l IFE: nº 4.176 - 20 de setembro de 2016 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Oferta e Demanda de Energia Elétrica Gás e
Termelétricas Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Belo Monte ajuda a reduzir sobrecontratação A usina de Belo Monte ajudou a minimizar a sobrecontratação, ao aderir a um mecanismo criado para cancelar contratos. Com isso, a usina conseguiu ainda diminuir problemas causados pelos atrasos no projeto. A usina reduziu em 700 MWme os contratos de venda de agosto a dezembro na segunda rodada do MCSD de energia nova, realizado para ajudar a mitigar os problemas de sobrecontratação. A CCEE disse que as duas rodadas do MCSD de energia nova somaram 845 MWme. O mecanismo foi uma forma de unificar as negociações entre as distribuidoras sobrecontratadas e os geradores com projetos em atraso, que, por sua vez, viram a postergação da entrada em operação como uma oportunidade para mitigar as perdas e à exposição ao mercado de curto prazo. De acordo com Nelson Leite, presidente da Abradee, dos 715 MWme da segunda rodada, Belo Monte foi responsável por 700 MWme. A redução contratual restante foi reflexo de usinas eólicas que postergaram os contratos. Na prática, a hidrelétrica - e os demais geradores que aproveitaram o mecanismo - adiou para janeiro a data em que os contratos correspondentes a esses 700 MWme entrarão em vigor. O presidente do conselho da CCEE, Rui Altieri, disse que o forte aumento dos contratos prorrogados na segunda rodada na comparação com a primeira foi causado pela presença de Belo Monte. Ele, porém, não detalhou quanto do volume da energia contratada correspondia à usina. O contrato de concessão da hidrelétrica previa originalmente a entrada em operação em fevereiro de 2015. Com mais de um ano de atraso, Belo Monte entrou em operação comercial em abril deste ano, mas longe de sua capacidade total prevista, de 11,2 mil MW de potência, e enfrenta atrasos na conclusão do projeto, segundo dados mais recentes da Aneel. As distribuidoras devem terminar 2016 com um nível de sobrecontratação de 104,5%, dentro dos limites regulatórios, afirmou o presidente da Abradee. O cenário, muito melhor que os 113,3% de sobrecontratação projetados pela associação no início do ano, foi possível devido às medidas implementadas pelo governo para mitigação do problema, incluindo o MCSD de energia nova e negociações bilaterais entre distribuidoras e geradoras. As distribuidoras são remuneradas pela contratação de 95% a 105% da sua demanda. Quando a sobrecontratação fica acima desse limite, as empresas arcam com os custos da sobra contratada. (Valor Econômico – 20.09.2016) 2 Momento é adequado para rever regras do setor, diz Aneel O setor elétrico pode enfrentar grandes dificuldades nos próximos dez anos caso não passe por uma revisão do modelo regulatório. A introdução de novas tecnologias de geração, na avaliação da Aneel, tem potencial para "virar de ponta cabeça" o mercado de energia, cabendo ao setor se preparar para essa nova realidade. Para o diretor da Aneel, Tiago Correia, essa revisão do modelo não precisa ser tão radical como foi feita nos anos de 1996 ou 2004, mas também não pode ser tão superficial como vem sendo feita. "Na nossa compreensão, é um momento adequado para se fazer uma revisão do setor. Essa revisão teria dois objetivos básicos: introdução de tecnologias ‘disruptivas’ que vão vir independente do que a gente quer no Brasil, porque o volume investimentos internacional associados a essas tecnologias é muito grande e a queda de custo tem sido extremamente acelerada.. E ao mesmo tempo a gente precisa repactuar as responsabilidades sobre a expansão. Se a gente não fazer isso, a gente volta a correr grandes riscos de racionamento num horizonte daqui a dez anos... E dez anos no setor elétrico é muito rápido", declarou Correia. Para ele, que participou nesta segunda-feira, 19 de setembro, de evento em São Paulo, o grande desafio será estabelecer um modelo que garanta a continuidade dos investimentos na expansão do setor. Na geração, por exemplo, a expansão está totalmente apoiada no mercado regulado, por meio da contratação feita pelas distribuidoras com contratos de longo prazo. "A gente está chegando num momento que esse modelo começa a se esgotar", disse Correia. A Aneel está recebendo, por meio de um Programa de Pesquisa & Desenvolvimento, sugestões para atualizar o atual modelo do setor elétrico. (Agência CanalEnergia – 19.09.2016) 3 Parte das distribuidoras responde a plano de resultados, mas grandes empresas ainda preocupam A melhora no desempenho de metade das 16 distribuidoras que até o ano passado apresentavam os piores indicadores no serviço prestado ao consumidor superou as expectativas da Aneel no primeiro ano de avaliação dos Planos de Resultados dessas empresas. As oito concessionárias que surpreenderam a agência melhoraram de tal forma que hoje, se avaliadas, não estariam mais nesse ranking, afirma o diretor da Aneel, Reive Barros. A boa avaliação veio das estatais Celg D (GO), Eletrobras-AL, Eletrobras-PI, CEEE-D (RS) e CEB D (DF); além de Light (RJ), Coelba (BA) e Celpe (PE). Três distribuidoras, no entanto, não apresentaram evolução, enquanto outras quatro pioraram a qualidade do serviço e correm o risco de perder a concessão, caso não apresentem melhora até o ano que vem. A última empresa era a Companhia Energética de Roraima, que foi retirada da lista porque terá sua área de concessão unificada com a da capital Boa Vista. A lista original incluiu AES Eletropaulo (SP), AES-Sul (RS), Amazonas Energia (AM), Ampla (RJ), CEA (AP), Eletrobras-AL (AL) ,CEB (DF) ,CEEE-D ,Celg (GO), Celpe (PE), Eletrobras-PI (PI), Eletrobras-RO (RO), Cerr (RR), Coelba (BA), Eletrobras-AC (AC) e Light (RJ). O Plano de Resultados foi um estratégia adotada pela autarquia no ano passado. A estratégia da Aneel de cobrar resultados a partir ações concretas e direcionadas para as áreas mais criticas da empresa é uma nova forma de avaliar a qualidade do serviço de distribuição de energia elétrica. Na forma tradicional, explica Barros, a agência identifica os indicadores técnicos e comerciais e faz fiscalizações periódicas, que muitas vezes resultam na aplicação de multas. Essa formula, no entanto, nem sempre é eficiente, nem suficiente para induzir melhorias na atuação das empresas. Segundo Barros, os 30% das deficiências constatadas são resultantes de problemas de gestão e 70% estão relacionados a investimentos. Reive Barros garante, porém, que, ao melhorar a gestão, os bons resultados já aparecem. Foi o que aconteceu, segundo ele, com todas as empresas que melhoraram os indicadores nessa primeira avaliação. Com o tempo, o plano de resultados da Aneel será estendido às demais distribuidoras. (Agência CanalEnergia – 19.09.2016) 4 Abraget recorre ao MME sobre revisão de CVU das térmicas 5 Aneel libera para testes unidades geradoras de sete eólicas A Aneel liberou o início das operações em teste de cinco eólicas a partir do dia 16 de setembro. A EOL Ventos do Morro do Chapéu recebeu o benefício para UG1 a UG5, de 1,69 MW cada, totalizando 8,45 MW de capacidade instalada. Na EOL Ventos de Tianguá Norte, o benefício foi para UG1 a UG16, de 1,69 MW cada, totalizando 27,04 MW de capacidade instalada. Na EOL Ventos de Tianguá as unidades liberadas foram de 1 a 15, de 1,69 MW cada, totalizando 25,35 MW de capacidade instalada. A EOL Ventos do Formoso recebeu a liberação das UG1 a UG15, de 1,69 MW cada, totalizando 25,35 MW de capacidade instadala. Já na EOL Ventos do Parazinho, o benefício foi para UG1 a UG16, de 1,69 MW cada, totalizando 27,04 MW de capacidade instalada. Outras que também receberam liberação para iniciar os testes foram as EOLs Vento de Santo Dimas e Vento de São Domingos, ambas localizadas no município de São Miguel do Gostoso, no Rio Grande do Norte. Na EOL Ventos de Santo Dimas, o benefício foi para as unidades de 1 a 8, com 2,1 MW cada, totalizando 16,8 MW de capacidade instalada. Já a EOL São Domingos, recebeu liberação para as unidades de 1 a 3, com 2,1 MW cada, totalizando 6,3 MW de capacidade instalada. (Agência CanalEnergia – 19.09.2016) 6 Aneel estabelece CVU para Angra I A Aneel aprovou o valor de Custo Variável Unitário no valor de R$ 29,13/MWh da usina nuclear Angra I, da Eletronuclear. O valor será aplicado pelo ONS. (Agência CanalEnergia – 19.09.2016) 7 Tucuruí tem prazo adicional na concessão para cobrir risco hidrológico A diretoria da Aneel aprovou, em 20 de setembro, a extensão do prazo, por mais 50 dias, dos contratos de concessão da hidrelétrica Tucuruí, em operação no rio Tocantins, no Pará. A decisão servirá para cobrir as perdas financeiras acumuladas pela usina durante a estiagem prolonga enfrentada nos últimos anos, tratado no setor como risco hidrológico. O pedido de extensão do prazo foi enviado no início do ano pela Eletronorte, responsável pela operação da usina. Outras empresas do setor também passaram por longa negociação com o governo e Aneel após atravessarem um momento de guerra de liminares na Justiça com o intuito de suspender a cobrança. A repactuação do risco hidrológico em questão envolveu contratos de fornecimento da energia de Tucuruí no ACR, mercado que abastece as distribuidoras de energia de todo país. Os valores são apurados pelo Fator GSF, na sigla em inglês. A hidrelétrica Tucuruí foi concedida originalmente em 1974, com contratos de 50 anos a ser encerrado em 11 de julho de 2024. A extensão de prazo empurrou a data final da concessão para 30 de agosto de 2024. A usina foi construída em duas etapas, com conclusões em 1992 e 2007. O empreendimento totaliza 8.370 megawatts (MW) de capacidade máxima de geração. (Valor Econômico – 20.09.2016) 8 CCEE pede solução para liminares 9 Sistema Xingu-Rio é tema de Audiência Pública em Seropédica/RJ O Sistema de Transmissão Xingu-Rio, projeto da empresa State Grid através da Xingu-Rio Transmissora de Energia S.A., é um empreendimento com o objetivo de instalar e operar linhas de transmissão de energia elétrica através de 15 estados do Brasil. A obra é parte de um conjunto de iniciativas de expansão do Sistema Interligado Nacional, com foco na garantia de capacidade do fornecimento de energia elétrica em todo o país. A Área de Proteção Ambiental do Rio Guandu (APA-GUANDU) é uma das cinco Unidades de Conservação que será impactada pelo trajeto programado para as linhas de transmissão. Para fazer sugestões aos Programas Ambientais dos empreendedores com as melhores formas de compensar os impactos, é importante que a sociedade civil compareça à Audiência Pública marcada para dialogar sobre a linha de transmissão e a APA GUANDU. A Audiência Pública, que faz parte do processo de licenciamento ambiental, acontece no dia 26 de setembro, às 18h30, no Seropédica Atlético Clube, localizado na Av. Ministro Fernando Costa, 1330, Km 50 - Seropédica/RJ. Mais informações no site do Ibama: www.ibama.gov.br. (GESEL-IE-UFRJ 20.09.2016)
10 Prof. Edson Watanabe (COPPE) na Mostra VerCiência
Empresas 1 Distribuição terá de se reinventar com adoção de novas tecnologias Com a expectativa da grande expansão do segmento de geração distribuída e da gradual liberação do mercado livre de energia, as distribuidoras de energia precisarão reinventar seu modelo de negócio, avalia Alex Lago, líder global da divisão de serviços de smart grid da Accenture Consulting. Hoje, essas empresas obtêm a maior parte das suas receitas com a venda de energia, mas a tendência é de queda contínua na demanda em suas áreas de concessão, segundo Lago. No futuro, o negócio vai ser voltado para a gestão das redes de distribuição e prestação de outros serviços, como de eficiência energética. Segundo Roberto Falco, gerente sênior da Accenture, ainda é necessário pensar também um novo modelo de remuneração para as distribuidoras. Segundo a Accenture, o crescimento da eficiência energética e da tecnologia de geração distribuída vai restringir o crescimento da demanda no médio prazo para muitas empresas. Nos EUA, a consultoria calcula que há US$ 48 bi de receita em risco, com base na redução do consumo projetada para 2025. Na Europa, são até € 61 bi de receita em risco, também com base nessas projeções. No Brasil, as conexões de geração distribuída ainda somam um número muito pequeno, mas o crescimento tem sido acelerado. Segundo a Aneel, eram 4.517 conexões ao fim de julho, ante 1.788 conexões ao fim de 2015. Ao mesmo tempo em que a geração distribuída cresce, as distribuidoras de energia precisarão ter capacidade de suprir os consumidores em horários de pico ou em dias sem sol, já que a grande maioria da geração é de energia solar fotovoltaica. Segundo Lago, a implementação de smart grid não é necessariamente obrigatória para a instalação de geração distribuída, mas as distribuidoras precisarão investir mais nisso para conseguir efetuar uma gestão mais adequada da sua área de concessão. Sem os medidores inteligentes, as distribuidoras terão problemas de gestão, com a possibilidade, por exemplo, de queda da rede por excesso de energia gerada em dias de muito sol. É necessário estabelecer uma nova forma de remuneração das distribuidoras pela prestação desse tipo de serviço, que deve substituir a queda da receita com a venda de energia. Segundo Lago, atualmente a Califórnia e o Estado de Nova York estão discutindo essa questão nos Estados Unidos, onde o uso desse tipo de geração de energia já está mais avançado. Segundo ele, isso vai acontecer porque a expansão da geração distribuída não está sob o controle das distribuidoras. De acordo com Falco, "todos os investimentos em automação da rede precisarão ser feitos, pois a operação ficará mais complexa para ser gerenciada." O papel das distribuidoras vai se aproximar mais do das transmissoras de energia, no sentido de gestão da rede, explicou. (Valor Econômico – 20.09.2016) 2 Mercado de transmissão ainda esbarra na falta de recursos para investimentos Apesar de