Como as distribuidoras de eletricidade têm lidado com a recessão prolongada

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Data de Publicação: 16 de novembro de 2016 Relatório

Como as distribuidoras de eletricidade têm lidado com a recessão

prolongada

Analistas principais: Vinicius Ferreira, São Paulo, 55 (11) 3039-9763, vinicius.ferreira@spglobal.com;

Marcelo Schwarz, CFA, São Paulo, 55 (11) 3039-9782, marcelo.schwarz@spglobal.com

A recessão severa no Brasil continua afetando as distribuidoras de eletricidade brasileiras. A demanda continua reprimida, sobretudo em virtude da forte desaceleração da atividade industrial, que reduziu os volumes e gerou excedente de energia este ano. Além disso, as distribuidoras planejaram suas compras deste ano quando as perspectivas econômicas no Brasil eram muito mais otimistas, o que exacerbou tal dinâmica. A demanda também caiu em função do aumento do desemprego e seu efeito negativo na renda disponível das famílias. A demanda foi particularmente afetada pelo forte incremento nas tarifas de eletricidade em 2015 a fim de compensar os custos de energia mais altos acumulados nos últimos anos (consulte “Distribuidoras de eletricidade enfrentam a recessão como principal risco de crédito, após fim da estiagem”, publicado em 28 de março de 2016). Por esse motivo, uma das principais preocupações da S&P Global Ratings é o aumento na inadimplência e o furto de energia, que representavam um desafio apenas para as distribuidoras que operam em áreas economicamente desfavorecidas.

No entanto, a maioria das distribuidoras que avaliamos tem se beneficiado do aumento extraordinário nos fluxos de caixa, refletindo a recuperação em 2016 de custos de energia passados, o que elevou a liquidez dessas empresas e é especialmente útil em vista da restrição nos mercados de crédito. Considerando que as hidrelétricas atendem a cerca de 75% da demanda de eletricidade no Brasil, um efeito colateral positivo da baixa demanda tem sido a menor pressão nos principais reservatórios do país. Dadas as recentes iniciativas das distribuidoras para lidar com o aumento da inadimplência e das perdas, esperamos que resistam à atual desaceleração econômica no país, embora a situação nos próximos anos dependa do desempenho econômico geral do Brasil e seu impacto no desempenho operacional e financeiro das distribuidoras.

Por fim, do ponto de vista creditício, o rating do Brasil limita aqueles das distribuidoras. Assim, um rebaixamento do rating soberano resultará em ação similar para essas empresas, como observado nas ações de rating negativas em setembro de 2015 e fevereiro de 2016. (Assista à edição do CreditMatters TV “Recessão econômica afeta distribuidoras de energia no Brasil”, de 17 de novembro de 2016)

Resumo

 As distribuidoras brasileiras têm se beneficiado dos fluxos de caixa temporariamente altos em 2016, após a monetização de ativos regulatórios decorrente dos custos de eletricidade passados mais elevados. Porém, a situação em 2017 dependerá do desempenho

econômico geral do Brasil.

 A recessão continua restringindo a demanda, à medida que as atividades industriais e comerciais desaceleram, afetando o mercado de trabalho e os níveis de renda.

 Após o reajuste médio de 50% em 2015, as tarifas de eletricidade mais altas têm levado a um aumento na inadimplência e perdas.

 As distribuidoras planejaram suas compras de energia na expectativa de um cenário muito mais favorável, o que resultou em um excedente de contratos de energia. Porém, não esperamos impacto adverso no setor, embora isso varie de empresa para empresa.  O refinanciamento continua representando um risco, mas a recuperação de custos de

energia anteriores em 2016 proporciona certo alívio às distribuidoras, atenuando a pressão em suas cláusulas contratuais restritivas (covenants) financeiras.

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Demanda por energia continua fraca

Os desafios econômicos do Brasil, combinados ao forte aumento nas tarifas em 2015, afetou o consumo de eletricidade do país, particularmente no segmento industrial (gráfico 1).

