Para indústria, fim de descontos no fio vai evitar explosão da CDE em uma década

A retirada dos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão (Tust) e de Distribuição (Tusd), concedidos a usinas eólicas e a biomassa, é considerada positiva pela indústria, por limitar uma eventual explosão das despesas da Conta de Desenvolvimento Energético nos próximos dez anos. A emenda que prevê o fim do incentivo após cinco anos da entrada em operação de novos empreendimentos foi incluída de última hora no projeto de conversão da Medida Provisória 735 e recebeu críticas da Associação Brasileira de Energia Eólica.

“A CDE atingiu um patamar bastante elevado a partir da MP 579. E a gente tem projeções de consultores que mostram que as depesas podem dobrar entre 2017 e 2026”, afirma a  Coordenadora Técnica das áreas de Energia Elétrica, Gás Natural e Economia da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres, Camila Schoti. Nos dois últimos anos, a Abrace intensificou a mobilização dos grandes consumidores contra o aumento dos custos da CDE.

Um dos pontos defendidos pela associação é o fim dos subsídios cruzados entre consumidores, que fazem com que aqueles com carga maior paguem mais que os de menor porte. No orçamento da conta em 2016, os subsídios somam em torno de R$16 bilhões, dos quais R$ 7 bilhões são despesas da Conta de Consumo de Combustíveis.

Na opinião da coordenadora da Abrace, a emenda à MP 735 vai manter os ganhos de produtividade das fontes eólica e biomassa e não deve afetar a meta de longo prazo assumida pelo governo brasileiro, que pretende atingir 23% de renováveis na matriz elétrica até 2030, sem incluir usinas hidrelétricas. “Nosso entendimento é de que isso vai promover competição maior entre geradores e com isso, teremos preço de energia mais competitivo.”

Camila Schoti lembrou que o desconto atual vai continuar até o fim da outorga para as usinas em operação, e que as novas outorgas ainda terão cinco anos de Tust e Tusd reduzidas. Os descontos serão mantidos para pequenas centrais hidrelétricas e para as usinas solares, o que é criticado pela Abeeólica por gerar tratamento assimétrico entre as fontes complementares.

Os argumentos da Abrace são os mesmos usados pelo Ministério de Minas e Energia e pelo relator da MP, deputado José Carlos Aleluia (DEM-BA), para justificar a mudança. O MME disse em nota que a energia eólica continuará tendo sua participação reforçada nos leilões de energia para garantir a inserção da fonte a preços competitivos. A MP 735 foi aprovada na comissão especial do Congresso responsável pela matéria, e terá de passar pelos plenários da Câmara e do Senado até o dia 20, quando perderá a validade.


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Volume de informações geográficas fornecidas por distribuidoras dobrou com Módulo 10

Desde o início deste ano estão em vigor os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica que entre seus dez módulos apresenta o de nº 10, cuja aplicação visa especificamente a criação de um sistema de informação geográfico regulatório de nível nacional. Esse módulo reforçou a importância atribuída à informação geográfica pelo órgão regulador e praticamente dobrou o volume de informações que as concessionárias passaram a prestar. Entre os novos dados estão a informação da qualidade do serviço e indicadores gerenciais e que podem auxiliar na governança das concessionárias.

De acordo com o gerente de Energia da Imagem, Augusto Carvalho, a obrigatoriedade de prestação de informações sobre a rede por meio de mapas já existe por meio da Base de Dados Geográfica das Distribuidoras (BDGD); o módulo 10, segundo ele, reforça a importância dessas informações geográficas que as concessionárias têm o dever de apresentar.

Ele explicou que o modulo 10 trouxe três grandes alterações que mudaram qualitativamente precisão e a qualidade da informação do BDGD. Agora estão agrupados dados sobre a natureza administrativa das distribuidoras, estrutura física e ainda os indicadores de perdas regulatórias e dados de tráfego de energia na rede. Em sua opinião, é uma ferramenta útil para questões de governança das empresas, ainda mais em momento no qual a agência reguladora promete ser mais rigorosa com os indicadores das distribuidoras.

