l IFE: nº 4.170 - 12 de setembro de 2016 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Leilões Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Grandes
Consumidores Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Brasil pagará em 2016 R$ 20 bilhões em encargos e subsídios na conta de luz Os brasileiros vão pagar em 2016 cerca de R$ 20 bi em encargos e subsídios do sistema elétrico, que incidem sobre as contas de luz. Os recursos arrecadados vão servir para financiar ações como o programa Luz para Todos e a tarifa social, que dá desconto para consumidores de baixa renda. Mas também sustentam incentivos a agricultores - que pagam mais barato pela energia usada na irrigação - e incentivos a investimentos em fontes de energia que já são competitivas. Dados da Aneel mostram que os encargos e subsídios respondem por cerca de 16% do valor da conta de energia. Para o diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, o consumidor paga por subsídios desnecessários e que precisam ser revistos. Rufino defende que programas e políticas públicas do governo no setor elétrico, como a tarifa social e o desconto para irrigação, sejam pagos com recursos do orçamento da União, ou seja, dividido com todos os contribuintes e não só pelos consumidores de energia. O presidente da Abradee, Nelson Leite, defende que sejam excluídos da conta do setor tudo que não esteja diretamente relacionado com a cadeia produtiva da energia elétrica. Leite destaca a questão das fontes de energia que ainda recebem incentivos mesmo já conseguindo sobreviver sem qualquer tipo de ajuda por já terem se tornado muito competitivas, como a geração eólica. Apesar das associações do setor elétrico defenderem a retirada do financiamento ao Luz para Todos da lista de subsídios pagos na conta de luz, Rufino afirma que o programa é importante para o setor elétrico, já que a universalização do serviço aumenta o mercado e, por isso, deve continuar sendo pago pela CDE. Até o final do ano, o governo deve apresentar uma proposta de revisão dos subsídios e encargos embutidos na conta de luz. A mudança, no entanto, não depende só de vontade do governo. Como foram criados por lei, os subsídios precisam ser alterados pelo CN. (G1 – 10.09.2016) 2 PSR: Decreto 8.828 aumenta necessidade de energia nova e cria mais sobras para o sistema A PSR fez uma análise dos impactos do Decreto 8.828/2016, que mudou algumas regras de comercialização de energia, principalmente a que diz respeito ao Montante de Reposição. Segundo a consultoria, o efeito colateral da não renovação da energia existente é o aumento da necessidade de energia nova, em um sistema onde foi justamente a sobra de energia que causou a necessidade do decreto. Dessa forma, de acordo com a PSR, a alteração regulatória que tem como objetivo reduzir a sobra das distribuidoras acaba criando mais sobras para o sistema. Pelos cálculos da consultoria, na situação atual de sobrecontratação, caso as distribuidoras mantivessem a regra anterior e contratassem os 96% do Montante de Reposição, a necessidade de energia nova ocorreria apenas a partir de 2022 - leilão A-5 de 2017 ou A-3 de 2019. Além disso, a distribuidora permaneceria sobrecontratada até 2021. No entanto, com o decreto, a estratégia da distribuidora, comenta a PSR, passa a ser de não renovar seus contratos de energia existente, e assim, reduzir sua sobrecontratação nos anos de 2017 a 2021. Como consequência, surge uma necessidade de energia nova já em 2020 e a situação de equilíbrio do portfólio da distribuidora é antecipada em três anos, de 2022 para 2019. Apesar de antecipar a situação de equilíbrio da concessionária, afirma a PSR, o decreto cria outros problemas, pois não há como extinguir "por decreto" uma sobreoferta física. Além disso, continua a consultoria, é de se esperar que a sobreoferta transferida para o ACL pressione para baixo os preços desse mercado, o que pode levar a um aumento da migração de consumidores cativos para o mercado livre e incentivado. A PSR elaborou ainda alternativas para eliminar as sobras de energia. Se o decreto for mantido como está, a solução mais rápida para ser implementada é a contratação antecipada de energia existente em um "Mega Leilão" a ser realizado em 2017 para entrega de energia em 2018, 2019 e 2020, que poderia ser realizado sem a alteração de lei ou decreto. Esta estratégia, na visão da consultoria, reduziria a necessidade de contratação de energia nova no leilão A-3. No caso de revogação do decreto, a medida mais indicada para resolver o problema da sobrecontratação, na opinião da PSR, é o aumento temporário do limite de sobrecontratação das distribuidoras.(Agência CanalEnergia – 09.09.2016) 3 Aneel altera regras para reconciliação de contratos de reserva de eólicas A Aneel aprovou alterações nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica relacionadas ao processo de Reconciliação de Contratos de Energia de Reserva de empreendimentos eólicos. A reconciliação é um mecanismo previsto nos contratos de reserva, à exceção daqueles negociados no 5º leilão de 2013, que tem como objetivo conciliar a geração estimada com a energia efetivamente produzida pela usina em um período de quatro anos. O cálculo da reconciliação vai considerar a disponibilidade mensal definida no Anexo I dos contratos para o período anterior ao da entrada em operação comercial do parque eólico. A proposta apresentada pela ABEEólica e aceita pela Aneel preserva, segundo a agência, o conceito original do mecanismo, ao aproximar a geração estimada do desempenho real da usina. Ela também mantém o cálculo quadrienal, o que reduz eventuais distorções no período em que houver geração. As mudanças passaram por audiência pública. (Agência CanalEnergia – 09.09.2016) 4 Plano de concessões incluirá licenciamento ambiental prévio 5 Banco Mundial e MME discutem setor energético em workshop O MME realizará na próxima semana um workshop fechado para discutir o futuro do setor energético brasileiro. Organizado pelo Banco Mundial, o evento acontecerá nos dias 12 e 13 de setembro, em Brasília, e contará com a presença de executivos e técnicos do governo ligados à ANP, EPE, TCU, Eletrobrás, Aneel, ONS e outras empresas da área de energia. O evento promoverá um alinhamento estratégico de visões para modernização do modelo brasileiro de gás natural, com base na experiência alcançada pelo Banco Mundial. Entre os temas a serem abordados estão o financiamento da expansão, regras de governança de empresas estatais, utilização de recursos renováveis e a participação do gás no setor energético. As conclusões do workshop serão utilizadas para auxiliar o MME na elaboração de uma agenda de ações na área de Energia. (Agência Brasil Energia – 09.09.2016)
Empresas 1 Eletrobras recebe adiantamento de R$ 970 mi para aumento de capital A Eletrobras recebeu nesta sexta-feira R$ 970 mi da União a título de Adiantamento para Futuro Aumento de Capital ("AFAC"), segundo comunicado ao mercado. Os recursos serão usados para reforçar as fontes necessárias para o Programa de Dispêndios Globais (PDG) 2016, disse a companhia. A Eletrobras destacou está em processo de reestruturação empresarial, tendo como objetivos reduzir o nível do endividamento, os custos e despesas operacionais e financeiras e a racionalização de seus investimentos, entre outros. "Neste contexto, a companhia busca uma estrutura ótima de capital e acredita que a capitalização em referência, através de recursos de acionistas, contribuirá para que a companhia não majore compromissos financeiros, com encargos contratuais que não seriam atrativos neste momento e que poderiam comprometer os esforços que estão sendo feitos para a reestruturação da companhia", disse em fato relevante. (G1 – 09.09.2016) 2 Conselho da Cemig-GT aprova aportes para capitalização de Belo Monte O conselho de administração da Cemig-GT aprovou aportes e aumentos do capital social da Amazônia Energia e da Aliança Norte e orientação de voto em reuniões dessas companhias e da Norte Energia. Por meio da Amazônia Energia e da Aliança Norte, a Cemig detém participações acionárias —com Light e Vale — na Norte Energia, concessionária da usina hidrelétrica de Belo Monte. O valor dos aportes aprovados não consta de ata arquivada na CVM. Recentemente, os sócios da Norte Energia realizaram um aumento de capital de R$ 330 mi na companhia. O consórcio é formado por Eletrobras, Petros, Funcef, Neoenergia, Cemig, Light, Vale, Sinobras e J.Malucelli Energia. Na reunião, foram aprovadas também a celebração de termo aditivo a contrato de prestação de serviços de transmissão com o ONS e a convocação de assembleia geral extraordinária para 25 de outubro, para tratar da recomposição do conselho de administração, em decorrência de renúncia. (Valor Econômico – 12.09.2016) 3 Cemig antecipa pagamento de R$ 118 milhões à Renova A Cemig antecipará o pagamento de R$ 118 mi à Renova por energia futura que contratou de sua subsidiária. A possibilidade de antecipação estava prevista em contrato entre as empresas, celebrado em 2013. Apesar de ser paga agora, a energia só deve começar a ser entregue em 2021. De acordo com a Renova, os recursos recebidos serão destinados prioritariamente ao projeto eólico Alto Sertão III, bem como para suprir outras necessidades da companhia. Além do pagamento anunciado hoje, a empresa já recebeu R$ 60 mi em dezembro de 2015 pela energia futura de contrato assinado entre a comercializadora da Renova e a Cemig em 2014. Dessa forma, o total antecipado referente ao pagamento de entrega de energia futura é de R$ 272 mi. As negociações entre as empresas envolveram ainda a possibilidade de a Cemig converter os valores antecipados em participação acionária (limitada a 49,9%) em SPEs da Renova que detém os projetos em construção da companhia, como o Alto Sertão III. Para isto, seriam necessárias as anuências prévias do BNDES, do Banco do Brasil, conforme aplicável, bem como da Aneel e do CADE. (Agência Brasil Energia – 09.09.2016) 4 Transnorte Energia cobra indenização de R$ 534 mi do governo 5 CPFL Paulista investe R$ 220 mi no primeiro semestre A CPFL Paulista (SP) investiu em torno de R$ 220 mi na expansão, modernização e manutenção do seu sistema elétrico no primeiro semestre de 2016. Esse volume representa um aumento de 21% nos investimentos realizados pela concessionária, a maior do Grupo CPFL, na comparação com igual período do ano passado. No geral, os 234 municípios atendidos pela CPFL Paulista receberam investimentos na ampliação e melhoria das redes elétricas primária e secundária, na substituição e manutenção de equipamentos e no suporte ao crescimento do mercado. Os projetos preparam o sistema elétrico da companhia para o aumento futuro da demanda por energia tanto dos clientes industriais quanto dos consumidores das classes comercial e residencial, além de tornar a rede mais resistente aos fatores climáticos. A concessionária destinou R$ 56,2 mi na execução de projetos que viabilizam a expansão do mercado consumidor e do número de clientes. Os investimentos, destinados à instalação de novos medidores para clientes residenciais, industriais e comerciais e à expansão das redes elétricas, contribuíram para que a distribuidora encerrasse agosto de 2016 com 4,28 milhões de consumidores, contra os 4,22 milhões em janeiro deste ano. As ações de suporte de crescimento do mercado receberam R$ 84,8 mi, cujos recursos foram aplicados na adequação e no aumento de capacidade de subestações e linhas de transmissão e na adequação de capacidade de redes de distribuição. Já os investimentos em melhorias na rede elétrica somaram R$ 14,3 mi, os quais foram destinados a melhoramentos nas redes primária e secundária, entre outros. A CPFL Paulista ainda direcionou R$ 31,7 mi na manutenção do sistema no primeiro semestre de 2016. Os recursos foram aplicados na manutenção de linhas de transmissão e subestações, em reparos emergenciais, na troca de transformadores avariados, entre outros. Por sua vez, os projetos voltados para o combate às perdas comerciais, por meio da substituição de medidores obsoletos, consumiram outros R$ 792 mil em investimentos no período. De acordo com presidente da CPFL Paulista, Carlos Zamboni Neto, todo o investimento planejado e executado é focado em alcançar eficiência operacional e, dessa maneira, aumentar a qualidade e a continuidade dos do fornecimento de energia, contribuindo para o bem-estar e a promoção do desenvolvimento das cidades onde o grupo atua. (Agência CanalEnergia – 09.09.2016) 6 Aneel altera receita da Cteep para cumprir decisão judicial A Aneel recalculou a RAP de reforços em instalações de transmissão autorizados para a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista. A RAP da linha de transmissão em 138 kV Barra Bonita - Rio Claro I passou de R$ 6,9 mi para R$ 9,4 mi, e a da LT 138 kV Barra Bonita/ Botucatu de R$ 9 mi para R$ 13,8 mi, a preços de junho de 2016. A correção foi feita em cumprimento a decisão judicial obtida pela Cteep, que determinou a atualização imediata do Banco de Preços de Referência usado pela Aneel no calculo da receita de transmissão, especificamente para os itens constantes dos reforços autorizados à transmissora. A liminar também deu prazo de até 30 dias para que a agência publique novas resoluções com valores definidos a partir dos preços de mercado cotados pela empresa e atualizados monetariamente, além de um novo cronograma de execução das obras. (Agência CanalEnergia – 09.09.2016) 7 ABB realiza comissionamento de transformador auxiliar na América Latina pela primeira vez A ABB realizou o comissionamento do primeiro transformador de tensão auxiliar (SSVT) do Brasil, instalado na região centro-oeste do país. Em uma ação inédita no mercado nacional, o transformador de tensão auxiliar SSVT foi indicado para substituir transformadores auxiliares de uma subestação de 138 KV. A instalação elétrica está localizada no meio da ilha de transmissão, em um local distante de rede elétrica de baixa tensão. Logo, era necessária a alimentação auxiliar para suprir os equipamentos de proteção e controle. Para Renato Milanese, coordenador de Serviços da área de Alta Tensão da ABB, esse tipo de fornecimento representa um passo à frente para as concessionárias, pois será possível levar energia elétrica para comunidades próximas de linhas de transmissão, mas distante de redes básicas de baixa tensão. "Com o SSVT é possível levar energia elétrica a regiões mais afastadas com baixo custo, assim como simplificar a alimentação auxiliar de subestações também na mesma situação, mas sem o gasto com transformadores auxiliares", ressalta. Desenvolvido com design monofásico, o SSVT pode ser conectado diretamente à rede de alta tensão e fornecer até 333 KVA fase-terra, ou 1 MVA trifásico. É uma solução única, que permite conexão direta e confiável à linha de transmissão de forma prática e econômica. Em subestações elétricas é capaz de fornecer tensão secundária em baixa ou média tensão para cargas de iluminação, tomadas de energia, instrumentação, controle e serviços auxiliares. O SSVT também pode ser instalado para promover energização de cargas rurais remotas e vilarejos afastados da rede de energia elétrica. (Agência CanalEnergia – 09.09.2016) 8 Jirau opera comercialmente nova turbina A hidrelétrica de Jirau (3.750 MW – RO) colocou em operação comercial novos 75 MW. A capacidade vem da 44ª unidade geradora, em testes desde o início de agosto. A operação foi autorizada pela Aneel no dia 9 de setembro. Esta semana entrou em testes a 46ª turbina. A usina terá ao todo 50 unidades, com conclusão prevista para o final deste ano. As primeiras unidades começaram a operar em 2013, após o projeto ter sido negociado em 2008 pela Energia Sustentável do Brasil. (Agência Brasil Energia – 09.09.2016)
Leilões 1 Leilão de PCHS e CGHs será “morno”, dizem fabricantes Preço apenas razoável, regras não muito atrativas e excedente de energia no mercado são alguns dos fatores que fazem com que os grandes fabricantes de equipamentos alimentem expectativas apenas conservadoras sobre oportunidades de negócios para o LER programado pelo governo para 23 de setembro. A GE e a Andritz admitem que têm recebido consultas e estão trabalhando em alguns projetos, mas que não há, por enquanto, nenhum pré-contrato firmado, faltando apenas pouco mais de duas semanas para a realização dessa licitação, que vai negociar exclusivamente energia de PCHs até 30 MW e CGHs de até 3 MW . “Me preocupa o fato de unir num único leilão dois produtos com perfis tão diferentes e também a questão de que as PCHs não irão poder participar do MRE que funciona como um seguro financeiro para o empreendedor”, observa Roberto Miranda, representante comercial da GE Hydro para o Brasil. A empresa, apesar de tudo, está esperançosa com o segmento de PCHs, tanto é que formou uma “task force” para atualizar os produtos que seguem um conceito de padronização mundial, o que traz vantagens de custo e de prazo de implantação. Miranda, apesar de tudo, celebra a iniciativa do governo de realizar um leilão exclusivo envolvendo essas duas modalidades de geração porque desde 2008, lembra, não se faz nada parecido e o mercado precisaria contratar pelo menos algo em torno de 600 MW ano para poder manter a indústria ativa. Nem o mercado livre está oferecendo oportunidades interessantes, avalia, apesar da demanda dos chamados consumidores especiais por fontes renováveis. “Se forem contratados uns 250 MW nesse leilão acredito que terá sido um sucesso”, arrisca Sérgio Parada, presidente da Andritz Hydro do Brasil, para quem o resultado da licitação de reserva será apenas “morno”, mesmo ante inscrições que somam 889 MW, totalizando 73 PCHs e 60 CGHs. O preço teto fixado pelo MME em R$ 248 não anima muito o mercado, justifica. Assim como Roberto Miranda, o executivo também entende que se trata de um sinal de boa vontade do governo em relação ao segmento e que, de alguma forma, vai reanimar a indústria, principalmente pequenos fabricantes que sofrem com grande capacidade ociosa. (Agência Brasil Energia – 09.09.2016)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil O severo regime hidrológico continua castigando a região Nordeste. Os reservatórios da região estão operando com 17,9% da capacidade, caindo mais 0,1% na comparação com o dia anterior. Dados do ONS referentes ao último dia 8 de setembro mostram que a energia armazenada é de 9.267 MW/mês e a ENA é de 1.086 MWm, que equivale a 35% da MLT armazenável no mês até o dia. A usina de Sobradinho registra volume de 13,35%. No submercado SE/CO, os níveis estão em 45%, também mostrando queda de 0,1% na comparação com o dia anterior. A energia armazenada é de 91.206 MW/mês e a ENA é de 21.940 MWm, que é o mesmo que 108% da MLT. A usina de Furnas chegou ao nível de 63,34% e a de Emborcação, de 40,41%. No Sul, o volume de operação dos reservatórios é de 93,3%, aumentado em 0,4% em relação ao dia anterior. A energia armazenada é de 18.622 MW/mês e a ENA é de 14.916 MWm, o correspondente a 100% da MLT. A usina de Passo Real está com volume de 81,6%. Na região Norte, a queda de 0,2% deixou os reservatórios com volume de 45,4%. A energia armazenada é de 6.835 MW/mês e a ENA é de 1.043 MWm, que é o mesmo que 55% da MLT. A usina de Tucuruí opera com 73,07% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 09.09.2016) 2 ONS: revisão da carga para o mês passa a ficar negativa A segunda revisão semanal do PMO do mês de setembro, feito pelo ONS apresentou uma reversão de expectativa de carga que passou do campo positivo para o negativo na comparação com mesmo mês do ano passado. A nova previsão revelada pelo operador é de uma retração de 0,4% na demanda, a perspectiva da semana passada era de aumento de 0,8% e na primeira versão do PMO estava em crescimento de 1%. O maior impacto vem da perspectiva de queda de 1,4% na demanda da região de maior consumo no país, o SE/CO ante previsão de estabilidade. Houve recuo na previsão para o Sul que caiu de crescimento de 3,6% para 3,1%, inversão no Nordeste onde se esperava inicialmente expansão de 2,1% e agora está em queda de 1,1%, além de redução na taxa de crescimento no Norte que passou de 1,5% para 0,8%. Já em termos de afluências houve novo recuo das previsões de ENA para o acumulado até o final do mês no SE/CO, passou de 121% da média de longo termo para 107%. Já no Sul também continua acima da MLT com 112% ante os 140% esperados semana passada. No Nordeste, a situação que era crítica com 37% da média histórica , ficou pior, pois a projeção agora é de 33% e no Norte houve o único avanço, mesmo que de pequeno impacto, passou de 48% para 50%. Essa combinação entre ENAs e demanda apresentou uma leve variação nas perspectivas de armazenamento máximo no país. No SE/CO houve recuo ante o esperado na semana passada. Nessa base de comparação passou de 40,8% para 40,6% do nível operativo. No Sul o sentido foi inverso, aumentando de 92,2% para 93,9%. No Nordeste a previsão é a mesma com 14,6% e no Norte a elevação ficou em 0,2 ponto porcentual, indo para 39,9%. O CMO médio está equacionado nos submercados NE e Norte em R$ 129,11/MWh, no SE/CO está em R$ 128,35/MWh e no Sul em R$ 115,44/MWh. O valor para o patamar pesado é de R$ 133,83/MWh para todo o país, esse mesmo valor foi definido para a carga média no NE e Norte enquanto no SE/CO está em R$ 132,38 e no Sul em R$ 129,93/MWh. Já na Leve somente o sul apresenta valor de R$ 88,87/MWh enquanto nos demais submercados está a R$ 120,84/MWh. (Agência CanalEnergia – 09.09.2016) 3 CCEE: geração de energia em julho no SIN cresceu 1,4% Informações do boletim InfoMercado Mensal da CCEE, com dados de julho de 2016, mostram que a geração de energia elétrica das usinas do SIN somou 59.127 MWm, montante 1,4% superior ao registrado no mesmo período do ano passado quando foram produzidos 58.314 MWm. Os números têm influência do desempenho das usinas hidráulicas, com 42.874 MWm, incluindo as PCHs, que cresceu 8,2% e eólicas, que com 4.386 MW médios avançou 71,5% na comparação com julho de 2015. Os dados consolidados da CCEE apontam que, na comparação com o mesmo período do ano passado, o conjunto das usinas térmicas do Sistema reduziu em 26,4% a geração de energia. A queda é explicada pelo menor uso de usinas mais caras e poluentes movidas a óleo diesel, que recuou 81,5% e bicombustível, que teve queda de 46,8%. Na análise da representatividade, a fonte hidráulica, já computando as PCHs, foi responsável por 72% da geração em julho. A geração térmica alcançou 20%, enquanto as usinas eólicas entregaram 8% da energia ao SIN. Já em termos de capacidade instalada, os números apontam que as usinas hidrelétricas - com capacidade maior ou igual a 30 MW - fecharam julho com 107.274 MW; seguidas pelas térmicas, com 35.689 MW; as eólicas, com 9.453 MW e as PCHs, com 5.080 MW.’ (Agência CanalEnergia – 09.09.2016) 4 CCEE chega a 4,5 mil agentes associados A CCEE fechou o mês de agosto com 4.520 agentes, o que corresponde ao crescimento de 36% no quadro de associados do órgão, ao longo de 2016. A média é de 168 adesões ao mês. Apenas entre junho e agosto, foram 500 novos agentes. O destaque foi o crescimento nas migrações de consumidores especiais, de 77% entre janeiro e agosto deste ano. A câmara possui cerca de 1.640 processos em andamento para serem concluídos até o final do ano, dos quais 87% são relacionados a consumidores especiais. Atualmente, o quadro de associados é composto por 2.219 especiais e 740 consumidores livres, além de 1.223 produtores independentes, 187 comercializadores, 58 autoprodutores, 49 distribuidoras e 44 concessionárias de serviço público. (Agência Brasil Energia – 09.09.2016) 5 PLD sobe em todos os submercados do país O PLD subiu em todos os submercados do país. Na semana de 10 a 16 de setembro, o maior aumento foi observado na região Sul, de 7%, onde o preço passou para R$ 133,61/MWh. Nas outras três regiões do país, a média semanal subiu de R$ 142,64/MWh para R$ 146,18/MWh, alta de 2%, de acordo com a CCEE. Para o mês de setembro, a expectativa de afluências para o SIN caiu para 99% da média histórica (MLT). Dentre os submercados, Sudeste (107%) e Sul (112%) ficaram acima da MLT, enquanto as regiões Nordeste e Norte ficaram abaixo, em 33% e 49%, respectivamente. “O envio de energia do Sul para o Sudeste permanece no limite de intercâmbio, fazendo com que o preço do primeiro fique diferente dos demais. Os limites de intercâmbio entre Sudeste, Nordeste e Norte, por sua vez, não são atingidos, e os preços ficam iguais”, segundo a entidade. Já os níveis dos reservatórios do SIN estão aproximadamente 2.600 MWm de energia elétrica acima do previsto, alta observada em todos os submercados: Sudeste (400 MWm acima), Sul (2.000 MWm), Nordeste (100 MWm) e Norte (40 MWm). A carga prevista para a terceira semana de setembro ficou 620 MWm menor na comparação com a semana anterior. Houve reduções nas projeções das regiões Sudeste, de 500 MWm de energia, e Nordeste, de 120 MWm. O fator de ajuste do MRE previsto para setembro é de 85,6%. Os encargos de serviços do sistema (ESS) são esperados em R$ 135 mi para o período, sendo R$ 50 mi referentes à segurança energética. A média semanal do CMO, utilizado na base de cálculo do PLD, ficou em R$ 128,35/MWh no SE/CO, em R$ 129,11/MWh no Nordeste e Norte e em R$ 115,44/MWh na região Sul, de acordo com a revisão semanal do PMO divulgado nesta sexta-feira pelo ONS. (Agência Brasil Energia – 09.09.2016)
Meio Ambiente 1 Órgão ambiental de MT emite licença para canteiro de obras de Sinop A Secretaria de Meio Ambiente de Mato Grosso emitiu em 18 de agosto a Licença de Operação Provisória para o canteiro de obras da hidrelétrica Sinop. O documento válido por três anos é mais um passo para o avanço do cronograma e implantação da usina, que teve a Licença de Instalação concedida pelo órgão ambiental em dezembro de 2013. A licença para o canteiro foi solicitada em novembro de 2014 pela Companhia Energética Sinop. O diretor de Engenharia e Construção da CES, Rui Feijão, afirma que a empresa já vem cumprindo as condicionantes ambientais estabelecidas pela Sema, tanto em relação ao Plano Ambiental para Construção no canteiro de obras quanto ao Programa de Monitoramento e Controle de Atropelamento de Fauna. Feijão lembra que o documento vale para as operações realizadas apenas no canteiro. A empresa terá de obter uma nova licença do órgão estadual de meio ambiente para a liberação do enchimento e operação do reservatório. Leiloada em agosto de 2013, a usina localizada no rio Teles Pires, em Mato Grosso, tem como sócios EDF Brasil, Chesf e Eletronorte. O empreendimento terá 400 MW de potência instalada. O investimento previsto é de R$ 1,8 bilhão. (Agência CanalEnergia – 09.09.2016)
Energias Renováveis 1 Absolar e BNDES iniciam conversas para aprimorar regras de nacionalização A Absolar e o BNDES iniciaram discussões sobre a política de conteúdo local para equipamentos fotovoltaicos financiados pelo banco. Houve uma primeira reunião entre as instituições, na qual a associação conheceu a nova equipe do BNDES designada para avaliar projetos fotovoltaicos de geração centralizada e distribuída, comandada por Haroldo Prates. De acordo com o presidente-executivo da Absolar, Rodrigo Sauaia, não há nenhuma mudança definida, mas o banco se mostrou disposto a negociar “aprimoramentos” das regras. Entre as possíveis mudanças que podem ser sugeridas, uma pauta que ainda está sendo criada dentro da Absolar, adianta o executivo, estão a postergação de datas para determinados marcos, bem como a alteração da obrigatoriedade de nacionalização de alguns equipamentos. Atualmente, pela regra do banco, os equipamentos podem ser classificados como “opcionais”, “obrigatórios”, ou “premium”. Essa classificação, sinaliza Sauaia, pode ser discutida. Uma possível alteração nas regras de conteúdo local para equipamentos fotovoltaicos viria junto com as mudanças que o banco deve anunciar, na próxima semana, nas condições de financiamento para energias renováveis. O setor, segundo o BNDES, continua sendo prioridade, mas pode ser impactado pela reestruturação do banco, que envolve uma postura mais conservadora e o desejo de desenvolver o mercado de capitais para compartilhar os riscos dos projetos. Após a reunião com a nova equipe do BNDES, a Absolar espera uma postura mais proativa do banco em relação ao financiamento de projetos de geração distribuída. O executivo indica que a nova equipe se mostrou bastante interessada em desenvolver também o apoio para esses projetos, não se limitando à olhar apenas para geração centralizada. “É positivo porque estão adotando uma visão mais holística do setor, para o qual ambos os mercados são estratégicos”, comenta. (Agência Brasil Energia – 09.09.2016) 2 Sul do país tem recorde de geração eólica diária O submercado Sul do país registrou recorde de geração eólica média diária, nesta quarta-feira (7/9), conforme anunciado pelo MME. Foram 1.302 MWm em um só dia, maior que o máximo anterior de 1.286 MWm, verificados no último 8/6 na região. O volume contribuiu para o recorde de geração eólica nacional, que chegou a 5.78 MWm no mesmo dia. Na última segunda-feira (5/9), foi a vez do subsistema Nordeste chegar ao recorde diário, com nível de 4.784 MWm. (Agência Brasil Energia – 09.09.2016)
Grandes Consumidores 1 Após tensas negociações com bancos japoneses, Usiminas conclui renegociação de dívida Após meses de tensas conversas com bancos japoneses, a Usiminas anunciou nesta sexta-feira que vai concluir os termos finais de renegociação de sua dívida com instituições financeiras do Brasil e do Japão na próxima segunda-feira. O novo prazo para pagamento de R$ 6,3 bi em dívidas será de dez anos, sendo três anos de carência. Os termos foram aprovados pelo Conselho de Administração da empresa na véspera. Em junho, a siderúrgica já havia anunciado que havia chegado a um pré-acordo com os bancos brasileiros — Banco do Brasil, Itaú Unibanco, Bradesco e BNDES — e que as negociações com os japoneses seguiam. O discurso da Usiminas era que questões culturais e burocráticas retardavam um acordo com os japoneses. Segundo uma fonte, porém, as conversas foram tão tensas que o novo presidente da Usiminas, Sérgio Leite, eleito em maio, sequer foi recebido por representantes do Japan Bank for International Cooperation (JBIC) em sua viagem a Tóquio, em julho. Nos outros bancos credores, entre eles o Mizuho e Sumitomo Mitsui Banking Corporation, a recepção do executivo teria sido apenas protocolar, com poucos minutos de conversa. A Usiminas nega. Os R$ 6,3 bi da dívida que foram renegociados respondem por 92% dos débitos que vinham sendo alvo das conversas. Os 8% restantes correspondem a papéis que estão nas mãos de investidores e que serão renegociados apenas no ano que vem. O valor total da dívida da Usiminas ao fim do segundo trimestre era de R$ 7,2 bi. Após dias de alta, as ações preferenciais (sem direito a voto) da Usiminas caíram 4,46% nesta sexta-feira na Bolsa de Valores de São Paulo (BMF&Bovespa). (O Globo – 09.09.2016) 2 Hospital AC Camargo economiza energia com novo sistema de água gelada O Hospital A.C. Camargo em São Paulo, especializado em tratamento de câncer, foi palco de um projeto de eficiência com recursos do Programa de Eficiência Energética (PEE) da AES Eletropaulo, que economizará 2.222 MWh/ano ao complexo hospitalar. Trata-se de investimento de R$ 7.8 mi, sendo R$ 4.1 mi da distribuidora e o restante da fundação sem fins lucrativos do hospital. O aporte foi a fundo perdido. O projeto realizado ao longo de 2015 foi executado pela Power Eficiência e Sustentabilidade, contratada pela AES, e contemplou o refrofit do sistema de ar condicionado do hospital, já considerado defasado. Segundo o coordenador de usos finais de energia da AES Eletropaulo, Rubens Leme, já em operação, no momento estão sendo ajustados apenas o sistema de automação completo do circuito de água gelada. As obras contemplaram a criação de uma nova central de água gelada (CAG), que agora conta com dois chillers da japonesa Daikin de alta eficiência e com capacidade de 450 TR (toneladas de refrigeração) cada um. Os novos equipamentos substituem o sistema antigo com 5 CAGS (com 2 chillers cada), com mesma capacidade do atual, mas com operação não-integrada, que operava para cada bloco do complexo hospitalar. Com a operação centralizada, que está em processo final de automação, diz Leme, o sistema modula as necessidades de refrigeração de todas as áreas do hospital conforme a demanda do local e do momento, resultando na economia de energia. Já no sistema antigo, por operar cada um de forma independente, o normal era deixar o equipamento com carga total, mesmo que a real necessidade fosse a metade. “É o mesmo que manter cinco geladeiras ligadas o tempo todo, mesmo que só se tenha alimentos e bebidas para uma delas”, diz. (Agência Brasil Energia – 09.09.2016)
Economia Brasileira 1 Governo estuda usar gás do pré-sal para fomentar indústrias O governo quer regulamentar, até novembro, o modo como a estatal Pré-sal Petróleo (PPSA) vai vender a parte arrecadada pela União nos poços concedidos sob o regime de partilha. O petróleo e o gás natural produzidos no Campo de Libra, o primeiro do pré-sal já concedido sob o regime de partilha, poderá ser usado pelo governo para promover políticas públicas específicas e funcionar como regulador do mercado. Segundo Márcio Félix, secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do MME, pelo menos o gás do pré-sal poderá ser usado pelo governo como “um agente de desenvolvimento” do país, para destinações específicas. Conversas nesse sentido já ocorreram com a Abiquim, por exemplo. — Poderia ser destinado a algo como indústrias de altíssimo valor agregado — disse Félix na semana passada. Segundo uma fonte do governo federal, a ideia do programa é estimular a produção nacional com benefícios aos operadores, em vez de criar barreiras e aplicar multas que penalizem aqueles que não atingirem os níveis mínimos exigidos a cada leilão. Outro tema que o governo Dilma já havia prometido ao setor era a prorrogação do regime especial de tributação, o Repetro. Em julho, quando assumiu no governo Michel Temer, o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, recém-empossado anunciou como uma de suas quatro prioridades para o setor a ampliação do Repetro para além de 2019 — período que, para a maturação dos investimentos do setor, é um prazo curto. O tema ainda tem resistências na área econômica, uma vez que o governo Temer assumiu com uma política de revisão de incentivos e contenção de gastos. Assessores diretos do presidente, porém, dizem que a decisão política favorável à ampliação do Repetro já foi tomada. (O Globo – 11.09.2016) 2 FGV: Intenção de investir da indústria alcança maior patamar em um ano Mesmo com a persistência de um alto grau de incerteza no horizonte, o indicador de intenção de investimento da indústria subiu no terceiro trimestre deste ano 7,9 pontos em relação aos três meses anteriores. De acordo com a Fundação Getulio Vargas, o índice ficou no período em 90,4 pontos, maior valor desde o terceiro trimestre de 2015 (91,9 pontos). Ainda assim, o indicador abaixo de 100, pela metodologia da FGV, mostra que há mais empresas planejando diminuir os investimentos nos próximos 12 meses (24,4%) do que as que pretendem aumentar (14,8%). No entanto, quando questionados sobre a possibilidade de rever o plano de investimentos já traçado, 42,4% dos empresários consultados consideram fazer a alteração. Desses, 23,8% admitem investir mais que o previsto anteriormente enquanto 18,6% preveem a possibilidade de reprogramação para baixo. Já 57,6% das empresas afirmam que os investimentos devem ficar dentro do programado. “Há ainda muita incerteza com relação à execução dos planos de investimento que, associada à combinação de ociosidade elevada, tende a manter o ritmo de retomada de investimentos mais lento que em recuperações recentes”, afirma em nota Aloisio Campelo Jr., Superintendente de Estatísticas Públicas do FGV/IBRE. Atualmente, a proporção de empresas que estão incertas (32,7%) com relação à execução de seus programas de investimentos nos 12 meses seguintes supera pelo segundo trimestre consecutivo a das que estão certas (30,4%). Esse foi o menor percentual de empresas certas sobre a execução dos investimentos e o segundo maior de empresas incertas desde o início do quesito (4º trimestre de 2014). Para a FGV, o resultado decorre possivelmente das incertezas ainda existentes em relação aos cenários econômicos e políticos do país e seus efeitos sobre as projeções de rentabilidade dos investimentos produtivos. A edição do terceiro trimestre de 2016 da Sondagem de Investimentos coletou informações de 691 empresas entre os dias 5 de julho e 31 de agosto. (Valor Econômico – 09.09.2016) 3 IBGE: Produção industrial sobe em seis de 14 locais avaliados em julho 4 Inflação pelo IPCA ainda está elevada e resistente, avalia IBGE Apesar de a inflação ter desacelerado entre julho e agosto, de 0,52% para 0,44%, ainda está em um patamar elevado e indica resistência, avalia o IBGE. A taxa de agosto é a maior para o mês desde 2007. "É um resultado relativamente resistente, apesar do momento econômico, com alta do desemprego, renda se reduzindo e demanda mais fraca. A inflação demonstra certa resistência e, em grande parte, se deve ao aumento de custos", explicou a coordenadora de índice de preços do instituto, Eulina Nunes dos Santos. "Os custos vêm tendo uma certa resistência em torno da demanda", afirmou. De acordo com a coordenadora, os custos seguem elevados, embora o dólar tenha ficado mais barato recentemente. Além disso, a tarifa de energia se mantém alta e o clima dificulta o plantio nas lavouras. A inflação de serviços foi de 0,62% para 0,59% entre julho e agosto. Com forte contribuição da Olimpíada, que elevou o preço dos hotéis em 11,58% na média do país, o indicador acumulado em 12 meses subiu de 7,11% para 7,40%. (Valor Econômico – 09.09.2016) 5 Inflação pelo IPCA abranda em agosto, mas alcança 8,97% em 12 meses O IPCA aumentou 0,44% em agosto, seguindo alta de 0,52% um mês antes, informou o IBGE. O grupo Alimentação e Bebidas, que saiu de aumento de 1,32% em julho para 0,30% em agosto, é o principal responsável pela desaceleração do indicador, justificou o organismo. Apesar de a inflação ter abrandado na passagem de um mês para outro, a taxa apurada em agosto é a maior para o mês desde 2007. Em agosto de 2015, a taxa havia sido positiva em 0,22%. O IPCA de agosto ficou ligeiramente acima da média de 0,43% estimada por consultorias e instituições financeiras ouvidas pelo Valor Data. No caso dos alimentos, a taxa de agosto, embora inferior daquela apurada em julho, foi a mais expressiva para um oitavo mês de ano desde 2012. (Valor Econômico – 09.09.2016) 6 Brasília, Recife e Porto Alegre começam setembro com inflação maior Três das sete capitais avaliadas pela FGV registraram aumento em suas taxas de variação na abertura de setembro. O IPC-S subiu mais do fim de agosto para o início este mês em Brasília (de 0,17% para 0,24%), Recife (de 0,19% para 0,25%) e Porto Alegre (0,36% para 0,44%). Em contrapartida, houve taxas menores em Salvador (0,18% para 0,17%) e Rio de Janeiro (0,24% para 0,22%). Belo Horizonte (0,49%) e São Paulo (0,43%) registraram, na apuração inicial de setembro, a mesma leitura do fechamento de agosto. (Valor Econômico – 09.09.2016) 7 Dólar ontem e hoje
