DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO
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CENÁRIO ECONÔMICO E SETORIAL
O Brasil passou em 2017 por mais um ano de instabilidade econômica e política, porém com viés de recuperação. O Produto Interno Bruto (PIB) reverteu a queda de 3,6% em 2016 e registrou crescimento estimado em 1%, enquanto a produção industrial recuperou-se de três anos de baixas consecutivas, com aumento de 2,5%, e o comércio varejista registrou vendas 2% acima dos 12 meses anteriores.
Apesar de os indicadores apontarem para uma recuperação da economia, a taxa média de desemprego continuou sua trajetória de alta, encerrando o ano em 12,7%, segundo o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). A inflação (IPCA) de 2,95%, representa expressiva queda a partir dos 6,29% observados em 2016, como reflexo das dificuldades do cenário econômico. A taxa Selic, por sua vez, ficou abaixo do piso inferior da meta (4,5%), passando de 13,65% para 6,90%.
MERCADO DE ENERGIA
No mês de dezembro de 2017, a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu 157.580 MW, acréscimo de 6.960 MW (4,95%) em relação ao ano anterior, conforme o Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro, do Ministério de Minas e Energia.
Dados do Operador Nacional do Sistema (ONS) apontam que 71,7% da energia gerada no Brasil em 2017 (total de 570.562 GWh) teve como origem fontes hidrelétricas. Usinas térmicas responderam por 18,9%; parques eólicos, por 6,6%; nucleares, por 2,8%; e fontes solares, por 0,6%.
O consumo de energia foi 0,8% maior do que no ano anterior, alcançando 463.948 GWh, de acordo com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Retornou, portanto, aos níveis 2015, sucedendo dois anos consecutivos de queda em decorrência da crise econômica (0,9% em 2016 e 2,1% em 2015). Todos os segmentos de consumo registraram alta, em especial o industrial, com avanço de 1,3% (165.883 GWh de consumo em 2017). O consumo residencial, afetado pelo alto índice de desemprego, só avançou 0,8% no período.
AMBIENTE REGULATÓRIO
Mais do que o contexto macroeconômico, as geradoras de energia foram impactadas por aspectos regulatórios durante o ano de 2017. O mais importante deles refere-se ao processo de revisão ordinária das garantias físicas, publicado em 2017, mas com efeito a partir de 2018, e a correta alocação do risco não hidrológico assumido indevidamente pelos geradores integrantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). Nesse sentido, o gerador tem assumido riscos adicionais, que não fazem parte do seu negócio.
As empresas Rio Paranapanema e Rio Verde não aceitaram as condições de repactuação de risco hidrológico estabelecidas pelo órgão regulador trazidas pela Lei nº 13.203/2015 e, no caso da Rio Paranapanema, por meio da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine), obtiveram em 2015 uma liminar para não arcar com os riscos não hidrológicos atribuídos aos geradores do MRE. Essa condição se manteve inalterada até o final de 2017. (detalhes sobre os riscos atribuídos ao MRE são abordados em Governança/Gestão de Riscos)
A iniciativa de uma ampla revisão do modelo setorial foi objeto da Consulta Pública nº 33 (CP 33), encerrada em 17 de agosto de 2017, com a abordagem de diversas medidas – como ajustes na formação de preço, redução dos limites para acesso de consumidores ao mercado livre, redução de custo na transmissão e geração, separação do lastro de energia, novas diretrizes para fixação de tarifas e medidas para desjudicializar o setor. A consulta recebeu mais de 190 contribuições de agentes do setor para o mapeamento dos diversos graus e pontos de vista dos problemas atuais e das possibilidades de solução.
O tema de revisão do modelo foi transformado em um projeto de lei atualmente em análise e elaboração na Presidência da República e será oportunamente encaminhado ao Congresso Nacional.
