Isso deve reduzir a necessidade de transmissoras também, pois reduz a potência transmitida a longas distâncias. Será que o futuro é muita energia fotovoltaica aliada a pequenas usinas mais locais para suprir a energia a noite ? (Quando o consumo já eh menor)
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Quebrou minha Neoca (neoenergia)
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Em um tópico sobre diversificação eu cheguei a comentar que um dos colegas que basicamente só tem banco e elétrica na carteira fica facilmente exposto a canetadas do Governo. Dito e feito.
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Confira os vencedores:
Lote I (MG/ES): Cemig (CMIG4), com RAP de R$ 16,995 milhões e deságio de 48%;
Lote 2 (RO): Energias do Brasil (ENBR3), com RAP de R$ 24,9 milhões e deságio de 45,1%;
Lote 3 (MA/PA): Taesa (TAEE11), com RAP de R$ 91,3 milhões e deságio de 47,9%;
Lote 4 (RJ): Usina Termelétrica Norte Fluminense, com RAP de R$ 18,35 milhões e deságio de 50,7%;
Lote 5 (RS): Taesa, com RAP de R$ 152,2 milhões e deságio de 34,2% e
Lote 6 (SP): Consórcio Olympus, formado por Alupar (ALUP11) e Perfin (PFIN11), RAP de R$ 69,5 milhões e deságio de 15%.
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Olha o perfin aí… Podiam ter colocado o código dele pra ver se dava uma animada na cotação
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Tópico pardo, alguém analisando trpl, emae e aes?
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Estou aportando em AES, acho que existe boas perspectivas de crescimento, mas me surpreendeu algumas notícias recentes que fala de uma maior oferta de energia do que demanda
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O JPMorgan ainda questiona se a decisão pode ter impacto para outras empresas. “Achamos que os investidores podem questionar se a Enel, a Iberdrola e a Engie fariam o mesmo para fechar o capital das suas subsidiárias na América Latina (Enel Chile, Enel Americas, Neoenergia, Engie Brasil e Engie Chile)”, afirma.
Devido à alavancagem e questões regulatórias locais, os analistas do banco acreditam que os únicos com maiores chances de serem compradas pelas matrizes são as subsidiárias da Engie.
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Assim, esse cenário seria muito negativo para geradoras como Eletrobras, AES Brasil, Auren, Eneva, Engie e Omega, enquanto as concessionárias integradas com ativos de geração também seriam atingidas.
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São estudos muito iniciais, mas acredito que é um risco para empresas apenas geradoras que costumam ter uma precificação mais cara justamente pelas maiores margens. Os últimos resultados das geradoras estão bem pressionados justamente pela grande oferta de energia…
Por outro lado, parece ser uma oportunidade para a OPCT3 no longo prazo. O problema é que esta empresa não tem apresentado resultados convincentes e o longo prazo carrega muitos riscos de execução.
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Invenção do governo atual, projeto para 3 a 4 mandatos, se fosse para frente mesmo assim, seria mais um projeto com prejuizo para petro fora da sua area principal, que seria vendido em um mandato diferente talvez para uma das empresas citadas, como ja ocorreu com outras frentes.
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Impacta a AERIS também? Não sei se as coisas que ela faz serve pra lá.
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Creio que sim também!
Não sei se diretamente porque tem que ver a capacidade instalada e a necessidade de novos investimentos; mas acredito que indiretamente melhoraria as margens pelo aumento da demanda no setor.
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Vencimentos das concessões de distribuição:
EDP Brasil (e Celesc):
Energisa:
Neoenergia:
CPFL:
- CPFL Paulista → 11/2027
- CPFL Piratininga → 10/2028
- CPFL Santa Cruz → 07/2045
- RGE → 11/2027
Equatorial:
- Equatorial Goiás → acredito que será de 30 anos a partir de quando for finalizada a transição com a CELG-D da Enel em 2023.
Coelce:
- Ceará → 13/05/2028.
Cemig:
- Minas Gerais → 01/01/2046
Copel:
- Paraná → 07/07/2045
Light:
- Rio de Janeiro → 04/06/2026
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O Ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou em evento na última segunda-feira (27) que o processo de renovação da concessão das distribuidoras de energia elétrica provavelmente não exigirá o pagamento de bônus de concessão, o que foi considerado positivo pelo Credit Suisse, pois ajuda a reduzir o ruído e traz uma visão favorável ao mercado para tópicos importantes.
A visão do ministro sobre os cenários para a renovação de concessões de distribuição de energia também está alinhada com a expectativa do Credit Suisse, que seria replicar a mesma abordagem usada em 2015/2019, quando 39 concessões de distribuição foram renovadas.
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Eu recomendo a leitura da última carta da Squadra aos cotistas. Eles falam coisas a respeito da TIR de vários desses projetos de geração solar e eu concordo inteiramente com eles. Inclusive, acho que muito FIP-IE vai dar bem ruim.
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A distribuidora admitiu o arredondamento, mas ponderou que o fato não traria prejuízos ao consumidor “visto que arredondamentos a maior em um mês poderiam ser compensados quando acontecessem arredondamentos a menor”. A regulação, no entanto, proíbe as concessionárias de distribuição de “truncar ou arredondar as grandezas elétricas e os valores monetários durante os processos de leitura e realização de cálculos”.
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