas de prorrogação que possam gerar algum embate judicial para discutir o assunto. Elas tornaram-se uma concessão em 2004, segundo explica a advogada Elena Landau, do escritório Sérgio Bermudes, e na época estavam apenas preocupadas em vender sua energia no leilão de energia velha que o governo federal estava promovendo. Para isso, precisavam ter um contrato de concessão.
O presidente da CEEE, Sérgio Camps de Morais, diz que a empresa de geração gaúcha tem 15 usinas vencendo, com capacidade de mil megawatts e energia assegurada de 400 MW, e ele diz que está estruturando-se para disputar as usinas em um possível leilão. Antes disso, a empresa está propondo à Aneel uma revitalização das usinas, com investimentos da ordem de R$ 100 milhões, desde que condicionada à renovação da concessão.
Desde o ano passado, secretários do Ministério de Minas e Energia e o próprio ministro têm dado declarações de que uma decisão estaria próxima. Mas até agora, as reuniões foram sendo adiadas seguidamente. Há pouco mais de duas semanas, a Confederação Nacional da Indústria (CNI) resolveu também participar do debate e promoveu um seminário fechado com os diferentes agentes do setor para apresentar uma proposta ao governo federal. "É importante que o governo ouça, e vários representantes da Aneel e Ministério de Minas e Energia participaram como ouvintes do evento", conta o presidente do conselho de infraestrutura da CNI, José de Freitas Mascarenhas.
"No geral, existe um consenso entre os agentes do setor de que é preciso pensar na modicidade tarifária", diz Mascarenhas. As usinas hidrelétricas já foram amortizadas ao longo dos anos. Isso significa que as tarifas atuais já pagaram todo o investimento necessária e agora estas tarifas podem ser reduzidas, beneficiando o consumidor. A CNI defende a queda das tarifas até para o país ter mais competitividade e atrair investimentos.

Apesar de a prorrogação ou licitação das usinas também requerer alterações na legislação, o setor considera que os preços da energia vão cair. Fazendo com que as próprias tarifas cobradas pelas empresas de distribuição também caiam. (JG)

