l IFE: nº 4.198 - 21 de outubro de 2016 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Oferta e Demanda de Energia Elétrica Energias Renováveis Gás e
Termoelétricas Grandes
Consumidores Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Governo adia publicação de novo Plano Decenal de Energia para 2017 O governo decidiu não publicar o PDE para o período 2016-2025, estudo que contempla empreendimentos já contratados e a capacidade adicional de cada fonte de energia para os próximos dez anos. A ideia, porém, é lançar um PDE com horizonte até 2026, no início do próximo ano. “O PDE 2025 não vai sair e vamos trabalhar e publicar um PDE 2026”, afirmou o presidente da EPE, Luiz Augusto Barroso, após participar de reunião do conselho de energia da Firjan. “Ele [PDE 2025] está pronto. Ele só não será publicado porque está muito defasado”, disse. Com relação ao PNE, com horizonte até 2050, estudo mais estratégico e no qual o governo define o que espera de cada fonte energética nas próximas décadas, Barroso afirmou que a publicação do documento está mantida e que pode ocorrer ainda este ano. “O PNE, tudo indica que sairá. Ele está em fase final de revisão”, disse o presidente da EPE. Com relação ao PDE 2026, ele sinalizou que o documento deverá incluir a usina nuclear de Angra 3, atualmente prevista para ser concluída em 2022. Outras usinas nucleares deverão estar contempladas no PNE 2050. Barroso acrescentou que é possível retomar a construção de hidrelétricas com reservatórios de regularização – usinas que conseguem estocar água nos reservatórios. Ele, no entanto, explicou que isso poderá ser feito em harmonia com outros segmentos da sociedade. “Eu acho que vamos buscar isso [construção de hidrelétricas com reservatório], dentro de um ambiente que não seja um atropelo aos outros [setores], em um ambiente de harmonia e sincronização com os demais envolvidos, principalmente com as terras indígenas”, afirmou. Durante a reunião do conselho de energia da Firjan, Barroso lembrou que a estatal de estudos energéticos possui um relatório recente que identifica as áreas potenciais de construção de usinas com reservatório de regularização no país. (Valor Econômico – 20.10.2016) 2 Saldo do GSF ainda pendente: 152 liminares e R$ 1,25 bi sob contestação judicial O volume de recursos em aberto na CCEE por causa de 152 liminares ainda vigentes que impedem a liquidação financeira é de R$ 1,25 bi, segundo dados da CCEE. Os recursos são exclusivamente de agentes que participam do mercado livre, que não aderiram à repactuação do risco hidrológico de 2015. Caso não haja acordo, o impasse só será solucionado com a decisão do mérito na Justiça Federal. A crise surgiu com a alta do PLD e à redução dos níveis dos reservatórios. O ONS determinou despacho térmico para preservar os armazenamentos, o que causou geração abaixo da garantia física. Com fatores de ajuste mais elevados e PLD nas alturas, o impacto foi forte no caixa das geradoras. Para a repactuação, a única e mais relevante exigência foi a desistência de ações judiciais. Os 56 agentes com contratos no mercado regulado aderiram em peso à repactuação, mas no mercado livre, não se registrou nenhuma adesão. Desse grupo, 51 agentes já quitaram totalmente a dívida do GSF do ano passado. Por estarem sob judice, os valores não podem ser contabilizados como inadimplência, mas o montante reflete o alto grau de judicialização do setor. Em janeiro deste ano, R$ 4,2 bi estavam em aberto, e com os acordos, R$ 2,9 bilhões foram liquidados até agosto, com mais R$ 180 mi parcelados, com quitação prevista para ocorrer até dezembro. A inadimplência de uma das parcelas pode resultar no cancelamento do acordo com o respectivo agente, que ficará, neste caso, obrigado a pagar o valor remanescente de forma integral. No mercado livre, o impasse ainda continua. (Agência Brasil Energia – 20.10.2016) 3 Entendendo o impasse do GSF no mercado livre Basicamente, existem três grupos de liminares. O primeiro lote, que reúne 55 liminares, tem basicamente o pleito de limitação do ajuste do MRE em 100% ou 95% de proteção. É esse bloco que está resultando no R$ 1,25 bi em suspenso. O segundo grupo de liminares, num total de 58, pede a exclusão de usinas do rateio do MRE – neste caso, as usinas são as afetadas pelas liminares do primeiro lote. Isso porque como o "grupo 1" limita o fator de ajuste, o restante é rateado pelos demais integrantes do MRE. Os dois grupos de liminares fizeram com que a CCEE estabelecesse o que se chama de excepcionalidade, ao determinar que os agentes restantes, que não recorreram à Justiça e que em tese teriam que arcar com toda a contabilização do MRE, depositassem apenas as respectivas exposições ao MRE. O terceiro bloco contabiliza 39 liminares que pedem o pagamento integral dos créditos da liquidação. Ou seja, quem tem a receber na liquidação financeira pede o valor integral, não a parcela possível de ser liquidada. Exemplificando em números, se uma usina tem R$ 100 mi a receber, mas R$ 50 mi está sob judice e há inadimplência, pelo rateio do MRE, o empreendimento só teria direito a crédito dos R$ 50 mi restantes. Estando no bloco 3, esse empreendedor pede que sejam pagos os R$ 100 mi. Neste caso, a decisão impacta sobre a isonomia, conhecido como loss sharing. Essa foi a gota d'água para que o mercado de curto prazo travasse no ano passado. Ao todo, a CCEE possui 303 liminares que impactam a contabilização do mercado de curto prazo. Além das 152 liminares do GSF, outras 133 têm relação com a Resolução CNPE 03/2012, que trata de mecanismos de aversão ao risco hidrológico e despacho térmico fora da ordem de mérito, e 18 relativas a assuntos diversos. Caso abrissem mão das liminares e renunciem a eventuais supostas isenções ou mitigações de riscos hidrológicos, as usinas poderiam quitar seus débitos em parcelas atualizadas pelo IGP-M e juros de 1,3311% ao mês, desde que a operação de parcelamento se encerre na liquidação financeira de outubro - prevista para os dias 8 e 9 de dezembro. (Agência Brasil Energia – 20.10.2016) 4 Governador pede a MME inclusão de RN em leilão 5 Projeto do Senado obriga Aneel a apresentar prestação de contas anual A Comissão de Constituição e Justiça do Senado aprovou a última quarta-feira, 19 de outubro, o projeto de lei 475, que obriga a Aneel a enviar relatório anual de prestação de contas ao CN. Com o parecer favorável da CCJ, a proposta de alteração da Lei 9.427, que criou a agência reguladora, será enviado à Comissão de Serviços de infraestrutura para votação em caráter terminativo. Se não houver solicitação para votação em plenário, a matéria seguirá para a Câmara. A proposta de autoria do senador Waldemir Moka ((PMDB-MS) previa o envio de relatório semestral, mas foi alterada pelo relator da matéria, senador Eunício Oliveira (PMDB-CE). O projeto teria sido inspirado na Lei 11.182/2005, que criou a obrigatoriedade de envio de relatório anual de atividades da Agência Nacional de Aviação Civil ao Congresso. (Agência CanalEnergia – 20.10.2016) 6 Aneel estende concessões das UHEs Garibaldi e Dardanelos O prazo da concessão da usina hidrelétrica Garibaldi foi estendido por 218 dias, e o da UHE Dardanelos por 184 dias, em consequência da repactuação do risco hidrológico dos empreendimentos. O deslocamento do período de outorga foi aprovado esta semana pela Aneel, com base na legislação em vigor. A Lei 13.203, de 2015, permite a extensão de prazo de concessão quando o vencimento dos contratos de venda de energia da usina for insuficiente para ressarcir o gerador do impacto financeiro provocado pelo deslocamento da geração hidrelétrica em 2015. O dispositivo foi incluído pela Aneel na RN nº 684, que regulamentou as condições de renegociação do risco hidrológico. No caso de Garibaldi, a nova data de término da concessão é 19 de julho de 2046. A extensão da vigência contratual foi solicitada pela Rio Canoas Energia, proprietária da usina localizada no município de Abdon Batista, em Santa Catarina. Dardanelos teve a data de vencimento prorrogada de 2 de junho de 2042 para 2 de janeiro de 2043. A usina outorgada a Energética Águas da Pedra está localizada no município de Aripuanã, em Mato Grosso. Os dois processos são semelhantes aos de outros empreendimentos que aderiram à transferência total ou parcial do risco de geração abaixo da garantia física, prevista na lei. Esse risco foi transferido ao consumidor em troca do pagamento de um prêmio equivalente. A regra valia tanto para os contratos de venda de energia no ambiente livre quanto para os do mercado regulado, mas houve adesão dos geradores apenas neste segundo caso. A lei 13.203 estabeleceu que o prejuízo com a exposição no mercado de curto prazo em 2015 seria assumido pelo gerador. Ele teria, no entanto, direito ao ressarcimento de parte do custo, por meio do adiamento do inicio de pagamento do premio de risco pactuado. Se o prazo previsto não fosse suficiente, a compensação viria com a extensão do outorga. (Agência CanalEnergia – 20.10.2016) 7 Aneel nega alteração no cronograma de obras e nos contratos de usinas fotovoltaicas A diretoria da Aneel manteve a decisão de não alterar o cronograma de implantação das usinas fotovoltaicas Vazante 1, 2 e 3, Dracena 1, 2, 3 e 4, Gaimbé 1, 2, 3, 4, 5, Massapê, Banabuiú, Solar Caetité 1, 2 e 3, Inharé 1 e Coremas 1, Caetité I, II, IV e V, vencedoras do Leilão de Energia de Reserva de 2014. A Aneel também negou pedido dos geradores para deslocar por dois anos as datas de início e de término do suprimento dos contratos negociados no certame. O inicio de entrega dos 141,50 MW médios vendidos no leilão estava previsto para 1º de outubro. A alteração dos prazos foi solicitada pelas empresas Canadian Solar Inc., Lintran do Brasil Participações S.A., Fi soliRV Solar Holdings VII B.V., FRV Bahia Ltda., Usina Fotovoltaica Inharé I S.A., Renova Energia S.A e Rio Alto Energia Empreendimentos e Participações Ltda. Elas entraram com recurso contra a decisão da agência de indeferir o adiamento e o pedido de isenção de responsabilidade pelo atraso na implantação dos empreendimentos. Os geradores atribuem o atraso a mudanças imprevisíveis no cenário macroeconômico brasileiro, mas o argumento nao foi aceito pela Aneel, que destacou o risco assumido pelos vencedores do leilão. As empresas apresentaram estudo da consultoria PSR, que concluiu não haver impacto significativo de eventuais atrasos dos empreendimentos no PLD esperado para os próximos anos. O estudo concluiu que o atraso de um ano pode levar, em média, a uma economia entre R$ 182 mi, em caso de demanda alta, e R$ 206 mi, com baixa demanda de energia. Em dois anos, a economia média ficaria entre R$ 367 mi, em um cenário de consumo elevado, e R$ 414 mi, em uma situação de consumo menor. O assunto foi parar no MME, que ainda não se manifestou sobre o pedido das empresas. A opinião da Aneel é de que qualquer avaliação em relação aos impactos de eventuais atrasos na contratação de energia de reserva terá de ser feita pelo MME. (Agência CanalEnergia – 20.10.2016) 8 Aneel libera 71,1 MW para operação comercial 9 MME define montante de garantia física da CGH Burro Branco I O MME definiu em 0,48 MW médios o montante de garantia física da CGH Burro Branco I com potência instalada de 0,909 MW, localizada no município de Serra Alta, em Santa Catarina. (Agência CanalEnergia – 20.10.2016) 10 Liquidações financeiras de energia nuclear e cotas das hidrelétricas somam R$ 881 mi em setembro