todo o esforço feito pelo regulador para melhorar a atratividade do segmento de transmissão ao longo dos dois últimos anos, o setor ainda esbarra na falta de recursos financeiros para fazer frente à demanda de novos projetos. O diagnóstico da Aneel é que o atual volume de investimento necessário para empreendimentos de transmissão no Brasil está além da capacidade financeira dos atuais agentes do setor elétrico. O resultado é uma contratação que não atende ao planejamento feito pela EPE. "A agente tem contratado muito mais [...] Mas não estamos contratando tudo aquilo que o planejador demanda. A gente vai ter dificuldade com a continuidade dessa estratégia", declarou o diretor da Aneel Tiago Correia. Desde 2014 a Aneel tem enfrentado dificuldade para licitar todos os lotes ofertados nos certames. Segundo Correia, essa contratação esteve entre 50% e 60% nos últimos dois anos. O desempenho é ruim, uma vez que o resultado ideal é a licitação e a conclusão das obras dentro do cronograma planejado. Esse gargalo na transmissão é preocupante por dois motivos: primeiro porque compromete o escoamento da produção de projetos já contratados; segundo porque limita a contratação de novas usinas. Reflexo desse gargalo já pode ser percebido no setor eólico, que por causa da falta de transmissão, tem sua participação limitada nos leilões. "A gente tinha um diagnóstico que envolvia uma série de variáveis... Mas desde 2014 a gente começou a reverter isso. A relação receita e investimento hoje está muito melhor, a taxa de retorno está melhor. As cláusulas de contratos estão com regras mais transparentes em relação ao tratamento dos atrasos. A única coisa que permanece é a questão do volume de investimento. A gente tinha previsto R$ 30 bi para este ano e não tem grupo, não têm empreiteiras ou empresas suficientes para esse volume", disse Correia. O próximo leilão de transmissão está marcado para ser realizado no 28 de outubro, em São Paulo, na BM&FBovespa. Segundo o diretor, a Aneel e o governo estão se esforçando para atrair novos players, tanto nacionais como internacionais. Correia disse que estão sendo feitos seminários para a divulgação das novas condições do mercado de transmissão no Brasil. (Agência CanalEnergia – 19.09.2016) 3 Distribuidora da Eletrobras: recursos via fundos setoriais As distribuidoras da Eletrobras deverão receber em breve recursos via fundos setoriais para quitar a inadimplência em contratos bilaterais e no mercado de curto prazo, afirmou Tiago Correia, diretor da Aneel. As distribuidoras da Eletrobras foram as principais responsáveis pela inadimplência de cerca de R$ 420 mi da última liquidação do mercado de energia de curto prazo. Estão no cadastro de inadimplentes da CCEE a Amazonas Energia, Cepisa e Eletroacre, além da estatal estadual CEA (Amapá). (Valor Econômico – 20.09.2016) 4 Audiência pública sobre leilão da Celg D será no dia 4 de outubro 5 RGE investe R$ 129 mi na rede no primeiro semestre A RGE investiu R$ 129 mi em expansão, modernização e manutenção da rede no primeiro semestre. Do volume, R$ 43,8 mi foram para projetos de expansão do mercado consumidor, como instalação de novos medidores e instalação de rede trifásica em novos pontos da zona rural da área de concessão da empresa. O segundo maior volume de recursos, de R$ 24,8 mi, foram destinados à manutenção da rede, como reparos emergenciais e troca de transformadores. Outros R$ 24,1 mi foram aplicados na adequação e aumento de capacidade de subestações e linhas de transmissão. As melhorias nas redes primária e secundária somaram R$ 14 mi, enquanto R$ 12,8 mi foram para a troca de postes de madeira por instalações de concreto, novos equipamentos de telemedição para consumidores do grupo A e para a incorporação ao sistema de equipamentos que eram particulares. A empresa investiu ainda R$ 863 mil em projetos de combate ás perdas comerciais. A RGE fornece a cerca de 1,46 milhão de clientes em 255 municípios do Rio Grande do Sul. (Agência Brasil Energia – 19.09.2016) 6 RGE investe R$ 5,2 milhões no sistema elétrico de Júlio de Castilhos no RS A RGE fez robustos investimentos no sistema elétrico de Júlio de Castilhos, no Rio Grande do Sul. Entre janeiro e junho deste ano, a concessionária empregou R$ 5,2 mi na construção de duas subestações e uma linha de transmissão que vão elevar a qualidade do abastecimento de energia elétrica do município da Região Central do Rio Grande do Sul. Também foram feitos investimentos na manutenção e modernização da rede de distribuição. Do total investido no primeiro semestre na cidade, R$ 4,4 mi foram aplicados nas obras das subestações Júlio de Castilhos 1 e 2 em uma nova linha de transmissão. A linha está concluída e as duas subestações em fase final de construção. Além do município, as comunidades de Tupanciretã e Pinhal Grande serão beneficiadas diretamente pelo conjunto de obras orçado em mais de R$ 16 mi. A previsão é de que todo o sistema seja entregue até o final deste ano. A RGE ainda destinou R$ 265 mil para manutenções emergenciais e reparos na rede de distribuição de energia do município, que foi atingido por enchentes no final do ano passado. Para reforçar a malha e garantir a estabilidade do sistema, foram empregados mais R$ 194 mil na troca de postes de madeira por postes de concreto. Segundo o presidente da RGE, José Carlos Tadiello, o investimento está entre os maiores realizados pela concessionária em um município da área de concessão neste primeiro semestre. "Sabemos que a finalização das obras das duas subestações e da linha de transmissão vão elevar a cidade a um novo estágio. É um investimento para toda região", destaca Tadiello. (Agência CanalEnergia – 19.09.2016) 7 Gamesa convoca reunião extraordinária para aprovar fusão com Siemens O conselho diretor da Gamesa decidiu convocar uma reunião extraordinária dos acionistas para aprovar a fusão com a Siemens. A Assembleia Geral está prevista para ocorrer no próximo dia 25 de outubro na sede da companhia, na Espanha. Diversas resoluções, necessárias para a conclusão do negócio, precisarão ser votadas pelos acionistas. A ideia da Gamesa é absorver a empresa que detém os ativos de energia eólica da Siemens, em troca de novas ações. Com isto, a Siemens possuirá 59% da empresa e a Iberdrola, 8%. Além disso, a assembleia discutirá a distribuição extraordinária de dividendos, no valor de € 3,59 por ação, para seus investidores (excluindo a Siemens), após a conclusão do negócio. O aumento do número de diretores no Conselho, de 12 para 13, também estará na pauta. A ideia é que a fusão seja concluída no primeiro trimestre de 2017. A companhia resultante do negócio terá uma base instalada de 69 GW e uma carteira de pedidos de € 21 bi, com receita de € 9,9 bi e ebtida ajustado de € 915 mi – considerando números de ambas as empresas para os últimos 12 meses até junho de 2016. A Siemens passará a consolidar em seus resultados os números da Gamesa, que continuará sediada e listada na