Em meio à recessão econômica e incerteza política, o ano de 2015 foi marcado por uma queda nas transações de fusão e aquisição no Brasil. Por outro lado, a desvalorização cambial contribuiu para número recorde de compras de empresas brasileiras por estrangeiros, que superaram pela primeira vez desde 2003 as compras realizadas por investidores nacionais.
Foram realizadas 773 fusões e aquisições no Brasil em 2015, numa queda de 5,5% em relação a 2014, segundo pesquisa da consultoria KPMG, obtida em primeira mão pelo Valor. As operações de estrangeiros comprando de brasileiros empresas localizadas no país chegaram a 296, igualando o recorde de 2012.
Se somadas às 102 transações realizadas entre estrangeiros, envolvendo empresas no Brasil, pela primeira vez na série histórica da KPMG mais estrangeiros atuaram como compradores no país do que brasileiros. As empresas nacionais foram limitadas na possibilidade de crescimento inorgânico pelo avanço do endividamento, com a alta dos juros e queda de receitas.
"O atual cenário econômico e a desvalorização do real podem ter acelerado a entrada e expansão das empresas internacionais no Brasil, devido à redução do valor das empresas locais, apesar da piora das expectativas de crescimento e do aumento do risco país", acredita o sócio da KPMG, Luis Motta.
A compra de uma carteira de ativos da Renova Energia pela TerraForm Global, veículo de investimento da americana SunEdison, foi a maior operação anunciada no ano, conforme levantamento da PricewaterhouseCoopers (PwC). O negócio de US$ 3,89 bilhões, no entanto, foi posteriormente cancelado pela SunEdison, que enfrentava rejeição dos investidores ao negócio, com queda nas ações.
A segunda maior transação de 2015 também ocorreu no setor elétrico: a compra das hidrelétricas de Jupiá e Ilha Solteira, antes concessões da Cesp devolvidas à União, pela China Three Gorges, por US$ 3,7 bilhões. O varejo de alimentos teve o terceiro destaque do ano: a incorporação do Grupo Pão de Açúcar pela colombiana Éxito, como parte de reorganização do francês Casino na América Latina.
Dentre as aquisições realizadas por investidores brasileiros, a compra de empresas no exterior foi o grande destaque, com 66 operações, contra 44 em 2014. "Parte das empresas brasileiras buscou expandir seus negócios em países em que percebem uma perspectiva econômica melhor e risco menor", afirma Motta.
Nesse tipo de transação, o setor de alimentos foi relevante, com grandes aquisições realizadas pela JBS. A compra da Moy Park, da Marfrig, e da divisão de suínos da Cargill pelo frigorífico de Joesley Batista foram dois dos grandes movimentos de internacionalização anunciados no ano passado.
Após um 2015 marcado pelo avanço estrangeiro no Brasil, 2016 já começa com o anúncio de diversas operações. Ontem, a francesa Edenred, de serviços pré-pagos, anunciou uma sociedade com a brasileira Embratec para a criação de uma nova empresa de cartões de abastecimento de combustível. Por uma fatia de 65% na nova sociedade, a Edenred vai pagar R$ 790 milhões. A irlandesa Smurfit Kappa e as francesas Saint-Gobain, Bureau Veritas e Elis também já anunciaram aquisições no Brasil nos primeiros dias deste ano.
Apesar do aparente aquecimento do mercado, KPMG e PwC divergem quanto à tendência para o restante de 2016. Otimista, a PwC espera uma aceleração na entrada de estrangeiros e avalia que a crise atual tem prazo para acabar.
"Em 2016 há uma redução da incerteza política e econômica e o dólar deve se manter no patamar de R$ 4, o que é um gatilho", afirma o sócio da PwC, Rogério Gollo. Além disso, avalia, empresas que querem entrar ou aumentar suas operações no Brasil devem buscar se antecipar a uma eventual mudança pró-mercado do governo em 2018.
Já para Motta, da KPMG, o recente aumento do risco Brasil, com a perda do grau de investimento, deve inibir o interesse estrangeiro neste ano. "A expectativa de rentabilidade das empresas caiu, o que reduz o preço dos ativos, mas com a economia em situação pior, a tendência para o investimento é diminuir", acredita o especialista.
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quarta-feira, 13 de janeiro de 2016
terça-feira, 12 de janeiro de 2016
Distribuidoras enfrentarão consumo menor em 2016
As distribuidoras de energia devem conviver com mais um ano de retração na demanda, ao mesmo tempo em que as tarifas cobradas devem continuar em alta, pressionando seus resultados financeiros. A inadimplência, que cresceu já no terceiro trimestre do ano passado, deve continuar em alta, sendo um fator adicional de preocupação para o setor.
Dados divulgados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) na semana passada mostraram que o consumo de energia caiu 1,8% em 2015 na comparação com o ano anterior. Segundo o Santander, isso indica que todas as distribuidoras, especialmente Eletropaulo, CPFL e EDP Energias do Brasil, serão pressionadas nos próximos trimestres.
Para João Carlos Mello, presidente da Thymos Energia, os preços de energia devem crescer aproximadamente 15% em 2015, devido ao pagamento dos empréstimos e contratos feitos pelas distribuidoras nos últimos anos. Também projetam uma alta nessa linha Pedro Machado, sócio diretor da consultoria GV Energy, e Fábio Cuberos, gerente de regulação do grupo Safira Energia.
Se concretizada, essa alta será muito inferior aos reajustes de cerca de 50% aplicados às tarifas em 2015. Ainda assim, deve ajudar a reforçar o cenário de redução do consumo e aumento da inadimplência, principal desafio enfrentado pelas companhias neste ano, segundo o Credit Suisse.
Esse cenário de baixa no consumo pode resultar na sobrecontratação das distribuidoras, e na redução do interesse delas em novos leilões de geração.
Segundo Maurício Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vai haver menos demanda para os leilões. "Em geral as distribuidoras estão atendidas, o que é natural, porque elas fazem um contrato com uma previsão de crescimento. Sem dúvida vai ter uma queda de necessidade de contratação", afirmou. Para ele, o lado positivo é que "[pouca demanda] aumenta a competitividade. Vai ter um preço melhor para o consumidor [nos leilões]".