Empresas 1 Mercado total da Light recua 2,2% no 3º trimestre O mercado total da Light no terceiro trimestre do ano recuou 2,2% para 5.947 GWh. O mercado cativo recuou para 4.563 GWh, 3,9% menor do que o mesmo período do ano passado, enquanto o mercado livre apresentou expansão de 1.333 GWh para 1.384 GWh. No acumulado do ano o mercado da Light retraiu 3,2%, para 19.317 GWh sendo que o mercado cativo recuou 3,5% e o ACL recuou 2,04% nessa mesma base de comparação. De acordo com os dados da prévia operacional da empresa, o maior responsável pelo crescimento no ACL no trimestre encerrado em setembro foi o segmento comercial que aumentou seu consumo de 206 GWh para 286 GWh. No geral, a performance foi negativa, o segmento residencial aumentou a demanda em 2,6%, o comercial retraiu 2,7%, o industrial 6,3% e a categoria outro caiu 4,5%. No ano o sinal também é vermelho, com retração em todos os segmentos. No residencial ficou em 1,8%, no comercial em 1,5%, no industrial é de 8,7% e de 2,4% na categoria outros. Ao final do segundo trimestre os segmentos residencial e comercial responderam por uma parcela de 31,4% cada um de toda a energia demandada. O industrial ficou com 21,7% e a categoria outros com 15,5%. No acumulado do ano essas participações são de 33,8% no residencial, 32,2 no comercial, 19% para o industrial e 14,9% para outros. Segundo a Light, seus indicadores de qualidade melhoraram. O DEC ficou em 11,42 horas, redução de 14,3% ante o final do terceiro trimestre do ano passado. Por sua vez o FEC recuou 0,9% para 6,54 vezes ante as 6,6 vezes reportadas no ano anterior. A distribuidora da Light teve o incremento de 2,1% no número de clientes, para 4,375 milhões, o número de empregados nesse mesmo período recuou 4,4% e a tarifa de fornecimento médio aumentou 17,5%. Em geração, por sua vez, o volume de venda de energia na base trimestral aumentou 18%, para 1.108 GWh e no acumulado do ano esse montante somou 3.245 GWh, aumento de 4,3% quando comparado com o mesmo período do ano de 2015. Já a comercializadora da Light apresentou vendas 9,2% superiores a 2015 nos três meses encerrados em setembro de 2016 com preços 9,4% maiores. De janeiro a setembro o volume aumentou em 10% e o preço em 1,6%. A capacidade de geração da empresa subiu para 1.008 MW, 7,6% a mais do que ao final de setembro de 2015. A garantia física aumentou 8,3%, para 728 MW médios e a energia disponível ficou em 633 MW médios, aumento de 8,2%. Contudo, a geração líquida recuou 1,6% no trimestre ante 2015. (Agência CanalEnergia – 20.10.2016) 2 Brookfield Energia quer duplicar participação no Brasil; aquisições estão no radar A Brookfield Energia Renovável quer duplicar sua capacidade instalada no Brasil nos próximos cinco anos, estratégia que passa tanto pela viabilização de novos projetos nos leilões de 2017 quando pela aquisição de ativos que estão disponíveis no mercado. Hoje a companhia conta com 1,5 GW em empreendimentos operando ou em desenvolvimento no país. "A nossa ambição é duplicar a capacidade que a gente tem, num horizonte de até cinco anos no máximo", disse o vice-presidente da Brookfield Energia Renovável, André Flores. Tradicionalmente, o grupo canadense aposta na aquisição de ativos operacionais para ganhar mercado. Dois terços dos ativos da companhia foram comprados de terceiros. Flores afirmou que a Brookfield tem buscado oportunidades no mercado de energia brasileiro. No Brasil, a empresa está construindo três pequenas centrais hidrelétricas e uma usina a biomassa. Uma das PCH vai entrar em operação ainda este ano e os demais projetos ao longo de 2017 e 2018. O executivo disse que outros projetos estão sendo preparados para ser inscritos nos leilões de 2017, principalmente de fontes eólica e hídrica. A Brookfield também está estudando oportunidades no segmento solar fotovoltaico. Contudo, ele esclarece que ainda não é o momento de a companhia entrar nesse mercado. (Agência CanalEnergia – 20.10.2016) 3 Comercializadores varejistas já representam 12 consumidores A CCEE informou nesta quinta-feira, 20 de outubro, que existem 12 unidades consumidoras representadas por comercializadores varejistas devidamente cadastradas na CCEE. O modelo que começa a entrar em operação no mercado permite que consumidores que antes estavam limitados a serem atendidos por distribuidoras possam aproveitar os benefícios do mercado livre de maneira simplificada. Segundo Roberto Castro, conselheiro da CCEE, estão habilitados para operar como comercializador varejista as empresas Comerc Power, CPFL Brasil Varejista e a EKCE (Elektro). Outros quatro processos de habilitação estão em andamento envolvendo as empresas Safira, Nova Energia, Mega Watt e Arcelor Mittal. A figura do comercializador varejista é importante para acomodar o grande volume de consumidores interessados em migrar para o mercado livre. Em 2016, foram 1.443 novas adesões ao ACL, a maior parte composta por consumidores especiais, sendo que 58% das migrações têm perfil de consumo médio abaixo de 0,4 MW médios. Essa pulverização gera um desafio operacional muito grande para CCEE. A figura do varejista agruparia essas pequenas cargas em um único agente, centralizando a liquidação financeira dessas unidades. Em quatro anos, a CCEE viu o número de agentes passar de 2.300 em 2012 para 4.800 em 2016, o que representa uma evolução da ordem de 108%. "É inexorável que tenhamos a figura do varejista", disse Castro, que participou do 4º Encontro Nacional de Consumidores Livres em São Paulo. Para ele, o ritmo de crescimento do varejista vai depender das oportunidades do mercado. Segundo Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc, a facilidade do comercializador varejista permitiu que a Fazenda Colorado (SP), um dos maiores fabricantes de leite do Brasil, aproveitasse os benefícios do mercado livre. Ele explicou que a fazenda, embora pertença a um grupo empresarial, está em nome de uma pessoa física. Isso impede que a unidade que consome 0,7 MW médios migrasse para o ACL como agente da CCEE. Vlavianos disse que está otimista com nesse novo modelo de negócio. O executivo, porém, destacou a relação de confiança que precisa existir entre as partes. As contabilizações no mercado de curto prazo de energia já somam R$ 30,7 bilhões entre janeiro e agosto de 2016, informou Roberto Castro, conselheiro da CCEE. O montante contempla as operações realizadas no período envolvendo o MCP, as cotas de garantia física e de Angra, o MCSD e a energia de reserva. Em 2015, a CCEE contabilizou R$ 43,2 bi de janeiro a dezembro. (Agência CanalEnergia – 20.10.2016) 4 Comerc migra varejista
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do subsistema SE/CO recuaram 0,3% na última quarta-feira, 19 de outubro, na comparação com o dia anterior, para 36,3%, segundo dados do ONS. A energia armazenada no dia ficou em 73.655 MW/mês. A ENA acumula no mês 75% da média de longo termo. A hidrelétrica Furnas opera com 52,76% da capacidade e Nova Ponte, com 11,21%. Na região Nordeste, o armazenamento dos reservatórios caiu 0,1% para 12,5% da capacidade. A energia armazenada ficou em 6.458 MW/mês e a ENA está em 35% da MLT. A hidrelétrica Sobradinho trabalha com 8,7% da capacidade. A região Sul, por sua vez, registrou forte alta no armazenamento, de 2,5%, em decorrência das chuvas, para 74,2% da capacidade dos reservatórios. A energia armazenada no dia é equivalente a 14,8 mil MW/mês. A ENA ficou em 51% da média histórica. A usina de G.B.Munhoz está com 68,94% da capacidade. Os reservatórios da região Norte tiveram queda de 0,5% no nível de armazenamento para 33,6% da capacidade. A energia armazenada ficou em 5.059 MW/mês no dia. A ENA está acumulada em outubro em 55% da média. A usina de Tucuruí está com 56% do volume armazenável. (Agência CanalEnergia – 20.10.2016) 2 ONS descreve situação no Nordeste de extremamente desfavorável O ONS publicou uma análise sobre a situação do fornecimento de energia para a região Nordeste. O operador afirma que a análise das vazões afluentes a Sobradinho, mostra que "estamos diante de um dos períodos recessivos mais intensos em termos de afluências no rio São Francisco". O ONS exemplificou a situação constatando que o período de abril a setembro deste ano apresentou vazões significativamente reduzidas, sendo classificado como o pior do histórico de vazões, que remonta a 1931. Com isso, a expectativa é chegar ao fim de outubro, com os reservatórios em 11% da capacidade de armazenamento, atualmente estão em 12,5%, segundo as medições do dia 19. Em relação a Sobradinho, o ONS ressalta que, desde 2014, "esse reservatório tem sido operado para o atendimento das necessidades hídricas a jusante, sendo a geração de energia um subproduto da vazão defluente mínima estabelecida". As eólicas tem atendido a demanda de energia da região. Atualmente, são 7.185 MW de capacidade instalada local sob supervisão do ONS, com uma geração média de 2.773 MWm este ano. Mas a fonte tem batido recordes de geração, chegando a 4.809 MWm no último dia 11, representando 48% da carga média diária da região. Isso representou, segundo o ONS, um fator de capacidade de 66% da geração eólica instalada. Outro dado que mostra a importância da fonte é que a energia total produzida equivale a 48% da capacidade máxima de armazenamento dos reservatórios da região. Já a importação da energia teve uma representatividade de 34% da capacidade de armazenamento do Nordeste, comparou o Operador. O ONS mostrou ainda que os recursos disponíveis para atendimento da carga na região compõem um quadro de equilíbrio entre os recursos, mostrando que a dependência hidrelétrica foi reduzida. Enquanto as hidrelétricas representam 26% dos recursos, as eólicas lideram com 28% e as térmicas tem participação de 25%, enquanto a importação, outros 21%. (Agência CanalEnergia – 20.10.2016) 3 Mau tempo afeta 1.166,5 MW de carga no Sudeste e Sul do país O tempo chuvoso comprometeu o fornecimento de energia nos estados de São Paulo e Paraná na última segunda-feira, 17 de outubro, segundo dados do ONS. Foram desconectados 1.166,5 MW de carga nesses estados. O primeiro caso ocorreu no Paraná e houve um desligamento automático da linha, em 230 kV, Areias-Ponta Grossa Norte, da Eletrosul, com outro desligamento na sequência da linha, em 230 kV, Ponta Grossa Sul-Bateias, da Copel GT. As ocorrências levaram ao desligamento das duas subestações de Ponta Grossa. Com isso, houve o corte de 206,5 MW de carga da região, sob concessão da Copel Distribuição. A linha Areia-Ponta Grossa Norte ficou desligada e entregue a manutenção, sem previsão de retorno, segundo o ONS. No mesmo dia no fim da tarde, a região metropolitana de São Paulo foi atingida por uma sequência de incidentes em decorrência do mau tempo. O primeiro, se deveu ao desligamento automático dos equipamentos conectados nos setores 345 kV e 88 kV da subestação Nordeste, da Cteep. Houve a interrupção de 564 MW de carga na região, sendo 153 MW da AES Eletropaulo e 411 MW da EDP Bandeirante. A normalização foi iniciada três minutos depois com o restabelecimento de 284 MW das cargas da Bandeirante por transferência para subestação Norte. Logo após, foram restabelecidas todas as cargas da AES Eletropaulo, também pela mesma transferência. Em seguida foi restabelecido o restante das cargas da EDP, 127 MW. Um hora depois a subestação Nordeste, da Cteep, voltou sofrer desligamento automático dos equipamentos. Com isso, 396 MW de cargas da EDP Bandeirante foram interrompidos. Houve restabelecimento de 260 MW de cargas transferidos para a subestação Norte. Logo após foi restabelecido o restante das cargas da distribuidora. Os equipamentos foram normalizados imediatamente, com exceção da barra 1 345 kV da subestação Nordeste, que foi normalizada na manhã da terça-feira, 18. Na última quarta-feira, 19, foram cortados 75 MW de carga da Cemig-D, na região do município de Várzea de Palma, no interior de Minas Gerais. Às 17:55 horas houve desligamento automático total dos setores 345 kV e 138 kV da subestação Várzea de Palma 1. Às 18:32 foi iniciado a normalização dos equipamentos, sendo concluída às 20:42 horas. Já as cargas começaram a ser restabelecidas às 18:25 horas, terminado às 20:42 horas. Todos os incidentes estão tendo as causas apuradas. (Agência CanalEnergia – 20.10.2016) 4 Temporal deixa mais de 21 mil consumidores sem energia no DF Um forte temporal por volta das 21:00 horas da última quarta-feira, 19 de outubro, em Samambaia (DF) provocou o desligamento de energia em 21.551 unidades consumidoras na região. De acordo com a CEB, as equipes estão trabalhando desde então para restabelecer o serviço. Na manhã desta quinta-feira, 20, 35 equipes de emergência e manutenção estão em campo para reconstruir as redes danificadas. CEB deu prazo até as 13:00 horas para restabelecer toda energia. Segundo a empresa, no fim da manhã de hoje (20), 8.441 unidades ainda estão sem energia. A distribuidora informou que cinco postes foram derrubados em uma localidade pela força dos ventos e seis cabos de alta e baixa tensão foram rompidos. (Agência CanalEnergia – 20.10.2016 5 CCEE prevê que 2016 fechará com mais de 4.500 agentes no mercado livre A CCEE estima que 2016 encerrará com mais de 4.500 novos agentes no mercado livre, sendo mais de 3.700 consumidores especiais e mais de 870 consumidores livres, considerando o número processos em andamento na câmara para os dois segmentos. Segundo dados da instituição, até setembro, 1.298 pedidos de migrações de consumidores especiais encontravam-se em aberto, enquanto que outros 114 processos em análise são de consumidores potencialmente livres, totalizando 1.412 agentes. Pelas regras atuais, clientes livres são aqueles conectados em tensão acima de 69 kV e demanda média de 3 MW. Consumidores especiais são aqueles com demanda mensal acima de 0,5 MW, conectados em tensão acima de 69 kV e que contratam energia das chamadas fontes incentivadas (PCHs, eólicas, usinas a biomassa e fotovoltaicas). Entre janeiro e setembro foram registradas migrações de 1.300 consumidores especiais, o que corresponde a uma média mensal de 144 migrações, ao passo que entre clientes livres ocorreram 143 adesões no período, média de 15,8 movimentações por mês. A corrida ao mercado livre se intensificou este ano. O número de consumidores livres em 2015 era de 1.203 e até setembro foram contabilizados 2.468 agentes, alta de 105%. Entre os consumidores livres, no ano passado eram 623, e até o mês passado a CCEE contabilizava 760 agentes, alta de 22%. A alta nas tarifas de energia para o mercado cativo, a queda do PLD em relação a 2015 e a simplificação da instalação de medidores de retaguarda, que ficou facultativo para consumidores especiais, além da dispensa de apresentação de relatório de comissionamento para o ONS contribuíram para a forte movimentação entre mercados. Até o momento três empresas estão habilitadas na CCEE para atuar como comercializador varejista, figura criada para agrupar consumidores especiais, com pequenas cargas, representando esses agentes na CCEE. Até o momento podem atuar nesta condição a Comerc Power, CPFL Brasil Varejista e a EKCE, subsidiária da Elektro. Estão em processo de habilitação outras quatro novas comercializadoras varejistas: Safira, Nova Energia, Mega Watt e Arcelor Mittal, segundo a câmara. (Agência Brasil Energia – 20.10.2016) 6 Descontando migrações, demanda cai 2,4% no mercado livre em outubro O consumo de energia teve queda de 2,4% no mercado livre na terceira semana operativa de outubro, expurgado o efeito de migrações para o ambiente de contratação, segundo dados da CCEE divulgados nesta quinta-feira. Segundo o boletim InfoMercado Semanal, no período entre 1° e 18/10 a demanda do mercado livre ficou em 15.723 GWh. Considerando o efeito das migrações, porém, a variação foi positiva, em 10,8%. No mercado regulado, o efeito foi de queda. Sem considerar as migrações, a queda de demanda seria de 5,2% no segmento – incluindo as adesões ao mercado livre, o mercado cativo apresentou queda de 9,3% no período. Geração e consumo de energia, em geral, tiveram queda nas três primeiras semanas de outubro, com percentuais negativos de, respectivamente, 4,9% (60.323 GWh) e 4,6% (58.166 GWh). Os resultados foram influenciados pelas altas temperaturas da semana anterior. (Agência Brasil Energia – 20.10.2016)
Energias Renováveis 1 Geração eólica cresce 53% em oito meses, aponta CCEE A geração eólica no país teve crescimento de 53% entre janeiro e agosto deste ano, fechando os oito meses com volume de 3.258 MWm. No mesmo período do ano passado, foram 2.128 MWm, como apontou a CCEE em boletim mensal. Recentemente, a fonte tem registrado recordes sucessivos de geração. No último dia 11/10, foram 4.809 MWm de pico no Nordeste, enquanto no Sul, o pico foi visto no dia 7/9, com 1.302 MWm. Em todo o sistema, o máximo chegou a 5.804 MWm, no dia 20/9. Já o desempenho das hidrelétricas entre janeiro e agosto foi de 46.461 MWm, aumento de 9% na base anual. A produção térmica decresceu 26%, para 16.250 MW. Em todo o Sistema Interligado Nacional (SIN), a produção de energia total chegou a 61.675 MWm, alta de 1%. Em relação à capacidade instalada, as hidrelétricas fecharam agosto com 107.274 MW, seguidas das fontes térmica (35.295 MW), eólica (9.525 MW) e das PCHs (5.296 MW). (Agência Brasil Energia – 20.10.2016) 2 Como aderir à microgeração eólica A produção eólica em pequena escala para consumo próprio pode se mostrar um ótimo caminho tanto para a garantia de maior confiabilidade do fornecimento como também para a economia com a conta de energia. Após o incentivo dado pela Resolução Normativa 482/2012 da Aneel, o mercado de microgeradores eólicos tem conseguido ganhar abrir espaço para se tornar aos poucos alternativa e complemento ao abastecimento convencional. Com até 1 MW de potência instalada, o sistema de micro ou minigeração é composto basicamente por aerogerador, inversor e base de apoio e pode ser instalado por qualquer consumidor, seja corporativo ou industrial, desde que observadas as condições físicas da região, bem como a exigência de licenciamento. Especialistas de grandes empresas do setor explicitam as principais etapas do planejamento, instalação e manutenção do sistema. Compõem-se, primeiramente, a análise do local, medição de vento, levantamento de consumo, escolha dos equipamentos, realização do orçamento e o projeto de conexão. Assim como o planejamento, a