Garantia física – Após negociações e apresentação de propostas ao Ministério de Minas e Energia, está prevista para janeiro de 2018 a revisão da garantia física de empresas do grupo, com perda estimada de 5% da garantia física das oito UHEs da Rio Paranapanema, hoje com 1.083,41 MW médios, e de 2,51% da UHE Salto, da Rio Verde (Portaria MME nº 178/2017). Os ganhos de revisões extraordinárias da Rio Paranapanema não farão parte desse processo de revisão.
DESEMPENHO OPERACIONAL
As usinas controladas e operadas pela CTG Brasil geraram, em 2017, 34.439,75 GWh de energia elétrica, o que representou redução de 7,98% sobre o ano anterior, quando a geração foi de 37.560,21 GWh. A retração reflete especialmente menor despacho de usinas hidrelétricas por parte do Operador Nacional do Sistema (ONS).
A UHE Garibaldi, em Santa Catarina, teve geração 37,6% menor, encerrando o ano com volume de 592,4 GWh. As usinas de Jupiá e Ilha Solteira geraram 19.734,5 GWh, ou menos 7,7%; as oito usinas da Rio Paranapanema e as duas PCHs da Rio Sapucaí registraram redução de 7,5%, com total de 13.525,0 GWh, e UHE Salto, da Rio Verde, em Goiás, gerou 5,0% menos, com total de 587,8 GWh.
Experiência acumulada, capacidade técnica, comprometimento dos colaboradores, política consistente de dispêndio de capital, que inclui melhorias no sistema operacional, e eficiente aplicação do plano de manutenção nos equipamentos asseguraram a alta taxa de disponibilidade das usinas, que ficou acima dos limites regulatórios.
DISPONIBILIDADE DE GERAÇÃO |GRI EU30| |
Usina |
2017 |
Limite regulatório |
Ilha Solteira |
91,98% |
89,58% |
Jupiá |
91,88% |
89,58% |
Garibaldi |
96,60% |
89,58% |
Salto |
96,72% |
93,03% |
Jurumirim |
99,02% |
93,02% |
Chavantes |
97,65% |
89,58% |
Salto Grande |
95,04% |
90,97% |
Canoas II |
96,11% |
90,97% |
Canoas I |
98,29% |
90,97% |
Capivara |
95,08% |
89,58% |
Taquaruçu |
95,87% |
89,58% |
Rosana |
94,63% |
89,58% |
PCH Palmeira |
81,84% |
NA |
PCH Retiro |
97,65% |
NA |
Obs.: Índice de disponibilidade é a quantidade de tempo que as unidades geradoras de uma usina estão disponíveis para produzir eletricidade dividido pelo tempo total no período. considerando intervenções programadas e não programadas nas unidades geradoras. O ONS tem a responsabilidade de processar mensalmente esses índices por meio de equações de taxas equivalentes. exceto PCHs. |
COMERCIALIZAÇÃO
Embora 2017 tenha apresentado um quadro desafiador para a recuperação da economia brasileira, os esforços de venda de energia realizados nos anos anteriores, que tiveram como objetivo assegurar bons níveis de contratação em médio prazo para a CTG Brasil, foram bem-sucedidos, com a realização de vendas do volume total da energia disponível para a contratação do ano de 2017.
A energia total disponível da CTG Brasil para comercialização em 2017, excluindo a parcela do regime de cotas de garantia física da Rio Paraná, foi de 1,6 GW médios equivalente a 75% da garantia física total não comprometida com o regime de cotas. A diferença entre o volume contratado e a garantia física total foi utilizada para fins de hedge hidrológico e destinada a cobrir parte das exposições financeiras do mercado de curto prazo (GSF) decorrente do cenário de baixa hidrologia verificado no decorrer do ano.
Durante o ano de 2017, a Companhia administrou de maneira positiva a compra de energia para cumprir contratos afetados pelo Generation Scaling Factor (GSF). (Mais informações sobre GSF estão em Gestão de Riscos)
Os esforços ativos da equipe comercial se concentraram em comercializar os volumes de energia disponível para venda em anos futuros às empresas do grupo, prioritariamente para a Rio Paranapanema, com o objetivo de assegurar bons níveis de contratação.