Nos primeiros nove meses de 2016, o consumo de energia no Brasil caiu 0,9% em comparação ao mesmo período de 2015, mas a demanda começou a se recuperar no terceiro trimestre. Entretanto, a produção industrial caiu 3,7% no período e ainda está tentando se recuperar, o que também contribuiu para um aumento na taxa de desemprego do país (gráfico 2).

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As elevadas temperaturas nos últimos meses, combinadas com a absorção das altas tarifas em 2015, contribuíram para uma ligeira recuperação na demanda de eletricidade no segmento residencial este ano. O segmento comercial ainda tem apresentado dificuldades para se recuperar, como observado na queda de cerca de 7% nas vendas de varejo este ano.

Como resultado, considerando nossa expectativa de contração do PIB brasileiro de 3,3% em 2016 e crescimento de 1,5% em 2017, esperamos que a demanda de eletricidade doméstica continue fraca, embora isso dependa de outras variáveis, incluindo a temperatura.

Nesse contexto, a demanda por energia no Brasil é atualmente muito inferior às expectativas das distribuidoras quando estas planejaram suas compras de energia há alguns anos, resultando em um excedente de contratos de energia. De acordo com as últimas estimativas da Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica, as distribuidoras terão um excedente de eletricidade de 4%-5% ao fim de 2016. Porém, a pressão diminuiu recentemente, após a usina hidrelétrica de Belo Monte concordar em reduzir sua obrigação de entregar 700 megawatts (MW) entre agosto e dezembro. Dessa forma, as

distribuidoras estão em geral preparadas para cobrir totalmente seus custos por meio das tarifas até o fim do ano.

No entanto, acreditamos que o excedente de oferta deva permanecer um risco em 2017, pois o efeito de alguns acordos entre as geradoras e distribuidoras passará. Em nossa opinião, isso poderá enfraquecer o desempenho operacional das distribuidoras. De acordo com a regulação, as tarifas de eletricidade

incorporam todos os impostos, encargos setoriais e custos de transmissão e geração, além da taxa por uso de rede de distribuição. Os custos de compra de energia incorporam o montante de energia suficiente para atender até 105% da demanda de eletricidade na área de concessão. Se exceder essa porcentagem, o volume torna-se um risco para a distribuidora. Como as distribuidoras devem vender toda oferta excedente no mercado spot, as perdas financeiras diminuíram recentemente com o aumento dos preços spot de eletricidade. Ainda assim, os preços médios continuam inferiores àqueles dos contratos de compra de energia das empresas, que ocasionaram perdas este ano.

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Para reduzir os excedentes de energia, as distribuidoras e a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) concordaram com as seguintes iniciativas:

 Eliminar alguns contratos na forma de cotas de eletricidade, para fins de cálculo dos excedentes de energia. Estes contratos foram criados após a promulgação da Lei 12.783, em 2013, que ofereceu às geradoras de energia a renovação antecipada das concessões com vencimento entre 2015 e 2017 em troca de redução significativa nos preços de energia, bem como cotas adicionais de 6.000 MW do novo leilão no fim de 2015 das hidrelétricas das concessionárias que não aceitaram as renovações de concessão nos termos propostos.

 As distribuidoras e as geradoras agora podem cancelar os contratos de compra e venda de energia elétrica (CCEE) e a alterar os termos dos contratos de forma bilateral, tendo que notificar a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica e a ANEEL após o acordo, o que agiliza o processo. Anteriormente, isso tinha que ser aprovado previamente pela ANEEL.

 Os contratos de energia referentes a clientes especiais (i.e. com consumo entre 500 kilowatts [kW] e 3.000 kW) podem migrar para o mercado livre junto com os clientes, caso estes optem pela

migração. Ao contrário do mercado cativo, em que a distribuidora é responsável por comprar energia elétrica e vender aos clientes, no mercado livre o cliente assina o contrato diretamente com a geradora ou uma empresa de comercialização de energia elétrica e paga somente a taxa de uso da rede de distribuição à distribuidora que atende à área de concessão.

 As distribuidoras não são mais obrigadas a renovar um mínimo de 96% dos contratos quando estes vencem.

Essas iniciativas devem ajudar as distribuidoras a atenuar o efeito da recessão sobre seus contratos de compra de energia elétrica, os quais foram elaborados quando a perspectiva econômica para o Brasil era mais favorável. Em geral, não esperamos que os excedentes de eletricidade afetem a qualidade de crédito das distribuidoras, sobretudo no curto prazo, embora isso possa variar de acordo com o caso específico, dependendo, em última instância, não apenas da demanda de eletricidade, mas também dos preços spot vigentes. 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 (R$/MWh) Gráfico 3

Preços spot médios no Brasil

Fonte: CCEE.

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Recessão aumenta a inadimplência e perdas de eletricidade

Como as contas de energia elétrica têm representado peso maior na renda disponível das famílias, os recebíveis das distribuidoras de eletricidade diminuíram recentemente. Embora as empresas se beneficiem das multas que os clientes pagam por contas em atraso, a inadimplência reduz as margens operacionais. Dessa forma, as distribuidoras monitoram constantemente seus portfólios a fim de manter as contas inadimplentes sob controle.

As “perdas não técnicas de energia elétrica”, ou furto de energia, também têm aumentado. A deterioração do mercado de trabalho e a recente redução marginal na tarifa, que não foi suficiente para compensar o aumento médio de 50% na tarifa em 2015, incentivaram as conexões ilegais na rede de eletricidade. Em resposta a isso, as distribuidoras têm alocado recursos para identificar e eliminar os furtos de energia, expandindo suas equipes dedicadas não apenas à supervisão, mas também a realizar acordos de maneira proativa com os clientes. Algumas empresas utilizam comunicação digital para lembrar seus clientes do pagamento de suas contas.

Além disso, como a arrecadação têm diminuído, as distribuidoras têm elevado suas provisões para contas em atraso nos últimos trimestres (gráfico 5). Elas têm de cumprir as exigências regulatórias mínimas de provisão da ANEEL:

 Clientes residenciais com pagamentos em atraso há mais de 90 dias;  Clientes comerciais com pagamentos em atraso há mais de 180 dias; e

 Clientes dos setores industrial, rural e público com pagamentos em atraso há mais de 360 dias. No entanto, as distribuidoras possuem certa flexibilidade para fazer provisões para clientes de maior porte (i.e. aqueles que consomem mais energia) graças aos reforços de crédito, como garantias e cartas de crédito. 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 2T16 3T16

Mais de 90 dias Até 90 dias Vencidos

Gráfico 4

Composição dos recebíveis

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Em nossa opinião, a crescente parcela de provisões para contas em atraso como porcentagem da receita líquida é uma tendência geral no país e não apenas em áreas em dificuldade econômica ou menos

desenvolvidas. Contudo, acreditamos que as distribuidoras estejam acompanhando de perto esses índices e tomando medidas para conter as perdas e a inadimplência.

Próxima estação chuvosa será crucial para os reservatórios no Brasil

O outro lado da atual recessão é que a queda no consumo de energia ajudou na recomposição dos

reservatórios no país. Embora os níveis de chuva nos subsistemas das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste tenham melhorado em comparação ao último ano após um período de seca prolongado e os níveis dos reservatórios estejam agora acima daqueles observados em 2015 em meio a preocupações quanto a um racionamento, eles ainda não são suficientes para atender à demanda do país por mais de um ano caso ocorra uma nova seca (gráfico 6). Apesar de acreditarmos que a probabilidade do risco de racionamento no curto prazo seja praticamente zero, o nível pluviométrico nos próximos meses durante a estação chuvosa será crucial para continuar enchendo os reservatórios, principalmente no subsistema do nordeste, que já está abaixo de 10%.