O professor Nivalde de Castro, coordenador do Grupo de Estudos do Setor de Energia Elétrica (Gesel) da UFRJ, também espera que os leilões de 2016 sejam fracos. "[A distribuição] é um setor defensivo, em relação ao cenário econômico e político", apontou.
Ao mesmo tempo em que enfrentam o cenário adverso, as distribuidoras precisarão cumprir as exigências feitas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para a renovação das concessões, o que deve resultar indiretamente num movimento de consolidação do setor. Esse movimento deve ganhar força também com a privatização das distribuidoras da Eletrobras.
Leilões devem ser mais fracos neste ano, refletindo a menor demanda das empresas, diz Nivalde de Castro
Para permitir a renovação das concessões de distribuição com vencimento de 2015 a 2017, a Aneel exigiu o cumprimento de uma série de indicadores financeiros e de qualidade ao longo de cinco anos depois da renovação. Se certas metas de qualidade não forem cumpridas, a Aneel deve restringir a distribuição de dividendos.
Se as metas periódicas não forem cumpridas por dois anos seguidos, ou no quinto depois da renovação ano, a concessionária pode perder a concessão. Com isso, abrirá espaço para a consolidação, uma vez que empresas em condição melhor podem ter interesse em expandir suas operações, avalia o Morgan Stanley.
Segundo Eduardo Haiama, diretor financeiro e de relações com investidores da Equatorial Energia, o movimento de consolidação deve acontecer, sendo reforçado pela provável privatização das demais distribuidoras da Eletrobras, além da Celg Distribuição (Celg D).
"Até porque o momento econômico favorece [a privatização e a consolidação]. O governo tem de focar no que é essencial. A venda da Celg D mostra isso", disse Haiama.
Os acionistas da Eletrobras iam deliberar sobre a privatização de todas suas distribuidoras em uma assembleia marcada para 28 de dezembro, mas o controlador - o governo federal - tirou da pauta do dia a discussão sobre as distribuidoras, exceto a Celg D. Com isso, foi aprovada apenas a venda das ações da distribuidora de Goiás.
A Equatorial Energia mantém o interesse em participar do leilão de privatização da Celg D, mas ainda precisa analisar os números da companhia e as condições do negócio, disse Haiama. "Interesse, nós temos. Sempre falamos isso", afirmou ele.
A CPFL Energia também já declarou ter interesse na distribuidora, devido às possibilidades de ganho operacional e vantagens de sinergia. Segundo o Morgan Stanley, a CPFL é a concessionária melhor posicionada para expandir suas operações com a consolidação que deve resultar das concessões que serão renovadas, por ser considerada "um agente eficiente".
Das 41 concessões que estão expirando, 22 não atingiram as métricas de qualidade estabelecidas pela Aneel e muitas delas estão localizadas próximas das concessões da CPFL. Entre as concessões que podem interessar a CPFL, o Morgan Stanley indica algumas localizadas no interior de São Paulo e Minas Gerais e no Rio Grande do Sul, devido à possíveis sinergias.
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segunda-feira, 11 de janeiro de 2016
Mudança em leilão ajuda usinas prontas
Uma mudança na regra dos
leilões de geração de energia vai permitir que empreendimentos já
existentes vendam a energia descontratada no leilão A-5 que acontece no
fim de março, competindo com projetos novos. O Valor
apurou que a medida deve beneficiar a usina de Belo Monte, que poderá
vender a garantia física descontratada a preços melhores e livre do
risco hidrológico (medido pelo fator GSF, na sigla em inglês).
Além de beneficiar hidrelétricas em construção, como é o caso de Belo Monte, a medida deve ajudar a reduzir os preços negociados, uma vez que esses projetos não vão exigir a remuneração dos investimentos. Na contramão, projetos novos que poderiam garantir a expansão da matriz energética do país podem não ser contratados, por terem preços menos competitivos.
A possibilidade de comercialização de energia existente veio com a Lei 13.203 de 2015 (de conversão da MP 688). No leilão A-5 que será realizado em 31 de março serão aceitos empreendimentos existentes, desde que não tenham entrado em operação antes de 31 de março de 2015. Os contratos passarão a valer em 1º de janeiro de 2021.
A mudança é criticada por empresários com projetos novos, que poderiam expandir a capacidade instalada
Além de Belo Monte, podem participar outros projetos, como São Manoel, Santo Antônio, Cachoeira Caldeirão e Teles Pires, desde que tenham energia descontratada a partir de 2021.
"Não se está preocupado com o consumidor, em aumentar a concorrência e favorecer os consumidores. Na verdade, o objetivo é trazer garantia física de algumas usinas hidrelétricas que estejam descontratadas e operando no mercado livre, onde os preços caíram, via PLD, dando a elas um contrato de longo prazo e sem risco de GSF", afirmou um especialista do mercado elétrico.
Os preços do mercado de curto prazo caíram significativamente nos últimos meses, refletindo a melhora do cenário hidrológico. Na contramão, os leilões de geração destinados ao mercado cativo (das distribuidoras) tiveram uma melhora dos preços máximos, devido ao aumento dos custos dos investimentos e às maiores dificuldades na captação de recursos.
Além de possibilitarem preços mais atrativos e de longo prazo, com 30 anos de duração para hidrelétricas, os contratos serão livres do risco do GSF, diferentemente do cenário em que os empreendimentos foram originalmente licitados. Nos leilões anteriores à mudança na lei, o risco do GSF ficava com o investidor, que deixava descontratado um volume da ordem de 5% de garantia física, para evitar a exposição ao mercado de curto prazo, caso a usina gerasse a menos do que o previsto em contrato.
Para outro especialista do setor que também não quis ser identificado, a possível participação de Belo Monte no leilão, assim como a de outros empreendimentos, deve ajudar a pressionar os preços de energia. No entanto, segundo ele, talvez um dos objetivos (da mudança na lei) tenha sido, de fato, dar uma solução para a viabilidade comercial dessas usinas.