6943 - tota57 - 08/Jun/2009 18:41
Fim das concessões divide distribuidoras
Um embate começa a se evidenciar nos bastidores das discussões sobre o fim das concessões do setor elétrico que vai se concentrar no ano de 2015. Enquanto as empresas de geração de energia parecem aceitar o fato de que terão de preparar seus lances para manter suas hidrelétricas, as distribuidoras se dividem. De um lado, grupos privados com forte poder de compra defendem a licitação das 42 empresas de distribuição de energia que terão suas concessões vencendo até 2017. De outro, as estatais do Sul do país e grupos privados com menor capacidade de investimento se armam para brigar judicialmente pela prorrogação de suas concessões, se o governo federal decidir pela licitação. O imbróglio das distribuidoras que aparentemente poderia ser resolvido com emendas constitucionais, medidas provisórias, ou recursos legislativos que se valessem, esconde uma questão jurídica, política e econômica muito mais difícil de ser equacionada que a licitação das usinas hidrelétricas. Jurídica, porque os atuais contratos das empresas de distribuição trazem cláusulas que permitem a prorrogação por mais 20 anos dando argumentos para uma discussão judicial. Econômica, porque os investimentos constantes feitos pelas distribuidoras não permitem uma pura e simples redução de tarifa, e a venda das companhias podem gerar bilhões de reais. No quesito política, é mais fácil para o governo decidir o destino da Eletrobrás - que lhe pertence e que tem capacidade de disputar novamente seus próprios ativos - do que ter de resolver, às vésperas de uma eleição presidencial, o que fazer com empresas de distribuição estaduais comandadas por governadores importantes no mapa político brasileiro como o de Minas Gerais, Paraná, Rio grande do Sul, de Santa Catarina ou Distrito Federal. Uma licitação das empresas de distribuição traria um problema especialmente para a Cemig Distribuição, que tem toda a sua concessão vencendo em 2016. Hoje a estatal mineira é vista como a empresa consolidadora do setor e poderia perder este status para grandes investidores privados. Mas a empresa não fala sobre o assunto. As estatais do Sul estão confiantes na prorrogação de suas concessões. O presidente da catarinense Celesc, Eduardo Pinho Moreira, diz que não só os contratos preveem a prorrogação, como a empresa cumpre todos os seus compromissos fixados pela Aneel, mantém qualidade no atendimento e segue as regras estabelecidas pelo marco regulatório. "Ao longo dessa discussão das concessões, evitar o judiciário seria o ideal", diz. Apesar de acreditar que a concessão será prorrogada, Moreira teme a contrapartida a ser exigida pelo governo, principalmente depois que o diretor-geral da Aneel, Nelson Hubner, aventou a possibilidade de mexer na metodologia das tarifas para equalizar os preços pelo país. A questão preocupa a Copel, já que a empresa de distribuição do Paraná tem hoje a segunda menor tarifa do país, segundo o presidente da companhia, Rubens Ghilardi. Ele também defende a prorrogação e lembra que as empresas privatizadas no governo Fernando Henrique tiveram suas concessões determinadas por um prazo de trinta anos. Apesar de grupos privados terem pago para ter esses contratos, Ghilardi lembra que as estatais também tiveram de adaptar-se a altos níveis de produtividade, demitir pessoas e cortas custos, de modo que fosse possível baixar as tarifas para o consumidor final. "Seria impensável uma não prorrogação", diz o presidente da gaúcha CEEE, Sérgio Camps de Morais. "A discussão será que tipo de contrapartida as empresas terão de bancar, já que pelo contrato existe a possibilidade da prorrogação". O problema para as distribuidoras é que mesmo que o governo decida pela prorrogação, já existem entendimentos em decisões tomadas pela Aneel e também do Tribunal de Contas da União (TCU) que estas cláusulas não são válidas. Isso porque a lei 10.848, de 2004, revogou o artigo da lei das licitações que permitia a prorrogação. Logo, entende a Aneel que essas cláusulas não são mais válidas. E mesmo que fossem, elas apenas indicam uma possibilidade de renovação e não a vinculação da renovação. A Rede Energia, empresa privada que detém concessão de diversas distribuidoras e tem várias delas vencendo em 2015, entende diferente. O vice-presidente jurídico da companhia, Alexei Vivan, não só entende que a cláusula é válida porque foi assinada em um momento em que a lei permitia a prorrogação, como também que a Aneel só poderia negar uma renovação em caso de descumprimento de quesitos de qualidade. Já o presidente da CPFL Energia, Wilson Ferreira Júnior, que também tem distribuidoras de seu grupo com o prazo de vencimento em 2015, defende uma nova licitação porque pretende tornar a CPFL a empresa consolidadora do setor. "Não tenho dúvidas de que a lei exige a licitação ao fim dos contratos", diz Ferreira. Ele defende a idéia de que a modicidade tarifária no caso da distribuição só será possível com uma consolidação. Isso porque as distribuidoras já passam, a cada quatro anos, por uma revisão de tarifas que faz com que a companhia tenha de seguir uma empresa de referência e reestruturar-se em termos de custos. Logo, as tarifas já estariam de acordo com critérios de modicidade. Para se ter um ganho extra seria necessário criar escala para economizar com compra de medidores e equipamentos em geral, que todo dia precisam ser trocados nas redes de distribuição do país. E isso, para Ferreira, só seria possível com um número menor de distribuidoras O ex-diretor-geral da Aneel, Jeson Kelman, diz que de fato há muitas empresas pequenas espalhadas pelo país, e seria importante uma consolidação regional.
Ao todo, são 64 distribuidoras, destas 42 têm seus contratos vencendo e a maior parte delas são empresas de pequeno porte com pouca representatividade no ranking do setor.

Jornal “Valor Econômico”

6753 - tota57 - 06/Jun/2009 00:58 
Oi Daniel, o sono não vem.
Olha eu sou suspeito para falar de elétricas, porque é o setor que trabalho a 25 anos. 50% da minha carteira é de elétricas, divididas em Coce3 e Geti3.

Pretendo manter essa participação de 50%, pois busco defender meu patrimonio e os bons dividendos. A próxima que quero comprar é a CEPE5. Gosto muito da Elektro, uma empresa fantástica. Vou ficar de olho pois quero pagar baratinho..rsrs

6367 - rcbocardo - 23/Dez/2010 21:18
Boa noite amigos!
Planner hoje:

Noticiário Setorial

Energia Elétrica – Ontem, a EPE (Empresa de Pesquisas Energéticas) divulgou os números sobre o consumo de energia elétrica durante o mês de Novembro/10. Os dados apresentados confirmam uma acomodação nas taxas de comparação relativas a 2009, uma vez que neste período do ano passado o Brasil já apresentava sinais de recuperação.
Em Novembro/10, o consumo total de energia elétrica no país atingiu 35.378 GWh, um crescimento A/A de 4,0%, no acumulado 12 meses o crescimento esta em 8,1%. O nível de consumo no país já esta em patamares bem elevados.
O consumo industrial manteve um bom crescimento de 6,2% A/A, sendo um volume de 15.726 GWh. Já o segmento residencial acomodou o crescimento em 3,9% A/A, chegando a 8,971 GWh em Novembro/10. O consumo da classe comercial foi de 5.823 GWh, um modesto crescimento de 1,0% A/A.
Os principais destaques em Novembro/10 foram: 1) crescimento de 7,1% A/A no consumo industrial na região Sudeste; 2) o forte consumo residencial na região Nordeste, que cresceu 12,0% A/A; 3) uma temperatura média mais baixa em 4ºC afetou o consumo no Rio de Janeiro, o estado apresentou uma queda de 7,2% A/A no consumo residencial. A temperatura média mais baixa também afetou o consumo em outros estados da região Sudeste e Sul.
Estes números divulgados são positivos para empresas com exposição a Nordeste e consumo industrial no Sudeste, portando distribuidoras como Coelce, Equatorial Energia, Cemig, CPFL, Energias do Brasil. Porém, devido às questões regulatórias ainda em discussão na Aneel, as distribuidoras seguem pressionadas, devido suas perspectivas para os próximos anos. Assim, continuamos com uma visão positiva para o setor de geração Tractebel, Cesp. No curto prazo temos recomendação para AES Eletropaulo, devido seu atrativo dividend yield.
Análise Coin Valores
Em termos de consumo de energia, 2010 está se caracterizando pela recuperação da classe industrial. Não custa lembrar que o setor industrial foi o mais afetado com a eclosão da crise ao final de 2008, impactando de forma decisiva o consumo de energia desta classe ao longo de 2009. Nos nove primeiros meses de 2010, as indústrias já consumiram 12,3% mais energia em relação ao período do ano passado.
O mal estar ficou por conta do 3º Ciclo de Revisão Tarifária que veio com péssimas novidades para boa parte das companhias do setor. No começo de setembro, a Diretoria da Aneel realizou Reunião Pública Ordinária deliberando a proposta de realização de Audiência Pública relativa à metodologia de cálculo da Taxa de Remuneração Regulatória (custo de capital) para aplicação no 3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. O WACC regulatório é uma importante variável determinante do preço da tarifa de energia, tendo sido proposto pela Aneel percentual de 7,15%, cerca de 2,9 p.p. inferior ao custo de capital utilizado no 2º Ciclo de Revisão Tarifária. Estima-se que o impacto desta revisão sobre a tarifa média das distribuidoras ao longo dos próximos três anos será uma queda entre 8% e 10%. Foi realmente muito ruim para o setor e as distribuidoras caíram fortemente após o anúncio. Há muita coisa no ar ainda e devemos assistir novos episódios desta saga nos próximos meses. As novidades que surgem, aparentemente, não são boas para o segmento de distribuição.
Voltando a abordar o consumo em 2010, das diversas medidas que foram adotadas pelo governo para mitigar os efeitos da crise, a redução do IPI para a linha branca foi sem dúvida uma das que mais afetaram positivamente o setor elétrico. Diante da redução de impostos, o consumo de eletrodomésticos aumentou e consequentemente o consumo de energia elétrica. O consumo residencial cresceu 5,8% em setembro. Para a Empresa de Pesquisa Energética - EPE, o avanço nesse segmento deveu-se à taxa de desemprego relativamente baixa e à expansão do crédito. Já no consumo comercial, a alta foi de 6,4% ante o mesmo período do ano anterior. A expectativa é que o consumo de energia elétrica deve crescer ainda 4,5% no quarto trimestre de 2010 em comparação ao mesmo período de 2009. Dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estimam que o consumo de energia no Brasil apresente crescimento de 8,1% em 2010, ante elevação de 7,7% em 2009.
Em termos de geração, estamos animados com o futuro, todavia, a grande preocupação fica por conta da renovação das concessões. Compartilhamos da opinião de que o novo governo deve definir uma regra em 2011, caminhando para algo como concessão onerosa, ou seja, redução de tarifas no horizonte.
Já em transmissão temos características bem definidas tais como: segmento muito bem regulado, baixíssimo risco e não sujeito à flutuação de demanda. Aqui, a questão da revisão tarifária que culminou com WACC de 7,24% não causou tanto estrago quanto nas distribuidoras. Neste segmento, vem chamando atenção a elevação dos deságios nos leilões de transmissão, característica que deve se repetir em 2011. Atenção também para as licenças ambientais, como pudemos observar nos leilões relacionados principalmente ao Madeira. Passa a ser mais um componente que devemos acompanhar de perto na hora de calcular o retorno do projeto em si.

Reiteramos aqui nosso parecer do ano passado no qual enfatizávamos que o principal chamariz das companhias de energia, seja pela constância na distribuição, seja pelo volume, é a distribuição de proventos.