Como os níveis dos reservatórios ainda estão baixos e as perspectivas de chuva não são favoráveis, a ANEEL já alterou a bandeira tarifária em novembro de verde (desde abril deste ano) para amarela. Será cobrado um adicional de R$ 15,00/MWh nas contas de energia, indicando a necessidade de um uso mais consciente de eletricidade pelos consumidores, o que poderá pressionar ainda mais a demanda. A mudança na bandeira tarifária reflete não apenas a expectativa de uma maior exigência de despacho térmico nos próximos meses para preservar os níveis dos reservatórios, mas também problemas específicos no subsistema do nordeste. Os reservatórios da região atingiram níveis tão baixos que comprometeram a geração das hidrelétricas, ao passo que a capacidade de transmissão não é suficiente para trazer eletricidade dos outros subsistemas.

0,8% 1,0% 1,2% 1,4% 1,6% 1,8% 2,0% 2,2% 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 2T16 3T16 Gráfico 5

Provisões para contas em atraso/receita líquida

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O impacto nas distribuidoras que avaliamos dependerá dos preços spot vigentes. Caso permaneçam acima de R$ 211/MWh, o gatilho para uma bandeira amarela, as distribuidoras poderão reduzir suas perdas decorrentes da sobrecontratação de energia e algumas poderão até registrar lucro. De acordo com a regulação, como as distribuidoras correm o risco dos contratos que ultrapassam 105% da demanda na área de concessão, qualquer ganho resultante da venda de energia a um preço spot acima do preço médio dos contratos de compra de energia não será repassado aos clientes no próximo reajuste tarifário. Além disso, esperamos que as bandeiras tarifárias cubram as necessidades de capital de giro relacionadas ao aumento de custos do maior despacho térmico.

Distribuidoras estão recuperando custos passados em 2016

Ainda assim, as distribuidoras conseguiram monetizar alguns ativos regulatórios, acumulados em razão dos custos mais altos de eletricidade nos últimos anos. Após atingir o pico de R$ 12 bilhões no terceiro trimestre de 2015, essa recuperação dos custos proporciona um alívio temporário às distribuidoras nessa situação desafiadora (gráfico 8). (Um ativo regulatório consiste em um direito de receber no futuro um montante em dinheiro — geralmente, na forma do próximo reajuste tarifário anual — por custos adicionais incorridos pelas distribuidoras os quais não tenham sido ainda incorporados às suas tarifas).

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As distribuidoras localizadas no Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil são obrigadas por lei a comprar 15%-20% de suas necessidades de energia de Itaipu Binacional (Itaipu: BB/Negativa/--; brAA-/Negativa/--), que são denominadas em dólar. Itaipu, controlada igualmente pelo Brasil e Paraguai, vende eletricidade em dólar, de acordo com o tratado assinado entre os dois países. A depreciação aproximada de 50% no real em 2015 resultou em um acúmulo massivo de ativos regulatórios para as distribuidoras. Nos últimos trimestres, as empresas monetizaram esses ativos, pois as tarifas de Itaipu para as distribuidoras caíram 32% em 2016, enquanto as contribuições obrigatórias para fundos específicos a setores, sobretudo a conta de CDE, também diminuíram, especialmente para as distribuidoras cujas tarifas ainda incorporavam esses custos mais altos. Embora a ANEEL tenha reduzido as tarifas de algumas distribuidoras que avaliamos, estas continuam em níveis historicamente altos.

Por outro lado, esperamos um aumento nas tarifas das distribuidoras no Norte e Nordeste em 2016 , embora abaixo da inflação de 7,5% estimada para 2016, uma vez que estas não são obrigadas a comprar energia elétrica de Itaipu. Suas tarifas também são inferiores àquelas de seus pares em outras regiões, pois os subsídios que recebem são superiores às contribuições exigidas (gráfico 9). Estas, por sua vez, ajudam essas empresas a gerarem fluxos de caixa mais estáveis.

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Para 2017, esperamos que os fluxos de caixa do setor se estabilizem, à medida que os ativos regulatórios sejam totalmente monetizados para recuperar os custos de energia que as empresas acumularam nos últimos anos, e o desempenho deve refletir o ambiente econômico do Brasil.