Mesmo diante de um cenário macroeconômico instável, observou-se certa estabilidade dos preços da energia elétrica em médio e longo prazos, o que garantiu o sucesso da estratégia comercial definida para a CTG Brasil.
Os contratos de concessão das usinas hidrelétricas da Rio Paraná estabelecem que 70% da energia dessas usinas seja comercializada obrigatoriamente no regime de cotas da garantia física, com remuneração por tarifa regulada definida pela Aneel. Os 30% restantes são negociados livremente pelo concessionário, tanto no Ambiente de Contratação Livre (ACL) como no Ambiente de Contratação Regulado (ACR). Ao final de 2017, a Rio Paraná destinou esses 30% exclusivamente para o ACL.
Já para as usinas da Rio Paranapanema, 97% das vendas de 2017 foram realizadas para o ACL e 3%, para o ACR. A Rio Verde teve 100% da sua garantia física negociada no ACL e Rio Canoas mantém 65% no ACR e 35% no ACL. O volume de energia vendida, sem considerar Mercado de Curto Prazo (MCP) e Mecanismos de Realocação de Energia (MRE), foi de 30.833,66 GWh (69,4% referentes à empresa Rio Paraná, 26,9% à Rio Paranapanema, 1,9% à Rio Canoas e 1,9% à Rio Verde).
Os principais fatores que tiveram impacto sobre o desempenho comercial foram: a) alta volatilidade do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) decorrente da baixa hidrologia verificada no Sistema Interligado Nacional; b) grande exposição dos geradores hidráulicos ao GSF; c) incerteza quanto à retomada sustentável do crescimento econômico do Brasil que referencia a liquidez futura do mercado e a disposição de compra dos grandes consumidores de energia; e d) o elevado nível de judicialização verificado no setor elétrico no mercado de curto prazo.
EQUILÍBRIO
Nesse contexto, a estratégia comercial da CTG Brasil foi maximizar as receitas de venda de energia em médio e longo prazos, com base em uma carteira diversificada de clientes com robusta qualidade de crédito, equilibrando assim a equação de risco e retorno para o portfólio de vendas. O mercado livre de energia elétrica no país tem ocupado cada vez mais um importante espaço e há várias iniciativas em andamento no Congresso Nacional para ampliação do Ambiente de Contratação Livre (ACL). A equipe comercial reuniu-se com clientes atuais e potenciais, para apresentar a CTG Brasil como parceiro comercial de grande porte e lastreado em ativos de geração de fontes renováveis.
Outro aspecto relevante foi a manutenção da Certificação do Sistema de Gestão da Qualidade, com base na norma NBR ISO 9001:2008 realizada pela instituição independente Fundação Vanzolini, para o escopo de Comercialização de Energia Elétrica para ACL e ACR para a empresa Rio Paranapanema Energia. A empresa iniciou trabalho para a adaptação à nova versão da Norma ISO9001:2015, o que deve ocorrer em 2018. A partir de 2019, a certificação será ampliada para as demais empresas do grupo.
A principal meta para médio e longo prazos é assegurar a contratação ótima do portfólio de vendas da Companhia, conciliando o risco e o retorno de cada operação de venda para a maximização dos resultados. A equipe de Comercialização deverá selecionar as oportunidades de venda que façam mais sentido à estratégia comercial, como fidelização de clientes, qualidade de crédito das contrapartes e múltiplos anos de suprimentos, tanto no ACL quanto no ACR, dependendo da melhor oportunidade identificada no momento da venda.
A previsão do setor, ainda baseada no cenário de restrição hidrológica, é de maior volatilidade dos preços de energia no ACL no horizonte de 2018 e 2019, o que tende a influenciar os preços de médio e longo prazo no ACL (2020 a 2022). Sendo assim, a CTG Brasil já estuda mecanismos de mitigação desse risco.