2019 - small caps - 02/Mar/2009 22:31
"Atualmente, então, tenho ampliado participação em elétricas. Como estou bem posicionado em COCE5, EQTL3, CEPE5 e ELPL6, que são distribuidoras, passei a comprar um pouco mais de GETI3 e recentemente TRNA11. Esta vai demorar um pouco mais para distribuir todo o lucro em dividendos, mas é uma companhias de transmissão de energia, que deve ser comparada a TRPL4. Embora o P/L seja maior, o PSR da TRPL4 é uns 60% maior e o resultado da TRNA11 foi afetado pelo câmbio, o que em breve pode passar a trazer lucros, uma vez que com a emissão desenfreada de dólar pelo Governo americano, é mais provável que no futuro ele passe a se desvalorizar."
Estou também comprando mais participações em telefonia fixa. TLPP3 pagou 13% de dividendos nos últimos 12 meses e tem sólida situação patrimonial e TMAR5 e TNLP3 são um pouco mais arriscada dada a dívida. Mas tem indicadores relativos melhores.
"Em maio, com os balanços do primeiro trimestre deste ano, vou intensificar as compras no segmento industrial. Possivelmente estará sendo apresentado um dos piores balanços de várias companhias, mas vai ser possível visualizar aquelas que estão produzindo ao menos para pagar os custos fixos, que tem situação patrimonial sólida para enfrentar a crise e que foram ágeis para se adaptar para a desaceleração abrupta da atividade empresarial."
"O melhor da crise é que não há necessidade de ter pressa para fazer grandes compras. E como os juros reais cada vez mais baixos, o DY se torna cada vez mais tentador naquelas companhias que devem mais facilmente manter os resultados para que eles futuramente continuem sendo distribuídos."

1442 - JCDisciple - 05/Fev/2009 13:57
"É verdade. Li o PAC todo em função de uma disciplina do MBA. Várias obras ali contempladas já estavam previstas, e algumas autorizadas e em andamento. O PAC só reuniu tudo em um grande documento, e acrescentou algumas coisas. Tem o seu valor, porém não é pra tanto. As coisas aconteceriam com ou sem o relatório."

1441 - JCDisciple - 05/Fev/2009 13:55
"Trabalho no setor de energia elétrica, e posso te afirmar que neste contexto o PAC é somente um documento que descreve obras e investimentos que já estavam previstos e aconteceriam mesmo sem o PAC."
Suspeitei desde o principio.Mas aproveitando teu conhecimento JCDisciple(Jesus Christs Disciple ?) se equatorial está construindo usinas termoéletricas não vai ficar cara a energia dela em vez de comprar da Furnas?
"A energia produzida em hidrelétrica sempre será mais barata, pois é custo zero (ninguém dá gorjeta pra São Pedro). Porém, tem que analisar os contratos de venda de energia que ela fez. Uma coisa é a energia realmente gerada pela usina, outra coisa são os contratos. O mercado de energia elétrica é confuso. Tem alguns casos esquisitos em que a empresa ganha mesmo sem gerar."
"O ONS é quem decide quais usinas vai despachar. Em nome da Modicidade Tarifária, as mais caras são as últimas a serem utilizadas, porém estão disponíveis."
"Outro fato é que tem várias PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas) que já estão com a energia vendida, e estão com as obras atrasadas. Essas empresas terão que comprar energia excedente a preço de mercado para honrar os contratos, e isso gera um prejuízo danado."
"Em todo caso, vai ter demanda pra todos..."

559 - small caps - 09/Dez/2008 23:00
"eclv, gosto das elétricas GETI3 e COCE5. A COCE5 é minha maior posição individual em carteira. Aproveitei para comprar nas recentes promoções. A REDE4 e 3 tinha feito uma pequena posição quando bateu nos R$ 3,00, mas diantes das altas, quando passou dos R$ 6,00, considerei melhor trocar por mais um pouco de COCE5. GETI3 é interessante por ser geradora de energia e ter um contrato de longo prazo com a ELPL6 em que é garantido o reajuste pelo IGPM da energia gerada. Tanto COCE5, como GETI3 têm pago 100% do lucro líquido a título de dividendos."
"Em relação a REDE4, por ser um ativo mais próximo de turnaround, achei mais atrativa a CEBR3, que possue múltiplos mais baratos. Ambas ainda não pagam dividendos, mas esta última em breve deve passar a fazê-lo."

"Nos preços atuais, CRIV3 e CRIV4 também estão boas para posicionamento e têm uma gestão aparentemente mais conservadora. Mantenho ações na minha carteira particular. Mas acabei preferindo BICB4 e PINE4 para a carteira small caps em razão de níveis superiores de governança corporativa, anúncios de recompra de ações e maior payout no que toca aos dividendos."

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