Espanha. A transação ainda será objeto de autorização das autoridades antitruste do país. No Brasil, a Siemens vai herdar uma base de clientes considerável da Gamesa, que possui fábrica já enquadrada nas regras de conteúdo local do BNDES. A alemã chegou a ter uma fábrica no Brasil, mas encerrou as operações há alguns anos. (Agência Brasil Energia – 19.09.2016) 8 AES Eletropaulo está implantando 62 mil medidores eletrônicos, mas consumidores ainda desconfiam das redes inteligentes A AES Eletropaulo está implantando 62 mil medidores eletrônicos que estão associados à tecnologia de redes inteligentes em Barueri, na Grande São Paulo, abrangendo uma população de 250 mil habitantes, ao custo de R$ 30 mi. É um projeto complexo mas, adicionalmente a esse esforço técnico que vai introduzir um conceito inédito de modernidade, antes exclusivo de grandes consumidores, a companhia encara o desafio de criar um relacionamento mais próximo junto aos clientes de baixa tensão que compõem um universo de perfis bastante diversificados. Há os que receberam o projeto com satisfação, porém existe uma parcela que sinaliza desconfiança em relação aos objetivos da iniciativa, conforme conta Rogério Jorge, diretor comercial da AES Eletropaulo. Eles não estão certos de que a rede inteligente trará de fato uma vantagem importante. Pesquisa de opinião realizada entre consumidores e apresentada semana passada durante a Latin America Utility Week, em São Paulo, revelou que 44% avaliam a novidade como positiva, 25% estão razoavelmente convencidos dos benefícios, mas 31% avaliam com desconfiança e estão preocupados com a possibilidade de que a concessionária acabe utilizando para outras finalidades dados de consumo que vai obter. Está praticamente abandonada, segundo Jorge, a ideia de divulgar, por exemplo, ranking de consumo dos clientes de determinada vizinhança. A proposta de compartilhar esse tipo de dado com outras pessoas definitivamente não agradou. As reações inesperadas de consumidores estão dando trabalho extra à equipe da AES Eletropaulo encarregada de criar na internet um site específico para a empresa poder ter um relacionamento diferenciado com esse público alvo que vai contar com medidor inteligente. Entre outras questões que foram manifestadas estão, por exemplo, preocupação sobre quanto custará a instalação do medidor eletrônico, bem como o serviço de consulta de consumo de energia, via internet, que será oferecido, entre outras funcionalidades que a empresa estuda. (Agência Brasil Energia – 19.09.2016) 9 Cemar planeja captar R$ 200 mi com emissão de debêntures O Conselho de Administração da Cemar aprovou na última sexta-feira, 16 de setembro, a realização da sétima emissão de debêntures no valor total de R$ 200 mi, sem considerar as debêntures suplementares e as debêntures adicionais. Segundo a companhia, a data de emissão das debêntures será 15 de outubro de 2016. Serão emitidas, inicialmente, 200 mil ações com valor nominal unitário de R$ 1 mil. As debêntures serão simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, em até duas séries. A empresa informou ainda que a quantidade de debêntures poderá ser acrescida em até 15%, ou seja, 30 mil debêntures suplementares, a serem emitidas nas mesmas condições e com as mesmas características das debêntures iniciais. As debêntures da primeira série terão um prazo de cinco anos, contados da data de emissão, vencendo, portanto, em 15 de outubro de 2021. Já as debêntures da segunda série terão prazo de sete anos, vencendo em 15 de outubro de 2023. Os recursos líquidos captados na emissão, segundo a empresa, serão integralmente alocados no pagamento futuro e/ou no reembolso de gastos ou despesas relacionadas à realização de investimentos em linhas de distribuição e em subestações, objeto de pedido de enquadramento de projeto prioritário perante o Ministério de Minas e Energia, que ocorreram em prazo igual ou inferior a 24 meses contados da divulgação do anúncio de encerramento da oferta. (Agência CanalEnergia – 19.09.2016) 10 Fitch atribui rating para emissão de R$ 200 milhões da Cemar A agência de classificação de riscos atribuiu, o Rating Nacional de Longo Prazo ‘AA+ (bra) ’ para a proposta da sétima emissão de debêntures da Cemar, no valor de R$ 200 mil. A emissão será realizada em até duas séries, com a primeira vencendo final em 15 de outubro de 2021 e a segunda, em 15 de outubro de 2023. Os recursos serão destinados ao plano de investimentos da distribuidora. De acordo com a Fitch, o rating reflete a expectativa dela que a Cemar vai ser capaz de manter um forte perfil financeiro, com alavancagem financeira líquida abaixo de duas vezes, alongado perfil de vencimento da dívida e robusta posição de liquidez, mesmo após a próxima revisão tarifária em 2017. A melhora do perfil de crédito consolidado da controladora Equatorial Energia e da outra distribuidora do grupo, a Celpa, também é positiva para a Cemar. Além da menor pressão por dividendos da Cemar, há menor risco de que problemas financeiros na Equatorial e na Celpa possam prejudicar a capacidade de a Cemar acessar novas dívidas. Ainda de acordo com a Fitch, os ratings da Cemar também se apoiam no seu sólido desempenho operacional. Ela tem administração adequada de custos gerenciáveis, consistente evolução de seus indicadores operacionais e perspectivas positivas de continuidade de crescimento do consumo de energia em sua área de concessão. Uma eventual ação negativa dos ratings viria por uma relação dívida líquida/Ebitda acima de 2,5 vezes, uma redução material da posição de liquidez da companhia que resulte em uma relação caixa/dívida de curto prazo abaixo de 1,5 vez e uma deterioração significativa do perfil de crédito da Celpa ou da Equatorial. Uma ação positiva no rating não é esperada no curto prazo. (Agência CanalEnergia – 19.09.2016) 11 GE atua em obras da interconexão Brasil-Uruguai A GE comissionou com sucesso unidades conversoras de alta voltagem em corrente continua (HVDC) back-to-back na interconexão Brasil-Uruguai, e também ampliou e equipou subestações existentes para a Interconexiones del Sur. Instalada em Melo, no nordeste do Uruguai, a unidade conversora permitirá que o país comercialize energia com o Brasil, aumentando a flexibilidade e a confiabilidade das redes dos dois países. A linha de transmissão de interconexão é de 500 KV e possui 420 km, ligando a subestação de Candiota, no Brasil, à subestação de Melo, no Uruguai. Apenas esta linha poderia abastecer até um terço das necessidades de energia do Uruguai e dará aos dois países a capacidade de comprar e vender energia limpa. No Uruguai, as energias renováveis, predominantemente hidrelétrica e eólica, atualmente respondem por mais de 90% da demanda por eletricidade. Além do comércio de energia, a interconexão dá aos dois países a segurança do abastecimento elétrico, aumentando a resiliência da rede. Também há potencial para redução de custos, pois o comércio acontece quando os preços estão atraentes. O Uruguai estima uma economia anual potencial de US$ 200 milhões. A capacidade de usar melhor fontes de energia renováveis também permitirá que os dois países reduzam suas emissões de carbono. Segundo Patrick Plas, Gerente Geral de HVDC & FACTS em Grid Solutions, que faz parte da GE Energy Connections, conectar os países através dessas supervias elétricas é um elemento chave para garantir a confiabilidade das redes elétricas e a disponibilidade do abastecimento elétrico. Para ele, as soluções HVDC back-to-back estão cada vez mais sendo consideradas a solução ótima para conectar países com diferentes frequências. O conversor HVDC back-to-back da GE Grid Solutions é necessário porque as redes de energia do Brasil e do Uruguai têm diferentes frequências, 60Hz e 50Hz, respectivamente. Além disso, Grid Solutions ampliou a Subestação de Melo e forneceu equipamentos corrente alternada para a subestação de Candiota a fim de melhorar o controle de distorção harmônica na Rede CA. (Agência CanalEnergia – 19.09.2016) 12 CPFL Jaguari aplica mais de R$ 3 milhões nas cidades de Jaguariúna e Pedreira A CPFL Jaguari investiu R$ 3 mi na rede elétrica dos municípios paulistas de Jaguariúna e Pedreira no primeiro semestre de 2016. Os recursos foram destinados pela companhia para ampliar, reforçar e efetuar a manutenção do sistema elétrico, proporcionando um serviço de melhor qualidade e mais bem-estar aos consumidores atendidos pela companhia. Do montante investido no período, a concessionária destinou R$ 1,726 mi na execução dos projetos que viabilizam a expansão do consumo de energia e ao crescimento do mercado. Desse valor, R$ 1,5 mi foram investidos na instalação de novos medidores e na expansão das redes elétricas para a conexão de novos clientes residenciais, industriais e comerciais. Outros R$ 176,1 mil foram aplicados no reforço da capacidade de subestações e linhas de transmissão. CPFL Jaguari destinou R$ 1,012 mi na manutenção, melhoria e modernização das linhas de distribuição de energia, além das ações de recuperação das perdas comerciais. Realizadas de forma preventiva, as manutenções visam não só a melhora da qualidade dos serviços, aumentando a confiabilidade do sistema, como também reforçar a rede elétrica para torná-la menos suscetível a interferências externas. A linha "manutenção" consumiu R$ 482,3 mil em investimentos. om estes investimentos, Jaguariúna e Pedreira receberam investimentos que preparam o sistema elétrico das cidades para o futuro aumento da demanda por energia, tanto do parque industrial quanto das classes comercial e residencial. "Olhamos para o crescimento dessas cidades com muito carinho e temos uma grande preocupação em manter o sistema preparado e adequado para atender todas as demandas", diz o diretor presidente da CPFL Jaguari, Marco Antônio Villela de Abreu. (Agência CanalEnergia – 19.09.2016) 13 Sexta turbina de Belo Monte deve entrar em operação até o fim do mês A sexta turbina do complexo hidrelétrico de Belo Monte, no rio Xingu, no Pará, deve entrar em operação até o fim de setembro, de acordo com expectativa da Norte Energia, empresa responsável pela construção e operação do empreendimento, que terá ao todo 11.233 mil MW. A máquina, de 611 MW e que teve os testes dinâmicos iniciados na última semana, será a terceira a entrar em operação na casa de força principal de Belo Monte, que terá ao todo 18 turbinas. Além disso, a casa de força secundária, chamada de sítio Pimental, terá seis turbinas, de 38,8 MW cada. Dessas, três já estão em operação. (Valor Econômico – 20.09.2016) 14 Jirau: Recurso contra pagamento no mercado de curto prazo é rejeitado A Aneel rejeitou, no dia 20 de setmbro, os questionamentos da concessionária da usina Jirau relacionados à dificuldade de honrar os compromissos com o mercado de curto prazo. Os proprietários do empreendimento tentaram se livrar da obrigação de fazer o aporte de garantias financeiras de R$ 60 mi na CCEE no dia 22 de setembro. Localizada no rio Madeira, em Rondônia, Jirau está em fase de conclusão. A Energia Sustentável do Brasil considera que sua situação é agravada pelo desfalque provocado pela inadimplência das distribuidoras do grupo Eletrobras. Para não ter que retornar à Aneel nos próximos meses com as mesmas alegações, a concessionária solicitou uma “solução definitiva” para o caso. (Valor Econômico – 20.09.2016) 15 Reajuste tarifário da Ceal (AL) é aprovado pela Aneel Consumidores alagoanos terão novas tarifas a partir do dia 28 de setembro. O reajuste tarifário da empresa foi aprovado em 19 de setembro durante reunião pública da diretoria da Aneel. A distribuidora atende 1,1 mi de unidades consumidoras localizadas no estado de Alagoas. Ao calcular o reajuste, conforme estabelecido no contrato de concessão, a Agência considera a variação de custos associados à prestação do serviço. O cálculo leva em conta a aquisição e a transmissão de energia elétrica, bem como os encargos setoriais. Os custos típicos da atividade de distribuição, por sua vez, são atualizados com base no IGP-M. Os índices que serão aplicados às contas de luz dos consumidores residenciais da Cael são: Consumidores Residenciais: - 1,42%; Baixa e média tensão: - 1,37%; Alta tensão em média (indústrias): - 1,13%; sendo o efeito médio para o consumidor: - 1,29%. O efeito médio da alta tensão refere-se às classes A1 (>= 230 kV), A2 (de 88 a 138 kV), A3 (69 kV) e A4 (de 2,3 a 25 kV). Para a baixa tensão, a média engloba as classes B1 (Residencial e subclasse residencial baixa renda); B2 (Rural: subclasses, como agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, serviço público de irrigação rural); B3 (Industrial, comercial, serviços e outras atividades, poder público, serviço público e consumo próprio); e B4 (Iluminação pública). (Aneel – 20.09.2016) 16 Diretoria da Aneel aprova reajuste tarifário da Cepisa A diretoria da Aneel aprovou, em 20 de setembro, durante Reunião Pública, o reajuste tarifário anual da Cepisa a vigorar a partir do dia 28 de setembro para 1,1 mi de unidades consumidoras localizadas no estado do Piauí. Ao calcular o reajuste, conforme estabelecido no contrato de concessão, a Agência considera a variação de custos associados à prestação do serviço. O cálculo leva em conta a aquisição e a transmissão de energia elétrica, bem como os encargos setoriais. Os custos típicos da atividade de distribuição, por sua vez, são atualizados com base no IGP-M. Os índices que serão aplicados às contas de luz dos consumidores residenciais da Cepisa são: Consumidores Residenciais: 0,38%; Baixa e média tensão: 0,42%; Alta tensão em média (indústrias): 0,51%; sendo o efeito médio para o consumidor: 0,44%. O efeito médio da alta tensão refere-se às classes A1 (>= 230 kV), A2 (de 88 a 138 kV), A3 (69 kV) e A4 (de 2,3 a 25 kV). Para a baixa tensão, a média engloba as classes B1 (Residencial e subclasse residencial baixa renda); B2 (Rural: subclasses, como agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, serviço público de irrigação rural); B3 (Industrial, comercial, serviços e outras atividades, poder público, serviço público e consumo próprio); e B4 (Iluminação pública). (Aneel – 20.09.2016) 17 Alupar compra fatia do FI-FGTS na Foz do Rio Claro Energia A Alupar Investimentos informou, que adquiriu 2.459.508 ações preferenciais de emissão da Foz do Rio Claro Energia detidas pelo FI-FGTS, correspondentes a 6% do total de ações PN emitidas, pelo valor de R$ 5,2 mi. Com a aquisição, a Alupar passa a deter 66,06% do capital social total da Foz do Rio Claro. A Foz do Rio Claro Energia é concessionária da usina hidrelétrica Foz do Rio Claro, com potência instalada de 68,4 MW, no estado de Goiás. . (Valor Econômico – 19.09.2016) 18 Empresa italiana nacionaliza equipamento para manutenção de redes Com primeiro cesto aéreo nacionalizado fornecido à RioLuz, empresa municipal responsável pelo sistema de iluminação pública da cidade do Rio de Janeiro, a multinacional Socage, de origem italiana, espera com a iniciativa abocanhar de 10% a 15% desse segmento, que negocia anualmente 1.500 unidades no Brasil para companhias elétricas, de telecomunicação e de manutenção em geral. O equipamento, preparado para trabalhar em redes com até 13,5 metros de altura, tem 85% de conteúdo nacional, foi desenvolvido no país e passou a ser fabricado no município paulista de Indaiatuba. Na Itália, a Socage tem tecnologia para fabricação de cestos que alcançam até 30 metros. Segundo conta o executivo italiano Nicola Zago, que acompanhou o lançamento oficial do equipamento durante a Latin America Utility Week, a importação do modelo diretamente da Europa estava ficando cara demais, daí a ideia de nacionalizar componentes. Com preço mais competitivo, a empresa também mira exportações para América do Sul e Oriente Médio. (Agência Brasil Energia – 19.09.2016)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios da região Norte estão operando com volume de 43,1%, referentes ao último dia 18 de setembro, de acordo com dados do ONS. Na comparação com o dia anterior, houve uma queda de 0,3%. A energia armazenada é de 6.488 MW/mês e a ENA é de 1.019 MWm, o que representa 53% da MLT armazenável no mês até o dia. A usina de Tucuruí opera com 70,43% da capacidade. Com queda de 0,1% em relação ao dia anterior, os reservatórios do SE/CO ficaram com 43,1% do volume. A energia armazenada é 87.356 MW/mês e a ENA é de 16.104 MWm, o que é 100% da MLT. A usina de Furnas está operando com 61,46% e a de Nova Ponte com 29,06% do volume. No Nordeste, os níveis estão em 16,4%, recuando 0,2% em comparação ao dia anterior. A energia armazenada é de 8.506 MW/mês e a ENA é de 980 MWm, que é 34% da MLT. A usina de Sobradinho está com volume de 12,12%. A região Sul foi a única que não registrou queda em relação ao dia anterior, o que deixou os reservatórios com os mesmos 90,9%. A energia armazenada é de 18.141 MW/mês e a ENA é de 7.071 MWm, o que representa 84% da MLT. A usina de Barra Grande opera com 87,21%. (Agência CanalEnergia – 19.09.2016) Gás e Termoelétricas 1 Obras de Angra 3 podem ser retomadas em 2017, afirma Eletronuclear O CNPE deve tomar uma decisão sobre a retomada das obras da usina nuclear de Angra 3 até dezembro e a expectativa é que a construção seja reiniciada em 2017. A tarefa foi delegada ao conselho pelo MME, disse o assessor de desenvolvimento de novas usinas nucleares Eletronuclear, Marcelo Gomes da Silva, também vice-presidente da Aben. O BNDES continua participando das conversas em busca da melhor solução, segundo Silva. As obras de Angra 3 estão paradas desde setembro do ano passado. Alguns contratos estão suspensos e outros estão sendo rescindidos. De acordo com o assessor, existe uma “vontade muito grande” de resolver o assunto em todas as esferas, que incluem o MME, os bancos envolvidos, entre os quais o BNDES, e a própria Eletronuclear. Isso poderá ocorrer, “talvez, com a participação de algum agente privado no empreendimento”, disse Silva. Estão sendo analisados, por exemplo, os impedimentos legais para uma participação privada ou não. Para as próximas usinas, o executivo afirmou que a parceria com o setor privado seria o caminho mais viável. Lembrou que no ministério já foi dito que não se fará mais usinas como Angra 1, 2 e 3, com recursos somente públicos. O modelo adotado de financiamento varia de país para país, observou. Na avaliação de Silva, o setor nuclear é fundamental para o desenvolvimento brasileiro. E ressalta o dinamismo que uma usina traz para a economia local, principalmente. No caso de Angra dos Reis, o empreendimento “gera renda, gera empregos, impostos, dinamiza a economia". O Brasil assinou o compromisso com a 21ª COP21, da ONU, de redução das emissões de gases de efeito estufa e, de acordo com o assessor “já se vislumbra no horizonte o esgotamento de potenciais hidrelétricos no Brasil". Ele não tem dúvida que o programa nuclear do Brasil poderá ser retomado já a partir do próximo ano, tendo em vista que o prazo entre a identificação de um local para instalação de uma usina nuclear e até a sua efetiva operação leva cerca de dez anos. (Valor Econômico – 20.09.2016) 2 Estatais do setor nuclear querem firmar parcerias com a iniciativa privada O presidente da Indústrias Nucleares do Brasil (INB), empresa gerida pela Comissão Nacional de Energia Nuclear (Cnen), João Carlos Derzi Tupinambá, defendeu hoje (20) a criação de parcerias com a iniciativa privada para viabilizar projetos de interesse nacional no setor nuclear. Tupinambá disse que novos modelos de financiamento da área estão em estudo e destacou a criação, pelo governo Michel Temer, do Programa de Parceria de Investimentos (PPI), cuja finalidade é fortalecer a relação do Estado com a iniciativa privada e conseguir recursos para projetos estratégicos para o país. Segundo o gestor, no caso da INB, o modelo de negócios do PPI pode viabilizar, por exemplo, empreendimentos de exploração de urânio. O estatuto da INB diz que a entidade pode constituir outras empresas para associar-se a companhias privadas, desde que tenha maioria, ou seja, 51%. “A gente pode começar daí. É um bom começo verificar a possibilidade de novos empreendimentos”, disse Tupinambá em entrevista durante o 7º Seminário Internacional de Energia Nuclear, aberto hoje (20), no Rio de Janeiro, no Sindicato da Indústria da Construção Civil (Sinduscon-RJ). Segundo Tupinambá, apenas 25% do território com potencial de exploração de urânio foram explorados até agora. As reservas oficiais de urânio conhecidas hoje no Brasil alcançam 309 mil toneladas. “A gente tem um potencial enorme e, certamente, vamos precisar de recursos. É nesse sentido que a gente está buscando financiamento, parceria.” O Brasil ocupa a quinta posição mundial no ranking de reservas de urânio, mas, segundo Tupinambá, a quantidade é muito maior. A possibilidade de construção de duas novas usinas nucleares na Bahia e em Pernambuco, levantada pelo ministro de Minas e Energia, Fernando Bezerra Coelho Filho, em evento recente da Firjan, é um bom prognóstico para a INB, segundo Tupinambá. “Essa é a esperança de a INB tornar-se definitivamente independente do Tesouro.” (Agência Brasil – 20.09.2016)
