l IFE: nº 4.029 - 05 de fevereiro de 2016 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Grandes
Consumidores Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Arrecadação com contas de luz eleva receita anual do sistema de bandeiras O sistema de bandeiras tarifárias arrecadou R$ 14,712 bi por meio das contas de luz ao longo do ano de 2015, segundo informou ontem a Aneel. A receita anual do sistema acabou sendo superior ao conjunto de gastos efetivamente apurados no período - influenciados especialmente pela operação de usinas termelétricas. Como a despesa anual de R$ 13,634 bi foi inferior à arrecadação, a conta que administra os recursos das bandeiras tarifárias terminou dezembro com o saldo positivo de R$ 1,078 bi. Segundo a Aneel, que a arrecadação é acumulada pelas próprias distribuidoras e devolvidas, com correção, aos consumidores no período dos reajustes tarifários anuais. Segundo Márcio Milan, da Tendências Consultoria, é pouco provável que o cenário mais benigno para os preços de energia se concretize conforme as expectativas de Braga, com a entrada da bandeira verde daqui a dois meses. "O volume de chuvas excepcional deste início de ano teria que se manter ao longo de todo o verão para isso acontecer", disse Milan, para quem as contas de luz vão subir 9% neste ano. Milan cortou essa estimativa em três pontos percentuais após a decisão da Aneel de reduzir os custos das bandeiras tarifárias, além de criar patamar menor para a bandeira vermelha. Para o economista da Tendências, é difícil que 2016 se encerre com deflação nos preços de energia devido a uma decisão judicial em favor da Abrace que pode elevar as contas de luz em algumas regiões em até 8%. Também contribui para alta das tarifas de eletricidade a indexação dos reajustes de distribuidoras a índices de inflação, afirma Milan. Sanchez, da LCA, não incluiu os possíveis impactos da liminar obtida pela Abrace n nas estimativas, mas destaca que somente a saída do impacto do início do regime de bandeiras em 2015 poderia causar recuo de 19% das tarifas de eletricidade neste ano. Os reajustes ordinários das distribuidoras e o aumento de impostos em alguns Estados, no entanto, reduzem esse potencial, diz ele, para quem a bandeira verde passará a vigorar a partir de junho. (Valor Econômico – 05.02.2016) 2 Discussão sobre matriz incentivada vai parar na Aneel A Ccee indeferiu cinco pedidos de comercializadoras que tentavam reverter a decisão de recontabilização das operações de compra e venda de energia incentivada. Após identificar operações supostamente anormais às práticas de comercialização, a CCEE determinou no dia 12 de janeiro que os contratos em questão fossem recontabilizados. Os agentes, por sua vez, tentaram impugnar à decisão que, após rejeitada pela CCEE na em 03 de fevereiro, segue parar avaliação da diretoria colegiada daAneel. Segundo documento publicado pela CCEE, foram rejeitados os pedidos das empresas Clime Trading Comercializadora de Energia; FC One Energia; Nova Energia Trading; BTG Pactual Comercializadora de Energia; e Comerc Power Trading. Também estão envolvidas nesse processo - porém não constam pedidos de impugnação - as empresas Diferencial Comercializadora de Energia e Prime Energy Comercializadora de Energia. De acordo com a CCEE, a decisão foi mantida porque os argumentos apresentados pelos agentes "não ensejaram reconsideração da decisão tomada pelo Conselho de Administração". Em essência, a discussão envolve a “acumulação” de descontos de TUSD e TUST em operações de compra e venda de energia. Para a CCEE, essa acumulação não pode ser realizada. 3 Especialistas falam sobre Matriz Incentivada Para Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc, a operação em questão deveria ser permitida porque é benéfica para o mercado e para o consumidor de energia. “Nosso entendimento é que essa operação é normal. Não foi feito nada de errado. Se a gente tivesse feito algo errado, não íamos seguir com esse processo na Aneel”, declarou o executivo. “A CCEE tem a opinião dela e a gente respeita essa opinião. O que a gente quer é verificar o entendimento da Aneel a esse respeito”, completou. Segundo Vlavianos, a preocupação não é financeira, apenas uma discussão técnica de visões de mercado. “Não estamos pleiteando o ajuste em função de prejuízos financeiros, até porque o ajuste é muito pequeno. O que a gente acha é que essa operação precisa ser permitida”, afirmou. Gustavo Doná Machado, sócio presidente da Nova Energia, acha que a recusa da CCEE é apenas mais um passo do processo administrativo que agora será avaliado pela Aneel. Para o executivo, as comercializadoras não fizeram nada de errado, pois a operação está prevista na regra de comercialização. “Se você pegar as equações algébricas aprovadas pela agência, elas permitem fazer a operação. Não existe outro comando na regra que não permita que isso seja feito. Se existisse, ninguém teria feito”, declarou. Na avaliação de Machado, essa operação acabou sendo uma “casca de banana” para quem conhecia a regra em detalhes e tirou proveito dela. “Se soubéssemos que corríamos o risco de CCEE entender de uma forma diferente, certamente a gente não teria feito, haja vista o desgaste e o tempo que se perde para dar explicações para todos os clientes”, admitiu. Caso seja executada a recontabilização, as comercializadoras terão que ressarcir os seus clientes para os casos em que houve a revisão do desconto de 100%. Não se sabe qual o volume de contratos envolvidos nessas operações, mas de acordo com os executivos ouvidos pela reportagem, o valor é baixo e não preocupa os comercializadores do ponto de vista financeiro. A FC ONE não quis comentar o assunto, assim como o BTG Pactual Comercializadora. A Prime Energy Comercializadora de Energia informou que não entrou com o pedido de impugnação. A reportagem não conseguiu contato com os porta-vozes da Diferencial Comercializadora e da Clime Trading. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 4 Requisitos para medição de irradiação solar entram em audiência pública 5 Nova resolução fortalece monitoramento na CCEE A diretoria da Aneel aprovou nesta semana um novo regulamento que trata do monitoramento do mercado de energia elétrica realizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. A nova resolução, que ainda deverá ser publicada no Diário Oficial da União, fortalecerá as condições para o monitoramento da comercialização, no qual a CCEE utiliza sua base de dados para analisar a conduta dos agentes do mercado e ao mesmo tempo solicitar as informações que julgue relevante. “Esta resolução reforçará esta atividade na Câmara de Comercialização, por meio do Conselho de Administração, no sentido de adoção de medidas para evitar comprometimento do equilíbrio e segurança das operações de comercialização quando algum agente tiver uma conduta atípica”, comenta Carlos Dornellas, gerente executivo de Monitoramento, Gestão de Penalidades e Informações. O documento também prevê que a CCEE compartilhe com a Aneel periodicamente informações resultantes das atividades de monitoramento, contemplando situações identificadas e medidas adotadas pela instituição, sendo que as informações enviadas à Agência serão tratadas com confidencialidade. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 6 Bolívia: Comissão bilateral analisará volumes de venda de gás ao Brasil Bolívia e Brasil acordaram ampliar o contrato de compra e venda de gás a partir de 2019, ainda que os compromissos de volume de venda serão discutidos em função das reservas provadas e prováveis. Assim, será necessário garantir os investimentos em exploração, assunto que será debatido em uma comissão bilateral, conforme anunciou o presidente boliviano Evo Morales. (La Razón – Bolívia – 03.02.2016) 7 Três empresas disputam iluminação pública de São Paulo A prefeitura de São Paulo recebeu três propostas de empresas para participar do processo de contratação de PPP de iluminação pública. O contrato é estimado em R$ 7,3 bi e tem duração de 24 anos. A concessão abrange modernização, otimização, expansão, operação, manutenção e controle , remoto e em tempo real , da infraestrutura da rede de iluminação pública do município. A proposta prevê a modernização de 580 mil pontos de luz no prazo de cinco anos, com a troca das atuais lâmpadas por outras mais modernas, de LED, e criação de 76 mil novos pontos de iluminação na cidade. O projeto estabelece ainda que no primeiro ano do contrato sejam trocados os pontos de luz em mil quilômetros de ruas e avenidas da cidade. Os consórcios interessados são Consórcio FM Rodrigues/CLD (FM Rodrigues & Cia Ltda e Consladel - Construtora Laços Detetores e Eletrônica Ltda); Consórcio Walks (KS Brasil Led Holdings Ltda, WPR Participações Ltda, e Quaatro Participações S.A); e Consórcio Ecobraslux (Shangai Yaming Lighting Co. LTD, Agroenergia do Norte S.A., e Santa Edwigis Empreendimentos e Participações S.A.). Após análise da documentação apresentada, o Consórcio Ecobraslux não teve proposta foi aceita pela comissão, tendo um dos itens em discordância com o edital. Diante disso, os participantes terão cinco dias úteis para apresentar recursos. Segunda a prefeitura de São Paulo, na próxima etapa, serão a abertos os envelopes de preços (proposta comercial) e depois, haverá análise dos documentos de habilitação do consórcio que apresentar a melhor proposta. (Agência Brasil Energia – 04.02.2016)
Empresas 1 Belo Monte começará a gerar energia em março, afirma concessionária A hidrelétrica Belo Monte, em construção no rio Xingu, dará início a geração de energia no próximo mês. A informação é do presidente da concessionária Norte Energia, Duilio Figueiredo, que participou nesta quinta--feira da entrega do sistema de monitoramento de terras indígenas à Funai. A operação comercial será iniciada simultaneamente nas duas casas de força da usina, Belo Monte (principal) e Pimental (complementar). A geração na casa de força complementar deveria ter começado em fevereiro do ano passado. Somente a casa de força principal deve iniciar a operação no prazo definido no contrato. Na última terça--feira, a Norte Energia — responsável pela construção e operação da usina — sofreu nova derrota no julgamento relativo ao atraso de um ano no início da geração. A Aneel rejeitou o pedido de “excludentes de responsabilidade” pelo descumprimento do cronograma de obras. Isso levou a agência a enviar uma recomendação ao MME para não aprovar a extensão do prazo de concessão. O pleito da Norte Energia se baseou na lei, sancionada em novembro do ano passado e apoiada pelo governo, que permite a ampliação do prazo de concessão de empreendimentos estruturantes. A medida pode ser adotada quando o equilíbrio econômico financeiro do contrato é colocado em risco, em razão de atrasos causados por razões alheias à vontade do empreendedor. O relatório aprovado pela diretoria da Aneel ressalta que a Norte Energia não buscou “meios alternativos para honrar os compromissos contratuais”. A Norte Energia, no entanto, alegou problemas relacionados às liminares expedidas pela Justiça, à ocupação do canteiro de obras em protestos das comunidades indígenas da região, à dificuldade em obter licenças ambientais e às paralisações das obras causadas por greves dos operários. (Valor Econômico – 04.02.2016) 2 Duke vai vender usinas no Brasil Os ativos na América Latina da companhia americana Duke Energy estão à venda, incluindo as oito hidrelétricas que a companhia tem no Brasil ao longo do rio Paranapanema, na divisa SP-PR, com capacidade instalada de 2.241 MW. Em comunicados divulgados ontem ao mercado, a americana informou que pretende dar início a um processo que pode resultar na venda da totalidade ou de uma parte das ações indiretamente detidas na Duke Energy Brasil, que, por sua vez, controla a Duke Energy International, Geração Paranapanema. Além das oito hidrelétricas - Jurumirim, Chavantes, Salto Grande, Canoas I e II, Capivara, Taquaruçu e Rosana - localizadas ao longo do rio Paranapanema, a companhia tem também duas PCHs no rio Sapucaí-Mirim. A empresa está no Brasil desde 1999, período em que investiu mais de US$ 1,5 bi. Segundo comunicado da Duke Energy Brasil, a preparação do processo ainda está em fase preliminar e nenhuma oferta vinculante ou não vinculante foi submetida ou solicitada. A empresa disse ainda que não há como assegurar que o processo resultará em uma operação de venda. Além disso, a companhia reforçou que não pode dar garantias de que o processo irá de fato resultar em alguma transação e que irá fornecer atualizações sobre o assunto durante sua teleconferência de resultados, marcada para 18 de fevereiro. Com sede em Houston, no Estado americano do Texas, a Duke Energy International tem usinas na América do Sul e Central. As instalações da companhia na região englobam Argentina, Brasil, Chile, Equador, El Salvador, Guatemala e Peru. Ao todo, dois terços das unidades funcionam por energia hidrelétrica, sendo metade localizadas no Brasil. (Valor Econômico – 05.02.2016) 3 INB investe em modernização de equipamentos A INB está investindo na modernização de equipamentos para garantir agilidade e confiabilidade na produção de combustível nuclear para geração de energia elétrica. Segundo a INB, as inovações introduzidas na fabricação das últimas recargas de Angra 1 (640 MW) e 2 (1.350 MW) surtiram os efeitos esperados. Foi feito um upgrade no processo de soldagem com a aquisição de uma nova máquina, a WPS. Além disso, a INB modernizou a ST 12, uma máquina que preenche as varetas; a SML 2, um equipamento que fabrica os esqueletos dos ECs para Angra 2 e 3; e também na Coluna de Mediação do EC, que avalia o elemento depois de pronto (torção, inclinação, envelope). A empresa que venceu a licitação para fazer o retrofit foi a Siemens, a mesma dos processos anteriores. Na área de usinagem foi substituída uma fresadora, com mais de 20 anos de uso, por um centro de usinagem moderna com capacidade de produção superior, disse a INB. Está em curso o retrofit de mais três tornos, com término previsto para julho de 2016. Um torno irá preparar os extremos das varetas, enquanto os outros dois irão fazer o reparo das varetas de Angra 1 e 2, respectivamente. "Todas estas aquisições têm como objetivo não comprometer a produção de componentes e se adequar as atuais normas de segurança", informou a INB. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 4 Abengoa Bioenergia antecipa pagamento aos credores 5 Diretor da Abengoa garante que empresa não entrou em processo de Recuperação Judicial Ao mesmo tempo que elogia o comportamento das entidades que sentaram com a Abengoa Bioenergia Brasil para colaborar nesse cronograma de reestruturação financeira, o diretor Abreu dos Santos também aproveita para ressaltar, mais uma vez, que a empresa não entrou em processo de Recuperação Judicial. “Volto a afirmar que não entramos e nem pretendemos entrar em Recuperação Judicial. Estamos focados em ações que aumentem nosso fluxo de caixa e em cumprir com os compromissos assumidos e com nossas responsabilidades, continuando com a operação e manutenção das usinas”, finaliza o diretor. No dia 29 de janeiro, três subsidiárias da Abengoa no Brasil entraram com pedido de recuperação judicial junto ao Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro. São elas: Abengoa Concessões Brasil Holding, Abengoa Construção Brasil e Abengoa Greenfield Brasil Holding. Desde dezembro, quando a matriz da Abengoa na Espanha entrou em recuperação judicial, todos os projetos no Brasil estão paralisados. A Abengoa é responsável pela construção de quatro sistemas associadas ao escoamento da energia da hidrelétrica de Belo Monte, entre outras obras importantes para o setor de transmissão brasileiro. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 6 Lucro da Coelce dispara 44,3% em 2015 A Coelce (CE), distribuidora controlada pela Enel, apresentou um lucro líquido em 2015 de R$ 363,070 mi, aumento de 44,3% ante o apurado pela empresa no ano de 2014. No ano, a empresa reportou venda de energia 1,2% acima do que em 2014. A receita bruta avançou 36,1% enquanto a líquida 14,2%. O resultado Ebitda caiu 6,7% para R$ 648,788 mi e a margem Ebitda recuou 3,52 pontos porcentuais, para 15,71%. O aumento da receita bruta foi atribuído aos dois reajustes tarifários para o mercado cativo da empresa, o RTE e o anual, que ficaram em 10,3% e 11,69% em média. Além disso, houve realocamento de consumidores que deixaram a classe de consumidor de baixa renda, reduzindo o subsídio. E ainda, a redução de R$ 288 mi a recebe na parcela A e outros itens financeiros. Os custos com serviços e despesas operacionais aumentaram 16,7% sendo que os custos gerenciáveis avançaram 14,6% e os gerenciáveis, 21,9%. O destaque nesse segmento ficou para as provisões para créditos de liquidação duvidosa e para contingências. A primeira passou de R$ 3,401 mi para R$ 29,465 mi, enquanto a segunda de R$ 5,957 mi para R$ 18,521 mi. A linha do balanço Energia Elétrica Comprada para Revenda apresenta um aumento de 10,1%, passou de R$ 2,103 bi para R$ 2,315 bi. Já o número de funcionários próprios recuou 2,2%. Os investimentos da concessionária somaram R$ 426,6 mi, um aumento de 55% ante o aplicado em 2014. A maior parte desses recursos foi direcionada para a conexão de novos clientes, à melhoria da qualidade e ao combate aos furtos de energia. As vendas de energia per capita no mercado cativo aumentaram 1,9% na soma de 2015 ante 2014. Já o mercado livres apresentou queda de 4%. O residencial convencional apresentou alta de 16,9% enquanto o de baixa renda caiu 26% no ano. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 7 Coelce (CE): Demanda industrial do ACR permanece estável; consumo do ACL cai A demanda industrial do ACR permaneceu quase estável com um leve aumento de 0,2% já o segmento comercial apresentou crescimento na demanda de 4,3%.Já o consumo do ACL apresentou queda de 4,5% para o segmento industrial e aumento de 2,9% para o comercial. Na base trimestral houve queda do lucro em 2015 ante os últimos três meses de 2014, 69,4% a menos. O volume de energia vendida recuou 1%. A receita bruta aumentou 5,2% enquanto a liquida recuou 18,1%. As vendas per capita ao ACR aumentaram 0,2% e ao ACL recuaram 11%, nesse quesito o desempenho foi puxado pela indústria que apresentou retração de 11,7% enquanto o comércio no ACL apresentou demanda 3,7% menor. Por sua vez no mercado cativo o segmento residencial de baixa renda recuou, conforme explicado pela realocação desses consumidores, 21,3% no trimestre. A demanda residencial convencional aumentou 9,7%, a industrial caiu 2,9% e o comercial aumentou 0,4%. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 8 DEC e FEC da Coelce crescem em relação ao ano anterior Os indicadores de qualidade da Coelce (CE) DEC e FEC encerraram o ano em um patamar mais elevado do que no mesmo período do ano anterior.O DEC ficou em 12,26 horas contra 9,31 horas de 2014, ainda assim, destacou a empresa abaixo das 12,51 horas de limite estabelecidas pela Aneel. Já o FEC foi de 6,81 vezes contra as 4,66 vezes de 2014 e também abaixo do limite de 9,38 vezes. O numero de consumidores totais da Coelce no ano de 2015 aumentou 3,7% e alcançou 3.757.580 unidades. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 9 CPFL Energia instala terceiro eletroposto em Campinas A CPFL Energia instalou o terceiro eletroposto em área pública de campinas. Com essa recente operação, subiu para oito o número de pontos de recarga que fazem parte do PME da companhia. O novo eletroposto tem operação prevista para a segunda quinzena de fevereiro e vai possibilitar o reabastecimento gratuito a veículos elétricos que trafegam pela região. De acordo com a CPFL, o ponto vai favorecer o reabastecimento da frota de táxis elétricos que já circula na área próxima ao bairro do Cambuí, onde o equipamento foi instalado. O processo de carregamento nesse novo eletroposto possibilita o reabastecimento de 80% da bateria dos veículos em meia hora, realizando o serviço de um carro por vez. O equipamento é compatível com os veículos fabricados com plug tipo 2 (Mennekes), o que inclui as montadoras Renault, BYD e BMW. O ponto de carregamento, que teve custo de R$ 74 mil, vai ser mantido em parceria com a chinesa BYD, responsável pelo pagamento da conta de energia. A CPFL, por sua vez, foi encarregada das despesas de compra e instalação do equipamento. Para carregar os veículos, os usuários precisam fazem um cadastro no Programa de Mobilidade da companhia através do email. De acordo com a CPFL, o reabastecimento será gratuito até que a Aneel regule a cobrança para mobilidade elétrica no país. (Agência Brasil Energia – 04.02.2016) 10 Chesf colocará seis ICGs em operação neste ano A Chesf trabalha para colocar em operação neste ano seis instalações de transmissão associadas ao escoamento de parques eólicos do Nordeste. As ICGs permitirão o escoamento de 1.326,50 MW em usinas. Segundo a companhia, a IGC Igaporá II (BA) ficará pronta em março. Já as ICGs Touros II (RN) e Lagoa Nova II (RN) serão energizadas em maio. Já a ICG Ibiapina II (CE) entrará em operação em junho, enquanto a ICG Morro do Chapéu (BA) será concluída em agosto deste ano. A Chesf informou que concluiu 3.250 MVA de capacidade de transformação e 268km de linhas de transmissão no ano de 2015. Para os anos de 2016 e 2017, estão previstos adicionalmente a conclusão de mais 2.493 MVA em novas subestações, 9.144 MVA em ampliações e reforços em 31 subestações e mais 944km em 10 novas linhas de transmissão. Para dar suporte a essa expansão, a Chesf implantou um novo processo de gestão desde julho de 2015, com a criação da função do Gerente Executivo de Empreendimento para as obras prioritárias. Desde que assumiu o cargo de presidente da Chesf, José Carlos de Miranda, ex-diretor da EPE, tem afirmado que o compromisso inicial da estatal é concluir todas as obras de transmissão em andamento, para em seguida retornar aos leilões. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Queda do consumo de energia foi generalizada Os indicadores do consumo de energia em 2015 divulgados pela EPE mostram queda de 2,1% em relação a 2014, só não atingindo o comércio, que consumiu 0,6% mais. A indústria foi a principal responsável pelo resultado negativo, com recuo de 5,3% em relação a 2014, mas também as famílias reduziram expressivamente o consumo, no caso, bem mais do que sugere a queda de 0,7% apontada pela EPE. Houve enorme diferença entre essa queda do consumo geral e a queda por unidade residencial, de 3,2%, a mais acentuada desde 2002, o que se deve ao aumento do número de residências. Na Região Sul o consumo médio por residência diminuiu 6,8%, comparativamente a 2014; o da Região Sudeste declinou 4,3%; e o da Região Nordeste, 0,3%. O indicador teria sido pior não fosse o aumento no consumo de 0,2% na Região Centro-Oeste e de 2,3% na Região Norte. As maiores quedas ocorreram, portanto, nas regiões mais desenvolvidas. A principal explicação para a queda do consumo doméstico está na alta substancial de tarifas, variável por área e que chegou a superar 70%. Em tempos de mais desemprego e queda da renda real, as famílias se impuseram um corte de consumo para permitir que as contas de luz caibam num orçamento mais apertado. A recessão teve outra consequência sobre o mercado de energia: as famílias adquiriram menos eletrodomésticos, como geladeiras, liquidificadores, máquinas de lavar roupas, TVs e computadores. (O Estado de São Paulo – 04.02.2016) 2 GESEL: segmentos industriais e corte de investimentos na cadeia de produção de petróleo e gás são decisivos na queda do consumo A diminuição da atividade em segmentos como automotivo, siderúrgico e de máquinas e equipamentos, além do corte de investimentos na cadeia de produção de petróleo e gás, foram decisivos para os maus resultados [do consumo de energia em 2015], segundo o professor Nivalde de Castro, coordenador do GESEL, do Instituto de Economia da UFRJ. Mas, ainda que as tarifas venham a se estabilizar neste ano, o que não é certo, a recuperação do consumo deverá ser lenta. (O Estado de São Paulo – 04.02.2016) 3 Números dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios da região Nordeste tiveram alta de 0,8% e alcançaram a marca dos 20% de volume armazenado. Os níveis não chegavam nessa casa desde o dia 21 de agosto de 2015, quando estavam com esse mesmo valor. De acordo com dados do ONS referentes ao último dia 3 de fevereiro, a energia armazenada é de 10.342 MW mês e a Energia Natural Afluente é de 14.157 MW med, o equivalente a 89% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A usina de Sobradinho está com 12,86 % da sua capacidade. No submercado Sudeste/ Centro-Oeste, houve crescimento de 0,2% nos níveis, que deixou o submercado operando com 45,3% do volume armazenado. A energia armazenada é de 91.970 MW mês e a ENA é de 61.780 MW med, o mesmo que 91% da MLT. A usina de Furnas está com volume de 51,95% e a de Nova Ponte, com 27,95%. No Norte, a alta chegou a 1,2% e os reservatórios estão com volume de 34%. A energia armazenada é de 5.108 MW mês e a ENA é de 14.338 MW med, o que corresponde a 105% da MLT. A usina de Tucuruí opera com 42,68%. Na região Sul, alta de 0,4% deixou os reservatórios com 96,8%. A energia armazenada é de 19.327 MW mês e a ENA é de 19.949 MW med, o mesmo que 210% da MLT. A usina de Barra Grande está com volume de 99,47% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 4 CCEE: preliminar indica queda de 7,9% no consumo em janeiro Dados preliminares de medição coletados entre os dias 1º e 31 de janeiro apontam queda de 7,9% no consumo e de 7,7 % na geração de energia elétrica no país, na comparação com o mesmo período de 2015. As informações constam na mais recente edição do boletim InfoMercado Semanal, da CCEE. Em janeiro, a produção das usinas do SIN alcançou 61.715 MW médios de energia. As Pequenas Centrais Hidrelétricas produziram 3.063 MW médios, montante 23,6% superior ao entregue no mesmo período de 2015, enquanto a geração das usinas térmicas foi de 12.380 MW médios, redução de 21,5%. A representatividade da fonte hidráulica, em relação a toda energia gerada no país, foi de 77%, índice 3,8 pontos percentuais superiores ao registrado no ano passado. A análise do consumo de energia, que somou 59.313 MW médios, aponta redução de 8,2% no mercado cativo e de 7% no mercado livre. Dentre os ramos de atividade industrial analisados pela CCEE, que considera dados dos autoprodutores, consumidores livres e especiais, os setores de bebidas, com alta de 2,2% e alimentos, subindo 0,1%, registraram aumento no consumo de energia. Nos demais houve retração, com os ramos de veículos caindo 15%, a extração de minerais metálicos com queda de 9,4% e minerais não metálicos com oscilação negativa de 9,1% apresentando as maiores baixas. O InfoMercado Semanal também apresenta estimativa de que as usinas hidrelétricas integrantes do MRE gerem, na sexta semana de janeiro, o equivalente a 72,9% de suas garantias físicas, ou 42.859 MW médios em energia elétrica. Para fins de repactuação do risco hidrológico, este percentual foi de 83,2%. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 5 Chuvas fortes em Porto Alegre deixam 5 mil sem energia novamente Os problemas de abastecimento de energia e de água, causados pelo temporal que atingiu Porto Alegre na última sexta-feira (29), estavam praticamente solucionados no final da tarde de ontem. No entanto, uma forte chuva que começou à noite e se estendeu, durante a madrugada e a manhã de hoje (4), deixou cerca de 5 mil clientes sem eletricidade. Também foram registrados alagamentos que deixaram o trânsito lento em vários pontos da cidade. Segundo a CEEE, os casos de queda no fornecimento de eletricidade foram pontuais e espalhados em várias regiões da capital gaúcha. Todos eles já foram atendidos. Ainda no começo da manhã, outros 8 mil clientes também ficaram sem energia por algumas horas devido a um problema em um alimentador da rede. A CEEE garante que esse caso não tem relação com a chuva. Nas ruas da cidade, a Empresa Pública de Transporte e Circulação (EPTC) chegou a registrar 44 pontos de alagamento em Porto Alegre entre as 9h e as 11h da manhã de hoje. Segundo a EPTC, esse ponto de alagamento afetou o trânsito em toda a região central da cidade, que só normalizou por volta do meio-dia. Segundo a CEEE, dos mais de 300 mil clientes que ficaram sem energia por causa do temporal da semana passada, menos de 30 casos ainda não foram resolvidos. A companhia estima que a situação se normalize até o fim do dia. A EPTC também espera finalizar hoje a limpeza das ruas de Porto Alegre, que ainda possuem alguns pontos de bloqueio parcial por quedas de galhos. (Agência Brasil – 04.02.2016)
Meio Ambiente 1 MPF/AM quer anular licença prévia para construção de linhão de Tucuruí O MPF no Amazonas pediu na Justiça a anulação da licença prévia das obras do linhão de Tucuruí. O órgão requer ainda a realização de consulta prévia ao povo Waimiri Atroari nos moldes da Convenção 169, da Organização Internacional do Trabalho, já que o projeto prevê a instalação de centenas de torres dentro da terra indígena. Para evitar a ocorrência de danos irreversíveis durante a tramitação do processo, o MPF pediu à Justiça que determine, em caráter liminar, a suspensão imediata dos efeitos da licença e de qualquer medida que represente o início das obras, uma vez que a licença prévia é parte do processo de licenciamento ambiental do empreendimento e sua concessão autorizou o início das obras, sob condições especiais. A ação pede ainda que a Justiça obrigue a União, a Fundação Nacional do Índio, o Ibamae a empresa Transnorte Energia S/A a realizarem consulta prévia, livre e informada ao povo Waimiri Atroari, nos moldes da Convenção 169/OIT e mediante condições previamente aprovadas pelos indígenas. O processo tramita na 3ª Vara Federal no Amazonas e aguarda decisão da Justiça em relação aos pedidos do MPF. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 2 A questão indígena nas obras do linhão de Tucuruí Segundo a ação do MPF/AM, em documento enviado ao Ibama em novembro do ano passado, a presidência da Funai alerta para os graves danos que estão sendo e serão causados ao povo Waimiri Atroari durante as obras no linhão, considerando a situação de vulnerabilidade e de recente contato dos indígenas, e menciona a necessidade de haver consenso entre os moradores, sem exigir, no entanto, a realização de consulta prévia, livre e informada, conforme disposto na convenção internacional. As lideranças do povo Waimiri Atroari encaminharam ofício à presidência do Ibama desautorizando a Funai a falar em seu nome em relação à obra e ressaltando que a comunidade ainda não decidiu pela concordância da instalação de 250 torres de sustentação de 125 quilômetros de linha de transmissão em suas terras e afirmando, em caixa alta: “nós não falamos para o presidente da Funai para ele autorizar o Ibama a emitir licença”. Para o MPF/AM, não se pode admitir novo processo de violação de direitos contra uma etnia cuja história é marcada por estratégias de “pacificação violenta”, exploração de minérios em suas terras, inundação de territórios sagrados e muitas memórias por conta da criação da hidrelétrica de Balbina. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016)