Rating soberano continua sendo um fator limitador

A maior parte das concessionárias de serviço de utilidade pública que avaliamos sofreu ações de rating negativas em 2016, após rebaixarmos os ratings do Brasil em 17 de fevereiro de 2016 de 'BB+' e 'brAAA' para 'BB' e 'brAA-', respectivamente. Em nossa visão, as concessionárias reguladas não podem ser

avaliadas acima do rating soberano, pois suas operações estariam suscetíveis à intervenção governamental em um cenário de estresse soberano em função da forte regulação sobre essas empresas.

Das 24 concessionárias de energia elétrica brasileiras que avaliamos, 21 têm seus ratings atualmente limitado pelo rating soberano ou pelo rating de sua respectiva controladora. A Eletrobras - Centrais Elétricas Brasileiras S.A. na realidade se beneficia do fato de ser controlada pelo governo. Apesar do perfil de crédito individual 'b+' da empresa, seus ratings são equivalentes aos ratings soberanos, dada nossa opinião da probabilidade quase certa de suporte extraordinário do governo.

Os ratings das demais distribuidoras ou grupos de energia integrados possuem perspectiva negativa, exceto a Light Serviços de Eletricidade S.A., cuja perspectiva é estável. As perspectivas negativas refletem aquela do rating soberano, exceto a Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A., cuja perspectiva negativa de seu rating reflete os fundamentos de crédito específicos à empresa.

Liquidez parece adequada, mas o risco de refinanciamento é um fator de

preocupação

Embora a liquidez das distribuidoras tenha se enfraquecido desde 2015, em geral, ainda acreditamos que essas empresas devam continuar apresentando fontes de liquidez adequadas para financiar seus usos, enquanto continuam cumprindo seus covenants. Em alguns casos, esperamos folgas apertadas nos

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como observado nos crescentes custos de serviço da dívida. Além disso, os grandes bancos brasileiros concederam grandes volumes de crédito ao setor de energia elétrica nos últimos anos, enquanto as empresas têm que lidar com o efeito negativo da recessão em seus fluxos de caixa. Embora a monetização dos ativos regulatórios tenha proporcionado certo alívio à liquidez em 2016, a situação em 2017 dependerá as condições econômicas gerais.

Dada a queda na demanda por eletricidade, a oferta excedente de energia e o aumento da inadimplência e das perdas, as distribuidoras priorizaram medidas de eficiência por meio da redução das despesas

gerenciáveis, o que é particularmente importante, dada a abordagem mais rígida da ANEEL para a qualidade dos serviços. Para não arriscar a perda de suas concessões, as distribuidoras devem realizar investimentos substanciais. Alguns grupos também têm recorrido à venda de ativos para melhorar sua liquidez e estrutura de capital, e, embora a fragilidade econômica possa reduzir o apetite dos investidores, foram realizadas algumas transações recentemente. O grupo State Grid International Development Ltd. (A+/Negativa/--), baseado na China, assinou um acordo para adquirir participação na CPFL Energia S.A., atualmente o maior grupo privado de energia elétrica integrado no Brasil. A Eletrobras está em vias de privatizar a Celg Distribuição S.A. (não avaliada) e decidiu recentemente não renovar as concessões de suas outras seis distribuidoras em dificuldade financeira, com o objetivo de vendê-las ao fim de 2017.

Distribuidoras enfrentam um cenário econômico desafiador

Esperamos que as distribuidoras brasileiras permaneçam fortes o suficiente para superar a atual recessão. Embora tenha ajudado a preservar os níveis dos reservatórios, afetados pela seca severa em 2013-2015, a menor demanda por energia elétrica também reduziu o volume de energia vendida, o que, nos próximos anos, poderá resultar em compras de energia acima dos 5% que as distribuidoras poderão repassar em suas tarifas. Em geral, não esperamos que isso tenha impacto nos ratings, especialmente no curto prazo, embora possa variar de acordo com o caso e dependerá, em última instância, não apenas da demanda futura por eletricidade, mas também dos preços spot vigentes.