Economia Brasileira 1 Atividade econômica reforça aposta de nova retração no PIB trimestral A pequena queda do IBC-Br em julho reforça a expectativa de novo recuo do PIB no terceiro trimestre. O indicador recuou 0,09% em relação a junho, feitos os ajustes sazonais, uma retração pequena, mas abaixo das projeções dos analistas. A média das estimativas colhidas pelo Valor Data com 21 instituições era de uma expansão de 0,3%. Desse modo, consolida-se a avaliação de que a economia só deverá voltar ao território positivo no quarto trimestre. A recessão se arrasta desde o segundo trimestre de 2014. A MCM Consultores Associados, que esperava uma alta de 0,7% em julho, destaca em nota o comportamento de alguns indicadores coincidentes, que sugeriam um melhor desempenho do IBC-Br. “O setor de serviços foi o que registrou o melhor resultado no mês de julho [aumento de 0,7% em relação a junho], impulsionado pela melhora observada nos serviços prestados às famílias”, diz a consultoria. “No caso do setor industrial, a alta de 0,1% do indicador geral e os bons resultados apresentados pela indústria extrativa mostram os primeiros sinais de estabilização da atividade industrial.” Já as vendas no varejo ampliado, que incluem veículos e material de construção, caíram 0,5% no mês passado, sofrendo ainda "com o atual cenário do setor automobilístico", segundo a MCM. “Em suma, esperávamos verificar uma melhora do índice de atividade econômica pelo crescimento apresentado tanto pela indústria e como pelo setor de serviços”, diz a nota. Segundo a MCM, o resultado ruim de julho reforça a visão de mais um trimestre de queda do PIB. O Banco Fator observa que, com o recuo de julho, a contração do IBC-Br no acumulado em 12 meses passou de um queda de 5,56% para um tombo de 5,65%, “ainda piorando nesta base de comparação.” Visto como uma espécie de “PIB do BC”, o indicador costuma mostrar um comportamento muitas vezes diferentes do resultado apurado pelo IBGE. No segundo trimestre, por exemplo, o PIB do IBGE recuou 0,6% em relação ao trimestre anterior, enquanto o IBC-Br caiu 0,3%. Como a MCM, o Fator também acredita em nova retração da economia no período de julho a setembro. (Valor Econômico – 19.09.2016) 2 Receita de concessões vai reforçar caixa em 2017 Grande parte das receitas com concessões em 2017 virá de leilões das áreas de energia elétrica, petróleo e transportes rodoviário e ferroviário. Segundo dados complementares ao projeto de Lei Orçamentária Anual do ano que vem encaminhadas pela equipe econômica ao Congresso, R$ 5,307 bi devem vir de novos leilões na área de petróleo; R$ 10 bil de hidrelétricas; R$ 3 bi de licitações de rodovias e ferrovias, e R$ 921 mi de aeroportos. Ao todo, o governo espera arrecadar R$ 24 bi, cifra que reforçará o caixa do governo em momento de crise fiscal. Para fechar a conta, há R$ 4,7 bi referentes a parcelas de concessões já vigentes. Os valores são considerados razoáveis por Cláudio Frischtak, sócio da Inter.B Consultoria, à exceção do estimado com transporte terrestre. Segundo ele, as receitas com novas rodovias devem ser baixas diante da elevada necessidade de investimentos por parte dos concessionários. No caso das hidrelétricas, os recursos são considerados certeiros e consideram três das maiores usinas da Cemig: São Simão, Miranda e Volta Grande, que juntas somam 2.498 MW de potência. Essas outorgas não haviam sido prorrogadas nos termos da Lei 12.783/2013 (antiga MP 579). (O Estado de São Paulo – 19.09.2016) 3 Monitor da FGV sinaliza alta de 0,26% do PIB em julho 4 Intenção de consumo das famílias sobe 4,1% entre agosto e setembro A CNC informou que a Intenção de Consumo das Famílias (ICF) registrou a maior alta mensal desde 2010, com aumento de 4,1% entre agosto e setembro, para 72,1 pontos. Todos os sete componentes usados para cálculo do indicador mostraram alta no período. Entre agosto e setembro, o destaque ficou com perspectiva de consumo, que apresentou alta mensal de 8,5%. Entretanto, os sete tópicos ainda mostraram recuo na comparação com setembro do ano passado, o que levou o indicador a cair nesta comparação 9,6%. Em nota, a economista da confederação, Juliana Serapio, informou que o resultado do ICF na comparação com agosto mostra que existe percepção de que a crise vem lentamente perdendo força, com suave desaceleração da inflação, e retomada gradual da confiança de consumidores e empresários. A percepção de que a crise perde força levou a CNC a reiterar suas projeções de recuos menos intensos para as vendas do comércio este ano. Na semana passada, a entidade anunciou que a expectativa de queda do varejo restrito foi atualizada de - 5,4% para -5,2%; e do varejo ampliado (que inclui automóveis, motos, peças e material de construção) de -9,8% para -9,4% ao final de 2016. No entanto, a economista da CNC destacou que, mesmo com a alta observada em setembro, o ICF permanece em um nível abaixo de 100 pontos — o que indica percepção de insatisfação com a situação atual. (Valor Econômico – 19.09.2016) 5 Confiança dos empresários é a maior desde 2014, informa CNI A confiança dos empresários aumentou fortemente em setembro. De acordo com a CNI, o Índice de Confiança do Empresário Industrial (ICEI) saltou nada menos que 2,2 pontos e chegou a 53,7 pontos. Os dados foram divulgados na manhã desta terça-feira. Analistas do mercado financeiro atribuem a melhora ao impeachment da ex-presidente Dilma Rousseff e apostam que o otimismo deve crescer ainda mais daqui para frente. Esse foi o quinto mês consecutivo de crescimento do indicador, que está 18 pontos acima do índice de setembro do ano passado, o mais baixo da série. Com a alta recente, o ICEI voltou para perto do patamar da média histórica, que é de 54,2 pontos. A melhora significa que os empresários brasileiros estão mais otimistas em relação ao desempenho da economia e das empresas nos próximos seis meses. “Os dados da Confiança Empresarial divulgados pela CNI vieram excelentes. Após atingir o menor valor da série ao final do ano passado, uma possível mistura de nível de produção muito baixo, somado ao fim do processo de afastamento da ex-presidente Dilma e a condução de Temer à presidência, criaram um clima de verdadeiro entusiasmo na classe empresarial no Brasil”, frisou o economista-chefe da corretora Gradual, André Perfeito, em um comunicado enviado aos clientes da instituição, que previu ainda: “Estamos no maior valor desde 2014 e tudo indica que devemos atingir rapidamente os patamares de 2010”. De acordo com a CNI, pela primeira vez desde março de 2014, o ICEI ficou acima dos 50 pontos em todos os segmentos industriais. Ou seja, o otimismo está disseminado tanto na indústria de transformação (54,4 pontos), na