SATISFAÇÃO DO CLIENTE
A partir da estruturação do plano de integração comercial das empresas da CTG Brasil, houve a padronização de fluxos e processos de trabalho, assegurando 100% de conformidade nas entregas para os clientes. Foram realizadas campanhas promocionais, com envio de mala direta tridimensional, e concebido um Plano de Marketing que será implantado no decorrer de 2018.
A pesquisa de satisfação de clientes da Rio Paranapanema, realizada por empresa independente, obteve 91,9% de clientes satisfeitos, índice acima da média de mercado (83,5%). Considerando sua periodicidade bianual, a próxima pesquisa será realizada em 2019, incluindo todas as empresas do grupo.
A pesquisa identificou que 73,3% dos consumidores livres declararam não ter percebido nenhuma alteração no relacionamento com a Rio Paranapanema como efeito da mudança de controle acionário, o que sinaliza um bom resultado do processo de integração à CTG Brasil.
"Somos uma empresa com atuação global e temos como diretriz contratar energia com grandes geradores, que possam garantir o suprimento das nossas operações. Como temos metas arrojadas e desafiadoras de reduzir nossa emissão de carbono, também buscamos fornecedores dentro de uma matriz limpa de energia. A parceria com CTG Brasil para nós é estratégica, porque nos atende nesses dois quesitos: capacidade de suprimento e filosofia de fornecimento de energia limpa. Nosso relacionamento teve início quando a Rio Paranapanema ainda fazia parte da Duke Energy e tem se estreitado cada vez mais, por meio dos novos contratos fechados no último ano.”
Alfredo Lamêgo Duarte, Global Supply Manager – Energy & Utilities da Anglo American
DESEMPENHO FINANCEIRO
RESULTADO
A receita líquida combinada das operações da CTG Brasil totalizou R$ 3.994 milhões em 2017, estável comparativamente aos R$ 3.436 milhões registrados no ano anterior.
A geração operacional de caixa (Ebitda, da sigla em inglês Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization, ou lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) foi de R$ 3.162 milhões, com margem de 79,18%. O lucro líquido somou R$ 871 milhões, com margem líquida de 21,8%.
melhor projeto no Citenel
O projeto de Veículo Aéreo Não Tripulado (Vant ou drone) para o monitoramento remoto de reservatórios de usinas hidrelétricas, desenvolvido pela CTG Brasil, conquistou em 2017 o primeiro lugar em duas categorias das três premiações do Congresso de Inovação Tecnológica em Energia Elétrica (Citenel: Melhor Produto em Exposição e Melhor Trabalho Técnico em Pesquisa e Desenvolvimento). A escolha se deu entre mais de 170 produtos em exposição e cerca de 350 trabalhos técnicos inscritos nesse que é o maior evento de inovação do setor elétrico brasileiro
Dois projetos da CTG Brasil haviam sido selecionados e aprovados pela Aneel para apresentação durante as sessões técnicas do Citenel e outros dois foram selecionados para completar o portfólio durante o congresso. Pela primeira vez, a Companhia participou como patrocinadora do Congresso, realizado em João Pessoa (PB).
Por ter sido desenvolvido com tecnologia nacional, o protótipo torna sua aquisição e manutenção mais vantajosa economicamente para os geradores de energia hidrelétrica do Brasil. Entre seus diferenciais estão o fato de ser híbrido (motores que combinam combustão e eletricidade), o que propicia elevado tempo de voo e capacidade de carga; e a possibilidade de realizar pousos de forma autônoma, mesmo em alvos em movimento. Orçado em R$ 1,6 milhão, o projeto está atualmente em fase de finalização. A previsão é que as atividades de monitoramento das bordas dos reservatórios iniciem em 2018.
PRINCIPAIS PROJETOS DE P&D
Entre os trabalhos executados em 2017, destacaram-se os seguintes projetos: