l IFE: nº 4.062 - 31 de março de 2016 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Leilões Oferta e Demanda de Energia Elétrica Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Usinas em atrasos somam até 2,35 MW, projeta Aneel A Aneel estima a existência de um bloco entre 1,9 mil MW e 2,35 mil MW de usinas com atrasos no cronograma, que podem ser considerados como uma solução para o problema da sobrecontratação de energia enfrentado pelas distribuidoras, segundo disse nesta quarta-feira (30/9) o diretor da Aneel Tiago de Barros Correia. A energia excedente das distribuidoras motivou audiência pública da Aneel, encerrada na semana passada. Para ele, o montante não chega a ser um problema, mas sim uma saída no momento em que as distribuidoras enfrentam supercontratação diante da retração da atividade econômica, das altas tarifas e da migração de consumidores ao mercado livre. Não há um consenso entre especialistas, sobre quanto é o total excedente, mas o diretor avalia que esse bloco com atrasos abre espaço para solucionar o impasse das empresas. Isso porque a legislação permite sobrecontratação de 5% do mercado, com possibilidade de repassar os custos dessa energia extra às tarifas. Com casos de empresas com o dobro do permitido, por exemplo, os custos recaem sobre as empresas, especialmente porque passariam a liquidar no mercado de curto prazo, cujo PLD tem se situado no piso de R$ 30/MWh definido pela Aneel, enquanto que o preço de aquisição invariavelmente é superior. Tiago destacou que a preocupação da Aneel é com a assimetria artificial entre os mercados cativo e livre. Como exemplo, o diretor destacou a Conta ACR, criada para pagamento do empréstimo contratado para cobrir os custos de geração termelétrica e com o déficit hídrico. Isso porque o pagamento do empréstimo foi diferido e parcelado. Quando consumidores migram para o mercado livre, eles deixam de arcar com esse ônus. "É preciso o equilíbrio entre os dois mercados por preço, não por uma alternativa regulatória", disse Correia, após participar do evento Agenda Setorial, promovido nesta quarta-feira (30/3) pelo site CanalEnergia. (Agência Brasil Energia – 30.03.2016) 2 Audiência pública debate proposta de Agenda Regulatória para 2016-2018 Os interessados podem enviar a partir desta quinta-feira (31/3) contribuições para a Audiência Pública Nº 015/2016, que visa debater proposta de Agenda Regulatória da Aneel para o biênio 2016-2018. A Agenda traz o conjunto de atividades e o cronograma para o próximo ciclo de dois anos de trabalhos da Agência. Submeter a proposta da Agenda à audiência pública é uma boa prática de gestão, pois estimula a participação da sociedade no processo de definição dos principais temas regulatórios que serão abordados no biênio 2016-2018, além de garantir transparência ao processo. Outro fator positivo é o contato antecipado da sociedade com os temas regulatórios, que tende a proporcionar discussões mais aprofundadas em cada proposição de regulamento, possibilitando maior participação dos interessados nas discussões de cada tema da Agenda. A Agenda Regulatória possui dois períodos diferenciados. O primeiro, de 1º/7/2016 a 30/6/2017, apresenta caráter determinativo, com suas entregas sendo consideradas para fins de avaliação institucional desta Agência e devendo observar necessariamente o cronograma proposto, exceto na ocorrência de fatos supervenientes. O segundo período tem caráter apenas indicativo, a ser ratificado quando da elaboração do próximo ciclo em junho de 2017. A proposta traz 38 itens, dos quais 13 são temas originários da Agenda Regulatória 2015/2016 e 25 são assuntos novos. Dos 38 itens, 21 possuem previsão para deliberação pela Diretoria Colegiada no período determinativo da Agenda, até 30 de junho de 2017. Para ter acesso à Nota Técnica que apresenta a proposta de Agenda Regulatória para 2016-2018, clique aqui. (Aneel 31.03.2016) 3 Aneel define regra para saldos de contratos de cotas de garantia física Aprovada na última terça-feira (29/3) em reunião pública da diretoria da Aneel, a emissão de resolução normativa que estabelece critérios para tratamento de sobras involuntárias e cálculo do montante de reposição. Pela nova regra, o eventual saldo positivo decorrente da alocação de contratos de cotas de garantia física em volume superior aos contratos encerrados ou reduzidos em determinado ano poderá ser abatido da demanda de Leilões A-1 de anos subsequentes, caso solicitado pelos agentes de distribuição. A adoção dessa medida preserva a lógica da contratação de energia pelas distribuidoras e evita a troca de energia nova por existente – e o consequente enxugamento da energia disponível no Ambiente de Contratação Livre (ACL), atribuindo similaridade às flutuações involuntárias de montantes contratados tanto para exposição quanto sobrecontratação de energia. A norma altera as resoluções normativas 421/2010 (Critérios para cálculo do Montante de Reposição e contratações adicionais dos agentes de distribuição do Sistema Interligado Nacional - SIN) e 453/2011 (Critérios para cálculo dos montantes de exposição e sobrecontratação involuntária em atendimento aos artigos 2º, 3º e 18 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004). A revisão foi motivada por solicitação da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), que apontou necessidade de ajustes referentes ao tema das sobras involuntárias e montante de reposição antes da emissão das declarações de cotas para o Leilão A-5. (Aneel – 31.03.2016) 4 Garantia física de UHEs deve cair 3% em média, estima EPE 5 Mercado livre deve ter volume recorde de adesões Com a forte alta das tarifas e a criação da figura do cliente especial, a possibilidade de negociar o preço da energia deve atrair um número recorde de novos agentes para o mercado livre neste ano, segundo o sócio diretor da GV Energy, Pedro Machado. A projeção é que pelo menos mil novos agentes migrem para o ambiente de contratação livre, segundo o executivo. Só em janeiro, foram 126 novas adesões. O maior volume de novas adesões foi registrado em 2012, quando cerca de 400 agentes entraram para o mercado livre. Apesar do número maior de novos participantes, as adesões não devem representar um volume grande de carga deixando as distribuidoras, ressalva Machado. A GV Energy calcula que os novos agentes devem representar um consumo de cerca de 50 MW médios. Como esses novos clientes têm um perfil de consumo menor e não estão acostumados com a gestão de contratos de energia, há o risco de que uma parte desses agentes não continue no ambiente, reconhece Machado. O preço dos contratos aos quais Machado se refere explica a grande atração de novos consumidores livres (ou especiais): enquanto clientes da média tensão pagam uma tarifa regulada que pode chegar a R$ 350/MWh, é possível fechar acordos de fornecimento de médio prazo, com início de suprimento em 2017, por R$ 120/MWh. (Agência Brasil Energia – 30.03.2016) 6 MME foi oferecido ao PP e ao PR A presidente Dilma Rousseff ofereceu o MME ao PP e ao PR, em substituição ao PMDB, que deixou a base aliada do governo. A saída do ministro Eduardo Braga é esperada para os próximos dias, mas ainda não há clareza do que efetivamente pode acontecer. O PP avalia deixar o governo, mas ainda não encontra consenso sobre a medida. Braga não pretendia sair do ministério, no momento em que vinha em busca de soluções de impasses no setor elétrico e pretendia se movimentar mais proximamente do setor de petróleo, especialmente após as medidas de incentivo à indústria de óleo & gás apresentadas recentemente. O PP e o PR possuem bancadas menores do que a do PMDB, partido de maior bancada nas duas casas do Congresso e considerado essencial para evitar o impeachment da presidente Dilma. O cenário, porém, ainda é incerto. Caso Braga deixe de ser ministro e não assuma o governo do Amazonas, ele retorna ao senado, desalojando sua suplente, a senadora Sandra Braga, com quem é casado. Uma das saídas cogitadas seria a manutenção de Braga como sendo da "cota pessoal" da presidente. Outra saída poderia ser a licença de Braga do partido, algo mais remoto, embora não seja impossível. (Agência Brasil Energia – 30.03.2016) 7 Evento debate armazenamento de energia O Workshop Internacional sobre Armazenamento de Energia, promovido pela Aneel em colaboração com a Embaixada Britânica, ocorre nesta quinta-feira (31/3), na sede da Agência em Brasília (DF). O encontro, que aborda questões relacionadas a tecnologias, projetos e regulamentação, traz experiências nacionais e internacionais que envolvem o tema de armazenamento de energia elétrica e suas diversas áreas de aplicação, com convidados da Grã-Bretanha, dos Estados Unidos, da indústria nacional e de empresas do setor elétrico. Participaram da abertura do Workshop o Diretor-Geral substituto da Aneel, José Jurhosa, o representante do Ministério de Relações Exteriores da Grã-Bretanha, Sir David King e o secretário de Energia Elétrica do MME, Ildo Grudtner. O evento também conta com a participação dos diretores da Aneel André Pepitone da Nóbrega, Reive Barros e Tiago Correia. A iniciativa é fruto dos trabalhos que estão sendo conduzidos pela SPE com a Embaixada Britânica por meio do Prosperity Fund. O workshop também conta com o apoio da Associação Brasileira de Armazenamento e Qualidade de Energia (Abaque). A SPE apresentará a minuta de Chamada de P&D Estratégico nº 21 Desenvolvimento de Tecnologia Nacional de Armazenamento de Energia para o Setor Elétrico, para recebimento de contribuições e alinhamento com os setores produtivos envolvidos, indústrias, concessionárias, órgãos nacionais e internacionais. O objetivo é que o texto final seja apresentado para apreciação da Diretoria da Agência ainda neste semestre. O Workshop Internacional sobre Armazenamento de Energia tem transmissão ao vivo pela internet. Para a programação, clique aqui. (Aneel 31.03.2016) 8 Terceira fase do Minha Casa Minha Vida terá itens de eficiência energética 9 Apresentação de Marcelo Simas sobre Cenários Energéticos Mundiais no CENPES No último dia 29/03, foi realizada apresentação sobre Cenários Energéticos Mundiais, no âmbito do Seminário Bicombustíveis: Uma Visão para o Futurono, no CENPES - unidade da Petrobras responsável pelas atividades de P&D da empresa. Proferida por Marcelo Simas, economista Sênior professor e orientador didático de Geopolítica do Petróleo e da Energia e Economia - Universidade PETROBRAS, a exposição tratou dos cenários das fontes energéticas, das matrizes energéticas atuais dos principais players ao balanço oferta x demanda de O&G para 2040 e seus impactos no mercado. Para ter acesso à apresentação, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 31.03.2016)
Empresas 1 Eletrobras tem prejuízo líquido de R$ 10,3 bi no 4º trimestre de 2015 A Eletrobras Centrais Elétricas Brasileiras registrou prejuízo líquido de R$ 10,327 bi no quarto trimestre de 2015, mais de oito vezes superior ao prejuízo líquido de R$ 1,196 bi observado no quarto trimestre de 2014, segundo demonstração de resultados divulgada pela companhia na noite desta quarta-¬feira. O resultado é o atribuído aos sócios da empresa controladora. Para o ano todo de 2015, a Eletrobras teve prejuízo líquido de R$ 14,441 bi no ano de 2015, quase cinco vezes superior ao prejuízo líquido de R$ 3,031 bi observado em 2014. De acordo com release da empresa, o impacto na última linha do balanço se deu por provisão para contingências judiciais no montante de R$ 7,084 bi, com destaque para a provisão relativa aos processos judiciais envolvendo empréstimo compulsório de R$ 5,283 bi e aos ajustes em valores e em classificação de riscos de processos judiciais de Furnas, Chesf e Eletronorte. Também foi citada a baixa contábil de R$ 5,991 bi, notadamente a de Angra 3, no montante de R$ 4,973 bi, além do prejuízo das subsidiárias de distribuição, que somou R$ 5,195 bi em 2015. A receita líquida da empresa no quarto trimestre de 2015 alcançou R$ 7,861 bi, em queda de 18,7% sobre a receita de R$ 9,674 bi no quarto trimestre de 2014. Para o ano inteiro de 2015, a receita líquida foi de R$ 32,588 bi, em alta de 8% sobre o ano anterior, em R$ 30,137 bi. O custo de vendas avançou 4% em 2015, para R$ 16,991 bi, ante R$ 16,327 bi em 2014. A despesa operacional da empresa em 2015 foi de R$ 28,141 bi, em alta de 78,4% sobre a despesa de R$ 15,767 bi em 2014. O prejuízo operacional da companhia aumentou mais de seis vezes na passagem de 2014 para 2015, de R$ 1,956 bi para R$ 12,544 bi. Em 2015, a empresa teve despesa financeira de R$ 1,699 bi, ante receita financeira líquida de R$ 694 mi em 2014. (Valor Econômico – 30.03.2016) 2 Lucro da Cemig cai mais de 70% no quarto trimestre de 2015 A Cemig apresentou lucro líquido de R$ 306 mi no quarto trimestre do ano passado, queda de 72,6% na comparação com o ganho de R$ 1,12 bi entregue no mesmo período de 2014, segundo as demonstrações financeiras divulgadas na madrugada desta quarta¬feira. Entre outubro de dezembro de 2015, a receita líquida da empresa atingiu R$ 5,27 bi, recuo de 16,8% frente ao mesmo intervalo um ano antes, quando a receita foi de R$ 6,33 bi. O Ebitda somou R$ 496 mi no último trimestre de 2015, queda de 77,4% na base de comparação anual. Entre outubro e dezembro de 2014, o Ebitda havia sido de R$ 2,2 bi. No quarto trimestre de 2015, a Cemig também registrou uma receita financeira de R$ 71 mi, contra uma despesa financeira de R$ 529 mi no mesmo intervalo um ano antes. Segundo os comentários da administração da companhia, que acompanham o balanço, os desafios vistos no ano passado vão continuar em 2016, com baixa demanda de energia elétrica e redução nos preços de venda. Apesar disso, a Cemig avalia que está preparada para enfrentar o momento de incertezas e instabilidade, com operações sustentáveis e retorno adequado do investimento. “Temos um montante de dívida expressivo com vencimento para 2016. Tal montante, porém, está sendo objeto de negociação com as instituições financeiras e com perspectivas muito positivas de rolagem, com novos prazos de vencimento no longo prazo, criando mais liquidez para a companhia e menor pressão no seu caixa”, diz a empresa. (Valor Econômico – 30.03.2016) 3 Celesc registra queda de 74,5% no lucro em 2015 A distribuidora Celesc, encerrou 2015 registrando lucro líquido de R$ 130,7 mi, queda de 74,5% na comparação com os R$ 513,1 mi conquistados em 2014. No quatro trimestre, a empresa lucrou R$ 101,6 mi, queda de 79% na comparação com o mesmo período do ano anterior. Os dados foram divulgados na última terça-feira, 29 de março. No ano, a receita líquida atingiu R$ 6,43 bi, crescimento de 9,1% sobre 2014. Esse crescimento, explicou concessionária, reflete a recomposição tarifária promovida pelo reajuste anual de agosto/14 (+23,21%), a revisão tarifária extraordinária em março/15 (+24,8%), o reajuste anual de agosto/15 (+3,61) e o faturamento com Bandeiras Tarifárias no ano. No trimestre, a receita somou R$ 1,66 bi, encolhimento de 18,1% na comparação trimestral. Já o Ebitda caiu 64,6% em 2015, para R$ 354,8 mi contra R$ 1 bi em 2014. No trimestre, o Ebitda alcançou R$ 214,9 mi, queda de 71,1% quando comparado com o quarto trimestre de 2014. Segundo a Celesc, o resultado pior do Ebitda reflete, principalmente, o desempenho no mercado de distribuição de energia elétrica que apresentou significativa desaceleração em 2015 e pelo efeito não recorrente em 2014 do reconhecimento de ativos regulatórios, já incorporados ao resultado a partir de janeiro de 2015. (Agência CanalEnergia – 30.03.2016) 4 Definição sobre futuro da Cesp deverá ficar para 2017 5 Cesp está contratada em 100% da garantia física até 2021 A Cesp não possui sobras de energia para ser vendida no mercado livre. A empresa que possui atualmente 1.051 MW médios em garantia física, já descontando as perdas de transmissão até o centro de gravidade e o seu consumo interno, está com toda a capacidade negociada no mercado livre e no mercado regulado. A empresa está nessa condição até 2021, quando encerram contratos para o ACL. A empresa reportou a queda de 19,2% no preço médio de venda na comparação entre os anos de 2014 e de 2015, principalmente, em função da queda do valor do PLD, que passou de R$ 688,88 MWh para R$ 287,20/MWh afetando a receita proveniente da energia descontratada e liquidada no mercado de curto prazo. Contudo, o preço médio dos contratos da empresa aumentaram de R$ 142,47//MWh para R$ 157,08/MWh, elevação de 10,25%. Como consequência, confirmou o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Cesp, Almir Martins, a empresa não está exposta ao atual momento de preços mais baixos pelo qual passa o setor com a sobreoferta de energia no ambiente de contratação livre. A exposição fica restrita ao GSF no ACL já que toda a parcela de energia negociada pela empresa no ambiente regulado está protegida de riscos de acordo com os termos da lei 13.203 que trata da repactuação do risco hidrológico. Aliás, destacou Martins em teleconferência sobre os resultados da companhia em 2015, a repactuação ajudou a empresa a reduzir seus custos com compra de energia em cerca de R$ 100 mi. Por outro lado, a empresa estima que, em um exercício teórico, que a receita bruta deixada de ser apurada no ano passado ficou na casa de R$ 1,2 bi com o GSF uma vez que a companhia foi doadora de 2.036 GWh no ano passado e não pode vender essa parcela ao PLD. (Agência Brasil Energia – 30.03.2016) 6 CTG deverá assumir empregados de usinas da Cesp A chinesa CTG, empresa que venceu a relicitação das usinas de Ilha Solteira e de Jupiá em novembro do ano passado, deverá assumir os ativos a partir de 1º de julho. Até lá a Cesp manterá as operações e ainda está em conversas com a nova concessionária para atender à questão da transferência dos atuais funcionários dessas usinas para a próxima operadora. De acordo com o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Cesp, Almir Martins, o entendimento da geradora é de que essa transferência é uma sucessão trabalhista e que dentro do planejamento, a CTG assumirá os atuais empregados necessários à operação. E ressaltou que esse entendimento está baseado em um parecer jurídico. “Presumimos que entre agora e 30 de junho tenhamos uma solução negociada para que a transferência se faça sem maiores dificuldades”, afirmou ele em teleconferência sobre os resultados da empresa em 2015. Martins ressaltou que as ações que a empresa está movendo contra o poder concedente a respeita da indenização para as três usinas que foram devolvidas à União não tiveram andamento significativo no último trimestre. No caso de Três Irmãos, a empresa está em disputa para receber o valor incontroverso de R$ 1,7 bi de indenização, além da ação na qual exige o pagamento de mais de R$ 6 bi. O caso está em fase de perícia de engenharia conforme afirmaram no ano passado, dessa vez, foram definidos os assistentes técnicos para a avaliação e o estado de São Paulo foi incluído no processo como parte interessada. Já no caso de Ilha Solteira e Jupiá o processo ainda está no início e não houve nenhum avanço significativo. Em sua avaliação, esse processo também deverá caminhar para a necessidade de uma perícia, mas que não há previsão de andamento ou de duração dessa disputa. A empresa descartou ainda a rolagem da dívida que vence este ano no valor de R$ 700 mi. Martins destacou que há essa prerrogativa para a empresa mas que a previsão é de pagamento total do montante que vence esse ano. No total a empresa encerrou o ano passado com endividamento de R$ 1,682 bi sendo 48,7% em moeda nacional e o restante em moeda estrangeira que soma US$ 220,9 mi. (Agência CanalEnergia – 30.03.2016) 7 Fitch atribui rating a debêntures da EOL São Miguel do Gostoso A Fitch atribuiu o rating nacional de longo prazo ‘A+(bra)’ à primeira emissão de debêntures da Voltalia São Miguel do Gostoso Participações, no