"Basicamente, quem se encaixa nesse quadro é Belo Monte, que provavelmente vai aparecer para vender a parcela não vendida no leilão", disse João Carlos Mello, presidente da Thymos Energia. Ele estima que a usina tenha aproximadamente 20% da sua garantia física destinada atualmente ao mercado livre. Considerando a garantia física total da hidrelétrica, de aproximadamente 4.500 megawatts (MW) médios, isso representaria 900 MW médios disponibilizados ao certame.
Esse montante, se totalmente contratado no leilão, já representaria mais da metade da demanda prevista por um especialista do setor, de 1.500 MW médios.
"Vão colocar energia das hidrelétricas [de projetos] quase finalizados no leilão, então há uma tendência de redução dos preços", afirmou Mello. Segundo ele, nos últimos leilões, os preços ficaram muito elevados, criando um problema. "Do ponto de vista do sistema, me parece que o Ministério de Minas e Energia pensou isso bem, colocando energia mais barata na competição", completou o especialista da Thymos.
A mudança, no entanto, é vista negativamente por empresários com projetos novos, que possibilitariam a expansão da capacidade instalada no país. "Como se pode permitir uma energia existente entrar no leilão? Como eu vou competir com uma energia já em operação, que não exige capex ou gastos?", questionou um executivo do setor termelétrico.
O edital do leilão ainda está em audiência pública na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e não foram definidos os preços ou demais condições para a participação.
Na sexta-feira, terminou o prazo para cadastramento dos empreendimentos existentes no leilão. A lista dos interessados pode ser divulgada ainda hoje. Até o momento, há 1.055 projetos inscritos, com 47.618 megawatts (MW) de potência.
Também seriam disponibilizadas hoje ao público as contribuições dos agentes do setor à audiência pública na Aneel. Mas a data foi postergada para 25 de janeiro.
Leia mais em: http://www.valor.com.br/empresas/4385272/mudanca-em-leilao-ajuda-usinas-prontas
Além de beneficiar hidrelétricas em construção, como é o caso de Belo Monte, a medida deve ajudar a reduzir os preços negociados, uma vez que esses projetos não vão exigir a remuneração dos investimentos. Na contramão, projetos novos que poderiam garantir a expansão da matriz energética do país podem não ser contratados, por terem preços menos competitivos.
A possibilidade de comercialização de energia existente veio com a Lei 13.203 de 2015 (de conversão da MP 688). No leilão A-5 que será realizado em 31 de março serão aceitos empreendimentos existentes, desde que não tenham entrado em operação antes de 31 de março de 2015. Os contratos passarão a valer em 1º de janeiro de 2021.
A mudança é criticada por empresários com projetos novos, que poderiam expandir a capacidade instalada
Além de Belo Monte, podem participar outros projetos, como São Manoel, Santo Antônio, Cachoeira Caldeirão e Teles Pires, desde que tenham energia descontratada a partir de 2021.
"Não se está preocupado com o consumidor, em aumentar a concorrência e favorecer os consumidores. Na verdade, o objetivo é trazer garantia física de algumas usinas hidrelétricas que estejam descontratadas e operando no mercado livre, onde os preços caíram, via PLD, dando a elas um contrato de longo prazo e sem risco de GSF", afirmou um especialista do mercado elétrico.
Os preços do mercado de curto prazo caíram significativamente nos últimos meses, refletindo a melhora do cenário hidrológico. Na contramão, os leilões de geração destinados ao mercado cativo (das distribuidoras) tiveram uma melhora dos preços máximos, devido ao aumento dos custos dos investimentos e às maiores dificuldades na captação de recursos.
Além de possibilitarem preços mais atrativos e de longo prazo, com 30 anos de duração para hidrelétricas, os contratos serão livres do risco do GSF, diferentemente do cenário em que os empreendimentos foram originalmente licitados. Nos leilões anteriores à mudança na lei, o risco do GSF ficava com o investidor, que deixava descontratado um volume da ordem de 5% de garantia física, para evitar a exposição ao mercado de curto prazo, caso a usina gerasse a menos do que o previsto em contrato.
Para outro especialista do setor que também não quis ser identificado, a possível participação de Belo Monte no leilão, assim como a de outros empreendimentos, deve ajudar a pressionar os preços de energia. No entanto, segundo ele, talvez um dos objetivos (da mudança na lei) tenha sido, de fato, dar uma solução para a viabilidade comercial dessas usinas.
"Basicamente, quem se encaixa nesse quadro é Belo Monte, que provavelmente vai aparecer para vender a parcela não vendida no leilão", disse João Carlos Mello, presidente da Thymos Energia. Ele estima que a usina tenha aproximadamente 20% da sua garantia física destinada atualmente ao mercado livre. Considerando a garantia física total da hidrelétrica, de aproximadamente 4.500 megawatts (MW) médios, isso representaria 900 MW médios disponibilizados ao certame.
Esse montante, se totalmente contratado no leilão, já representaria mais da metade da demanda prevista por um especialista do setor, de 1.500 MW médios.
"Vão colocar energia das hidrelétricas [de projetos] quase finalizados no leilão, então há uma tendência de redução dos preços", afirmou Mello. Segundo ele, nos últimos leilões, os preços ficaram muito elevados, criando um problema. "Do ponto de vista do sistema, me parece que o Ministério de Minas e Energia pensou isso bem, colocando energia mais barata na competição", completou o especialista da Thymos.
A mudança, no entanto, é vista negativamente por empresários com projetos novos, que possibilitariam a expansão da capacidade instalada no país. "Como se pode permitir uma energia existente entrar no leilão? Como eu vou competir com uma energia já em operação, que não exige capex ou gastos?", questionou um executivo do setor termelétrico.
O edital do leilão ainda está em audiência pública na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e não foram definidos os preços ou demais condições para a participação.
Na sexta-feira, terminou o prazo para cadastramento dos empreendimentos existentes no leilão. A lista dos interessados pode ser divulgada ainda hoje. Até o momento, há 1.055 projetos inscritos, com 47.618 megawatts (MW) de potência.