Energias Renováveis 1 Crescente na produção de superímas beneficiará setor eólico O Brasil acaba de dar um passo importante para nacionalizar a produção de superímãs e tornar-se, no futuro, um competidor internacional de peso. O setor de energia eólica, por exemplo, tem uma demanda crescente pelo superímã. "Concorrer com a China é difícil, mas um eventual acordo com outros países pode acontecer e é preciso estar tecnologicamente preparado para oferecer o produto ao mercado", diz o coordenador da pesquisa. "A CBMM é uma indústria de metalurgia e mineração e não vai fabricar o ímã. Por isso, busca a ajuda de outras empresas", explica o pesquisador. Neste momento, a prioridade é desenvolver tecnologia e conhecimento sobre a liga. Com duração de dois anos e previsão de término em junho de 2016, a pesquisa agora caminha para testes de processos, melhora de parâmetros de operação (como uso mais econômico de energia) e controle do nível de pureza do didímio - que já supera 99%, mas quanto mais alto, melhor. A pesquisa recebeu investimento de R$ 9,5 mi, sendo um terço financiado pela Associação Brasileira de Pesquisa e Inovação Industrial (Embrapii), com recursos da Financiadora de Estudos e Projetos (Finep/MCTI) para a Confederação Nacional da Indústria (CNI). O restante é rateado entre o IPT e a CBMM. (Valor Econômico – 05.02.2016) 2 BNDES aprova R$ 1,4 bi para projetos eólicos O BNDES aprovou três novos financiamentos para complexos eólicos em PE, CE e RS. O valor total dos empréstimos é de R$ 1,4 bi. Segundo o banco de fomento, os três projetos terão 274 aerogeradores, com potência instalada total de 495,6 MW, e devem gerar 1,6 mil empregos diretos e cerca de 3,5 mil indiretos na fase de implantação. A maior operação fechada no fim de 2015, de R$ 658,3 mi, apoia a implantação do Complexo Eólico de São Clemente, do grupo Casa dos Ventos, PE, com capacidade instalada de 216,1 MW. Orçado em R$ 1,1 bi, o complexo reunirá oito parques, instalados nos municípios de Caetés, Capoeiras, Pedra e Venturosa, no Agreste Pernambucano. Está prevista a geração de 500 empregos diretos e 1 mil indiretos na fase de construção. Quando entrar em funcionamento, o projeto deverá criar 30 vagas diretas e 50 indiretas. No RS, o valor do financiamento foi de R$ 496,5 mi, para o Complexo Eólico de Hermenegildo, nos municípios de Santa Vitória do Palmar e Chuí. Orçado em R$ 1,04 bi, o complexo – pertencente à Eletrosul e Renobrax – tem capacidade de 180,8 MW, distribuída por 12 parques eólicos. O complexo entrou em operação comercial em novembro de 2015. Em sua construção, foram criados 700 empregos diretos e 1,2 mil indiretos. Em operação são 70 diretos e 100 indiretos. Do total financiado pelo BNDES, R$ 346,5 mi serão desembolsados diretamente pelo banco e os R$ 150 mi restantes serão repassados pelo Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo Sul (BRDE). No CE, o Complexo Eólico de Aracati, do Grupo Alupar, recebeu R$ 261,3 mi do BNDES. Orçado em R$ 483,15 mi, o complexo, formado por cinco parques eólicos, terá potência instalada de 98,7 MW. Na construção devem ser criados 425 empregos diretos e 1,3 mil indiretos. Em operação serão 33 diretos e 100 indiretos. O BNDES encerrou o ano passado com R$ 7,42 bi em aprovações para 82 novos projetos de geração de energia elétrica dessa fonte, que somam 2.102 MW de potência instalada. O valor representa um aumento de 12,7% em relação ao montante aprovado no ano anterior, de R$ 6,58 bi. ( O Estado de São Paulo – 04.02.2016) 3 Eólicas Serra das Vacas VII e V são enquadradas no Reidi Os projetos de geração de energia eólica Serra das Vacas VII e Serra das Vacas V foram enquadrados no Reidi, segundo portaria publicada na última quarta-feira, 3 de fevereiro, no DOU pelo MME. Os projetos têm 26 MW de capacidade instalada cada e serão construídos no município de Paranatama-PE. O investimento previsto nas duas eólicas é de R$ 265,559 mi. As obras devem iniciar em 1º de março deste ano e serem concluídas em 1º de outubro de 2017. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 4 Aneel autoriza testes de eólicas da Chesf na Bahia A Aneel autorizou o comissionamento dos parques eólicos Baraúnas II (21,6 MW) e Banda de Couro (29,6 MW), localizados no município de Sento Sé, na Bahia. As usinas pertencem aos sócios Chesf (49%) e Brennand Energia (51%). Segundo despachos publicados no Diário Oficial da União da última quarta-feira, 3 de fevereiro, foi autorizado os testes das unidades geradores 6, 7, 8 e 10 da usina Baraúnas, totalizando 9,4 MW de capacidade instalada. A eólica Banda de Couro testará as unidades 5 e de 9 a 12, totalizando 11,7 MW. A operação comercial começa após a conclusão da fase de comissionamento. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 5 51 térmicas a biomassa recebem Selo Energia Verde em 2015 Em 2015, 51 usinas térmicas a biomassa foram certificadas com o Selo Energia Verde, entregue pelo Programa de Certificação de Bioeletricidade da Unica. Juntas, essas usinas devem gerar 10 TWh de energia elétrica em 2016, volume equivalente a 11,4% do volume total produzido pela UHE Itaipu no ano passado. O gerente em Bioeletricidade da Unica, Zilmar José de Souza, afirmou que a biomassa da cana-de-açúcar tem potencial para gerar 165 TWh até 2024, o que representa quase duas usinas do porte de Itaipu. “A certificação contribui para a divulgação da fonte e seus benefícios, como o ambiental. Em 2015, a energia elétrica produzida pela palha e bagaço da cana para a rede cortou a emissão de 10 milhões de toneladas de CO²”. O selo foi criado em janeiro de 2015 pela Unica em parceria com CCEE e Abraceel e engloba tanto as usinas que entregam energia para o SIN quanto às autoprodutoras. Não há custos para participar da seleção. A lista de todas as usinas cadastradas no programa está disponível no site da Unica. Em dezembro do ano passado, as associações ampliaram a concessão do selo a consumidores que compram energia no mercado livre das empresas filiadas à Abraceel. De acordo com Souza, o objetivo dessa medida é incentivar o consumidor a fomentar a sustentabilidade da matriz energética brasileira, na qual a biomassa de cana tem participação de 7,5%. A Abraceel ainda espera que 700 novas migrações do mercado regulado para o ambiente livre sejam feitas ainda em 2016, um aumento de 40% sobre o total de 1.826 empresas já cadastradas. (Agência Brasil Energia – 04.02.2016) 6 PLD no piso desestimula geração com biomassa extra A demanda por biomassa extra por parte do segmento sucroenergético ao longo de 2016 tende a ficar aquém do desejado, avalia a Unica, limitando a oferta de bioeletricidade ao MCP. Enquanto o valor do PLD estiver na faixa de R$ 30/MWh, não vai compensar a compra de outros combustíveis similares ao bagaço, porém mais caros, como sorgo e cavaco de madeira. Projetos para aproveitamento energético de palha, da mesma forma, também correm risco de permanecer engavetados. Esse cenário só deve ser revertido caso o governo decida por oferecer preços mais atrativos nos leilões para o ambiente regulado previstos para este ano, conforme explica o gerente de Bioeletricidade da Unica, Zilmar José de Souza. Outra possibilidade é levar adiante alguma proposta de geração distribuída com aproveitamento de biomassa, a exemplo das políticas já em vigor para projetos fotovoltaicos e movidos a gás natural. “Temos 2 mil MW em turbinas de condensação que podem funcionar ininterruptamente por 11 meses do ano”, aponta. Para se ter uma ideia, em 2014, quando o PLD estava na faixa de R$ 600/MWh, a injeção de energia extra para liquidação no MCP ajudou a bioeletricidade a dar um salto de 21%, saindo de 17.148 GWh (2013) para 20.801 GWh. Embora ainda preliminar, o resultado do segmento de biomassa em 2015 – com predomínio do bagaço de cana – aponta evolução mais tímida da oferta, em 7%, para 22.175 GWh. “Essa conta inclui alguma expansão de produção originada de nova capacidade instalada, já que o balanço não é capaz de destrinchar os dados. Mas, mesmo que os investidores se interessem em produzir mais bioeletricidade, o gargalo da conexão em São Paulo, por exemplo, continua sem solução. As usinas, em sua maioria, estão ligadas nas redes de distribuição, o que é bom para as concessionárias” , avalia Souza, mas melhor seria se houvesse acesso á rede básica, com tensão igual ou maior a 230 kV – por meio de subestações coletoras (ICGs) a exemplo do que foi feito para as usinas do Centro- Oeste. “O Brasil tem 355 usinas de cana, mas somente 177 exportam energia”, lembra. (Agência Brasil Energia – 04.02.2016)
Gás e Termoelétricas 1 Negociação de acordo de gás com a Bolívia deixa Petrobras de lado O governo brasileiro deixou a Petrobras de lado nas negociações para a renovação do acordo de compra de gás da Bolívia, que vence em 2019. Em vez de um negócio feito entre as estatais Petrobras e YPFB, como ocorreu em 1999, a ideia do governo brasileiro é promover um chamamento público a empresas em geral que queiram atuar no gasoduto pelo lado brasileiro. Segundo fonte do governo, há grupos privados e empresas de gás estaduais interessadas em atuar nos diferentes serviços envolvendo o acordo, como o de comercialização. A Bolívia vem pressionando o governo brasileiro desde 2015 a antecipar a renovação do acordo, como forma de assegurar a continuidade da demanda. Os vizinhos temem que a exploração do pré-sal reduza a atratividade do produto. Mesmo com o preço do gás em patamar vantajoso ao Brasil e a demanda no curto prazo para indústrias e termelétricas, o Brasil ainda está conversando com investidores interessados em prestar os serviços necessários para atuação no Gasbol, o Gasoduto Bolívia-Brasil. (O Globo – 05.01.2016) 2 Abegás e Petrobrás negociam mudança de preços O executivo da Abegás, Augusto Salomon, conta que a associação tenta negociar com a Petrobras uma mudança na fórmula de preços. A estatal tem dois tipos de contrato de gás para terceiros, sem contar o GNL que é importado prioritariamente para suprimento de termelétricas quando aumenta a demanda do mercado de energia elétrica. Um dos contratos é o NPP (Nova Política de Preços), que reflete preços do gás nacional, produzido no Brasil. Nele, a Abegás afirma que falta clareza sobre o que a parcela cobrada a título de preço do transporte pelos gasodutos da Petrobras. O outro contrato é o TCQ (Transportation Capacity Quantity), que é atrelado ao preço de compra do gás importado da Bolívia - que varia trimestralmente de acordo com uma cesta de óleos. O TCQ também embute os custos da infraestrutura de transporte pela rede de gasodutos da estatal. A complexidade dos contratos desenhados pela Petrobras, única fornecedora do mercado brasileiro, é um bom demonstrativo da dificuldade de se replicar no Brasil os preços internacionais, já que em grande parte desses mercados as variações são relacionadas aos preços de mercado de forma mais aderente. Aqui, a estatal repassa custos de amortização de seus gasodutos. Questionada pelo Valor, a Petrobras respondeu que os dados referentes aos preços de compra de gás são confidenciais. Sobre os preços de venda, a estatal lembra que a venda para o consumidor final é monopólio estadual. Ricardo Pinto, diretor da consultoria Gas Energy, observa que se antes o gás boliviano era mais caro no Brasil, agora a Petrobras reequilibrou as curvas de preço do gás. "Mas quando os preços são trazidos [do dólar] para o real, o desembolso é maior [para o consumidor], porque o câmbio está alto, já que houve depreciação do real. Mas não vejo mais ninguém brigar por preço", afirma Pinto. Augusto Salomon, que levou a Petrobras ao Cade, diz que agora o menor problema é o transporte. "O maior problema é que diante do quadro econômico e do preço do gás, as distribuidoras estão comprando sem retirar, pagando por algo que não consomem. Daí o movimento para renegociar contratos, principalmente os volumes, já que grande maioria vence em 2019", afirma. (Valor Econômico – 04.02.2016) 3 Desligamento de térmicas poderia ter esperado fim do período úmido, avaliam especialistas A decisão de desligar mais sete térmicas anunciada pelo ministro Eduardo Braga, após reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico é visto com ressalvas por especialistas do setor. Apesar da sinalização de melhoria nas condições dos reservatórios do país, ainda seria cedo para que adotar tal medida. O ideal seria aguardar o encerramento do período úmido já que ainda estamos a dois meses de iniciar o primeiro mês da época mais seca do ano. Mesmo com Braga reafirmando por mais de duas vezes que a decisão tomada é prudente, as fontes ouvidas afirmaram que seria assim caso já tivéssemos a confirmação de quanto o país teria de reservação de água em seus reservatórios para passar o ano. Até porque a situação melhorou, mas ainda inspira cuidados caso haja uma reversão inesperada das afluências. “Eu pessoalmente acho que vem chuva depois dessa grande seca, realmente os sinais que temos é de que o El Niño começa a perder força”, comentou Leontina Pinto da Engenho. “Por outro lado acho que ainda não chegou o momento. Os reservatórios ainda estão baixos, um nível razoável é de 60%. Depois de uma seca tão severa como a que tivemos, acho que deveríamos esperar a confirmação das afluências para sermos prudentes”, acrescentou a executiva. Outro fato que destaca Leontina é que despachar as hidrelétricas com reservatórios ao nível atual levaria a uma perda de produtividade das usinas. Isso porque quanto mais alto o nível da lâmina da água, maior a queda e assim maior a produtividade por máquina. “Na realidade estamos trabalhando com expectativas, torcemos para que ela se mostre verdadeira”, disse. Essa é a mesma posição do consultor da Excelência Energética, Josué Ferreira. Para ele é um pouco difícil saber se esse seria o momento mais adequado para tirar essa energia. “Em princípio acredito que pode ser um pouco antecipada à decisão. Ainda temos o Nordeste com cerca de 20% de armazenamento com estimativa de 41%. No Sudeste está melhor, mas talvez fosse mais adequado esperar um pouco mais para começar a reduzir esse despacho”, apontou ele. Ferreira também citou a incerteza climática que ainda há acerca do que realmente o sistema terá nos próximos meses, mesmo com a expectativa apontando para um cenário de chuvas favorável nesse período. “Vimos quanto o sistema estava vulnerável nesses dois últimos anos”, acrescentou ele para justificar o posicionamento de preferir aguardar até o final de abril para o desligamento. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 4 Analistas se dizem favoráveis à manutenção das térmicas Ricardo Savoia, especialista da Thymos Energia, avalia que o cenário macroeconômico, que tem levado à redução estrutural da demanda por energia combinada ao cenário hidrológico foi considerado para essa decisão. Mesmo assim, ele se diz favorável à manutenção das térmicas ligadas, principalmente as do Nordeste que é a região que está em pior situação desde o ano passado. Dessa forma, poderíamos ter a recuperação do armazenamento naquelas usinas de forma mais acelerada. Quanto ao cenário de baixa no valor da tarifa, os especialistas ouvidos lembraram que há ainda um passivo importante a ser pago nos próximos cinco anos e que deverá ainda pesar na conta do consumidor do mercado cativo, que é a conta-ACR. Savoia, da Thymos, lembra que a redução da CDE, das bandeiras com a possível aplicação da verde e a tarifa de Itaipu mais baixa sinalizam sim para uma tendência de tarifa em menor patamar do que a perspectiva que se tinha para 2016 ainda em meados de 2015. “Imaginávamos aumentos entre 5% a 15% para este ano, agora esta tendência está entre zero e 5% na média com a possibilidade de termos até algumas reduções em concessionárias, mas isso será pontual”, avaliou. Mesmo assim, continuou ele, o valor da energia ainda será alto em comparação com o ACL que tem uma curva forward declinante de preços até 2018. Inclusive, destacou Ferreira, da Excelência, o preço da energia no cativo sofreu um reajuste tão expressivo que anulou a redução de 2013 que foi proporcionada pela lei 12.783. Segundo ele, esse fator mostra que a energia está em um patamar elevado. Leontina, da Engenho, destaca também que a redução da tarifa tem um efeito mais efetivo para a indústria do que para o consumidor cativo por conta da abrangência dessa queda sobre o total gasto. Contudo, lembra que muitos dos grandes consumidores já estão no mercado livre e com seus custos de energia equacionados por contratos de longo prazo. Com isso, a diferença mais impactante, acrescentou, se vê na distribuidora, que reduz a necessidade de compra de energia mais cara e com isso melhora seu fluxo de caixa. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 5 Câmbio neutraliza queda do GNL em dólares Os preços do gás no Brasil não acompanharam a queda do petróleo nos mercados internacionais, movimento que ocorreu em regiões onde os preços dos dois combustíveis são mais aderentes. Controlado pela Petrobras, o mercado brasileiro vive uma realidade um tanto diferente, já que a queda dos preços do gás em dólares foi neutralizada pela desvalorização da moeda brasileira. Ou seja, o preço médio pago pelas distribuidoras do Rio e São Paulo aumentou em reais. Em dezembro o preço do Gás Natural Liquefeito (GNL) variava entre US$ 5 e US$ 7 na Europa, Ásia e América Latina, segundo levantamento da consultoria IHS. Levantamento feito pela Abegás, mostra que em janeiro de 2015 um milhão de BTU custavam US$ 7,4 para as distribuidoras. Esse valor equivalia a R$ 19,5 pelo câmbio da época. Um ano depois, o preço do gás caiu para US$ 5,6, mas com a desvalorização do real custava R$ 22,7 por milhão de BTU na média de janeiro deste ano. Augusto Salomon, presidente executivo da Abegás, diz que o maior problema não é o preço, mas a queda do mercado, que levou as distribuidoras a arcar com cláusulas contratuais que já não refletem o consumo de seus clientes. Os valores se referem ao histórico de preços médios válidos pagos pelas distribuidoras do Rio de Janeiro e de São Paulo. "Comparado aos outros energéticos, o gás recuperou a competitividade depois que a Petrobras aumentou os preços de outros combustíveis. O problema agora é que as empresas estão pagando por um gás que não consomem, já que o mercado despencou", diz Salomon. (Valor Econômico – 04.02.2016)
Grandes Consumidores 1 Gerdau faz acordo com JFE Steel para fabricar chapas grossas no Brasil A Gerdau assinou um acordo com a japonesa JFE Steel Corporation para fabricar chapas grossas no Brasil, anunciou a siderúrgica gaúcha. A parceria vai ajudar a adiantar o início das operações do novo laminador localizado na usina de Ouro Branco, em MG, para julho. O equipamento, lembra a empresa, estava programado para começar a funcionar no fim deste ano. A capacidade instalada será de 1,1 milhão de toneladas de chapas grossas por ano, que se junta às 800 mil toneladas que o outro laminador, que iniciou atividades em 2013, pode produzir. No total, a capacidade do grupo em aços planos será de 1,9 milhão de toneladas anuais. De acordo com o comunicado enviado à Comissão de Valores Mobiliários (CVM), a parceria com a JFE permite acelerar o desenvolvimento das operações do novo laminador, reduzindo a curva de aprendizado. O contrato abrange tanto a laminação como a aciaria na usina, acrescenta o texto. Com essa nova operação, a Gerdau tenta abocanhar um mercado que hoje é ocupado, em boa parte, por produtos importados. Em 2015, a importação de chapa grossa atendeu por 23,4% do total de vendas no país — o volume de compras no exterior cresceu 36,6%, para 234,3 mil toneladas, segundo dados do Instituto Nacional dos Distribuidores de Aço (Inda). “Escolhemos a JFE Steel Corporation por ser referência mundial em tecnologia na produção de chapas grossas, além de um dos principais fabricantes globais do produto”, comentou André Gerdau, presidente da siderúrgica, em nota. O produto é utilizado na construção civil, em máquinas e equipamentos, além de servir para a indústria de petróleo e gás e para geradores de energia eólica. O acordo com o grupo japonês faz parte da nova estratégia da siderúrgica gaúcha, de montar parcerias em áreas específicas para criar soluções de maior valor agregado aos clientes e, portanto, se diferenciar em meio à crise do setor no Brasil. Na semana passada, a Gerdau já havia anunciado um empreendimento conjunto com a Sumitomo e a Japan Steel Works (JSW). (Valor Econômico – 04.02.2016) 2 Shopping Eldorado troca toda iluminação por LED Como parte de um programa de eficiência energética, o Shopping Eldorado, em São Paulo, está trocando todo seu sistema de iluminação convencional por luminárias LED. Segundo o superintendente do shopping na zona oeste paulistana, Sérgio Nagai, até o momento, em quase três anos, já foram instaladas cerca de 5 mil luminárias, em dois andares e no estacionamento do centro de compras. A meta, em mais dois anos, é trocar 100% da iluminação, o que representará aproximadamente 10 mil luminárias. Embora não tenha elaborado estatísticas sobre os ganhos do investimento, Nagai afirma que no último ano o shopping, mesmo tendo sido palco na mesma época de uma ampliação de 10 mil m, não sofreu alteração no consumo. “Isso com certeza se deve à nova iluminação e a outras medidas pontuais, como o uso de sensores de presença”, diz Nagai. O Shopping Eldorado tem demanda contratada de até 8.3 MW e consome 3 GWh por mês, segundo Nagai. A conta mensal está por volta de R$ 1 mi. Cliente do mercado livre de energia, o empreendimento na zona oeste paulistana firmou recentemente contrato de dois anos com a comercializadora do grupo Votorantim (Votener) para aquisição de energia a partir de 2017 com valor 10% menor do que o pago atualmente em contrato com a Brennand Energia. Por questão contratual, Nagai não revela os valores do kWh. Segundo o superintendente, neste ano também está prevista a troca de bombas e motores antigos do sistema de distribuição de água do shopping. “Apesar de ter boa qualidade e estarem em operação há 30 anos, os sistemas não são eficientes em consumo de energia”, diz. A expectativa é a de que esse investimento se pagará em 24 meses. (Agência Brasil Energia – 04.02.2016)
Economia Brasileira 1 Conta de luz menor deve tirar 0,15 ponto do IPCA de março A alteração da bandeira vermelha para amarela nas tarifas de energia elétrica a partir de março já estava na conta de economistas e deve retirar 0,15 ponto percentual do IPCA do mês. Outros fatores, no entanto, estão levando a uma visão mais favorável para o aumento médio desses preços em 2016, como o corte de despesas da CDE e redução dos valores adicionais cobrados em cada bandeira tarifária. A LCA Consultores manteve em 0,43% sua estimativa para a alta do IPCA em março, que considera queda de 4,4% das tarifas de eletricidade no próximo mês. Nos cálculos do economista Étore Sanchez, a mudança de cor das bandeiras resultaria em retração um pouco maior, de 4,8%, mas o aumento de alíquotas de ICMS e PIS e Cofins sobre as contas de luz em alguns Estados inibe pequena parte desse efeito. Sanchez observa que o impacto deflacionário da troca de bandeira estimado para o IPCA é mais forte que a redução média de 3% apontada pela Aneel para todo o país. Isso porque o índice oficial de inflação é calculado em 13 capitais, com pesos diferentes. Apesar de não ter mudado o cenário para março, a LCA ampliou sua a deflação projetada nas contas de luz em 2016, de recuo 3% para queda de 5%. Com a mudança, a projeção para a alta do IPCA no ano cedeu um pouco, de 7% para 6,9%. Segundo Sanchez, a retração será maior que o esperado devido ao corte de despesas da ordem de R$ 6 bilhões da CDE, também anunciado ontem pela Aneel. Nos cálculos da Aneel, a redução deve ocasionar queda média de 4% das tarifas no ano. Eduardo Braga, ministro de Minas e Energia, calculou em 7% a redução das tarifas em 2016, somando efeitos da bandeira amarela e da queda de despesas da CDE. Essa deflação poderia ser ainda maior com a passagem para a bandeira verde, o que o ministro sinalizou que pode acontecer já em abril. (Valor Econômico – 05.02.2016) 2 Atividade do comércio em janeiro tem a maior queda em quase 14 anos A atividade do comércio caiu 9,6% neste primeiro mês do ano na comparação com janeiro de 2015, segundo a Serasa Experian. É o maior tombo desde abril de 2002, quando houve recuo de 11,2%. Em relação a dezembro, houve retração de 1,1%. Os dados já estão dessazonalizados. O indicador mede o número de consultas à base de dados da própria Serasa Experian. Quanto mais estabelecimentos comerciais pesquisarem a respeito da situação de inadimplência ou não de seus clientes, maior é considerado o nível de atividade. Em termos anuais, o destaque negativo ficou para o setor de veículos, motos e peças, que registrou baixa de 20,4%. Tecidos, vestuário, calçados e acessórios (-15,3%) e móveis, eletrônicos e informática (-13,1%) também tiveram recuo acima dos dois dígitos. O único setor com alta foi o de combustíveis e lubrificantes (3,8%). Material de construção (-2,4%) e supermercados (-6,7%) tiveram recuos menores. Na comparação mensal, três setores registraram aumentos: móveis, eletrônicos e informática (3,9%), veículos, motos e peças (3%) e material de construção (4,3%). De acordo com os economistas da Serasa Experian, os dados apontam que “a exemplo do que foi o ano passado, 2016 deverá ser mais um ano de dificuldades para a atividade varejista”. Juros altos, aumento do desemprego e inflação elevada são apontados como as principais causas da queda no movimento do comércio. Mas hiper e supermercados (-1,0%), combustíveis (-0,2%) e vestuário e calçados (-0,4%) acabaram puxando o resultado médio para baixo. (Valor Econômico – 04.02.2016) 3 Indicadores sinalizam queda menos intensa do emprego 4 Produção industrial cai em 12 de 15 locais no acumulado de 2015 A produção da indústria diminuiu em nove de 14 locais pesquisados em dezembro, na comparação com novembro, segundo o IBGE. Na média, a produção nacional recuou 0,7% no período. Em todo o ano de 2015, o tombo entre os Estados foi ainda maior. Segundo a Pesquisa Industrial Mensal Regional, 12 dos 15 locais tiveram recuo de produção. Na média, a queda foi de 8,3%. São Paulo, que responde por cerca de um terço do parque industrial do país, viu sua produção baixar 2,3% em dezembro. Em 2015, o Estado acumulou perda de 11%. Em dezembro, as maiores quedas regionais foram registradas em Pernambuco (-11,9%), Amazonas (-7,1%) e Santa Catarina (-5,4%). O Estado do Amazonas, no acumulado de 2015, também somou a maior perda, com recuo de 16,8%. Por outro lado, no campo positivo, ficaram as regiões da Bahia (1,4%), Rio de Janeiro (1,3%) e Rio Grande do Sul (1,8%). Na comparação com dezembro de 2014, a produção caiu em 13 de 15 locais, segundo a Pesquisa Industrial Mensal Regional. Os recuos mais intensos foram no Amazonas (-30,0%), Espírito Santo (-19,1%) e Paraná (-16,1%), pressionados, em grande parte, pela queda na fabricação dos setores de bebidas (preparações em xarope para elaboração de bebidas para fins industriais), de equipamentos de informática, produtos eletrônicos e ópticos, segundo o IBGE. Ceará (-13,4%) e São Paulo (-12,4%) também tiveram quedas mais acentuadas que a média nacional (-11,9%). (Valor Econômico – 05.02.2016) 5 Inflação pelo IGP-DI atinge 1,53% em janeiro A inflação medida pelo Índice Geral de Preços – Disponibilidade Interna (IGP-DI) subiu 1,53% em janeiro, taxa muito superior aos 0,44% de variação em dezembro, informou a FGV. Em janeiro de 2015, a inflação pelo índice tinha sido de 0,67%. Em 12 meses, o IGP-DI acumula alta de 11,65%. A alta do indicador em janeiro foi puxada principalmente por produtos agropecuários no atacado, como soja em grão e farelo, milho, cana e fumo. O reajuste das mensalidades escolares, das tarifas de ônibus e energia, que elevaram os preços ao consumidor, também foram responsáveis pela inflação maior no período. No atacado, o IPA subiu 1,63%. O IPA de preços agropecuários acelerou a 2,58%, de 1,51%, e o de preços industriais saiu de deflação de 0,14% para alta de 1,24%, de dezembro para janeiro. Na separação por estágios, os bens finais subiram 1,94%; os bens intermediários avançaram 1,34%; e as matérias-primas brutas subiram 1,60%. No varejo, o IPC disparou 1,78% em janeiro, ante 0,88% em dezembro, com seis de suas oito classes de despesa registrando taxas mais altas. A maior contribuição partiu do grupo educação, leitura e recreação (5,08%), impulsionado pelo reajuste de 10,31% nos cursos formais. Habitação (1,21%), transportes (2,08%), alimentação (2,25%), despesas diversas (1,64%) e comunicação (0,72%) também ficaram mais caros por causa da tarifa de eletricidade residencial (2,69%), da tarifa de ônibus urbano (6,62%), de hortaliças e legumes (18,63%), de cigarros (2,36%), e pacotes de telefonia fixa e internet (1,73%), respectivamente. Apenas vestuário (1,01% para 0,19%) e saúde e cuidados pessoais (0,67% para 0,59%) desaceleraram de dezembro para janeiro, influenciados por roupas (1,20% para 0,11%) e artigos de higiene e cuidado pessoal (0,88% para -0,16%), respectivamente. Por fim, o INCC também acelerou, de 0,10% para 0,39%. O índice relativo a materiais, equipamentos e serviços subiu 0,53%. O índice que representa o custo da mão de obra registrou variação de 0,27%. (Valor Econômico – 05.02.2016) Hoje, às 9h18m, a moeda americana era negociada a R$ 3,914. Na quinta-feira, o dólar comercial caiu 0,60% e fechou a R$ 3,8945. (G1 e Valor Econômico – 05.02.2016 e 04.02.2016)
Internacional 1 Bolívia: Morales anuncia gabinete ampliado depois de referendo para planejar investimentos O presidente Evo Morales informou que, depois do referendo constitucional de 21 de fevereiro, será criado um gabinete ampliado para planejar e acelerar os investimentos orientados a projetos energéticos. Morales, após reunião com a presidente do Brasil, Dilma Rousseff, afirmou que, no tema energético, os mercados sobram, mas o que falta é acelerar o investimento na Bolívia, sendo necessário, desta forma, começar a trabalhar neste aspecto. (La Razón – Bolívia – 03.02.2016) 2 Colômbia: Cogeração de energia, a nova aposta de Gas Natural Fenosa A cogeração de energia será a nova aposta de Gas Natural Fenosa para a Colômbia. Alberto González Santos, gerente do departamento de gás para o país, afirma que com este sistema de geração de gás natural é possível produzir simultaneamente energia térmica e eletricidade nas instalações do cliente, utilizando equipamentos especialmente desenhados para este fim e poder colocar o excedente na rede para ser comercializado, ajudando também a cumprir mais facilmente com as normas ambientais. Santos afirmou, por fim, que outra vantagem do sistema é a diminuição das perdas elétricas por transmissão e distribuição dos sistemas convencionais. (Portafolio – Colômbia – 03.02.2016) 3 PSR desenvolve estudo sobre redes inteligentes na Colômbia A PSR concluiu em janeiro um trabalho realizado para o Banco Interamericano de Desenvolvimento com recomendações sobre medidas regulatórias e de política energética orientadas ao desenvolvimento das redes inteligentes na Colômbia. O escopo do trabalho incluiu, entre outras atividades, uma revisão da experiência internacional de casos relevantes para a Colômbia; um diagnóstico do atual marco regulatório e de políticas públicas, incluindo a identificação de barreiras e oportunidades de melhora; e recomendações para um plano de adaptação do marco setorial para assegurar um ambiente adequado para o desenvolvimento das redes inteligentes no país latino-americano. De acordo com o diretor da PSR, Luiz Barroso, as soluções de redes inteligentes tem grande potencial para auxiliar a Colômbia em objetivos estratégicos diversos. A automação da rede de distribuição e os sistemas de medição avançados são vistos como ativos importantes na busca de melhoria de eficiência operacional – com aumento de confiabilidade e redução de perdas, principalmente as não-técnicas. Ainda segundo ele, o país, cujo setor elétrico predominante hidrelétrico enfrenta agora as consequências de um El Niño severo, vê na geração solar distribuída uma das possibilidades de diversificação da matriz. As análises da PSR se referiram às diversas atividades da cadeia de valor do setor elétrico colombiano, da geração até a comercialização. Na Colômbia, esta última atividade é separada da atividade de expansão e operação de redes de distribuição. (Agência CanalEnergia – 04.02.2016) 4 México: Gamesa instalará 95 de suas turbinas eólicas G114-2.1 MW em central no norte do país 5 China: Nova capacidade eólica ultrapassa recorde em 2015 A capacidade eólica instalada na China alcançou um novo recorde em 2015, ajudada pelos esforços do governo para impulsionar as energias limpas. A nova capacidade eólica subiu para 32,97 GW no último ano, mais de 60% superior aos valores de 2014, segundo NEA (National Energy Administration). A energia eólica gerou 186,3 TW/h em 2015, representando 3,3% da produção total de eletricidade do país. (EV Wind – Espanha – 04.02.2016) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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