instalação deve ser realizada por empresa especializada contratada pelo cliente, que consiste nas etapas da preparação da área de instalação, instalação e instalação do medidor. Os sistemas, que têm vida útil superior a 20 anos em média, possuem manutenção baixa, segundo os especialistas. Porém, são necessárias vistorias periódicas para acompanhamento das atividades. (Agência Brasil Energia – 20.10.2016) 3 Petrobras quer vender usinas de etanol até o fim do ano A Petrobras pretende vender seus principais ativos na área de biocombustíveis até o fim deste ano. De acordo com fontes, a estatal contratou o Itaú BBA e o Citibank para assessorar na venda de suas fatias nas empresas Guarani, Bambuí Bioenergia e Nova Fronteira. Esses bancos, diz essa fonte, também estão buscando sócios para outros negócios da estatal, como fertilizantes, petroquímica e distribuição. Segundo um executivo que não quis se identificar, a Petrobras está em conversas com o Grupo Tereos para vender sua fatia de 45,97% na Guarani, terceira maior produtora de açúcar no Brasil, além de produzir etanol e atuar na geração de energia elétrica. O Tereos tem o restante das ações da companhia. A Guarani tem em parceria com a Petrobras sete usinas em São Paulo: Severínia, Cruz Alta, São José, Andrade, Vertente, Tanabi e Mandu. A Guarani tem capacidade para processar 21,5 milhões de toneladas de cana de açúcar por safra. A Petrobras investiu na Guarani mais de R$ 1,6 bilhão, de acordo com uma fonte. Além disso, a Petrobras negocia a venda de sua fatia na Bambuí Energia para a Turdus Participações. A usina produz etanol e atua na geração de energia elétrica. A Petrobras também conversa com o Grupo São Martinho sobre a venda de sua parte na empresa Nova Fronteira, dona da usina Boa Vista, em Goiás, que produz apenas etanol. Segundo analistas, a saída da Petrobras no setor já era esperada há pelo menos dois anos. Eles avaliam, porém, que vender todas essas participações não é uma tarefa tão simples, já que seria mais difícil atrair interessados para estes empreendimentos como acionistas minoritários. Juntas, a capacidade de moagem das três empresas é de 31,2 milhões de toneladas de cana de açúcar por ano. A estatal disse ainda que estuda alternativas para as outras duas unidades, a de Montes Claros, em Minas Gerais, e Candeias, na Bahia. A Petrobras pretende vender US$ 15,1 bi em ativos até o fim deste ano e outros US$ 19,5 bi entre 2017 e 2018. (O Globo – 20.10.2016)
Gás e Termoelétricas 1 EDP e Eneva pedem recomposição de CVU para as térmicas de Pecém A EDP e a Eneva confirmaram que pediram à Aneel a readequação do equilíbrio econômico-financeiro do seu Custo Variável Unitário (CVU) para as suas usinas de Pecém, no Ceará. O motivo é a cobrança de um encargo criado recentemente pelo governo daquele estado em função da seca e o alto volume de água que as centrais de geração consomem para a sua operação. Ambas as empresas afirmaram em comunicado à CVM que essa nova cobrança afetaria o equilíbrio dos CCEARs de fato que os negócios não sejam afetados pela despesa adicional. Segundo as geradoras, o pedido é normal e está previsto no contrato, pois trata-se de um fator alheio aos agentes esse encargo criado pelo estado do Ceará. De sua parte a EDP, que é a proprietária da UTE Porto do Pecém I, afirma que "A Administração da Companhia considera que o pedido acima tem caráter de ato de gestão no curso geral dos negócios, e o mesmo ainda se encontra sob a análise da ANEEL. A Companhia ainda esclarece que a UTE Porto do Pecém I se encontra operando em condições regulares. A Companhia está comprometida em encontrar junto as autoridades competentes uma solução que preserva a segurança energética do Estado do Ceará, bem como o equilíbrio econômico financeiro do empreendimento". Já a Eneva que detém 50% da UTE Porto do Pecém II afirma entender que "tal encargo imposto pelo Estado do Ceará afeta a equação econômico-financeira do contrato CCEAR e, como previsto, no próprio contrato, deveria haver uma readequação do CVU". (Agência CanalEnergia – 20.10.2016) A potencial aquisição da Liquigás Distribuidora pela Ultrapar é negativa para o perfil de crédito da última porque mostra que a empresa estaria perseguindo uma estratégia de crescimento pouco conservadora, mesmo em um ambiente de economia e consumo fraco no Brasil, segundo a agência de classificação de risco Moody's. "Embora a Ultrapar tenha alcançado um caminho recorde de desalavancagem após grandes aquisições, a da Liquigás acontece muito próxima do anúncio de junho sobre a possível compra da Alesat Combustíveis, por R$ 2,2 bi, dos quais R$ 737 mi serão assumidos em dívida", afirmou a Moody's, em relatório. (Valor Econômico – 21.10.2016)
Grandes Consumidores A Usiminas comunicou ontem aos seus clientes, industriais e da distribuição, que vai aplicar reajuste de 5% na linha de produtos laminados planos a partir do dia 28 de outubro, segundo informou uma fonte do setor ao Valor. A siderúrgica mineira está seguindo a decisão também tomada pela CSN dias atrás. A CSN vai elevar seus preços no mesmo percentual a partir de 1º de novembro. O aumento de preço, que provocou reações de repúdio de clientes do setor de bens eletrodomésticos (linha branca) nos jornais, é o quarto do ano. Os anteriores ocorreram em abril, maio e junho, na faixa da 10% em cada um dos meses. Há rumores de que a ArcelorMittal Tubarão também fará reajuste de 5% até o fim de outubro. A Gerdau, que faz apenas laminados a quente e iniciou produção de chapas grossas, ainda não definiu uma data. (Valor Econômico – 21.10.2016)