Também seriam disponibilizadas hoje ao público as contribuições dos agentes do setor à audiência pública na Aneel. Mas a data foi postergada para 25 de janeiro.
Leia mais em: http://www.valor.com.br/empresas/4385272/mudanca-em-leilao-ajuda-usinas-prontas
sexta-feira, 8 de janeiro de 2016
Montadoras apostam em produção estável
A desvalorização cambial, fortalecendo as montadoras nacionais na briga com a concorrência internacional tanto em casa quanto no exterior, poderá dar estabilidade à produção de veículos, a despeito da tendência de mais queda da demanda por automóveis no país em 2016.
Pelo menos, essa é a tendência indicada pelas previsões que apontam para baixa de 7,5% do mercado interno, mas alta de 0,5% da produção, anunciadas ontem pela Anfavea, a entidade que representa a indústria de veículos.
A diferença é que, apesar da retração aguardada no consumo, a associação aposta num crescimento de 8,1% das exportações, junto com um movimento de substituição de carros importados por nacionais - nesse caso, como reflexo não apenas do câmbio, mas também do início da produção local de modelos que vinham do exterior.
Nas contas da Anfavea, a participação dos importados sobre o total de veículos comprados no Brasil deve cair dos 16,1%, do ano passado, para 15% em 2016.
Já as exportações devem dar continuidade à recuperação que vem sendo puxada pela retomada das vendas à Argentina, principal destino dos carros exportados no Brasil, somada à demanda crescente em mercados clientes do país como México, África do Sul, Chile e Peru. Em 2015, os embarques, de 417 mil veículos, cresceram 24,8%, graças, sobretudo ao aumento dos fluxos a esses destinos.
Com isso, o setor pode terminar este ano mostrando uma situação pouco comum, em que a produção, estimada em 2,44 milhões de veículos, supera o mercado doméstico, de 2,38 milhões de unidades, algo que não acontece desde 2008.
Isso não significa, contudo, que as montadoras vão encerrar o ciclo de demissões iniciado em novembro de 2013 e que já levou ao corte de quase 30 mil postos de trabalho. Ontem, ao anunciar o balanço final da indústria automobilística em 2015, o presidente da Anfavea, Luiz Moan, disse que o excesso de mão de obra persiste nas fábricas, lembrando que, embora a produção tenha regredido a níveis de 2006, as montadoras continuam segurando o mesmo contingente de trabalhadores de 2010, quando produziam quase 40% a mais.
Fabricantes como a General Motors (GM) mantêm operários afastados em esquema de "layoff" (suspensão de contratos), ao passo que outras, casos de Volkswagen, Ford, MAN e Mercedes-Benz, reduzem as jornadas de trabalho em 20% mediante a adesão ao programa de proteção ao emprego, o PPE. No total, 40,7 mil funcionários estão envolvidos nessas duas ferramentas de restrição de trabalho.
Só em dezembro, mês de início das férias coletivas de fim de ano - dessa vez, mais longas do que o normal -, a fabricação de veículos foi a mais fraca em sete anos. Isso permitiu uma redução expressiva dos estoques encalhados nos pátios das fábricas e das concessionárias: de um giro de 42 dias, em novembro, para 36 dias.
Ainda assim, ao menos nos primeiros meses de 2016, os esforços de ajuste dos estoques devem prosseguir com o objetivo de normalizar o encalhe para um giro mais próximo de 30 dias.
Conforme o levantamento da Anfavea, a produção das montadoras fechou 2015 com queda de 22,8% em relação ao volume de veículos fabricados no ano retrasado, entre carros de passeio, utilitários leves, como picapes, caminhões e ônibus.
No total, 2,43 milhões de unidades saíram das linhas de montagem. Se considerado o último dado da Anfavea sobre a capacidade instalada do parque - estimada em 4,5 milhões de veículos, mas em revisão pela associação - esse total corresponde a uma ociosidade de 46% nas fábricas.
Na avaliação de Moan, o setor enfrenta uma crise sem precedentes. Houve períodos, principalmente na década de 80, de maior tombo nas vendas, mas o cenário em que a instabilidade política contamina a economia é inédito, disse. "Já tivemos quedas superiores, mas não com essa conjugação de fatores". afirmou o executivo.
A comercialização de veículos novos no Brasil recuou 26,6% em 2015, a queda mais acentuada em 28 anos. Os brasileiros compraram 2,57 milhões de unidades, um retrocesso de oito anos em termos de volume. Só no segmento de automóveis de passeio e utilitários leves, as vendas encolheram 25,6%. Num reflexo da menor atividade econômica, as entregas de caminhões caíram quase pela metade: 47,7%.
Segundo Moan, a expectativa de queda de 7,5% dos emplacamentos neste ano é conservadora e se baseia na manutenção do ritmo diário do mercado no terceiro trimestre de 2015, considerado o "fundo do poço". Nas previsões da Fenabrave, que representa as concessionárias, o mercado tende a chegar em dezembro com queda acumulada de 5,8%. Em ambos os casos, o volume teria um retrocesso de uma década.
Leia mais em: http://www.valor.com.br/
Pelo menos, essa é a tendência indicada pelas previsões que apontam para baixa de 7,5% do mercado interno, mas alta de 0,5% da produção, anunciadas ontem pela Anfavea, a entidade que representa a indústria de veículos.
A diferença é que, apesar da retração aguardada no consumo, a associação aposta num crescimento de 8,1% das exportações, junto com um movimento de substituição de carros importados por nacionais - nesse caso, como reflexo não apenas do câmbio, mas também do início da produção local de modelos que vinham do exterior.
Nas contas da Anfavea, a participação dos importados sobre o total de veículos comprados no Brasil deve cair dos 16,1%, do ano passado, para 15% em 2016.
Já as exportações devem dar continuidade à recuperação que vem sendo puxada pela retomada das vendas à Argentina, principal destino dos carros exportados no Brasil, somada à demanda crescente em mercados clientes do país como México, África do Sul, Chile e Peru. Em 2015, os embarques, de 417 mil veículos, cresceram 24,8%, graças, sobretudo ao aumento dos fluxos a esses destinos.