montante de R$ 57 mi, com vencimento em 2028. A perspectiva do rating é estável. O parque eólico São Miguel do Gostoso (RN), foi desenvolvido pela Voltalia Brasil (51%) em parceria com a paranaense Copel (49%). Segundo a agência de classificação de risco, o rating atribuído reflete as fianças bancárias do projeto, que mitigam 100% do risco de conclusão e ramp-up da geração da usina. Além disso, os mecanismos anuais e quadrienais de compensação nos contratos de venda de energia (LER/2011) e o volume de energia vendido a P-50 também dão segurança ao projeto. A Fitch também entende que a alavancagem está moderada, com Índice de Cobertura do Serviço da Dívida (DSCR) médio de 1,17 vez. O Loan Life Coverage Ratio (LLCR) de 1,15 vez e o break-evens de produção e taxa de juros de longo prazo (TJLP) em termos reais de, respectivamente, 14,5% abaixo do P-90 médio de dez anos e 4,50% (no cenário de rating da Fitch) também favorecem ao projeto. (Agência CanalEnergia – 30.03.2016) 8 Grupo EDP Brasil ganha mais certificações O grupo EDP Brasil foi reconhecido e certificado mais uma vez por sua excelência em gestão ambiental e na segurança ocupacional em suas unidades geradoras. A Energia Pecém, que é responsável pela UTE Pecém I, em São Gonçalo do Amarante (CE), recebeu duas certificações pela primeira vez. A ISO 14001 e a OHSAS 18001, que atestam a excelência na gestão ambiental e na gestão da saúde e segurança dos colaboradores, respectivamente. Já a Investco, controladora da UHE Luís Eduardo Magalhães, em Lajeado no Tocantins, foi recertificada nas normas ISO 14001 e OHSAS 18001 que já possuía desde março de 2010. Outra norma também recertificada foi a ISO 9001, que a empresa já possuía desde novembro de 2011 e que comprova a gestão de qualidade, respeitando um conjunto de requisitos para que não haja falha nas operações da empresa. (Agência CanalEnergia – 30.03.2016)
Leilões 1 BNDES define regras de financiamento para leilões de 2016 A diretoria do BNDES aprovou as condições de financiamento para os empreendimentos de geração e transmissão de energia elétrica a serem licitados em 2016 por leilões públicos promovidos pelo Governo Federal. As regras são válidas já para o próximo leilão, previsto para o dia 13 de abril. Os destaques das condições aprovadas são: 1) Possibilidade de conversão do sistema de amortização da dívida do BNDES de SAC para PRICE, quando houver emissão de debêntures de infraestrutura pela beneficiária do crédito; 2) Aplicação do índice de cobertura do serviço da dívida do projeto (incluindo as debêntures) de 1,2, calculado com base no fluxo de receitas projetadas para cada ano da fase operacional; 3) O valor do crédito do BNDES será dimensionado de acordo com o Sistema SAC e o índice de cobertura mínimo de 1,2. As condições recém-aprovadas dão continuidade à política do BNDES de financiamento à infraestrutura com estímulo ao mercado de crédito privado por meio da emissão das debêntures. As demais condições financeiras seguem o previsto na Política Operacional, sendo os destaques: 1) Custo Financeiro: TJLP + 1,5% a.a. (spread básico) + spread de risco (até 2,87% a.a.); 2) Participação Máxima do BNDES: 70% dos itens financiáveis; 3) Prazos de Amortização (- Até 20 anos, para pequenas centrais hidrelétricas e hidrelétricas de grande porte; - Até 18 anos para energia solar; - Até 16 anos, para energia eólica e para geração térmica movida a biomassa, carvão e gás natural; e - Até 14 anos para projetos transmissão. Veja aqui as condições de apoio financeiro aos leilões de transmissão de energia de 2016. Veja aqui as condições de apoio financeiro aos leilões de geração de energia de 2016. (BNDES 30.03.2016) 2 A-5 terá preço-teto de R$ 290/MWh O leilão A-5, marcado para o dia 29 de abril, negociará contratos pelo valor máximo de R$ 290/MWh, conforme estabeleceu a Aneel em reunião da diretoria realizada na terça-feira (29/03). O preço-teto estabelecido para a UHE Belo Monte, que deve ocupar a maior parte da demanda do leilão, segundo agentes do setor, é de R$ 115,57/MWh. A usina deve ofertar até 900 MW médios, que inicialmente eram previstos para ser alocados no mercado livre. Também foram estabelecidos os preços de referência para as fontes PCH e hídrica com menos de 50 MW, que partirão de R$ 227/MWh; térmicas a biomassa e carvão, R$ 251/MWh; térmicas a gás natural, R$ 290/MWh e eólica, R$ 223/MWh. Além de Belo Monte, deve participar do leilão a hidrelétrica Santa Branca (62 MW), para a qual foi estabelecido preço-teto de R$ 195/MWh. Inicialmente, estava prevista a participação também das hidrelétricas Apertados (139 MW), Ercilândia (87,1 MW), Telêmaco Borba (118 MW), mas estas usinas não conseguiram licenciamento ambiental a tempo de entrar na concorrência. Apesar da expectativa de demanda menor no leilão, com a sobre contratação das distribuidoras e queda do consumo, haverá espaço também para usinas existentes. Para estas, a Aneel estabeleceu preços-teto de R$ 199,25/MWh para PCHs e hídricas com menos de 50 MW; R$ 164,04/MWh para eólicas; R$ 217,25/MWh para biomassa e R$ 221,14/MWh para carvão. Foram cadastrados 1.055 projetos para o leilão, que somam capacidade de 47 GW. (Agência Brasil Energia – 30.03.2016) 3 Demanda para leilão A-5 deve ser baixa, reitera EPE A EPE reafirmou a previsão de baixa demanda para o leilão A-5, marcado para agosto, em razão da atual sobrecontratação das distribuidoras. Os leilões de reserva, porém, já estão sendo pensados para garantir essa demanda para o ano, como destacou o presidente do órgão, Mauricio Tolmasquim, nesta quarta-feira (30/3). "Apesar de ter [a previsão de] uma demanda pequena, portanto os leilões A-5 e A-3 podem contratar pouco, pretendemos repensar isso com uma boa contratação nos leilões de reserva". Dados da EPE indicam que a oferta de energia habilitada para o leilão totaliza 29,6 mil MW, sendo pouco mais de 17 mil MW eólicos. Além disso, Belo Monte deve colocar cerca de 900 MW médios hidrelétricos não negociados no mercado livre. Para este ano, são previstos três leilões de energia de reserva (LER), o que vai somar cinco concorrências no ano. Além do primeiro e segundo LER, marcados para julho e outubro, respectivamente, a EPE estuda um terceiro que vai sincronizar ofertas de geração e transmissão, cujos projetos serão conjugados e terão datas de entrada em operação compatíveis. "Nesse leilão, acredito que vamos garantir uma boa demanda das fábricas voltada a eólicas, solares.PCHs. A ideia é manter a demanda para a cadeia produtiva que se instalou no país", concluiu Tolmasquim. Para o diretor da Aneel Tiago de Barros Correia, não é de interesse