Além disso, a estagnação do mercado de trabalho elevou a inadimplência e as perdas de energia este ano, particularmente após o aumento de 50% nas tarifas em 2015. Em resposta, as distribuidoras estão

atualmente adotando medidas para melhorar a eficiência operacional.

A liquidez continua sendo um fator de preocupação, uma vez que o risco de refinanciamento aumentou diante dos mercados de crédito restritos, enquanto os grandes bancos domésticos já estão altamente expostos ao segmento e estão relutantes para lhe conceder crédito. No entanto, acreditamos que as distribuidoras terão fontes de liquidez suficientes para financiar suas operações, enquanto cumprem seus

covenants financeiras. Avaliamos a rápida monetização de ativos regulatórios como positiva. No entanto, as

condições do setor em 2017 dependerão das condições econômicas gerais do Brasil e seu impacto na demanda, no comportamento do consumidor e nos mercados de crédito.

Concessionárias de eletricidade brasileiras reguladas avaliadas

Entidade Segmentos Perfil de risco de negócios Perfil de Risco Financeiro Liquidez Rating na escala global Rating na Escala Nacional Brasil Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A.

Transmissão Satisfatória Intermediário Adequada BB/Negativa/-- brAA-/Negativa/brA-1 Companhia

Energética do Ceará - Coelce

Distribuição Satisfatória Intermediário Adequada brAA-/Negativa/brA-1 Elektro Redes S.ARerr

Distribuição Satisfatória Intermediário Adequada

brAA-/Negativa/--Neoenergia S.A.

Distribuição, geração, transmissão, comercialização

Satisfatória Significativo Adequada BB/Negativa/-- brAA-/Negativa/--Companhia de

Eletricidade do Estado da Bahia

Distribuição BB/Negativa/--

brAA-/Negativa/--Companhia Energética de Pernambuco (CELPE)

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brAA-/Negativa/--Companhia Energética do Rio Grande do Norte

brAA-/Negativa/--Energisa S.A. Distribuição, geração,

comercialização Satisfatória Significativo Adequada BB/Negativa/-- brAA-/Negativa/--Energisa

Paraíba-Distribuidora de Energia S.A.

brAA-/Negativa/--Energisa Sergipe-Distribuidora de Energia S.A.

brAA-/Negativa/--Espírito Santo Centrais Elétricas S.A.

Distribuição Satisfatória Significativo Adequada BB/Negativa/-- brAA-/Negativa/--Bandeirante

Energia S.A. Distribuição Satisfatória Significativo Adequada

brAA-/Negativa/--CPFL Energia S.A. Distribuição, geração,

comercialização Satisfatória Significativo Adequada brAA-/Negativa/--Companhia Paulista

de Força e Luz Distribuição

brAA-/Negativa/--Companhia Piratininga de Força e Luz

Distribuição

brAA-/Negativa/--Rio Grande Energia

S.A. Distribuição

brAA-/Negativa/--AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. Distribuição brAA-/Negativa/--Eletrobras -Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Distribuição, geração, transmissão Satisfatória Altamente Alavancado Menos que

adequada BB/Negativa/-- brA-1 Ampla Energia e

Serviços S.A Distribuição Regular Agressivo Adequada BB/Negativa/-- brAA-/Negativa/--Companhia

Energética de Minas Gerais S.A.

Distribuição, geração, transmissão, comercialização

Satisfatória Agressivo Adequada BB-/Negativa/-- brA/Negativa/--Cemig Distribuição

S.A. Distribuição BB-/Negativa/--

brA/Negativa/--Cemig Geração e Transmissão S.A.

Geração e

transmissão BB-/Negativa/--

brA/Negativa/--Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.

Distribuição Satisfatória Agressivo Menos que

adequada BB-/Negativa/-- brA-/Negativa/--Light Serviços de

Eletricidade S.A. Distribuição Regular Agressivo

Menos que

adequada brBBB+/Estável/brA-3

Apenas um comitê de rating pode determinar uma ação de rating e este relatório não constitui uma ação de rating.

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