Com isso, o setor pode terminar este ano mostrando uma situação pouco comum, em que a produção, estimada em 2,44 milhões de veículos, supera o mercado doméstico, de 2,38 milhões de unidades, algo que não acontece desde 2008.
Isso não significa, contudo, que as montadoras vão encerrar o ciclo de demissões iniciado em novembro de 2013 e que já levou ao corte de quase 30 mil postos de trabalho. Ontem, ao anunciar o balanço final da indústria automobilística em 2015, o presidente da Anfavea, Luiz Moan, disse que o excesso de mão de obra persiste nas fábricas, lembrando que, embora a produção tenha regredido a níveis de 2006, as montadoras continuam segurando o mesmo contingente de trabalhadores de 2010, quando produziam quase 40% a mais.
Fabricantes como a General Motors (GM) mantêm operários afastados em esquema de "layoff" (suspensão de contratos), ao passo que outras, casos de Volkswagen, Ford, MAN e Mercedes-Benz, reduzem as jornadas de trabalho em 20% mediante a adesão ao programa de proteção ao emprego, o PPE. No total, 40,7 mil funcionários estão envolvidos nessas duas ferramentas de restrição de trabalho.
Só em dezembro, mês de início das férias coletivas de fim de ano - dessa vez, mais longas do que o normal -, a fabricação de veículos foi a mais fraca em sete anos. Isso permitiu uma redução expressiva dos estoques encalhados nos pátios das fábricas e das concessionárias: de um giro de 42 dias, em novembro, para 36 dias.
Ainda assim, ao menos nos primeiros meses de 2016, os esforços de ajuste dos estoques devem prosseguir com o objetivo de normalizar o encalhe para um giro mais próximo de 30 dias.
Conforme o levantamento da Anfavea, a produção das montadoras fechou 2015 com queda de 22,8% em relação ao volume de veículos fabricados no ano retrasado, entre carros de passeio, utilitários leves, como picapes, caminhões e ônibus.
No total, 2,43 milhões de unidades saíram das linhas de montagem. Se considerado o último dado da Anfavea sobre a capacidade instalada do parque - estimada em 4,5 milhões de veículos, mas em revisão pela associação - esse total corresponde a uma ociosidade de 46% nas fábricas.
Na avaliação de Moan, o setor enfrenta uma crise sem precedentes. Houve períodos, principalmente na década de 80, de maior tombo nas vendas, mas o cenário em que a instabilidade política contamina a economia é inédito, disse. "Já tivemos quedas superiores, mas não com essa conjugação de fatores". afirmou o executivo.
A comercialização de veículos novos no Brasil recuou 26,6% em 2015, a queda mais acentuada em 28 anos. Os brasileiros compraram 2,57 milhões de unidades, um retrocesso de oito anos em termos de volume. Só no segmento de automóveis de passeio e utilitários leves, as vendas encolheram 25,6%. Num reflexo da menor atividade econômica, as entregas de caminhões caíram quase pela metade: 47,7%.
Segundo Moan, a expectativa de queda de 7,5% dos emplacamentos neste ano é conservadora e se baseia na manutenção do ritmo diário do mercado no terceiro trimestre de 2015, considerado o "fundo do poço". Nas previsões da Fenabrave, que representa as concessionárias, o mercado tende a chegar em dezembro com queda acumulada de 5,8%. Em ambos os casos, o volume teria um retrocesso de uma década.
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quarta-feira, 6 de janeiro de 2016
Three Gorges vai focar em "geração limpa" no Brasil
A chinesa Three Gorges assinou ontem o contrato de concessão das hidrelétricas Jupiá e Ilha Solteira, adquiridas no leilão de 29 usinas antigas realizado no dia 25 de novembro. As duas usinas são operadas atualmente pela Cesp, no rio Paraná. Os empreendimentos têm a capacidade de geração de 4,9 mil megawatts (MW).
"Estamos há apenas dois anos no Brasil, mas com nossa equipe formada e com presença em dez Estados. Nosso interesse no país é trabalhar com energia limpa para contribuir com a sociedade", disse o presidente do conselho de administração da chinesa, Lu Chun.
A estatal chinesa desembolsará R$ 13,8 bilhões pelo bônus de outorga das duas usinas. "Cumpriremos todas as cláusulas do contrato de concessão. Somos uma empresa de responsabilidade que trabalha para contribuir com a sociedade", disse Chun.
A companhia opera a maior hidrelétrica do mundo, a Três Gargantas. A megausina está localizada na China, com 22 Gigawatts (GW) de capacidade instalada.
"Estamos consolidando uma grande parceria que fortalecerá o mercado brasileiro", disse o ministro-interino de Minas e Energia, Luiz Eduardo Barata, durante o evento de assinatura.
As 29 usinas negociadas no leilão renderão R$ 17 bilhões aos cofres do governo federal, sendo que R$ 11 bilhões (65%) foram pagos antes da assinatura dos contratos. Os R$ 6 bilhões (35%) restantes de bônus de outorga devem ser pagos no prazo de 180 dias após assinatura. Barata admitiu que uma das vantagens do novo modelo de leilão foi ter garantido o aumento da arrecadação do governo federal no momento em que a equipe econômica realiza o ajuste fiscal.
O novo prazo de concessão das hidrelétricas é de 30 anos. As usinas somam 6 mil MW de potência instalada. A partir de 2017, 30% da energia produzida poderão ser negociados no mercado livre. O montante de 70% continuará sendo destinado ao mercado das distribuidoras.
Os contratos foram assinados por Barata e os representantes das empresas. No início da tarde, o ministério assinou os contratos das demais usinas com a Celg, Copel, Enel Green Power Brasil, Celesc e Cemig.
Ainda durante o evento de assinatura dos contratos, Barata afirmou que os lotes de transmissão não comercializados nos últimos três leilões serão oferecidos aos poucos ao longo de 2016. Ele afirmou que nova estratégia deve aumentar a atratividade dos projetos. Desde as frustrações dos últimos leilões, o governo começou a rever as estratégias de venda dos lotes de linhas de transmissão.
