Bancos cortam crédito para novos projetos Luciano Massarani , Para o Valor, do Rio A vida não está fácil para as empresas do setor elétrico. Efeitos do racionamento, crise econômica mundial e um …



Bancos cortam crédito para novos projetos

Luciano Massarani
, Para o Valor, do Rio


A vida não está fácil para as empresas do setor elétrico. Efeitos do racionamento, crise econômica mundial e uma nova educação do consumidor trazem quase o caos para o setor.


Marcos Severine, analista de Energia da BBA Corretora, diz que vários fatores impedem um bom fluxo de crédito para o setor elétrico. O racionamento afetou a geração de caixa das empresas e seus investimentos. "Somente agora a situação de curto prazo está sendo resolvida, com os empréstimos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) dando fôlego maior às empresas."


Outro fator que afeta a geração de caixa é o baixo consumo. Depois do racionamento houve mudança nos hábitos de consumo, tanto das indústrias quanto das residências. Além disso, o fraco crescimento da economia afeta o consumo industrial, que representa 45% da demanda.


Alguns bancos de investimento fecharam a porta para projetos do setor. Felipe Chagas, analista de gestão de fundos do Banco Prosper, fez seu último negócio no final do ano passado. Para ele, o problema é o cenário indefinido. "Toda hora a regra muda, a legislação muda, temos que ver o que está saindo. Preferimos ficar de fora. Há coisas mais interessantes no mercado."


Antônio Basílio Pires e Albuquerque, advogado do escritório Gouvêa Vieira, atende empresas do setor e tem trabalhado em alguns projetos de geração de termeletricidade. Para ele, o problema do financiamento do setor elétrico decorre da conjuntura mundial. "Vimos várias reestruturações do setor elétrico no mundo, em função da crise americana, como a do caso Enron", diz Albuquerque. A questão das tarifas é um dos problemas que preocupa o setor. As receitas das empresas brasileiras são em reais e as captações externas são atreladas à moeda estrangeira. Esse descasamento prejudica as operações de investimento conhecidas como "project finance", projetos baseados no fluxo de caixa das empresas.


O risco do credor aumenta porque as receitas são em reais e as obrigações do financiamento são em moeda estrangeira e não há mecanismo de repasse para as tarifas, que também vigoram em reais.


As distribuidoras precisam investir R$ 1,7 bilhão por ano na expansão das redes para atender novos clientes – são cerca de 2 milhões de novos clientes por ano – e para melhorar a qualidade do serviço. Para isso, têm obrigação de celebrar contratos de longo prazo (mais de dois anos) para comprar no mínimo o equivalente a 85% do seu mercado total de energia.


Novos projetos de geração (usinas) só se viabilizam se houver contrato de longo prazo com as distribuidoras. As geradoras exigem contratos com garantias: de compra firme de volume, independentemente da variação do mercado, dos reajustes de tarifas e do fluxo de receita das distribuidoras.


O mercado temia a insolvência da Eletropaulo. Além de não ter quitado totalmente empréstimo vencido em agosto, ainda tem de pagar cerca de R$ 800 milhões até o final do ano. A Light deve US$ 300 milhões em eurobônus. A Companhia de Eletricidade do Maranhão (Cemar) está sob intervenção da Aneel por causa de dívidas de R$ 560 milhões. A Cesp deve R$ 6,5 bilhões e obteve prejuízo de R$ 1,5 bilhão no primeiro semestre do ano.


Para as geradoras, o problema é maior. Houve atraso na regulamentação do setor. No ano passado, o governo anunciou o plano de revitalização do setor elétrico, para para tentar eliminar algumas distorções.


Outro problema foi o MAE, o Mercado Atacadista de Energia, parado por causa da indefinição dos preços e da falta de um cronograma claro para liberação de consumidores livres – grandes consumidores que podem comprar energia direto da geradora, cujo limite era 10 MW, e agora caiu para 3 MW.


A regulamentação do plano de revitalização era fundamental para o setor continuar caminhando. "Todos aguardam para retomar os investimentos", diz Severine. "Enquanto os investidores não conhecem as regras não podem investir."


No dia 20 de agosto, o governo abriu crédito extraordinário de R$ 7 bilhões ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) para atendimento de ações voltadas ao setor elétrico nacional.


A carteira do BNDES de projetos de energia tem atualmente 142 projetos, dos quais 117 na área de geração, 19 de distribuição e seis relativos a linhas de transmissão.


Os financiamentos previstos do BNDES somam R$ 13,6 bilhões, num investimento total de R$ 31 bilhões. Dos seis projetos de transmissão, cinco operações foram contratadas em 2002, correspondendo a 3,8 mil quilômetros de linhas.



Gasto com emergenciais atinge R$ 4 bi até 2005

De Brasília


O consumidor já está pagando os custos de contratação de usinas emergenciais – que servem como seguro do sistema desde março – , mas essa energia não deverá ser usada este ano. São 58 usinas, das quais 47 já estão à disposição do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Outras sete estão em fase de implantação e mais quatro em testes. Uma delas deverá ter contrato cancelado pela Comercializadora Brasileira de Energia Elétrica (CBEE), empresa responsável pelas contratações.


O chamado seguro apagão, que começou custando R$ 0,0049, passou a R$ 0,0057, em julho, pode sofrer nova alteração a partir de outubro. Os contratos prevêem revisão trimestral e há novos impactos nos custos das empresas, que pagam em dólar por parte dos equipamentos. Só no final de setembro será possível saber se o reajuste vai ser necessário. Cabe à Aneel decidir se haverá ou não aumento na tarifa.


As usinas emergenciais foram contratadas para gerar energia em caso de os reservatórios chegarem novamente em níveis de risco. Enquanto isso não acontece, estão sendo utilizadas para para atenuar problemas localizados de falta de energia.


No dia 22 do mês passado, a Energipe, a empresa energética de Sergipe, teve dois transformadores queimados por curto-circuito. A usina emergencial Lagarto-Gebra gerou 42,3 mil quilowatts por oito horas. A Energipe terá de pagar a conta.


Para ficarem paradas à disposição do sistema até 2005, as usinas consumirão cerca de R$ 4 bilhões. Se forem gerar todos os 2154 megawatts de capacidade, o custo sobe para R$ 11 bilhões.


A quantidade contratada e a o valor pago pela energia -mais de R$ 250 por megawatt (MW) – provocaram polêmica. Parlamentares do PT conseguiram liminar na Justiça, já derrubada pelo governo, que determinava o recolhimento em juízo dos recursos arrecadados pela CBEE. O partido diz haver irregularidade nos contratos.


Quando o governo elaborou o plano emergencial, o MW de energia custava cerca de R$ 684 no mercado atacadista, por causa da crise de abastecimento. Agora, o MW não chega a R$ 10.



Distribuidoras tentam reverter decisão da Aneel

Roberto Rockmann
, De São Paulo


Caiu como uma bomba no setor elétrico a resolução da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) publicada ontem no Diário Oficial, que define o custo de reposição a valor de mercado como método para calcular a remuneração das elétricas na revisão ordinária de tarifas.


Apanhados de surpresa, se queixando de que a determinação representa uma quebra nas regras do jogo e que trará pesados impactos negativos na atração de investimentos privados para a área, dirigentes das distribuidoras passaram o dia em conversas com altos funcionários do governo. A intenção era mostrar o descontentamento com a medida, que, na visão deles, vai ter um profundo impacto negativo nos investimentos dos agentes privados e poderá prejudicar seu equilíbrio econômico-financeiro, podendo quebrar algumas empresas. A decisão também poderá impedir que sejam retomadas as privatizações do setor elétrico.


"Quem vai comprar um ativo sabendo que o preço mínimo pago nos leilões não será considerado na revisão ordinária?", questiona um empresário. Ou seja, o modelo baseado no livre mercado, que o governo tenta implementar, teria tido um forte abalo com a resolução. Por isso, os executivos estão buscando meios de tentar reverter a medida.


A publicação da resolução no Diário Oficial tornou mais difícil uma reviravolta no processo, admite outra fonte. Já foram abertas as negociações com o governo para que se possa buscar um meio-termo, mas saídas jurídicas também estão sendo analisadas, embora sejam vistas como última opção já que seria o mais demorado.


As distribuidoras já foram orientadas a refazer seus cálculos mostrando o impacto que a metodologia escolhida pela Aneel teria em suas contas. A idéia é mostrar que o equilíbrio econômico-financeiro delas, assegurado por lei, estaria ameaçado.


Um executivo diz que, se a agência concordasse com a sugestão das elétricas, poderia haver um acréscimo entre 5% a 10% nas tarifas. Mas uma idéia seria distribuir esse reajuste ao longo de um prazo maior. Um dos itens da revisão, o chamado fator X (que visa ao compartilhamento de ganhos de produtividade com o consumidor) poderia, por exemplo, ser considerado ao longo de dois anos.