público a ocorrência de hiatos entre leilões anuais, uma vez que há uma cadeia de fornecedores no país que poderia ser prejudicada no caso de ocorrerem períodos de três ou quatro anos sem novos MW, tempo que talvez fosse necessário para absorver a oferta em excesso. "Não há razoabilidade manter um hiato de três, quatro anos sem contratações para retomar depois", disse Correia. (Agência Brasil Energia – 30.03.2016) 4 Leilão para sistema isolado do Amazonas é adiado pela Aneel A Aneel adiou o leilão destinado à aquisição de energia elétrica dos sistemas isolados para os lotes I, II e III da Eletrobras Amazonas. A sessão estava marcada para o dia 6 abril, mas foi suspensa em razão da apresentação de projetos alternativos ao projeto de referência previsto no edital. A nova data do certame será anunciada pela comissão de licitação a Aneel e deve ser postergada por pelo menos 30 dias. A agência reguladora manteve, porém, o leilão do lote único dos sistemas isolados do Celpa (PA), prevista para o dia 7 de abril, por entender que não tinha como adiar, porque as comunidades locais precisam com urgência desse atendimento. O caso da Amazonas é diferente por causa dos projetos alternativos apresentados ao governo na última segunda-feira, 28 de março. As regras da licitação permitem o adiamento em situações como essa, para que a EPE possa avaliar as propostas e fazer eventualmente a habilitação técnica. As sessões do certame em Manaus e Belém estavam previstas inicialmente para os dias 21 e 22 de março, respectivamente, mas foram transferidas para o início de abril, após pedidos de adiamento feitos pelas empresas Enel Green Power, Guascor/Dresser Rand, BR Distribuidora/Petrobras e Aggreko. (Agência Brasil Energia – 30.03.2016)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Números dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios da região Sul mantiveram a estabilidade na última terça-feira, 29 de março, continuando com 98,1% da capacidade, segundo o ONS. A energia armazenada no dia ficou em 19.579 MW mês. A energia afluente armazenável está acumulada em 168% da MLT. A hidrelétrica Barra Grande opera com 99,31% da capacidade instalada. No submercado Sudeste/Centro-Oeste, os reservatórios registraram elevação de 0,2% no nível de armazenamento, em relação ao dia anterior, marcando 58,1% da capacidade. A energia armazenada no dia ficou em 117.774 MW mês. A energia afluente armazenável acumula 77% da MLT em março. A usina de Furnas trabalha com 74,46% da capacidade e Itumbiara, com 60,2%. Os reservatórios do Nordeste marcaram 34,5% da capacidade, com alta de 0,1% ante o dia anterior. A energia armazenada no dia somou 17.879 MW mês. A ENA armazenável no mês está em 32% da média histórica. A hidrelétrica de Sobradinho está com 33,27% da capacidade. Na região Norte, o nível de armazenamento subiu 0,3% para 57,7% da capacidade. A energia armazenada no dia chegou a 8.673 MW mês. A ENA armazenável está em 54% da média em março. A usina Tucuruí opera com 79,41% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 30.03.2016) 2 ONS vê atraso de no mínimo 2 anos para operação de linhas da Abengoa O ONS estima um atraso no início da operação das linhas de transmissão da Abengoa no Brasil de mínimo dois anos, e vê a venda de ativos da companhia espanhola como a melhor solução para se evitar mais problemas ao setor. As obras companhia espanhola, que está em dificuldades financeiras, foram paralisadas no país. Segundo o diretor-geral do ONS, Hermes Chipp, uma solução para os ativos da empresa está sendo estudada pelo governo, mas a melhor alternativa seria a venda das linhas. “Isso agilizaria o processo. Se tiver que devolver, relicitar e passar por todo o trâmite, poderia demorar mais”, disse ele a jornalistas, durante evento no Rio de Janeiro. A chinesa State Grid admitiu interesse nos ativos, e notícias na imprensa apontam que o fundo canadense Brookfield poderia se juntar a Furnas, da Eletrobras, para apresentar uma proposta. O diretor-geral do ONS pretende apresentar em breve ao governo, talvez na reunião do CMSE, alternativas para o escoamento da energia necessária para o suprimento do país e para compensar o atraso nos empreendimentos da Abengoa. “Imaginamos um atraso de no mínimo dois anos, mas acreditamos que vai ser de mais. Se for começar tudo de novo, o atraso vai ser mais que dois anos para fazer toda essa estrutura e teremos dificuldade de escoar essa potência. São empreendimentos em análise por Aneel e MME... Vamos apresentar propostas ao CMSE”, declarou Chipp. (O Globo – 30.03.2016) 3 ONS contrária à proposta feita pela EPE de se fazer o despacho de térmicas pela chamada ordem de mérito Nessa reunião do CMSE, o diretor-geral do ONS, Hermes Chipp, disse que vai se posicionar contrário à proposta feita pela EPE de se fazer o despacho de térmicas pela chamada ordem de mérito, ou seja, começando pelas mais baratas até aquelas com preço de até R$ 211 o megawatt-hora. Segundo Chipp, a situação operacional não é tão confortável ao ponto de se buscar a opção do despacho por mérito. Ele ressaltou que, se a chuva no período seco atingir 80 por cento da média história, os reservatórios das hidrelétricas da região Sudeste/Centro-Oeste, os mais importantes do parque gerador, chegariam a novembro com um nível próximo de 27%, desde que o governo mantenha a decisão de despachar térmicas com custo de R$ 211. Esse patamar, se confirmado, seria bem melhor do que o observado nos anos de 2014 e 2015, quando o país enfrentou uma forte estiagem. Pelos cálculos do ONS, se a ordem de mérito for aprovada pelo CMSE e adotada pelo governo, os reservatórios do sistema Sudeste/Centro-Oeste chegariam a novembro num patamar de apenas 12%. “A visão do camarada que está querendo reduzir tarifa preferencialmente pede ordem de mérito. A visão do operador não pode ver só custo. Tem que ver a segurança. Não adianta olhar só o presente, tem que olhar o futuro”, disse Chipp. O diretor-geral informou que nível de armazenamento das hídricas está em aproximadamente 58% e deve terminar o período úmido perto de 60%. (O Globo – 30.03.2016) 4 ONS prevê redução de 800 MW médios para 2017-2020 O ONS prevê, para o período de 2017 a 2020, uma redução de carga de 800 MW médios. O diretor-geral do operador, Hermes Chipp, disse que cenário atual de armazenamento é favorável, com a recuperação dos reservatórios, mas que há uma preocupação com o futuro, especialmente no quesito segurança. Segundo ele, a atenção não recai apenas sobre a redução de tarifas, mas também sobre à segurança no abastecimento. Chipp comentou que a decisão de despachar por ordem de mérito pode ser prejudicial no futuro. "Se eu decido despachar por ordem de mérito é uma maravilha, redução de tarifa para todo mundo. Mas se a hidrologia não vem, vou ter que despachar tudo na base e o custo do arrependimento pode ser muito maior do que esse pequeno custo que eu gastaria agora", acrescentou. Chipp foi na contramão do que afirmou o presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim, para quem, o momento já indica que a fila de despacho poderia retornar. Visão semelhante apresentou o diretor da Aneel Tiago de Barros Correa, para quem, com base nas informações disponíveis para a agência, já seria possível retornar à ordem de mérito. Chipp, Tolmasquim e Correa participaram do evento Agenda Setorial 2016, promovido pelo site CanalEnergia. (Agência Brasil Energia – 30.03.2016) 5 Segundo ONS percentual do submercado Sudeste/Centro-Oeste seria de 12% Hermes Chipp, diretor-geral do ONS, afirmou que se permanecer a decisão de despachar as térmicas até R$ 211 MW/h e o período seco continuar com 80% de chuva, há a previsão de chegar a 27% em novembro no Sudeste/Centro-Oeste. Mas defendeu que, caso haja despacho por ordem de mérito, o percentual para o submercado seria de 12%. A intenção, neste caso, é despachar mais térmicas com antecedência para que seja mais barato do que, em uma emergência, precisar de todas as usinas. "Uma decisão que é muito favorável agora pode representar um custo muito mais alto no futuro", disse. O diretor comentou que 2016 está sendo bem melhor que os anos de 2014 e 2015, mas não representam o cenário ideal. "Em 2011/2012, eu terminava o período úmido com 90%, agora eu vou terminar talvez com 60%". Chipp também defendeu que há espaço para as intermitentes, mas que as térmicas continuam necessárias. "Você tem que expandir eólica e hidrelétricas na Amazônia sim, que são fontes com custo barato, mas tem que colocar térmica complementar no lugar certo com energia firme. Tem que ter um trade off entre energia intermitente e sazonal com energia firme que é a térmica", defendeu. (Agência Brasil Energia – 30.03.2016) 6 EPE prevê queda de 0,4% no consumo de energia elétrica no Brasil em 2016 A EPE prevê queda de 0,4% no consumo de energia elétrica no Brasil em 2016, ante previsão anterior de alta de 0,4%, com a menor atividade industrial afetando a demanda, disse nesta quarta-feira presidente da estatal Mauricio Tolmasquim, durante evento no Rio de Janeiro. Tolmasquim antecipou um número que seria divulgado em nota técnica prevista para abril. A revisão na estimativa está baseada em nova queda do PIB em 2016 e por uma expectativa de menor atividade industrial. A EPE utilizou como base um cenário com queda de 3% do PIB neste ano, ante queda de 3,8% no ano passado. A estimativa da estatal ainda está abaixo da média das projeções reunidas pelo BC no Boletim Focus, que apontou em sua última edição perspectiva de retração de 3,66% neste ano. A EPE estima também uma queda na renda per capita de 3,8% em 2016 ante 2015. Nas novas projeções, a EPE apontará que a indústria, setor bastante impactado pela crise econômica, deve ancorar a queda no consumo de energia este ano, com retração de 4,5%. “Se olhar para janeiro e fevereiro, a queda é de 5,5%, e puxada por indústria, com queda de 8,3%. Nas residências há queda de 4,4%, e no comércio queda de 3,2%. Isso já indica o que vai ser o ano”, declarou Tolmasquim. No ano passado, de acordo com a EPE, o consumo de energia já tinha caído 1,4% no país. Já os setores residencial e comercial devem apresentar uma expansão do consumo em 2016 de 2% e 2,5%, respectivamente, mas bem aquém da média de aproximadamente 6% nos últimos anos. “As estimativas para o quinquênio também serão reduzidas para baixo diante do cenário econômico e de dois anos seguidos de queda no consumo”, ressaltou Tolmasquim, sem divulgar as novas projeções. Apesar da queda no consumo, a EPE estima que a expansão na oferta de energia este ano será de cerca de 9 mil megawatts. Boa parte disso virá de usinas hidrelétricas, que entrarão no chamado processo de motorização de máquinas para geração de energia. “A perspectiva de expansão para este ano é muito boa, e de abril a dezembro devem entrar 7.500 MW e no ano 9 mil MW. O grosso são das hídricas motorizando, como Santo Antônio, Jirau, Belo Monte, Teles Pires... Tem ainda eólicas e duas térmicas a gás natural”, declarou ele. (O Globo – 30.03.2016) 7 Preço de referência tem ligeira queda na semana, diz Dcide A curva do preço de referência para contratos de energia elétrica referente ao submercado Sudeste/Centro-Oeste caiu para R$ 60,00/MWh nesta semana, o valor é 0,51% inferior ao registrado no período anterior, segundo a consultoria Dcide. Na comparação mensal, o índice referente ao trimestre de abril a junho desse ano subiu 2,81%. Já na base anual, houve retração de 84,46%, de acordo com dados divulgados nesta quarta-feira (30/3) no Boletim Semanal da Curva Forward. Para fonte convencional no longo prazo, entre 2017 e 2020, o preço foi calculado em R$ 120,91/MWh, o que representa uma baixa de 0,22%. Em relação às bases mensal e anual, o indicador caiu 0,39% e 43,74%, respectivamente. (Agência Brasil Energia – 30.03.2016) 8 La Niña pode favorecer reservatórios do Sudeste A hidrologia esperada para este ano pode não ser maior do que a observada em 2015, mas a distribuição da chuva no território nacional pode ser mais favorável para os reservatórios de hidrelétricas, segundo o Climatempo. De acordo com a diretora da empresa de meteorologia, Patrícia Madeira, o fenômeno La Niña deve ter a característica de chuvas mais frequentes no verão do Sudeste, onde estão os principais reservatórios do país. “Não necessariamente o volume será maior, mas as chuvas serão mais distribuídas e mais freqüentes, sem pancadas”, comentou Patrícia, após participar do evento Agenda Setorial 2016. Além disso, a previsão é de uma temperatura mais baixa para este ano, o que reforça o cenário de queda de carga no sistema, que já está puxada para baixo devido à alta das tarifas e à queda da atividade industrial. (Agência Brasil Energia – 30.03.2016)
Energias Renováveis 1 BNDES prevê elevar financiamento de eólicas em mais de 30% em 2016 O BNDES estima elevar em mais de 30% neste ano tanto as aprovações quanto as liberações de financiamentos para empreendimentos de energia eólica no Brasil. — A gente pretende aprovar R$ 10 bi e liberar cerca de RS$ 8 bi — afirmou à Reuters a gerente do departamento de energias alternativas do BNDES, Cláudia Noel. Em 2015, o banco registrou R$ 7,4 bi em aprovações e cerca de R$ 6 bi em liberações. O forte crescimento foi previsto apesar de empresas do setor de energia eólica se queixarem de uma maior lentidão na liberação de recursos pelo banco. Mas a gestora negou que haja problemas. Em 2015, o BNDES desembolsou R$ 22,3 bilhões para projetos no setor de energia elétrica, maior montante destinado a essa área na história do banco. (O Globo – 30.03.2016)
Gás e Termoelétricas 1 ONS defende mudanças na CVaR para despachar térmicas com antecedência O ONS defende uma alteração nos parâmetros alfa e lâmbida da CVaR, de modo que o modelo possa refletir com antecedência o despacho térmico. A ideia é que as usinas comecem a ser ligadas antes, para evitar que, em momentos ruins, tenha que se ligar todo o parque térmico, inclusive as usinas mais caras, aos mesmo tempo. À medida vinha sendo estudado pela CPAMP, segundo Hermes Chipp, diretor-geral do ONS, e na última reunião foi tomada a decisão pela revisão dos parâmetros. "Achamos que tem que rever os parâmetros em função de que agora ocorreu uma hidrologia média, o CMO está baixo, mas estamos despachando térmicas olhando o futuro. Com a mudança nos parâmetros, a ideia é despachar mais térmicas com antecedência", explicou Chipp, que participou nesta quarta-feira, 30 de março, do evento Agenda Setorial 2016, promovido pelo Grupo CanalEnergia, no Rio de Janeiro. Chipp disse ainda que o perfil da matriz está mudando e isso tem que estar refletido nos parâmetros do modelo. "Hoje temos mais usinas com intermitência grande e isso tem que refletir [no modelo]", apontou. Para ele, atualmente ainda não é possível voltar ao despacho por ordem de mérito. Isso levaria os reservatórios, segundo Chipp, a chegar ao final de novembro com apenas 12% de armazenamento no Sudeste/Centro-Oeste. A ideia do operador é chegar ao fim do período seco com um armazenamento em torno de 30%. "Não quero nunca mais chegar no fim do período seco com armazenamento de 10% ou perto disso", declarou. Já o presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Maurício Tolmasquim, defendeu que a operação precisa voltar, de preferência o quanto antes, para a ordem de mérito. "Em algum momento tem que voltar à normalidade. O ideal é que [o despacho] esteja no modelo, que todos podem rodar, de forma transparente", afirmou. Ele também defendeu que se o modelo não está refletindo o despacho necessário, que é preciso mudar os parâmetros da CVaR. (Agência CanalEnergia – 30.03.2016) 2 CMSE deverá discutir novos desligamentos de térmicas O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico deverá discutir na próxima reunião marcada para o dia 6 de abril a possibilidade de desligamento de novas térmicas. Um estudo com as consequências de um novo desligamento de usinas será apresentado na ocasião pelo ONS. Hermes Chipp, diretor-geral do ONS, avalia que, no momento, é importante manter ligadas as usinas com CVU até R$ 211/MWh. Na visão do ONS não há espaço, no momento, para o desligamento de novas usinas, no entanto, Chipp frisa que o Comitê é soberano para decidir. "O Comitê é soberano para decidir e para assumir a responsabilidade", declarou o executivo que participou nesta quarta-feira, 30 de março, do evento Agenda Setorial 2016, que acontece no Rio de Janeiro. "Estamos numa situação bem melhor do que no ano passado, mas não é mar de almirante", comentou Chipp. O executivo disse ainda que o mês de abril não será uma mês de boas afluências. "O que estamos vendo é que a estação chuvosa já está se encerrando", analisou. Chipp informou que é preciso criar, o mais rápido possível, um caminho para escoar a energia eólica do Nordeste para o Sudeste e também a energia de Belo Monte, na falta das linhas que pertencem a Abengoa e que estão com obras paralisadas. Uma nota técnica elaborada pelo ONS mostra que a diferença na capacidade de escoamento do Nordeste para o Sudeste, sem as linhas da Abengoa, é de cerca de 3 mil MW. A perspectiva é que as linhas da Abengoa sofram um atraso de cerca de dois anos. (Agência CanalEnergia – 30.03.2016) 3 Emae, AES Tietê e Siemens-Gasen assinam memorando para térmica em São Paulo A chamada pública que o governo do estado de São Paulo anunciou extra-oficialmente em maio do ano passado e foi oficializada em julho passado para a construção de térmicas na capital do estado terá a assinatura do memorando de entendimentos nesta quinta-feira, 31 de março. A escolhida para o investimento foi o grupo formado pela AES Tietê e Siemens-Gasen, e contemplará o desenvolvimento do projeto de construção e operação de duas centrais de geração que serão feitas em terreno da Emae, no bairro de Pedreira, zona sul da cidade, ao lado da UTE Fernando Gasparian, que já opera há décadas no local. O indicativo de que o governo estadual abriria essa chamada foi dado pelo secretário de energia, João Carlos Meirelles, no Forum Cogen/CanalEnergia GD e cogeração realizado em 5 de maio do ano passado, em São Paulo. A ideia inicial era a de ser uma usina com 250 MW e que meses depois passou a ser de uma capacidade total de 1,5 GW em potência. Além disso, era esperado que o projeto participasse do A-3 ou A-5 desse ano. A sociedade contará com a presença da estatal Emae ao lado das empresas da iniciativa privada. No local já há um ramal da Comgás para o fornecimento do combustível. A distribuidora de gás informou à época do lançamento da chamada pública que havia um volume adicional de gás de 1,5 milhão de metros cúbicos ao dia, contudo esse volume seria o suficiente para atender a uma usina de 250 MW. No futuro a expectativa do governo paulista era a de utilizar a produção do gás natural no pré-sal da Bacia de Santos. A estimativa do presidente da Comgás naquela oportunidade, Luís Henrique Guimarães, é de seriam necessários 6 milhões de m³ para atender à demanda de 1,5 GW em potência instalada. (Agência CanalEnergia – 30.03.2016)
Economia Brasileira 1 Recessão e câmbio podem trazer inflação à meta A recessão e o câmbio estão começando a reduzir com mais força os índices de inflação e já levam diversos analistas de mercado a vislumbrar algo que há cerca de um mês parecia impensável: uma possibilidade razoável de ter o IPCA no teto da meta este ano e no centro do objetivo do BC já em 2017. No atacado, o IGP¬M de março divulgado ontem pela FGV ficou em 0,51%, percentual que é menos da metade da alta de 1,29% vista em fevereiro. Mas os índices ao consumidor também mostraram sinais de fraqueza e mais intensos do que antecipavam os economistas do mercado. Já em fevereiro, o IPCA foi de 0,9%, desaceleração razoável em relação ao 1,27% de janeiro e abaixo do piso das projeções colhidas pelo Valor Data, que era de 0,92%. O sinal mais forte, no entanto, foi visto no IPCA¬15 deste mês, uma prévia do índice cheio de março, que mostrou variação de 0,43%, percentual que é menos de um terço do 1,42% observados no mês anterior e bem abaixo da previsão mais otimista do Valor Data, que era de 0,51%. Esse cenário mais benigno para os preços teve contribuição da forte desaceleração dos administrados, que no ano passado subiram 18%, e devem encerrar este ano ao redor de 6%. Um exemplo claro desta ajuda é a troca de bandeira nas contas de luz, que terão a cor verde a partir de sexta-feira, a primeira vez que isso ocorre desde a entrada em vigor do sistema de bandeiras tarifárias, em janeiro de 2015. A troca deve contribuir com uma queda de 0,12 ponto apenas no IPCA de abril. O espaço para repasses, como ainda se observou no ano passado, passou a praticamente não existir mais, de acordo com a avaliação de alguns analistas, como Caio Megale, do Itaú Unibanco. (Valor Econômico – 31.03.2016) 2 Desemprego na Grande Porto Alegre supera 10% em fevereiro A taxa de desemprego total na região metropolitana de Porto Alegre atingiu 10,1% em fevereiro, ante 5,8% no mesmo período de 2015 e 9,7% em janeiro de 2016. O índice, que inclui o desemprego aberto e oculto pelo trabalho precário ou pelo desalento, é o maior para o mês desde os 10,4% registrados em 2009 e, em relação aos demais meses do ano. Em novembro de 2015, foi registrada a taxa de 10,2%. Entre os jovens com 16 a 24 anos de idade, o desemprego total alcançou 22%. Os dados foram divulgados nesta quarta-¬feira pela Fundação de Economia e Estatística (FEE), vinculada à Secretaria do Planejamento do Rio Grande do Sul. Conforme a pesquisa, o número de trabalhadores ocupados na região ficou em 1,651 milhão em fevereiro, contra 1,677 milhão em janeiro e 1,810 milhão em fevereiro de 2015. Segundo a FEE, o nível de ocupação mensal na comparação com o mesmo intervalo do ano anterior vem em queda desde agosto de 2015. O número absoluto de fevereiro também foi o pior para o mês desde 2007, quando o contingente de ocupados era de 1,599 milhão. As maiores quedas relativas no número de ocupados em fevereiro ante o mesmo período de 2015 foram verificadas entre os trabalhadores autônomos (¬18,7%), do serviço público (¬11,1%) e os assalariados do setor privado com carteira assinada (¬8,9%), informou a FEE. Já o número de trabalhadores sem carteira assinada de empresas privadas cresceu 9,1% e o de empregados domésticos avançou 2,2%. Na mesma base de comparação, considerando os setores de atividade, houve quedas de 3,4% na construção civil, de 10% os serviços e de 19,2% na indústria de transformação. Somente o segmento que inclui comércio geral e reparação de veículos teve desempenho positivo, com alta de 3,4%. (Valor Econômico – 30.03.2016) 3 Índice de Confiança dos Serviços tem ligeira alta em março 4 Índice de Preços ao Produtor muda de direção e cai 0,58% em fevereiro O IPP caiu 0,58% em fevereiro, após ter registrado alta de 0,68% um mês antes, informou o IBGE. No primeiro bimestre, houve ligeira alta, de 0,09% e, no acumulado em 12 meses, aumento de 8,57%. O IPP mede a evolução dos preços de produtos na “porta de fábrica”, sem impostos e fretes, e abrange as indústrias extrativas e de transformação, assim como grandes categorias econômicas: bens de capital, intermediários e de consumo duráveis e semiduráveis. Entre as 24 atividades que fazem parte do índice, dez apresentaram variações positivas de preços, contra 18 em janeiro. As quatro maiores quedas observadas em fevereiro ocorreram em refino de petróleo e produtos de álcool (¬3,06%), confecção de artigos do vestuário e acessórios (2,05%), bebidas (¬2,02%) e outros produtos químicos (¬1,85%). No ano, as atividades que tiveram as maiores variações percentuais foram indústrias extrativas (¬15,40%) e bebidas (¬3,66%) no lado negativo, e produtos de metal (5,34%) e confecção de artigos do vestuário e acessórios (4,32%) no lado positivo. Em 12 meses, a alta de 8,57% foi especialmente influenciada por equipamentos de transporte (30,62%), fumo (26,40%) e papel e celulose (18,07%). Na outra ponta, a indústria extrativa (¬24,15%) impediu alta maior no IPP. Categorias Com relação às grandes categorias econômicas, em fevereiro, houve queda de 0,40% nos preços de bens de capital; recuo de 1,38% em bens intermediários; e alta de 0,67% em bens de consumo, sendo que 0,50% foi a variação positiva observada em bens de consumo duráveis e 0,72% em bens de consumo semiduráveis e não duráveis. (Valor Econômico – 31.03.2016) Hoje, às 10h36, a moeda americana estava cotada a R$ 3,5628, recuo de 1,58%. Na quarta-feira, o dólar comercial recuou 0,53%, encerrando a R$ 3,62. (Valor Econômico – 31.03.2016 e 30.03.2016)
Internacional 1 Bolívia: Planta Gran Chaco opera em função dos volumes de exportação para a Argentina A Planta Separadora de Líquidos Gran Chaco Carlos Villegas, instalada em Yacuiba, departamento de Tarija, Bolívia, opera em função dos volumes de exportação enviados à Argentina, ou seja, processa atualmente 16,4 milhões de metros cúbicos por dia (MMmcd) de gás natural, afirmou o presidente da YPFB, Guillermo Achá. A planta foi construída para processar um máximo de 32 MMmcd, mas foi determinado que a produção aumentará anualmente até chegar à capacidade total instalada. (Cambio – Bolívia – 29.03.2016) 2 Colômbia: País poupou 3,6% de energia na terça-feira A poupança de energia dos colombianos na terça-feira, 28 de março, foi de 3,76%, informou o presidente da Colômbia, Juan Manuel Santos. “Ainda que tenhamos poupado menos, estamos acumulando, indo bem e devemos continuar fazendo o esforço”, declarou o Mandatário. A demanda de energia elétrica foi de 186,44 GWh/dia. (Portafolio – Colômbia – 30.03.2016) 3 Portugal: Governo define até 15 de abril futuro das barragens da EDP, Endesa e Iberdrola O Governo português comprometeu-se, até 15 de abril, a chamar todas as empresas que serão abrangidas pela revisão do Plano Nacional de Barragens. São os casos da EDP, Endesa e Iberdrola, todas com centrais em diferentes fases de desenvolvimento. O objetivo é analisar o futuro dos vários projetos, à luz do estudo técnico que o Ministério do Ambiente acaba de concluir. O processo de discussão envolve ainda as restantes partes envolvidas nesta matéria, como as autarquias, associações ambientalistas e outros partidos políticos. O levantamento realizado assentou, segundo o Executivo, na reavaliação das barragens que constam no Plano Nacional de Barragens, e cujas obras ainda não foram iniciadas. (Económico – Portugal – 30.03.2016) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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