Leia mais em: http://www.valor.com.br/empresas/4379532/three-gorges-vai-focar-em-geracao-limpa-no-brasil
"Estamos há apenas dois anos no Brasil, mas com nossa equipe formada e com presença em dez Estados. Nosso interesse no país é trabalhar com energia limpa para contribuir com a sociedade", disse o presidente do conselho de administração da chinesa, Lu Chun.
A estatal chinesa desembolsará R$ 13,8 bilhões pelo bônus de outorga das duas usinas. "Cumpriremos todas as cláusulas do contrato de concessão. Somos uma empresa de responsabilidade que trabalha para contribuir com a sociedade", disse Chun.
A companhia opera a maior hidrelétrica do mundo, a Três Gargantas. A megausina está localizada na China, com 22 Gigawatts (GW) de capacidade instalada.
"Estamos consolidando uma grande parceria que fortalecerá o mercado brasileiro", disse o ministro-interino de Minas e Energia, Luiz Eduardo Barata, durante o evento de assinatura.
As 29 usinas negociadas no leilão renderão R$ 17 bilhões aos cofres do governo federal, sendo que R$ 11 bilhões (65%) foram pagos antes da assinatura dos contratos. Os R$ 6 bilhões (35%) restantes de bônus de outorga devem ser pagos no prazo de 180 dias após assinatura. Barata admitiu que uma das vantagens do novo modelo de leilão foi ter garantido o aumento da arrecadação do governo federal no momento em que a equipe econômica realiza o ajuste fiscal.
O novo prazo de concessão das hidrelétricas é de 30 anos. As usinas somam 6 mil MW de potência instalada. A partir de 2017, 30% da energia produzida poderão ser negociados no mercado livre. O montante de 70% continuará sendo destinado ao mercado das distribuidoras.
Os contratos foram assinados por Barata e os representantes das empresas. No início da tarde, o ministério assinou os contratos das demais usinas com a Celg, Copel, Enel Green Power Brasil, Celesc e Cemig.
Ainda durante o evento de assinatura dos contratos, Barata afirmou que os lotes de transmissão não comercializados nos últimos três leilões serão oferecidos aos poucos ao longo de 2016. Ele afirmou que nova estratégia deve aumentar a atratividade dos projetos. Desde as frustrações dos últimos leilões, o governo começou a rever as estratégias de venda dos lotes de linhas de transmissão.
Leia mais em: http://www.valor.com.br/empresas/4379532/three-gorges-vai-focar-em-geracao-limpa-no-brasil
terça-feira, 5 de janeiro de 2016
Aneel prevê operação de Angra 3 só em 2020
A construção da terceira usina
nuclear brasileira vive seu pior momento desde quando o projeto foi
retomado, por decisão do governo, em 2007. Com as obras paralisadas
desde setembro de 2015, por falta de recursos para o pagamento dos
contratos de construção civil e de montagem eletromecânica, a usina de
Angra 3 teve o início de operação adiado para julho de 2020, de acordo
com o último relatório de fiscalização da Agência Nacional de Energia
Elétrica (Aneel).
O cenário traçado pela autarquia é mais pessimista do que o previsto pelo próprio governo, no Plano Decenal de Energia (PDE) 2024, aprovado no fim do ano passado, que estimava o início de operação da térmica para janeiro de 2019. A data contratual firmada pela Eletronuclear, dona do empreendimento, com a agência, para o início de operação da termonuclear era justamente 1º de janeiro de 2016.
Ao Valor, a Eletronuclear admitiu que a suspensão temporária de todos os contratos relativos ao projeto pode impactar o cronograma, cuja conclusão está prevista pela empresa para maio de 2019.
"A suspensão das atividades de construção pela Eletronuclear foi decorrente da falta de recursos financeiros próprios pela Eletronuclear, por não dispor de recursos a serem disponibilizados como contrapartida ao financiamento concedido pelo BNDES. Não há previsão de retomada até que se resolva a equação financeira do empreendimento", afirmou a estatal, em nota, ao Valor.
"O reajuste tarifário [da energia das usinas de Angra 1 e 2 para este ano, definido no fim de 2015 pela Aneel] não atendeu às necessidades da Eletronuclear", disse uma fonte a par do assunto. "Se voltar o dinheiro, você acha uma solução para Angra 3", completou.
O problema, segundo ela, é que, com as obras interrompidas, a situação financeira delicada do projeto, e da própria estatal, é agravada pelo aumento dos custos de manutenção dos equipamentos. A fonte lembra que, antes da decisão do governo de retomar a implantação de Angra 3, a Eletronuclear desembolsava US$ 20 milhões por ano em manutenção e armazenamento dos equipamentos especiais adquiridos no passado.
Segundo a Eletronuclear, já foram investidos R$ 5,3 bilhões referentes ao custos diretos acumulados de Angra 3, que terá 1,4 mil megawatts (MW) de potência. O montante representa 31% do total orçado para o projeto, de cerca de R$ 17 bilhões, em valor atualizado a junho de 2015.
Até setembro, quando a construção foi paralisada, o índice de conclusão das obras civis da usina era de 67,1%. Já o progresso físico global do empreendimento era de 58,4%.
Outra dor de cabeça para a estatal é o contrato de montagem eletromecânica. O Valor apurou que o consórcio Angramon, responsável pelo serviço, acionou a Justiça para garantir a rescisão do contrato. Formado por sete empresas, o consórcio chegou a solicitar diretamente à Eletronuclear o rompimento amigável do contrato, devido ao atraso nos pagamentos pelo serviço. A subsidiária da Eletrobras, porém, recusou o pedido, o que obrigou o Angramon a procurar a Justiça.
A Eletronuclear informou que o contrato será terminado. "O modelo para continuidade da montagem eletromecânica está ainda em fase de análise e discussão."
Segundo uma fonte do setor, porém, diante do impasse judicial, é pouco provável que o consórcio retome a montagem eletromecânica da usina. Ainda de acordo com ela, as empresas não recebiam pelo serviço desde março de 2015.