Carvalho explicou que o Módulo 10 traz uma característica importante dentro do processo de revisão tarifária das empresas. A Aneel considera apenas os ativos devidamente comprovados na base de ativos de uma determinada empresa. O módulo em questão consegue de forma horizontal fazer a conciliação desse ativos, uma atividade de elevado valor dentro de uma empresa, pois é esta que ação que ajuda no correto estabelecimento da base de remuneração.

A empresa, revelou Carvalho, prepara um módulo que atua na gestão regulatória para má gestão estratégica de ativos que traz uma análise e indicações de onde investir com mais retorno econômico com base nas informações da empresa. A meta, ressaltou o executivo da empresa de tecnologia é a de gerar valor para a concessionária. E, “por meio do Módulo 10, há uma importante fonte de dados para o planejamento da distribuidora”, acrescentou. E para 2017 outra ferramenta que utiliza os indicadores de qualidade das distribuidoras.

“Não temos trabalhado sozinhos nessa solução. Há uma parceria com concessionárias no seu desenvolvimento. No futuro poderá gerar informações importantes para a otimização da operação das empresas”, comentou o executivo. Atualmente, a Imagem atua em 16 concessionárias de distribuição em todas as regiões do país que somam cerca de 32 milhões de medidores.

 

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Abinee: produção do setor eletroetrônico cresce 2,6% em agosto

A produção industrial do setor eletroeletrônico cresceu 2,6% no mês de agosto de 2016 em relação ao mesmo mês do ano passado. Segundo dados da Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica, com base em informações do IBGE, esta foi a primeira vez, nos últimos 27 meses, que a produção da indústria eletroeletrônica apresentou crescimento na comparação ao igual mês do ano anterior. O crescimento em agosto foi puxado pela expansão de 7,1% da indústria elétrica, uma vez que a indústria eletrônica teve retração de 3,1%.

 

De acordo com o presidente da Abinee, Humberto Barbato, os números continuam a indicar sinais de reação. Segundo ele, ainda não se tem uma tendência de crescimento sólido e há oscilações, mas a esperança é que o pior momento tenha ficado para trás. Na comparação com julho, a produção industrial do setor eletroeletrônico recuou 1,5% com ajuste sazonal. O resultado interrompeu uma série de cinco resultados positivos consecutivos da produção do setor em relação ao mês imediatamente anterior. Entretanto, a retração da produção da indústria eletroeletrônica foi inferior à queda da indústria geral, que caiu 3,8%.

 

A queda acumulada na produção industrial do setor, de janeiro a agosto, alcançou 14,6% em relação ao mesmo período do ano passado. Neste período, a produção da indústria eletrônica recuou 22,8% e a da indústria elétrica, 8%. Nessa comparação, o mau desempenho permanece mais acentuado do que o da indústria geral, que caiu 8,2% e da indústria de transformação, que recuou 7,5%.

 

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Risco de déficit em 2016 continua zero, segundo CMSE

O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico manteve em 0% o risco de faltar energia em 2016 para atendimento às regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. A conclusão é baseada no Programa Mensal de Operação de outubro, e considera tanto o a série histórica de vazões quanto a projeção com base em 2 mil séries sintéticas.

Além da situação hidrológica, outra variável apontada pelo CMSE na avaliação do risco de deficit é a expansão do sistema. Dados divulgados pelo governo mostram que, em setembro, entraram em operação comercial 409,3 MW de capacidade de geração e 1.042 km de linhas de transmissão. No acumulado de janeiro a setembro, a capacidade instalada aumentou 7.350,5 MW, e os novos empreendimentos de transmissão da Rede Básica somaram 4.069 km.

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Ainda sobram dúvidas sobre caminho da aversão ao risco em 2017

A busca pela maior aderência entre o modelo e a realidade de operação do sistema ganhou na semana passada um cronograma de atualizações que era esperada pelo mercado. Contudo, ainda sobram dúvidas quanto aos caminhos que a elevação dos parâmetros de aversão ao risco seguirá no ano que vem. A opinião de agentes se divide entre elogios e críticas à decisão da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (Cpamp).