Internacional 1 Bolívia amplia sua primeira usina de energia eólica com um investimento de US$ 54 mi O presidente boliviano, Evo Morales, inaugurou nesta sexta-feira a extensão do primeiro parque eólico no país, localizado na área central da Qollpana, com um investimento de 54 mi de dólares para aumentar sua produção para 27 MW. O número de turbinas de vento do parque eólico, localizado no departamento de Cochabamba (centro) aumentou de dois para dez com recursos financiados pelo Estado através do Fundo para a Revolução Industrial Produtiva (Finpro). O presidente sublinhou a importância da promoção de energias alternativas à gerada por combustíveis fósseis para combater o aquecimento global e proteger o meio ambiente. Ele anunciou um plano para uma segunda extensão em Qollpana com a finalidade aumentar a produção de energia para 51 MW, embora tenha reconhecido que o financiamento ainda não foi garantido para o projeto. De acordo com o Ministro da Energia e Hidrocarbonetos, Luis Sanchez, a contribuição do parque eólico devce reduzir o uso do gás natural, que é a principal riqueza natural da Bolívia e ainda é usado em 77% da geração nacional de eletricidade. De acordo com Sanchez, Bolívia produz hoje 74,5 MW de energia limpa, mas em 2020 espera elevar o número para 540 MW, dos quais 200 MW virá de fontes eólicas. (La Razón – Bolívia – 09.09.2016) 2 Uruguai: Créditos de US$ 25 mi para usinas solares A Corporação Interamericana de Investimentos (CII), do grupo BID, assinou dois pacotes de financiamento com Solaria Energia e Meio Ambiente S.A para a construção, operação e manutenção de duas plantas de energia solar fotovoltaica no Uruguai, disse a agência em um comunicado. "O financiamento inclui US$ 12,2 mi e US $ 12,8 mi para as usinas solares de Natelu e Yarnel, respectivamente", acrescentou. A agência disse que "a planta solar Natelu inclui um empréstimo sênior da CII de US$ 6,1 mi e um co-empréstimo de US$ 6,1 mi do Fundo Climático Canadense para o Setor Privado das Américad (C2F)", enquanto "o parque Yarnel receberá US $ 6,4 mi da CII e US$ 6,4 mi do C2F". "No geral, os projetos vão gerar, anualmente, em conjunto aproximadamente 35.8 GWh de eletricidade a partir de energia renovável, vão deslocar cerca de 19.500 toneladas equivalente de dióxido de carbono e reduzirão a vulnerabilidade do setor elétrico no Uruguai a condições hidrológicas", acrescentou a CII. (El País – Uruguai – 10.09.2016) 3 Argentina: Governo prepara leilão para instalar grandes usinas elétricas por US$ 5 bi A Secretaría de Energia Elétrica argentina, conduzida por Alejandro Sruoga, está trabalhando em uma declaração para o leilão de construção de grandes centrais térmicas de ciclo combinado para ampliar o parque de geração termoelétrica. É um projeto ambicioso que visa aumentar em médio prazo as usinas térmicas locais, a fim de superar definitivamente o estrangulamento do segmento de geração que enfrente o país. Os técnicos do MEM que respondem a Juan José Arangurem apontam o leilão de ao menos três combinados de cerca de 800 MW de potência cada, para adicionar uma capacidade instalada de cerca de 3.000 MW. Se realizadas, as iniciativas mobilizarão um investimento superior a U$S 5 bi. A intenção do Ministério da Energia é lançar o documento no último bimestre do ano. (El Inversor – Argentina – 09.09.2016) 4 Nordex negocia acordo com Acciona para eólica de 183 MW no Chile 5 Chile aloca US$ 12 milhões para projetos solares no deserto O governo do Chile vai alocar através de um novo processo competitivo cerca de US$ 12 milhões em financiamento para projetos de energia solar fotovoltaica adaptados a condições climáticas extremas em regiões desérticas. O setor privado também apoiará a iniciativa com um aporte de US$ 5 milhões, disse o Ministério da Energia durante o lançamento de um novo Programa de Energia Solar. O processo termina em 30 de março e tem como alvo projetos de pesquisa, desenvolvimento e inovação, incluindo sistemas com maior durabilidade e melhor desempenho. No mês passado, o Chile realizou um leilão de energia altamente competitivo no qual uma subsidiária da empresa espanhola Solarpack fez uma oferta baixa recorde de U$ 29,1 por MWh. A oferta é para o parque Granja Solar de 120 MW na região de Tarapaca. (Agência Brasil Energia – 09.09.2016)
A chinesa Lerri Solar, fabricante mundial de módulos solares monocristalinos, com sede em Xi’an, quer aumentar o uso da tecnologia no mundo – atualmente, os painéis mais usados para geração solar no mundo são os de silício policristalino. A companhia iniciou uma série de exposições técnicas e de gestão bancária sobre suas tecnologias, no Japão, Índia, EUA, Reino Unido, Austrália, Tailândia, Abu Dhabi e África do Sul. "Além de aumentar nossas fábricas na Índia e Malásia, nós agora instalamos subsidiárias em Tóquio, Frankfurt, e São José", disse Richard For, diretor de negócios estrangeiros da Lerri Solar. (Agência Brasil Energia – 09.09.2016) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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