Uma das integrantes do Angramon, a Empresa Brasileira de Engenharia (EBE), manifestou o interesse em manter o contrato, da ordem de R$ 3 bilhões, mesmo com a desistência dos parceiros. Caso a Eletronuclear não concorde com a proposta da EBE, tudo indica que será necessária uma nova licitação para a contratação do serviço, o que pode atrasar ainda mais a conclusão de Angra 3. Outra dificuldade será encontrar construtoras aptas para o negócio, já que a maioria das companhias de grande porte do setor integram o Angramon.
O cenário traçado pela autarquia é mais pessimista do que o previsto pelo próprio governo, no Plano Decenal de Energia (PDE) 2024, aprovado no fim do ano passado, que estimava o início de operação da térmica para janeiro de 2019. A data contratual firmada pela Eletronuclear, dona do empreendimento, com a agência, para o início de operação da termonuclear era justamente 1º de janeiro de 2016.
Ao Valor, a Eletronuclear admitiu que a suspensão temporária de todos os contratos relativos ao projeto pode impactar o cronograma, cuja conclusão está prevista pela empresa para maio de 2019.
"A suspensão das atividades de construção pela Eletronuclear foi decorrente da falta de recursos financeiros próprios pela Eletronuclear, por não dispor de recursos a serem disponibilizados como contrapartida ao financiamento concedido pelo BNDES. Não há previsão de retomada até que se resolva a equação financeira do empreendimento", afirmou a estatal, em nota, ao Valor.
"O reajuste tarifário [da energia das usinas de Angra 1 e 2 para este ano, definido no fim de 2015 pela Aneel] não atendeu às necessidades da Eletronuclear", disse uma fonte a par do assunto. "Se voltar o dinheiro, você acha uma solução para Angra 3", completou.
O problema, segundo ela, é que, com as obras interrompidas, a situação financeira delicada do projeto, e da própria estatal, é agravada pelo aumento dos custos de manutenção dos equipamentos. A fonte lembra que, antes da decisão do governo de retomar a implantação de Angra 3, a Eletronuclear desembolsava US$ 20 milhões por ano em manutenção e armazenamento dos equipamentos especiais adquiridos no passado.
Segundo a Eletronuclear, já foram investidos R$ 5,3 bilhões referentes ao custos diretos acumulados de Angra 3, que terá 1,4 mil megawatts (MW) de potência. O montante representa 31% do total orçado para o projeto, de cerca de R$ 17 bilhões, em valor atualizado a junho de 2015.
Até setembro, quando a construção foi paralisada, o índice de conclusão das obras civis da usina era de 67,1%. Já o progresso físico global do empreendimento era de 58,4%.
Outra dor de cabeça para a estatal é o contrato de montagem eletromecânica. O Valor apurou que o consórcio Angramon, responsável pelo serviço, acionou a Justiça para garantir a rescisão do contrato. Formado por sete empresas, o consórcio chegou a solicitar diretamente à Eletronuclear o rompimento amigável do contrato, devido ao atraso nos pagamentos pelo serviço. A subsidiária da Eletrobras, porém, recusou o pedido, o que obrigou o Angramon a procurar a Justiça.
A Eletronuclear informou que o contrato será terminado. "O modelo para continuidade da montagem eletromecânica está ainda em fase de análise e discussão."
Segundo uma fonte do setor, porém, diante do impasse judicial, é pouco provável que o consórcio retome a montagem eletromecânica da usina. Ainda de acordo com ela, as empresas não recebiam pelo serviço desde março de 2015.
Uma das integrantes do Angramon, a Empresa Brasileira de Engenharia (EBE), manifestou o interesse em manter o contrato, da ordem de R$ 3 bilhões, mesmo com a desistência dos parceiros. Caso a Eletronuclear não concorde com a proposta da EBE, tudo indica que será necessária uma nova licitação para a contratação do serviço, o que pode atrasar ainda mais a conclusão de Angra 3. Outra dificuldade será encontrar construtoras aptas para o negócio, já que a maioria das companhias de grande porte do setor integram o Angramon.
Leia mais em: http://www.valor.com.br/empresas/4377586/aneel-preve-operacao-de-angra-3-so-em-2020
segunda-feira, 4 de janeiro de 2016
Usinas hidrelétricas aderem à repactuação do risco hidrológico
As geradoras hidrelétricas estão solicitando à Agência Nacional de
Energia Elétrica (Aneel) a adesão à repactuação do risco hidrológico
(medido pelo fator GSF, na sigla em inglês) para os contratos no mercado
cativo, movimento que, se mantido, deve permitir o destravamento do
mercado de curto prazo a partir de 15 de janeiro, quando termina o prazo
final para os acordos e a desistência das liminares.
Até o fim de dezembro, se manifestaram favoravelmente à adesão à repactuação do GSF as empresas Copel, Tractebel, Neoenergia, EDP Energias do Brasil e CPFL, entre outras. A adesão é feita caso a caso, para cada hidrelétrica ou pequena central hidrelétrica (PCH), e as companhias estão fechando acordos apenas para alguns ativos.
É o caso da Copel, que solicitou à Aneel a repactuação para contratos apenas no mercado cativo, para usinas que somam 327,8 megawatts (MW) médios, ou 16,6% da sua garantia física.
Companhias como Copel, Tractebel e Energias do Brasil já aderiram com contratos do mercado regulado
Também solicitaram à adesão à Aneel da CPFL Renováveis e a Brookfield Energia Renovável, que controlam PCHs.
Mesmo se não incluírem todas suas hidrelétricas no acordo, as companhias precisarão abrir mão das liminares usadas para protegê-las do prejuízo causado pelo GSF. Se o movimento de adesão continuar até o fim do prazo, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) poderá retomar as liquidações do mercado de curto prazo, suspensas desde a operação de setembro.
Pela regra, os geradores poderão optar entre três classes de produtos, transferindo ao consumidor de 0% a 11% do risco hidrológico, mediante o pagamento de um prêmio de risco. No mercado livre, a proposta foi considerada desfavorável, pois exigir a contratação de 5% a 11% da garantia física dos geradores em energia de reserva.