Na reunião de 23 de setembro, como adiantado pela Agência CanalEnergia, ficou decidido que a aversão ao risco de 2017 ficaria com a atualização dos parâmetros do CVaR e que esses passariam a valer a partir de maio de 2017. E ainda, nesse encontro ficou decidido que a Comissão iria propor a unificação entre os critérios de planejamento e operação, igualando as funções de custo de déficit com a utilização de um único patamar. Essa alteração valendo a partir de janeiro do próximo ano. Aprimoramentos que irão a consulta pública a partir de outubro. Ao mesmo tempo a nova metodologia que se avalia, a Superfície de Aversão ao Risco (SAR) será avaliada e, conforme o plano original, pode ser implantada apenas em 2018.

Apesar dessa perspectiva ter sido revelada com antecedência, ainda há incertezas quanto a operação do ano que vem, isso porque a dúvida que fica é: quais serão as propostas de ajuste de parâmetros que serão colocados para avaliação do mercado?

Na avaliação do sócio-diretor da Compass, Marcelo Parodi, a previsibilidade é importante para qualquer mercado. Segundo ele, os agentes precisam de prazos para realizar ajustes em suas posições contratuais. O executivo lembra que é preciso que se tenha prazos para os agentes se prepararem, principalmente no final do ano com a sazonalização de contratos ou a cobertura de posições no mercado, dependendo do segmento onde a empresa atua. “Mudar regras não tem problema desde que tenhamos previsibilidade e que seja comunicada com transparência e prazo coerente com as posições comerciais dos agentes”, avaliou.

Mesmo com essa indicação do Cpamp, a decisão não escapou de críticas. Uma delas é do presidente da Thymos Energia, João Carlos Mello, que considera deixar a definição dos novos parâmetros do CVaR muito tímida. Até porque, comentou o executivo, a alteração do alfa e lambda é relativamente simples quando comparado à adoção da SAR no modelo. Para ele, os três meses que temos para chegar a janeiro seriam suficientes para que o mercado pudesse discutir os indicadores e se preparar para sua adoção já em janeiro.

“Essa decisão foi tímida demais, o CVaR, apesar de não ser o ideal, tem uma necessidade de pelo menos começar a indicar o despacho térmico mais próximo da realidade a partir do primeiro mês do ano. Esse modelo não está respondendo bem ainda mais quando olhando para o Nordeste que está em situação preocupante”, comentou.  “A nossa preferência é pela SAR do ponto de vista técnico, desde que bem ajustada, e para isso precisa rodar, fazer testes, seria prematuro para 2017”, indicou.

Na avaliação do diretor da PSR, Bernardo Bezerra, essa decisão do Cpamp dá a indicação dessa previsibilidade e estabilidade em relação às metodologias que teremos no mercado em 2017 e 2018. Mas, ressaltou, o nível de incerteza foi retirado parcialmente, pois ainda ficou a dúvida acerca do aperto que será dado nos parâmetros. E isso ainda gera uma relativa redução da liquidez, pois ainda não se tem ideia de qual será o caminho dos preços para o ano que vem. O lado bom, lembrou, é que essa discussão é feita por meio de audiência pública, o que traz um processo participativo em parceria com o mercado.

Quanto à postergação da SAR ele se mostrou favorável. “A discussão acerca da superfície de aversão a risco é longa e profunda, apesar de ser da PSR, tem seus parâmetros e que precisa ser calibrados. Essa calibragem é mais fácil, mas precisa ser estudada e avaliada com os agentes, pois afeta toda a operação do setor”, comentou Bezerra. Contudo, ele alerta que mesmo classificando a sinalização de cronograma do Cpamp como positiva, a definição de alfa e lambda não pode demorar para ser oficializada. O prazo máximo, em sua opinião, seria no final de outubro ou início de novembro, para que o mercado ficasse em uma posição confortável para tomar suas decisões comerciais.

