A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) adiou para 8 de abril o prazo para as distribuidoras apresentem as garantias de pagamento pela compra de energia no mercado de curto prazo. O prazo para o aporte de garantias da energia adquirida em fevereiro vencia nesta terça-feira, 25. A decisão foi publicada por meio de despacho na edição desta terça do Diário Oficial da União.

No mês passado, a Aneel adotou o mesmo expediente ao adiar o prazo para o aporte de garantias referente à energia comprada em janeiro. O prazo vencia em 21 de fevereiro e foi adiado para 11 de março.

Mas antes disso, no dia 7 de março, o governo publicou um decreto permitindo que parte da despesa fosse bancada pelo Tesouro Nacional, via aportes à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).

Na publicação, o governo não assumiu o gasto com as térmicas e se comprometeu a fazer o aporte apenas em janeiro. A despesa foi de cerca de R$ 2 bilhões, dos quais R$ 1,2 bilhão foram bancados pelo Tesouro.

Em fevereiro, a estimativa é que o gasto total das distribuidoras atinja R$ 4 bilhões. A expectativa é que o governo publique novo decreto até o dia 8 de abril, assumindo parte dessa despesa. O Tesouro se comprometeu a fazer um aporte adicional de R$ 4 bilhões para a CDE neste ano, além dos R$ 9 bilhões reservados no Orçamento da União.

Para o restante do ano, a alternativa será o uso de empréstimos tomados pelas distribuidoras com os bancos, intermediados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), no valor de R$ 8 bilhões. Tanto os aportes do Tesouro quanto os empréstimos serão repassados para a conta de luz e serão pagos via reajustes tarifários pelo consumidor ao longo dos próximos anos.

O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Romeu Rufino, esclareceu no início da noite desta quinta-feira (13) que o cronograma de reajustes anuais das tarifas de energia elétrica para os consumidores seguirá normalmente. Segundo ele, o valor adicional de necessidades do setor que for apurado em 2014 será repassado para as contas de luz a partir de 2015.

Rufino não explicou, no entanto, se esse repasse ocorrerá de uma só vez ou se será escalonado ao longo de mais anos. "Ainda não foi decidido sobre escalonamento dos reajustes", afirmou. Cada companhia de distribuição tem uma data própria para o reajuste, chamado no setor de "aniversário" da tarifa. Nesse momento, no próximo ano, a Aneel calculará a diferença entre os valores de custo de energia previstos em 2014 e os efetivamente pagos pelas empresas, para que a diferença seja incluída nas tarifas.

De acordo com Rufino, o custo a mais em 2014 deve ficar próximo dos R$ 12 bilhões, dos quais R$ 4 bilhões serão aportados pelo Tesouro Nacional e R$ 8 bilhões serão captados por meio de empréstimos no mercado financeiro. Esses são os valores que serão incluídos nas tarifas a partir de 2015. "Normalmente, apenas o reajuste anual resolve o problema econômico das empresas no ano seguinte. Mas agora é necessário antecipar esses recursos porque se trata de um problema financeiro. A solução vem equilibrar questão do fluxo de caixa das companhias", disse Rufino.

Cerca de 600 projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) com capacidade para gerar 6 mil megawatts (MW) estão emperrados na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) há cerca de cinco anos. Para serem construídas, as usinas precisam ser analisadas e aprovadas pela agência reguladora. E só depois disso o empreendedor entra com o pedido de licenciamento ambiental.

"O órgão ambiental diz que não pode conceder a licença sem que a Aneel aprove o projeto. A Aneel diz que só pode aprovar depois que o órgão ambiental conceder a licença. Virou a história do que vem primeiro, o ovo ou a galinha", afirma o representante da Associação Brasileira dos Pequenos e Médios Produtores de Energia Elétrica (APMPE), Ricardo Pigatto.

Segundo ele, até o ano passado, o governo praticamente havia esquecido as PCHs, que dão grande contribuição ao sistema por estarem próximas dos centros de consumo. No último leilão, no entanto, o preço melhorou e 16 projetos venderam energia. "Estamos confiantes de que agora elas possam deslanchar."

Medidas de incentivo. Além de projetos menores, como as PCHs, especialistas avaliam que o governo precisa incluir no planejamento medidas simples, como o incentivo à conservação de energia, geração própria (cogeração) e troca de equipamentos velhos por outros mais modernos e eficientes, como os smart grids. "O governo precisa começar a se mexer. Não dá pra esperar a chuva chegar", afirma o professor da PUC-Rio David Zylbersztajn. Na opinião dele, pequenas medidas poderiam fazer toda a diferença num momento delicado como o atual.

Em São Paulo, por exemplo, há grandes centros de consumo, como as Avenidas Paulista e Berrini, que poderiam adotar geração própria, diz o professor. Além disso, o gás natural tem de ser usado para diversificar a matriz elétrica. Roberto Pereira D'Araujo, do Ilumina, concorda tanto com a necessidade de se adotar medidas de conservação quanto com a do papel do gás. Segundo ele, o governo precisa reorganizar o setor e definir, por exemplo, a prioridade do gás natural. Para David Zylbersztajn, para sorte do setor, a atividade econômica do País está fraca. "Se estivesse crescendo 4% ao ano, a situação agora seria crítica."

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) será a principal fonte de recursos do financiamento do projeto do chamado linhão de Belo Monte, estimado em aproximadamente R$ 4,5 bilhões. De acordo com José Carvalho, representante da Eletrobras e do consórcio IE Belo Monte, vencedor do leilão desta sexta-feira, 7, aproximadamente 50% a 55% do financiamento virá do BNDES. A chinesa State Grid, líder do consórcio com 51% de participação, deverá injetar aproximadamente 10% do valor. O restante dos recursos deve ser captado junto ao FI-FGTS e via emissão de debêntures.

O projeto, composto por uma linha de 2,1 mil quilômetros de extensão que escoará a energia produzida pela usina Belo Monte para a região Sudeste e cortará os Estados do Pará, Tocantins, de Goiás e Minas Gerais, foi dividido pelo consórcio vencedor em oito lotes, por isso diversas construtoras participarão do empreendimento. Carvalho não revelou o nome dessas empresas.

A Siemens será responsável pelo fornecimento dos conversores, em um acordo avaliado em aproximadamente R$ 2 bilhões. O valor total do projeto, cogitado entre R$ 4,5 bilhões e R$ 5 bilhões, deve ficar mais próximos dos R$ 4,5 bilhões, segundo Carvalho. O valor do investimento será proporcional à participação de cada empresa no consórcio. Além da State Grid, compõem o grupo vencedor as brasileiras Eletronorte (24,5%) e Furnas (24,5%), controladas pela Eletrobras.

Carvalho destacou que o projeto prevê a utilização dos equipamentos disponíveis no Brasil. Quando não houver disponibilidade local, o consórcio ainda tentará de garantir um porcentual mínimo de 60% de conteúdo local em sistemas que necessitem de partes importadas. Além disso, é previsto que testes de equipamentos possam ser realizados em um laboratório instalado no Brasil. As decisões do consórcio devem ser tomadas por consenso entre os grupos.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) realizará, nesta sexta-feira (7), o primeiro grande evento do setor elétrico de 2014. O leilão de Transmissão de nº 11/2013 licitará a linha de transmissão de Belo Monte (PA), que vai escoar a energia produzida pela usina para a região Sudeste e demandará investimento estimado em aproximadamente R$ 5 bilhões. O chamado linhão de Belo Monte terá 2,1 mil quilômetros de extensão e capacidade para transmitir 4 mil megawatts (MW) de energia. O início do certame está previsto para as 10h e será realizado na sede da BM&FBovespa, em São Paulo.

A expectativa no mercado é de que o leilão seja disputado por dois consórcios. Um deles formado por Eletrobras e State Grid, empresa chinesa líder global na tecnologia de linhas de transmissão de ultra tensão, e o outro composto por Alupar e Transmissora Aliança de Energia Elétrica (Taesa), empresa controlada pela Cemig. Não está descartada, porém, a presença de outros concorrentes, como a Copel. Grupos espanhóis também se organizam para atuar como epecistas, ou seja, responsáveis pela construção do projeto.

Ao contrário do que faz normalmente, a comissão de licitação da Aneel decidiu não divulgar de forma antecipada o nome dos consórcios e empresas que disputarão o linhão, a fim de garantir maior concorrência ao processo licitatório.

Este será o primeiro leilão no qual será empregada no Brasil a tecnologia de ultra-alta tensão em corrente contínua, que tem como principal benefício o baixo nível de perdas técnicas. A nova linha terá 800 kV de tensão, superior aos 765 kV do sistema de transmissão de Itaipu.

Etapas

A sistemática do certame prevê que a linha de transmissão poderá ser licitada em rodada única, com uma oferta pelos dois lotes do certame, ou de forma separada. O lote A será formado por duas subestações conversoras instaladas no Pará e em Minas Gerais. O lote B será composto pela linha de transmissão que passará por Pará, Goiás, Tocantins e Minas Gerais, partindo de Xingu (PA) até o município mineiro de Estreito.