As geradoras estão repactuando os contratos de fornecimento de energia no mercado cativo, e não os de fornecimento no mercado livre. Mesmo assim, será necessário desistir das liminares.
A AES Tietê é um exemplo de quem não vai aderir à proposta por não considerar os termos atraentes no mercado livre. Segundo a companhia, a adesão para os contratos do mercado livre só seria interessante financeiramente em um cenário em que o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD, referência no mercado de curto prazo) ficasse em aproximadamente R$ 300 por megawatt-hora (MWh) entre 2016 e 2018. A adesão só resultaria em um valor presente líquido (VPL) nulo com esse cenário para o mercado livre.
A solução para a questão do GSF se arrastou por todo o segundo semestre de 2015, desde que o Ministério de Minas e Energia (MME) anunciou a Medida Provisória (MP) 688, que tratou não apenas da repactuação do risco hidrológico como também criou as condições para a cobrança da bonificação pela outorga no leilão de relicitação de hidrelétricas realizado em novembro.
Inicialmente, a ideia era dar às geradoras até o início de dezembro para manifestarem a adesão à repactuação. Haveria um prazo adicional até 14 de dezembro para a desistência das liminares. No entanto, a MP, que foi aprovada pelo Congresso em novembro, só foi sancionada pela presidente Dilma Rousseff no dia 8 de dezembro, arrastando o problema para este ano. Devido ao prazo apertado, foi necessário dar até janeiro para que as empresas discutissem e aderissem à proposta.
Enquanto isso, o mercado de curto prazo de energia ficou paralisado, pois o grande número de liminares limitando o GSF impediu que a CCEE recolhesse os créditos necessários para pagar todos os geradores com posição credora.
Apenas na liquidação de setembro, que aconteceria no começo de novembro, a CCEE contabilizou R$ 4,2 bilhões em créditos. Devido à inadimplência causada pelas liminares que limitam o GSF, porém, a câmara só recebeu R$ 1,2 bilhão, o que a impediu de concluir o processo de pagamento. Desde então, a CCEE realizou o pagamento parcial dos créditos das associações que representam as termelétricas (Abraget) e as comercializadoras (Abraceel), cumprindo decisões judiciais, mas manteve as liquidações seguintes paralisadas.
Leia mais em: http://www.valor.com.br/empresas/4375916/usinas-hidreletricas-aderem-repactuacao-do-risco-hidrologico
Até o fim de dezembro, se manifestaram favoravelmente à adesão à repactuação do GSF as empresas Copel, Tractebel, Neoenergia, EDP Energias do Brasil e CPFL, entre outras. A adesão é feita caso a caso, para cada hidrelétrica ou pequena central hidrelétrica (PCH), e as companhias estão fechando acordos apenas para alguns ativos.
É o caso da Copel, que solicitou à Aneel a repactuação para contratos apenas no mercado cativo, para usinas que somam 327,8 megawatts (MW) médios, ou 16,6% da sua garantia física.
Companhias como Copel, Tractebel e Energias do Brasil já aderiram com contratos do mercado regulado
Também solicitaram à adesão à Aneel da CPFL Renováveis e a Brookfield Energia Renovável, que controlam PCHs.
Mesmo se não incluírem todas suas hidrelétricas no acordo, as companhias precisarão abrir mão das liminares usadas para protegê-las do prejuízo causado pelo GSF. Se o movimento de adesão continuar até o fim do prazo, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) poderá retomar as liquidações do mercado de curto prazo, suspensas desde a operação de setembro.
Pela regra, os geradores poderão optar entre três classes de produtos, transferindo ao consumidor de 0% a 11% do risco hidrológico, mediante o pagamento de um prêmio de risco. No mercado livre, a proposta foi considerada desfavorável, pois exigir a contratação de 5% a 11% da garantia física dos geradores em energia de reserva.
As geradoras estão repactuando os contratos de fornecimento de energia no mercado cativo, e não os de fornecimento no mercado livre. Mesmo assim, será necessário desistir das liminares.
A AES Tietê é um exemplo de quem não vai aderir à proposta por não considerar os termos atraentes no mercado livre. Segundo a companhia, a adesão para os contratos do mercado livre só seria interessante financeiramente em um cenário em que o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD, referência no mercado de curto prazo) ficasse em aproximadamente R$ 300 por megawatt-hora (MWh) entre 2016 e 2018. A adesão só resultaria em um valor presente líquido (VPL) nulo com esse cenário para o mercado livre.
A solução para a questão do GSF se arrastou por todo o segundo semestre de 2015, desde que o Ministério de Minas e Energia (MME) anunciou a Medida Provisória (MP) 688, que tratou não apenas da repactuação do risco hidrológico como também criou as condições para a cobrança da bonificação pela outorga no leilão de relicitação de hidrelétricas realizado em novembro.
Inicialmente, a ideia era dar às geradoras até o início de dezembro para manifestarem a adesão à repactuação. Haveria um prazo adicional até 14 de dezembro para a desistência das liminares. No entanto, a MP, que foi aprovada pelo Congresso em novembro, só foi sancionada pela presidente Dilma Rousseff no dia 8 de dezembro, arrastando o problema para este ano. Devido ao prazo apertado, foi necessário dar até janeiro para que as empresas discutissem e aderissem à proposta.
Enquanto isso, o mercado de curto prazo de energia ficou paralisado, pois o grande número de liminares limitando o GSF impediu que a CCEE recolhesse os créditos necessários para pagar todos os geradores com posição credora.
Apenas na liquidação de setembro, que aconteceria no começo de novembro, a CCEE contabilizou R$ 4,2 bilhões em créditos. Devido à inadimplência causada pelas liminares que limitam o GSF, porém, a câmara só recebeu R$ 1,2 bilhão, o que a impediu de concluir o processo de pagamento. Desde então, a CCEE realizou o pagamento parcial dos créditos das associações que representam as termelétricas (Abraget) e as comercializadoras (Abraceel), cumprindo decisões judiciais, mas manteve as liquidações seguintes paralisadas.
Leia mais em: http://www.valor.com.br/empresas/4375916/usinas-hidreletricas-aderem-repactuacao-do-risco-hidrologico
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