extrativa (53,9 pontos) e na construção (51 pontos). (O Globo – 20.09.2016) 6 Sem alimentos, IPCA em 12 meses seria de cerca de 7,5%, diz secretário O ano de 2016 foi marcado por um forte impacto de alta dos preços de alimentos que tem contribuído para a elevação da inflação, mas excluindo esses itens, o IPCA acumulado em 12 meses estaria rodando em 7,5%. A observação é de Marcos Ferrari, secretário de Assuntos Econômicos do Ministério do Planejamento, que participou de evento promovido pela Fiesp, na tarde desta segunda-feira. “Se tirarmos o núcleo, veríamos que a inflação está mais baixa”, disse Ferrari. Uma notícia positiva no campo inflacionário, em sua avaliação, é o índice internacional de preços de commodities agropecuárias, que está em queda. “Isso tende a ter impacto positivo na inflação de alimentos e, consequentemente, no IPCA”. Reafirmando a exposição do secretário de Política Econômica da Fazenda, Carlos Hamilton Araújo, que participou do evento mais cedo, Ferrari ressaltou que há em curso uma retomada da confiança dos agentes econômicos, em conjunto com o realinhamento dos preços relativos e o ajuste das contas externas, processos já consolidados. Agora, disse, a tarefa é ajustar as contas públicas. Segundo o secretário, quanto mais rápido for feita a reforma da Previdência, que deve fechar com déficit de R$ 150 bi em 2016, melhores serão as condições para fazer o ajuste das contas públicas. “Se nada for feito na Previdência, sairemos hoje de um patamar de 7% do PIB para 17% do PIB em despesas previdenciárias em 2060”, previu. Em sua avaliação, a PEC dos gastos e a reforma das aposentadorias são pressupostos para o crescimento econômico. “A PEC é a grande oportunidade que temos para dar início ao ajuste fiscal que precisamos fazer. Ela é aquele gol que não se pode perder”, afirmou. (Valor Econômico – 19.09.2016) 7 Dólar ontem e hoje
Internacional 1 Argentina: Enel: "Esperamos preços na ordem dos US$ 70 ou US$ 80 para projetos de energia eólica" O Presidente da Enel para a Argentina, Mauricio Bezzeccheri, disse que as ofertas no leilão para instalar centrais de energias renováveis, que recebeu do governo sob o 'RenovAR - Round 1 ', terão um preço por MW "na ordem de US$ 70 ou US$ 80 (por MWh) para os projetos de energia eólica." "Estamos em uma situação em que a questão do financiamento e a infraestrutura para este tipo de trabalho tem um relevância importante", disse o presidente da empresa italiana, proprietária da Edesur e Central Costanera, e comparou o desenvolvimento das energias renováveis na Argentina com antecedentes similares na região. "A experiência que tivemos em mercados como o Brasil ou o México deverá sempre ser caracterizadas por uma complexidade significativa em termos de disponibilidade de mão de obra, transporte e guindastes para executar o trabalho", disse ele. Além disso, ele argumentou que "preços de US$50/MWh, nós ganhamos em uma licitação no Chile há um mês e ali levamos 4 ou 5 anos de trabalho". Além disso, Bezzeccheri explicou que a competitividade dos preços da Enel é baseada "em duas questões fundamentais principais: títulos de investimento, que vêm diminuindo de forma tremenda entre 2008 e 2016, bem como a operação e manutenção", que já não é realizado pelo fabricante das máquinas, mas sim pela Enel. "O esquema que de manutenção nós chamamos de preditiva, os fabricantes de equipamentos nos dão as peças de reposição críticas e a manutenção nós mesmos fazemos. Então, fazendo a manutenção da maquina, trabalhamos para a disponibilidade da planta seja maximizada", finalizou. (El Inversor – Argentina – 19.09.2016) 2 Paraguai: ANDE, retorno negativo de 3,4% No quadro de comparação entre os diferentes componentes dos anos de 2014 e 2015, o estudo técnico destaca que a linha de Receita Operacional Líquida em 2015 teve uma queda superior a 200% (-200,44%) e durante todo o ano, incorporando as outras linhas, -72,93%. O relatório técnico explica que as conclusões deviram da análise do Balanço e Tabela de Resultados publicados pela ANDE, dos Relatórios Anuais de Itaipú, assim como os dados disponíveis de acordo com a Lei de Transparência e Acesso à Informação. Os pontos de destaques são: Uma vez que a renda da venda de energia de 2015-2014 aumentou 4,95%, o que é consistente com o aumento do consumo faturado (5,5%), as despesas operacionais no mesmo período aumentaram em 20,61%; O resultado líquido de 2015 foi quase quatro vezes menor do que em 2014; O custo médio da geração aumentou de G. 126,4 a158,8 G. por kWh; -3,54% retorno negativo. "Esta situação ... não é consistente e os números sugerem que as taxas devem ser aumentadas porque a empresa está em déficit e privatizar seria a melhor opção", diz ele. Se lê no relatório que o problema é devido à "falta de gestão das autoridades e não ao modelo da ANDE". (ABC – Paraguai – 19.09.2016) 3 China constrói duas turbinas eólicas por hora, o dobro dos EUA Líder global de poluição, a China está investindo pesado para a redução nas emissões de gases estufa. De acordo com a AIE, a indústria de energia eólica sofreu um boom nos últimos anos, e o país constrói duas turbinas por hora. Hoje, a China possui o maior programa de instalação de turbinas, o dobro do segundo colocado, os EUA. Todo o aumento na demanda anual de energia está sendo suportado pela energia eólica, contudo, alerta a AIE, o país possui tanta capacidade instalada para a geração de energia por carvão que suas turbinas eólicas passam 15% do tempo desligadas, pois as usinas a carvão possuem prioridade no acesso à rede elétrica. — A declaração aparentemente positiva na energia eólica esconde a questão que em 2015 e no primeiro semestre de 2016 o país também viu recorde de novas instalação de carvão — disse um porta-voz da AIE à BBC. — A China agora tem um claro excesso de oferta. Na província de Gansu, 39% da energia eólica teve que ser reduzida. Na Europa, as fazendas eólicas são forçadas a interromper a geração entre 1% e 2% do tempo. — A posição da China é claramente insustentável. Ela vai precisar de fortes decisões politicas, incluindo a construção de mais linhas de transmissão e uma política de encerrar gradativamente as usinas de carvão antigas e ineficientes — disse o porta-voz da AIE. De acordo com a mídia estatal chinesa, o governo planeja impor uma moratória para a construção de novas usinas a carvão até 2018. De acordo com os números da AIE, a China instalou mais de 30.000 MW de usinas eólicas em 2015. — A construção da capacidade chinesa em energia eólica, e agora solar, é verdadeiramente sem paralelos — disse Steve Sawyer, do Global Wind Energy Council. — Não é surpresa que a capacidade da rede para integrar a energia renovável não tenha progredido no mesmo ritmo, mas para mudar essa situação, o país precisa avançar rapidamente com a reforma do mercado de eletricidade. (O Globo – 20.09.2016) 4 Rosatom negocia instalação de nuclear na Argélia
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