Essa questão da liquidez é notada pela BBCE. Segundo o presidente da empresa, que reúne 16 comercializadoras, Victor Kodja, a decisão do Cpamp não ajudou a alterar o cenário de baixa liquidez que ele relatou no mês passado. Segundo o executivo, a empresa estaria registrando os mais baixos volumes de negociação de sua história em setembro. E mesmo com a indicação do grupo em Brasília não ajudou a alterar o cenário, pois ainda há incertezas sobre os caminhos que serão seguidos.

Essa avaliação de que ainda não se sabe para onde o mercado irá é compartilhada pelo professor e ex-diretor da Aneel, Edvaldo Santana. Apesar disso, comentou, o melhor mesmo é deixar a aplicação dos novos parâmetros para maio do ano que vem. Como estamos próximos ao período úmido, o aumento do alfa, que hoje está em 50% e lambda a 25%, para, por exemplo, 55% e 30%, talvez apenas aumentasse os custos se fosse implementado agora. “Muito mais térmicas seriam acionadas, aumentando o PLD, mas como já estamos próximos ao período úmido, talvez representasse uma economia de dois pontos porcentuais de água nos reservatórios. Ou seja, muito custo por nada”, opinou.

Santana se mostra cético quanto à eficácia tanto de uma quanto outra modelagem de risco. Em sua opinião seriam apenas remendos. Na realidade, assim como já defendeu Mello, da Thymos Energia, o sinal devera ser o de propor um novo modelo de preços para o setor elétrico. “Mas, enquanto não temos a proposta faremos pequenos consertos”, apontou o acadêmico que finalizou ao dizer que autoridades do governo sabem qual deveria ser esse novo modelo, porém, o problema não passa apenas pela parte técnica e sim pela política.

 

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Manutenção das regras do BNDES para eólicas foi positiva, diz ABEEólica

A manutenção das regras de financiamento para empreendimentos eólicos divulgadas nesta segunda-feira, 3 de outubro, pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social foi considerada altamente positiva pela presidente-executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica, Élbia Gannoum. Segundo ela, embora houvesse certa apreensão do mercado sobre possíveis mudanças, a presidente do banco, Maria Silvia Marques, já vinha sinalizando que apoiaria o setor de renováveis.
De acordo com a executiva da associação, o fim do empréstimo-ponte também foi uma boa medida tomada pelo banco, já que ele se caracterizava por ser um processo demorado e que trazia um custo alto para os empreendedores do setor. O banco prometeu mais agilidade daqui para a frente no desembolso dos recursos. Essa rapidez nos desembolsos era um pleito do setor eólico que teve a promessa de ser prontamente atendido pela presidente do banco, uma vez que ela própria pretende dar mais rapidez ao banco.
Essa manutenção de regras vai manter a competitividade da fonte para o próximo leilão de eólicas que ainda será realizado este ano. "O financiamento é um dos fatores que explicam a competitividade da fonte. Se as condições forem mantidas, se percebe a manutenção da competitividade", avalia.
Mas se para as eólicas o anúncio do BNDES foi bom, não se pode dizer o mesmo para as térmicas a carvão. A decisão de não contemplar mais projetos da fonte não foi bem recebida pelo presidente da Associação Brasileira de Carvão Mineral, Fernando Luiz Zancan. Ele considerou que a decisão não está alinhada com a inspiração das políticas públicas, uma vez que o setor está discutindo com o governo um programa de modernização de usinas e de térmicas com baixo Custo Variável Unitário para dar mais garantia ao sistema. "Fica uma situação complicada para entender qual é o sinal econômico a ser dado aos investidores", avisa.
Zancan classifica a decisão como pior que a tomada no fim da última década, que dificultou o enquadramento dos projetos a carvão, mas ainda assim não os excluiu da carteira, como fez a atual. "Precisa haver uma decisão de política pública", afirma. Segundo ele, está sendo enviado um sinal que o país está banindo o carvão. Mesmo sem o banco, ele acredita que é possível viabilizar uma usina sem o banco, dando como exemplo os investidores chineses.
Questionando se é uma decisão do banco ou do governo, ele já pediu uma reunião com a presidência do BNDES, adiada devido ao período eleitoral. A Frente Parlamentar em Defesa do Carvão Mineral também deve reagir, uma vez que a decisão traz um forte impacto na região Sul do país. Para Bárbara Rubim, da campanha de Clima e energia do Greenpeace Brasil, o anúncio representa um importante sinal de que o país está entendendo a necessidade de diversificar e limpar a matriz elétrica brasileira. Ela espera que outras esferas do governo percebam excluam a fonte de todo o planejamento do setor.