Caso não haja proposta na primeira etapa do leilão, na qual o ofertante demonstra interesse nos dois lotes de forma conjunta, o certame irá para a segunda etapa, com as ofertas pelos dos dois lotes feitas de forma separada. Os contratos referentes ao linhão de Belo Monte, contudo, serão assinados somente na eventualidade de os dois lotes serem licitados.

O vencedor será a empresa ou consórcio que apresentar a menor proposta de Receita Anual Permitida (RAP) para construir e operar o ativo. A RAP proposta pela Aneel ficou em R$ 701 milhões no caso de oferta por lote único. Na eventualidade de os lotes serem licitados separadamente, ficou definido o valor de R$ 370,6 milhões para o lote A e de R$ 327,4 milhões para o lote B. A RAP ofertada será recebida pelas companhias em um prazo de 30 anos, com possibilidade de prorrogação.

A expectativa da agência reguladora é de que o sistema entre em operação no prazo de 44 a 46 meses a partir da assinatura dos contratos, ou seja, no início de 2018, e resulte na criação de 15.476 empregos diretos.

O prazo de 46 meses para a entrega das obras será concedido caso os lotes A e B sejam licitados conjuntamente. Se forem leiloados em separado, o prazo para o lote B cai para 44 meses. Estima-se que serão necessárias 4,5 mil torres para viabilizar a operação da linha que ligará o Sudeste e a hidrelétrica de Belo Monte, localizada no rio Xingu.

O linhão a ser licitado hoje é fundamental para o escoamento de energia da usina Belo Monte, a maior hidrelétrica em construção no Brasil, com capacidade para gerar até 11,233 mil MW no pico. A primeira máquina da unidade deverá operar a partir de 2016, porém o pleno funcionamento da usina deve ocorrer apenas em 2019, quando a última das 24 turbinas do sistema entrará em operação.

Em um primeiro momento, a energia gerada por Belo Monte será escoada pelo linhão Tucuruí-Macapá-Manaus, em operação desde o ano passado. Outros dois sistemas, no entanto, também devem ser licitados para viabilizar as operações de Belo Monte. O segundo sistema de escoamento será leiloado nesta sexta-feira. Já o terceiro, chamado provisoriamente de Belo Monte - Nova Iguaçú (RJ), ligará a usina ao território fluminense, conforme explicado no ano passado pelo diretor da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) José Carlos de Miranda Farias.

Rentabilidade

O leilão de hoje será o primeiro certame realizado desde que a Aneel elevou, em dezembro passado, a taxa de retorno sobre o capital (WACC) de projetos de transmissão, de 4,60% para um número variável que deve ser sempre superior a esse patamar. O edital do leilão de Belo Monte revela que o WACC do linhão será de 6,63%.

No final do mês passado, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) informou que as condições de financiamento para o linhão de Belo Monte também serão mais favoráveis do que aquelas oferecidas em leilões anteriores. A taxa de juro do financiamento será equivalente à Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP), hoje em 5%, acrescida de uma remuneração básica de 1% ao ano. Nos leilões realizados no final de 2013, a remuneração cobrada pelo BNDES era acrescida de 1,3% ao ano.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) prorrogou para 17 de fevereiro o prazo para que as concessionárias de transmissão de energia elétrica apresentem à agência laudo com os pedidos de valores de indenização a serem recebidos do governo. A decisão está em resolução publicada no Diário Oficial da União (DOU).

Essas indenizações irão cobrir os gastos com linhas de transmissão construídas antes do ano de 2000 pelas empresas que aderiram ao plano de renovação das concessões do governo federal no ano passado. A metodologia para calcular os valores do ressarcimento foi aprovada pela Aneel em dezembro e o critério a ser utilizado será o Valor Novo de Reposição (VNR), correspondente ao custo para construção de linhas e subestações conforme os projetos originais. Serão usados bancos de preços da agência ou das próprias empresas com os custos de aquisição nos últimos cinco anos de equipamentos equivalentes aos das concessões mais antigas.

Pela metodologia, o prazo para definição dos valores pela Aneel - que precisam ser referendados pelo Ministério de Minas e Energia (MME) - será de 150 dias. Dos quais, 30 dias para que os laudos protocolados pelas empresas sejam aceitos e 120 dias para que as indenizações sejam calculadas.

No ano passado, o primeiro lote de indenizações às transmissoras totalizou R$ 13 bilhões. Na época, todas as companhias reclamaram da metodologia empregada pelo governo, que precisou voltar atrás e prometer que os ativos anteriores a 2000 também seriam considerados. No pacote de renovação antecipado das concessões do setor, só foram contempladas as linhas de transmissão que entraram em operação depois de 21 de maio de 2000.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a transferência do controle societário indireto das oito concessionárias do Grupo Rede à Energisa. O processo deverá ser concluído até 15 de abril deste ano. Até 60 dias após esse ato, a Energisa terá de prestar contas sobre o período de intervenção. A Aneel ainda terá de aprovar decisão para homologar o fim da intervenção.

Com a decisão, a Energisa assumirá o controle de oito empresas, que atuam nos Estados de Tocantins, do Mato Grosso, do Mato Grosso do Sul, Paraná e de São Paulo. São elas: Centrais Matogrossenses (Cemat), Empresa Energética de Mato Grosso do Sul (Enersul), Companhia Força e Luz do Oeste (CFLO), Caiuá Distribuição (Caiuá-D), Empresa Elétrica Bragantina (EEB), Vale Paranapanema (EDEVP), Companhia Nacional de Energia Elétrica (CNEE) e Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins (Celtins).

O Grupo Rede pertencia ao empresário Jorge Queiroz de Moraes Junior, mas estava sob intervenção administrativa da Aneel desde agosto de 2012. Na época, o grupo enfrentava sérios problemas financeiros e já havia entrado com pedido de recuperação judicial para a Celpa, distribuidora da holding no Pará. Para evitar que isso ocorresse com as outras distribuidoras do grupo, o governo se antecipou e editou uma Medida Provisória autorizando a intervenção administrativa. No mesmo dia, a Aneel aprovou a intervenção.

O superintendente de Fiscalização Econômica e Financeira da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Antônio Araújo, disse nesta terça-feira (21) que a Eletrobras ainda não apresentou recurso contra a decisão da área técnica do órgão de cobrar R$ 2 bilhões da companhia referentes a recursos não depositados no fundo da Reserva Geral de Reversão (RGR). A Eletrobras ainda está no prazo para apresentação do recurso, que é de dez dias após a publicação do ato, que ocorreu no dia 14 deste mês.

De acordo com Araújo, durante o processo a Eletrobras discordou do valor encontrado pela fiscalização e da forma como a diferença de recursos foi calculada pelo órgão. A companhia teria alegado que parte desses recursos que a superintendência considera débito não deveria retornar à RGR.

Araújo explicou que os recursos do fundo, gerido pela Eletrobras, foram utilizados para financiar distribuidoras do grupo, mas quando esses empréstimos foram pagos a Eletrobras não retornou integralmente esses valores à conta da RGR. Quando a Eletrobras entrar com o recurso, decisão que já foi anunciada pela empresa, o caso será analisado pela diretoria colegiada da Aneel.

O diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) André Pepitone reiterou nesta quinta-feira, 16, que a Eletrobras ainda pode recorrer da decisão do órgão regulador de exigir o pagamento de cerca de R$ 2 bilhões para recomposição dos fundos da Reserva Global de Reversão (RGR). A decisão foi publicada pela agência na terça-feira, 14, e a Eletrobras já informou que irá recorrer. "O processo de fiscalização da Aneel apurou que empréstimos dados a distribuidoras geridas pela Eletrobras com recursos desses fundos foram pagos à companhia, mas esses valores não foram alocados à conta da RGR", sustentou Pepitone.

De acordo ele, o prazo para que a Eletrobras recorra da decisão em primeira instância, é de 10 dias a partir da publicação do ato. Ele explica que, de acordo com o regimento interno da Aneel, a diretoria colegiada do órgão não tem um prazo determinado para analisar o recurso.

O despacho da Aneel publicado no Diário Oficial da União determina que a Eletrobras devolva R$ 1,924 bilhão à conta do encargo setorial RGR. O ressarcimento se refere aos pagamentos de financiamentos concedidos a agentes com recursos da RGR que não foram transferidos à conta do encargo setorial, administrada pela holding federal. No mesmo despacho, de autoria da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira do órgão, foi determinado que a Eletrobras também devolva outros R$ 113,5 milhões por causa da apropriação de encargos financeiros da RGR durante os anos de 1998 a 2011. As duas devoluções devem ser atualizadas à taxa do fundo extramercado do Banco do Brasil, desde a data em que deveriam integrar às disponibilidades da RGR até a data da efetiva devolução ao fundo setorial.