O assessor da presidência do Grupo Rede, Fernando Quartim, afirma que a resolução é um sinal muito ruim em um momento turbulento para o setor. "Aumenta o risco regulatório e o risco de desinvestimento", afirma.


As distribuidoras alegam que a diferença entre a proposta delas e a da agência é de R$ 13,1 bilhões. Com ativos subavaliados, as tarifas subiriam menos e os caixas das elétricas ficariam mais fragilizados, o que reduziria o poder de investimentos e de retorno aos acionistas. "A remuneração vai piorar ainda mais", afirma Quartim. CPFL, Eletropaulo, Light estariam entre as mais afetadas, segundo estudo da Associação das Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee).


Em nota oficial, a entidade informou que está analisando detalhadamente a resolução da Aneel e solicita a seus associados que refaçam suas contas com a nova metodologia.


Já a Aneel informa que a metodologia surgiu por meio de audiência pública, em que todos os agentes participaram, inclusive as distribuidoras, que fizeram suas sugestões. E que o procedimento foi escolhido pela coerência com os custos eficientes e investimentos prudentes, que devem ser remunerados pela tarifa. O equilíbrio econômico-financeiro das concessões foi muito bem analisado pela agência.


Caso concordasse com a sugestão da Abradee, a metodologia se configuraria em uma pressão a mais sobre as tarifas em 2003. A desvalorização do real e os leilões (que permitem reajustes com prazo menores que um ano) já devem fazer com que os preços do insumo ultrapassem 20%.


A revisão ordinária ocorre de quatro em quatro anos. Em 2003, quase 20 distribuidoras serão submetidas a ela. Em 2004, mais 40 concessionárias serão avaliadas.




Lucro da AES Tietê socorre matriz

Talita Moreira* e Nelson Niero
, De São Paulo


A AES Tietê, geradora paulista de energia, está aumentando significativamente a remessa de dividendos para a matriz, a americana AES, como parte da estratégia mundial do grupo para superar a crise financeira que atravessa.


O pagamento proposto aos acionistas no final do ano passado representou quase 140% do lucro líquido da companhia. A relação dividendos/lucro ("pay out", no jargão de mercado) chegou a 78% no primeiro semestre.


A piora dos resultados da AES vem sendo acompanhada pelo crescimento dos valores distribuídos pela geradora paulista aos acionistas. A remuneração feita apenas neste ano já soma R$ 201 milhões. Para isso, a empresa não está usando apenas o resultado da operação – ela também lançando mão de reduções no seu capital para remunerar os acionistas.


Embora se trate de uma companhia lucrativa, o patrimônio líquido da Tietê caiu de R$ 698 milhões em 2000 – primeiro ano sob a gestão da AES – para R$ 572,5 milhões em junho.


Está marcada para a próxima semana uma assembléia geral extraordinária em que os acionistas votarão uma nova redução, de R$ 50 milhões. Em junho, foi feita operação semelhante, deduzindo R$ 160 milhões das reservas de capital da empresa.


Paralelamente, foi realizado no primeiro semestre um aumento de R$ 217 milhões no capital social, mas não houve aporte de dinheiro. Foi utilizado apenas um mecanismo contábil para incorporar uma reserva de subvenção de investimentos que remonta ao período anterior à privatização.


Há restrições quanto ao uso das reservas de capital, uma das contas do balanço que formam o patrimônio líquido da empresa.


A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) informou, por meio da assessoria de imprensa, que é contra a nova diminuição do patrimônio da AES Tietê. Em junho, a operação também foi feita à revelia do órgão.


Com base em pareceres jurídicos, Paulo Dutra, diretor financeiro da geradora, afirma que não se trata de questão regulatória e, portanto, não é um assunto da alçada da Aneel.


De acordo com o executivo, a AES Tietê quer distribuir aos acionistas recursos de que não necessita. "A empresa gera mais caixa do que utiliza", diz. Dutra acrescenta que a geradora não tem investimentos a fazer no curto prazo. Segundo o diretor, o aumento da potência instalada da AES Tietê – uma cláusula do edital de privatização – é um compromisso do controlador e não da concessionária.


A AES tem 53% da Tietê e pretende vender essa participação. Com prejuízo de US$ 428 milhões no primeiro semestre, o grupo decidiu diminuir sua exposição à América Latina. Oficialmente, a empresa nega, mas fontes da própria companhia dizem que a geradora está na mesa de negociações.


