Até meados da década de 90, o setor elétrico era constituído, predominantemente, de empresas estatais que atuavam tanto nas atividades de geração quanto de transmissão e distribuição de energia elétrica. Nesse período, os recursos para construção de usinas, linhas de transmissão e os sistemas de distribuição eram provenientes de financiamentos públicos, o que gerava escassez de investimentos no setor elétrico.
O aumento da demanda por energia decorrente do forte crescimento econômico impôs a necessidade de mudar o modelo até então adotado.
O governo federal iniciou uma reforma no setor. Adotou regras que permitiram a participação da iniciativa privada no segmento de geração de energia elétrica e iniciou o processo de competição na comercialização de energia com a criação da figura do consumidor livre. Em 1993, foi extinta a equalização tarifária e foram criados os contratos de suprimento entre geradores e distribuidores, que abriram o caminho para a desestatização.
A reestruturação e a privatização do setor elétrico tiveram início no primeiro governo do presidente Fernando Henrique Cardoso (1995-1998), por meio da lei das concessões (nº 8.987/95). Essa reestruturação alterou o perfil das empresas de energia elétrica, dividindo-as de acordo com os segmentos de atuação: geração, transmissão e distribuição. Cada um deles tem enquadramento regulatório específico.
Nesse modelo, houve a necessidade de criação de um órgão regulador, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL); um operador para o sistema elétrico nacional, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), e um ambiente para a realização das transações de compra e venda de energia elétrica, o Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE), atual Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
No inicio dos anos 2000, como consequência da insuficiência de investimentos, do aumento da demanda e do desequilíbrio dos reservatórios, o setor elétrico sofreu uma grave crise de abastecimento que obrigou o País a adotar programas emergenciais de racionamento nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste. Este fato culminou na adoção de alterações regulatórias com o objetivo principal de garantir a continuidade do fornecimento de energia elétrica, o equilíbrio entre oferta e demanda, a modicidade tarifária e a inserção social. A necessidade de mudanças estruturais identificadas com a crise foi sanada por meio da implantação do Novo Modelo Elétrico Brasileiro, introduzido a partir de 2004.
A EDP Energias do Brasil, subsidiária da EDP Energias de Portugal, constitui a holding de um grupo de empresas com portfólio diversificado que gera, distribui e comercializa energia elétrica em grande parte do mercado brasileiro.
Tendo em vista as necessidades crescentes de utilização de energia no Brasil e também levando em conta a preocupação com o meio ambiente e os impactos decorrentes da obtenção de energia, a EDP Energias de Portugal tem promovido no Brasil, com sucesso, a construção de grandes aproveitamentos hidroelétricos, comprometendo-se sempre em produzir energia.
A EDP Energias de Portugal iniciou seus investimentos no Brasil através da participação minoritária na Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro em 1996. Posteriormente, foi adquirida uma fatia de 25% da Usina Hidrelétrica Lajeado, localizada no Rio Tocantins, inserindo o grupo no segmento de geração. Com a incorporação da Espírito Santo Distribuição de Energia e da Empresa Bandeirante de Energia, atualmente denominadas EDP Espírito Santo e EDP São Paulo, a multinacional portuguesa constituiu a EDP Brasil para atuar como holding detentora dos ativos no país. Em 2001, foram obtidas concessões para a construção das usinas Peixe Angical, localizada no Rio Tocantins, e Couto Magalhães, localizada no Rio Araguaia. Quatro anos depois, a companhia abriu capital em oferta pública de ações no Novo Mercado da B3, em operação de quase R$ 1,2 bilhão. Neste período, a denominação social foi alterada de EDP Brasil para EDP Energias do Brasil. Após a capitalização, os principais investimentos foram em geração termelétrica, pequenas centrais hidrelétricas e parques eólicos. Nos últimos anos, a companhia venceu leilões para concessão de serviços de transmissão de energia elétrica, incluindo linhas e subestações nos estados do Maranhão, Espírito Santo, São Paulo, Minas Gerais, Santa Catarina e Rio Grande do Sul. Em contrapartida, foram vendidas participações detidas na EDP Pequenas Centrais Hidrelétricas, composta por sete usinas hidrelétricas, na Santa Fé Energia e na Costa Rica Energética. As transações ocorreram entre setembro e dezembro de 2018, rendendo aproximadamente R$ 644,3 milhões.
O parque gerador brasileiro é predominante hidrelétrico, apesar do considerável aumento da participação das usinas térmicas e energia proveniente de fontes renováveis.
O Brasil tem o terceiro maior potencial hidroelétrico do mundo, com cerca de 248 GW, sendo que o aproveitamento deste potencial é de aproximadamente 43%. Segundo o Plano Decenal de Expansão aprovado em 2017 pelo MME, a capacidade de geração instalada do País deverá aumentar para 212,5 GW até 2026, dos quais 110,5 GW (52%) corresponderão à geração hidrelétrica, 23,3 GW (10,9%) à geração termelétrica, 3,4 GW (1,6%) à geração nuclear, 63 GW (29,7%) à outras fontes renováveis e 12,2 GW (5,7%) à alternativa de indicativa de ponta (pode contemplar termelétricas ciclo aberto, usinas reversíveis, motorização adicional de hidrelétricas, baterias ou gerenciamento da demanda). (Fonte: EPE - Plano decenal 2017-2026).
O consumo de energia elétrica no Brasil totalizou 463,948 GWh no ano 2017, sendo que do total desse consumo, 58,1% foi consumido pela Região Sudeste/Centro-Oeste. O consumo da Classe Industrial totalizou 165,883 GWh, que corresponde a 35,8% do total da energia elétrica consumida, aumento de 1,3% em relação ao ano anterior. O consumo da Classe Residencial totalizou 133.904 GWh, 28,9% do total, e consumo per capita 157 kWh/mês.
Vantagens
Estrutura integrada: a companhia conta com diversificação no setor de atuação, com ativos em geração, transmissão e distribuição, permitindo captura de sinergias operacionais e mitigação de riscos inerentes às atividades. Em geração, a expertise do grupo controlador é um fator chave para aproveitar oportunidades em novos projetos e formar parcerias estratégicas. Além de operar com fontes hídricas, aumentou recentemente sua presença em energia térmica, fonte alternativa em momentos de alto risco hidrológico. Outra questão importante é a maior proporção de receita projetada em transmissão, considerado um segmento menos volátil. Na parte de distribuição, vale ressaltar o histórico de investimentos em expansão, melhoria da rede e combate a perdas.
Situação financeira: a alavancagem financeira está bem abaixo da média do setor, sustentada pelo crescimento na geração de caixa e disciplina na alocação de capital. Embora a necessidades de investimento para os próximos anos seja maior, com o desenvolvimento de ativos de transmissão e atualização da rede de distribuição, acreditamos que a estrutura de capital se mantenha equilibrada devido a maior previsibilidade dos resultados e diversificação dos ativos operacionais. Além disso, a empresa tem acesso a várias fontes de crédito, dentro e fora do Brasil, uma vez que a controladora atua de forma global.
Eficiência operacional: os custos gerenciáveis apresentam certa estabilidade nos últimos anos, permitindo ganhos de eficiência e expansão de margens. Após o lançamento do planejamento orçamentário em 2015, a empresa buscou simplificar as estruturas societárias, reorganizou os processos operacionais e racionalizou cargos e níveis hierárquicos. Esse tipo de inciativa contribuiu com a modificação na cultura organizacional, permitindo maior comprometimento dos colaboradores com o nível de produtividade. Destaque para o aumento de processos robotizados, incluindo em alguns casos inteligência artificial, redução de perdas comerciais, instalação de centro de serviços partilhados e definição de focos estratégicos.
Diversificação: atua nas três áreas do setor elétrico (geração, transmissão e distribuição).
Desvantagens
Mudança em subsídios: algumas controladas possuem benefícios fiscais, incluindo diferimento e isenção, e mudanças na legislação estadual onde os projetos estão localizados podem afetar as estimativas financeiras e acarretar desembolsos não previstos. Vale ressaltar que incentivos federais da região da Sudam e Sudene e de investimento em infraestrutura possuem maior segurança jurídica.
Condições hidrológicas: em geração hidrelétrica, o risco está associado à redução dos reservatórios em períodos de seca. Com fluxo excessivamente baixo, os geradores comprometidos com contratos terão que incorrer em custos adicionais para adquirir energia no mercado à vista para honrar suas obrigações. Em distribuição de energia, um programa de racionamento poderia diminuir o volume distribuído a consumidores finais, afetando a receita.
Regulação do setor: A Aneel pode extinguir concessões antes do vencimento se for de interesse público ou se não forem observadas suas disposições, impossibilitando o retorno total do investimento. Além disso, as tarifas cobradas por venda de energia a consumidores cativos são determinadas pelo órgão regulador, que possui poder discricionário para estabelecer os valores. Mudanças na metodologia utilizada para calcular preços de energia no mercado livre também podem trazer incertezas para o setor.
Fonte: PROJETOS DE INVESTIMENTO HIDROELÉTRICOS DA EDP NO BRASIL.
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