Economia Brasileira 1 Monitor do PIB tem pior agosto desde 2000, nota FGV Depois de apontar crescimento de 0,22% em julho, o Monitor do PIB, da FGV, teve retração de 1,61% em agosto, na série com ajuste sazonal. É o maior recuo mensal desde a queda de 1,65% em junho de 2014. É também a maior queda para o mês desde o início da série histórica do Monitor, em 2000. O recuo da atividade em agosto foi influenciado pelas quedas expressivas da indústria e do comércio e, do lado da demanda, do consumo das famílias. Na comparação com o mesmo período do ano passado, o Monitor aponta um recuo menos intenso em agosto, de 3,2%, ante o visto em julho, de 3,8%. Em 12 meses, a atividade econômica se retraiu 4,8%, dado ligeiramente melhor que a queda de 4,9% de julho. O PIB industrial caiu 2,12% em agosto, após aumento de 0,94% em julho, influenciado pelo recuo nos segmentos de transformação (-2,14%), eletricidade (-1,59%) e construção (-1%). A indústria extrativa cresceu 0,44%. No comércio, que no PIB fica dentro do conjunto de serviços, a queda foi forte, de 3,54%. Os transportes recuaram 3,60% e a intermediação financeira teve baixa de 0,64%. O conjunto dos serviços aprofundou o recuo de 0,08% em julho para 0,64% em agosto. A agropecuária foi o único ponto positivo no lado da oferta, com aumento discreto de 0,02%, após a queda de 0,22% em julho. Sob a ótica da demanda, o consumo das famílias levou um tombo de 1,37%, após ter registrado alta de 0,58% em julho, na série com ajuste. O consumo do governo caiu 0,35%, após recuo de 0,26% no mês anterior, e a FBCF caiu 2,09%, bem menos que o recuo de 5,84% de julho. O setor externo deu contribuição negativa para o PIB de agosto, com queda de 8,24% das exportações e aumento de 2,45% nas importações. Em julho, a situação foi inversa, com aumento de 2,60% e queda de 4,94%, respectivamente. Já na comparação com agosto do ano passado, a indústria cai menos em agosto (-2,3%) que em julho (-3,9%), o mesmo ocorre com os serviços, com queda de 2,7% em agosto ante recuo de 3,5% em julho, e com a agropecuária, queda de 2,3% em agosto e de 3,3% em julho. No lado da demanda, o desempenho, embora negativo, também é melhor. Em agosto ante o mesmo período do ano passado, o consumo das famílias cai 3,4%, após recuo de 6% em julho. O consumo do governo repete a taxa negativa de 1,9% e a formação bruta de capital fixo sai de queda de 12,4% para recuo de 9,8%. As exportações crescem 10,1%, após queda de 4,6% e as importações aumentam 8,1%, após queda de 16,9% em julho. (Valor Econômico – 20.10.2016) 2 Monitor do PIB mostra leitura menos pessimista da taxa trimestral Apesar da expressiva queda de 1,61% em agosto ante julho, o Monitor do PIB mostra uma leitura menos pessimista na taxa trimestral. No trimestre móvel junho/-julho/-agosto, o Monitor aponta queda de 0,35% ante o período março/-abril/maio, quando o recuo foi de 1,05%. É a taxa menos negativa em seis trimestres. Nessa série, o PIB tem melhorado desde a queda de 2,26% registrada no trimestre encerrado em agosto do ano passado. A queda trimestral de 0,35% no PIB é composta de retrações de 0,1% na indústria, de 0,17% nos serviços e de 2,18% na agropecuária. Do lado da demanda, houve recuo de 9,34% no consumo das famílias, aumento de 0,84% no consumo do governo e aumento de 1,59% na formação FBCF. No setor externo, houve queda de 8,38% nas exportações e aumento de 4,12% nas importações. “Apesar dessa melhora na taxa trimestral, a taxa mensal indica cautela quanto à velocidade de recuperação da atividade econômica”, afirma, em nota, Claudio Considera, coordenador do Monitor do PIB-FGV. Na comparação do trimestre móvel até agosto com o mesmo período em 2015, o PIB apresentou queda de 3,2%, o resultado menos negativo desde o trimestre findo em agosto de 2015 (-3,1%). Nesta comparação, o PIB da indústria caiu 2,4%, resultado menos negativo desde dezembro de 2014 (-3,1%). No setor de serviços, houve queda de 2,9% e, na agropecuária, recuo de 2,2%. (Valor Econômico – 20.10.2016) 3 Desembolsos do BNDES caem 34% até setembro; consultas diminuem 8% 4 Queda no indicador não assusta membros do Copom A queda de 0,91% no IBCBr em agosto foi divulgada ontem de manhã, mas é praticamente certo que os membros do Copom deram uma boa espiada nos dados na sua reunião de outubro, concluída quarta-feira à noite. Pelo que comunicaram, eles não parecem estar assustados com mais essa retração nesse indicador que procura antecipar a tendência do PIB. Segundo o comunicado do Copom, o conjunto de dados divulgados desde sua reunião de agosto sugere atividade "um pouco abaixo do esperado no curto prazo". Mas o comitê minimizou o fato, ponderando que essas são oscilações na atividade que normalmente ocorrem no estágio atual do ciclo econômico. Mais do que isso, o Copom se arrisca a afirmar que as evidências recentes são compatíveis com sua já comunicada visão de "estabilização recente da economia brasileira e possível retomada gradual da atividade econômica". Em entrevista ao "The Wall Street Jornal", o presidente do BC, Ilan Goldfajn, entrou em um pouco mais de detalhes sobre sua análise dos dados econômicos mais recentes. Segundo ele, os indicadores mostram oscilações, com alguns deles apontando alta e outros registrando baixas. "Nós podemos dizer que as coisas se estabilizaram, o que significa que temos dados que são mais positivos, dados que são mais negativos", disse. Citou como exemplo a alta do investimento no segundo trimestre, após dez trimestres de queda. E também a produção industrial, que andou subindo uns meses para trás, mais caiu no dado mais recente. Também falou muito da recuperação da confiança, da alta da bolsa e queda no prêmio de risco e na curva de juros futuros. "Então estabilizou", disse, apontando para os dados trimestrais ainda positivos. "Podemos dizer que acreditamos que a recessão acabou." O fato de o Copom não estar impressionado com os dados recentes é importante, num momento em que muitos analistas apostam que o colegiado vai abandonar a meta de 2017 para aliviar do lado da atividade econômica. A mensagem geral do Copom, no comunicado, é coerente com a continuidade da estratégia de flexibilização cautelosa, sem recalibrar a taxa de sacrifício para cuidar mais da atividade e menos da inflação. (Valor Econômico – 20.10.2016) 5 Déficit previdenciário é superior ao informado O Tesouro Nacional identificou que a situação da previdência dos Estados é bem pior do que a informada pelos governos estaduais. Boletim de Finanças de Estados e Municípios, divulgado ontem pelo Tesouro Nacional, mostra que, pelo Programa de Ajuste Fiscal (PAF), o custo do regime de previdência para os tesouros dos Estados (inativos e pensionistas) foi de R$ 77,072 bi no ano passado. Por outro lado, os governos estaduais informaram no Relatório Resumido de Execução Orçamentária (RREO) que o déficit financeiro de seus regimes somou R$ 59,119 bi. A situação que mais chama atenção é a do Estado do Rio de Janeiro. Pelos dados do Tesouro Nacional, o déficit seria de R$ 10,840 bi. Porém, o Estado informou a existência de um rombo de apenas R$ 542,09 mi. No caso de Minas Gerais, o resultado negativo apurado pelo Tesouro Nacional foi de R$ 13,903 bi, e o declarado pelo Estado foi de R$ 10,067 bi. Já no Estado de São Paulo, que também tem um rombo elevado, os números não divergiram muito. O Tesouro chegou a um custo com previdência de R$ 15,860 bi e o Estado informou R$ 15,983 bi. O boletim explica que o custo dos regimes de previdência estadual segundo três fontes de informação. "As diferenças entre os números resultam de metodologias diferentes de apuração: o PAF utiliza informações da execução orçamentária dos Estados e o Tesouro faz os ajustes necessários para levantar o custo dos inativos e pensionistas para o tesouro estadual; enquanto as informações do RREO e a Declaração de Informações Previdenciárias e Repasses (DIPR) são declaratórias", destaca o levantamento. Com a recessão econômica, que minguou as receitas, e despesas crescentes, como por exemplo, a da Previdência Social, os governadores estaduais propuseram ao presidente Michel Temer que incluía na proposta de reforma das regras previdenciárias o aumento da alíquota de contribuição dos inativos de 11% para 14%. Conforme antecipou o Valor PRO, serviço de informações em tempo real do Valor, esse pleito dos Estados poderá ser atendido pelo Executivo. Esse aumento pode ser gradual ou não. O impacto das contribuições no caixa dos governos regionais é estimado em R$ 3,8 bi ao ano. Para a União, esse efeito seria de R$ 3,3 bi. (Valor Econômico – 20.10.2016) Hoje, às 9h53, o dólar comercial subia 0,49%, a R$ 3,1519. Na quinta-feira, o dólar comercial caiu 1,02%, encerrando a R$ 3,1365. (Valor Econômico – 21.10.2016 e 20.10.2016)
Internacional 1 Argentina: províncias aguardam definições do Governo para avançar na regulamentação da geração distribuída San Luís (na Argentina) é uma das seis províncias na etapa de avanço para que usuários residenciais, comerciais e industriais possam injetar energia limpara a rede elétrica. Por um lado, Santa Fe, Salta, Mendoza e Misiones, já contam com uma regulamentação vigente para a colaboração particular a rede elétrica mediante fontes de energias renováveis, com diferentes mecanismos e regimes de promoção. Enquanto isso, Neuquen e San Luis, já aprovaram suas leis e se direcionam para sua regulamentação. No entanto, a província decidiu por freios e ficar a espera de que o Governo Nacional promova uma Lei de Geração Distribuída de alcance em todo o território argentino, conforme publicou Energia Estratégica. É que os deputados nacionais de diferentes partidos políticos estão trabalhando, junto ao Ministério de Minas e Energia da Argentina em um projeto de Geração Distribuída capaz de promover a atividade em todo o país. (El Inversor – Argentina – 20.10.2016) 2 Bolívia gerará 11.000 MW de energia hidrelétrica até 2025 Bolívia gerar 11 mil MW de energia com 35 usinas hidrelétricas construídas até 2025 em quatro regiões do seu território, informou na quinta-feira o presidente da ENDE, Eduardo Paz. "Temos um plano previsto muito claro na ordem de 11 mil MW hidrelétricos. Isso nós temos muito claro, essa é uma estratégica até o ano 2025", disse durante o seminário internacional "Projetos hidrelétricos e os desafios no âmbito do plano energético boliviano", realizado em Cochabamba. De acordo com Paz, o governo nacional vai investir US$ 27 bi para concretizar este objetivo. Ele acrescentou que entre as hidrelétricas a serem construídas, 23 serão de grandes e medias dimensões. “No caso de pequenos projetos temos um total de 12", disse Paz. Ele acrescentou que a maior parte das hidrelétricas a serem construídas será localizada no departamento de Cochabamba. "O resto será em La Paz, Potosí e Tarija", disse. O titular da ENDE estabeleceu que quatro dos projetos estão em plena execução, sete estão em fase de estudo do projeto final e 24 estão no meio da identificação de diagnóstico e a busca de financiamento. (La Razón – Bolívia – 20.10.2016) 3 Uruguai: UTE é premiada por projeto eólico A UTE recebeu prêmio por projeto eólico em um fórum sobre financiamento estruturado de projetos e infraestrutura na América Latina, realizada em Nova York no mês passado. À medida que as condições de crédito se contraem nos mercados emergentes, tanto os bancos como as empresas da América Latina buscam novas oportunidades de financiamento estruturada, inovando na forma como isso é conseguido. Conhecendo esta realidade, UTE projetou uma estrutura de financiamento que lhe permitiu obter US$ 178 mi para desenvolver o parque eólico de 70 MW em Colonia Arias, também selecionando a localização geográfica e o contratante. A estrutura elaborada consiste de uma combinação de dívida e capital próprio que é obtido a partir de várias fontes (pequenos investidores, fundos de pensão, UTE e outros investidores), que os organizadores do evento consideraram o financiamento mais inovador realizado na região para um projeto de energia renovável. Destacou-se especialmente a possibilidade de cidadãos uruguaianos poderem participar no empreendimento, com valores a partir de US$ 1.000, algo considerado inédito na região. (El País – Uruguai – 20.10.2016) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
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