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Eletrobras: momento é de buscar eficiência ao invés de crescimento

A Eletrobras ainda não tem a decisão sobre o plano de negócios para os próximos cinco anos mas já começa a ter uma ideia do caminho a ser trilhado pela companhia. A tendência aparente é de que a empresa deverá focar em eficiência e não em crescimento de capacidade. A prioridade da estatal é de ajustar a empresa e a sua situação financeira por meio de redução de custos e desmobilização de ativos no sentido de reduzir a alavancagem da companhia para menos da metade do que apresenta atualmente.
De acordo com o presidente da companhia, Wilson Ferreira Júnior, atualmente a alavancagem da Eletrobras está em um nível de 8,96 vezes a relação entre a divida líquida ante o ebitda. O normal para o setor, em uma companhia que tem ativos no perfil da Eletrobras, é de 4 vezes. “A nossa prioridade é ajustar o consolidado do grupo e as companhias todas estão em situação mais pressionada e devemos pensar em reduzir custos e, eventualmente, desmobilizar ativos não operacionais e operacionais do que pensar em crescer”, afirmou ele antes de sua participação do Exame Fórum, evento realizado em São Paulo.
“O momento atual é de focar em eficiência e disciplina financeira. No que diz respeito a investimentos deveremos adequar nosso apetite de acordo com a capacidade financeira até porque os recursos disponíveis no mercado para empresa com a nossa alavacangem são caros”, acrescentou.
O executivo da Eletrobras ainda não descartou a participação da empresa tanto no leilão de transmissão bem como no de geração futuros, inclusive na relicitação de usinas inseridas no PPI. Mas, destacou que não seria hora da Eletrobras pensar em crescimento e sim buscar eficiência para suas operações. Essa eficiência, comentou ele, passa pela redução de custos da empresa com corte de despesas, redução de mão de obra por meio de programas de incentivo à demissão voluntária e racionalidade de gastos, por exemplo, com a centralização das unidades administrativas, que, por exemplo, no Rio de Janeiro, estão espalhadas por seis diferentes prédios. A meta com isso é aumentar a produtividade da empresa que não apresente indicadores tão diferentes do setor privado, apesar de considerar que naturalmente, as estatais são menos eficientes que as suas pares privadas.
“Entendo que a empresa tem que levar sua alavancagem rapidamente para a casa de quatro vezes a relação entre a divida líquida e o ebitda, se será exato esse indicador, ou próximo a esse é um tipo de ajuste que estamos estudando e queremos uma empresa sustentável”, declarou ele. Ainda passa por essa medida a venda de ativos que será uma segunda fase desse reequilíbrio da nova Eletrobras. Mas, para definir o que será vendido além das distribuidoras a empresa precisará conhecer qual é a estrutura de capital que será desejado, quanto será possível de obter em ganhos com eficiência e aí verificar as oportunidades de vender ativos.
A base de cálculo que é levada em consideração é o resultado ebitda recorrente, que desconsidera eventos extraordinários como o reconhecimento das indenizações da RBSE no balanço da empresa. Seguindo esse conceito a empresa apresenta R$ 2 bilhões de resultado. E a primeira medida que deverá contribuir com o indicador é a venda da Celg-D, que ao preço mínimo renderia quase R$ 1 bilhão à estatal.
“A partir de quando soubermos a estrutura ótima de capital, a alavancagem e a nossa ambição em termos de eficiência operacional, é que poderemos ver qual o sentido de desmobilização de ativos”, concluiu.

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