A AES adquiriu a geradora em leilão promovido pelo governo paulista em outubro de 1999. Na ocasião, o consórcio vencedor pagou R$ 938 milhões pelo controle da empresa, com ágio de 29,97% sobre o preço mínimo.


"Embora esse dinheiro seja pago também aos minoritários, seria melhor se a empresa utilizasse os recursos para fazer investimentos", avalia um analista que preferiu não ser identificado.


Luiz Campos, diretor da Comissão de Valores Mobiliários (CVM), observa que a redução do capital é prevista em dois casos: quando é considerado excessivo para as necessidades da empresa ou para abater prejuízos acumulados. "São hipóteses reconhecidas na lei muitas vezes para benefício dos próprios minoritários", diz.


A literatura contábil prevê o uso das reservas de capital para pagamento de dividendos às ações preferenciais, quando este benefício estiver previsto no estatuto. (*Valor Online)



Inflação em SP é a maior em um ano

Gustavo Faleiros
, De São Paulo


A inflação em São Paulo atingiu o nível mais alto em um ano, 1,01% no mês agosto comparado a julho. Apesar disso, graças à atuação do governo no preço de alguns produtos, o índice de preços ao consumidor da Fipe (IPC) ficou abaixo do 1,15% previsto pelo instituto.


O gás de botijão, por exemplo, registrou deflação de 4,5%. Já a gasolina, que não está sendo reajustada pela Petrobras mesmo com oscilações no petróleo e câmbio, apresentou queda de 1,7%. Ajudaram ainda a conter a inflação, a variação negativa nos preços da tarifa de ônibus (0,98%) e dos automóveis novos (2,14%). Neste último caso, trata-se de um reflexo da redução do Imposto sobre produtos industrializados (IPI).


"A inflação teria sido mais alta se não fossem estas reduções", avaliou o coordenador do IPC, Heron do Carmo. Segundo ele, o resultado é alto, mas em perspectiva anual revela tendência de queda. Em agosto do ano passado, o IPC havia sido de 1,55%, e em 2000, 1,81%.


Os fatores que pressionaram a inflação estão ligados aos grupos habitação e alimentação. No primeiro, as tarifas de luz e telecomunicações, reajustadas na virada do semestre, subiram 10,2% e 4,4% respectivamente. E no segundo grupo, o preço do pão francês, afetado pela alta da farinha de trigo, aumentou 6,89%. O item alimentação teve variação de 1,5% em função de altas no óleo de soja e nas carnes bovina e de frango.


O alta do dólar no mês de agosto impactou, além dos alimentos, alguns produtos do grupo artigos de limpeza, que subiu 1,3%, mas, em itens de maior valor, o que se observa é que os repasses estão sendo segurados. Os aparelhos de imagem e som, por exemplo, que têm diversos componentes importados, tiveram redução de 0,1% em seus preços.


O acumulado do IPC no ano é de 3,03%, e a previsão de fechamento se mantém em 4,5%. Para Heron, é possível prever inflação abaixo de 0,5% nos próximos meses. Em setembro, o IPC deve fechar com alta de 0,3%. Segundo o coordenador do índice, a diluição dos impactos das tarifas e a interrupção de altas nos alimentos permitem calcular uma queda desta magnitude no IPC. Juntas, as tarifas de luz e telefone representaram 0,57% da inflação de agosto.


O economista Fábio Silveira, da MB Associados, concorda com Heron. As previsões da consultoria indicam tendência de queda de inflação até o fim do ano. A projeção para IPC de setembro é de 0,46% e o fechamento do ano está em 5,3%. Segundo ele, o fator que será determinante para bons índices de preços, será a acomodação dos repasses atrelados ao dólar.


Com a fraca demanda e a depressão da renda, não haveria espaços para mais reajustes. Os aumentos de preço feitos até agora, observa Silveira, foram maneiras de equilibrar os custos. "O que foi repassado foi o mínimo para se continuar operando", diz.


O consultor Luís Suzigan, da LCA Consultores, também acredita em queda dos índices de inflação, mas de maneira mais moderada. Apesar da acomodação do câmbio, e da diluição das tarifas públicas, as festas de fim de ano podem incentivar repasses por parte do varejo. "Com a demanda fraca, a reposição de estoques no varejo tem sido lenta. Se a demanda melhorar, como esperamos, pode acelerar o repasse", pondera o economista.


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