l IFE: nº 4.203 - 31 de outubro de 2016 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Leilões Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Grandes
Consumidores Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 GESEL promove workshop “Aspectos Regulatórios em áreas com Severas restrições Operativas” No próximo dia 24 de novembro o GESEL promoverá, em conjunto com a distribuidora Light, o workshop “Aspectos Regulatórios em áreas com Severas restrições Operativas”. O evento, que será realizado na sede da concessionária, acontece no âmbito do Projeto de P&D “Aspectos regulatórios relacionados a perdas não técnicas em áreas de risco”, vinculado ao Programa de P&D da Aneel e executado pelo GESEL em parceria com a empresa carioca. Mais adiante, divulgaremos a programação completa do evento. Inscrições e outras informações no e-mail gesel@gesel.ie.ufrj.br (GESEL-IE-UFRJ – 31.10.2016) 2 Governo quer derrubar liminares do setor elétrico O governo vai fazer uma ofensiva para derrubar liminares que atualmente travam o mercado de energia. O MME, a Aneel e a AGU entraram com pedido para suspender uma ação que pode gerar efeito dominó e invalidar até 152 liminares que envolvem R$ 1,25 b. Nessa verdadeira guerra de ações judiciais, hidrelétricas questionam a gestão do setor elétrico pelo governo em períodos de seca. O assunto das liminares é o risco hidrológico, problema relacionado à seca. Para poupar água dos reservatórios das hidrelétricas, o governo usa uma regra que obriga usinas a produzirem menos energia em períodos em que os reservatórios estão mais baixos. Para compensar essa queda da produção, são acionadas as termoelétricas, que geram energia mais cara, de combustíveis fósseis. O problema é que o setor acaba pagando a conta, especialmente as hidrelétricas. O uso desse modelo evitou um racionamento de energia há dois anos, mas gerou um custo elevado para todo o setor. Para os consumidores, o efeito mais claro foi o tarifaço de 50% no ano passado. Para as hidrelétricas, a consequência foi comercial: contratualmente, elas são obrigadas a comprar a energia que deixaram de produzir de outras usinas, como termoelétricas, eólicas e usinas a biomassa. Essa situação gerou uma verdadeira guerra de ações judiciais, opondo hidrelétricas, térmicas, comercializadores e distribuidoras. Ao todo, são 152 liminares, mas a única que chegou ao STF é a da Abragel. A entidade, que representa PCHs, conseguiu limitar o risco hidrológico de seus associados e, consequentemente, o gasto exra. A ofensiva do governo será no Supremo. O secretário executivo do MME, Paulo Pedrosa, deve pedir audiência para discutir o assunto com a presidente do STF, Cármen Lúcia. Autora da ação no STF, a Abragel informou que busca, por meio do processo, um novo acordo com o governo, com um prazo maior para o pagamento das dívidas. “O governo, porém, já deixou claro que não fará outra proposta para repactuar as dívidas desses agentes. Se o STF suspender a liminar da Abragel, todas as outras liminares podem cair também. “Precisamos retomar a regularidade das liquidações no mercado”, afirmou Pedrosa. (O Estado de São Paulo – 30.10.2016) 3 Novo cálculo deve elevar preço no mercado à vista As mudanças na metodologia de cálculo do preço de energia no mercado à vista só serão válidas a partir de maio do ano que vem. Se tivessem sido aplicadas ao longo deste ano, o PLD teria ficado significativamente mais elevado, e a bandeira amarela seria acionada já em setembro, de acordo com um levantamento feito pela Comerc. Na primeira semana de setembro, por exemplo, o PLD da região Sudeste foi de R$ 145/MWh, mas teria sido de R$ 244/MWh se os novos parâmetros já estivessem sendo utilizados. Já o CMO teria subido de R$ 156/MWh em setembro no Sudeste para R$ 278/MWh. A bandeira amarela é acionada quando o custo da termelétrica mais cara despachada no sistema é superior a R$ 211/MWh. Segundo Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc, a equipe técnica da comercializadora usou os dados das primeiras semanas de maio, julho e setembro e atualizou os parâmetros de risco para os que serão adotados a partir de 2017, em uma tentativa de avaliar qual teria sido o impacto se a mudança já estivesse em vigor neste ano. Para o ano que vem, o viés dos preços é de alta, mas tudo vai depender do comportamento das chuvas durante o período chuvoso, explicou Vlavianos. O cálculo do PLD é feito semanalmente pela CCEE, considerando as perspectivas de geração de energia futura a partir do cenário atual. O MME aprovou recentemente a utilização de novos parâmetros de aversão ao risco nesses modelos a partir de maio de 2017. Com a alteração, os cenários mais pessimistas de chuvas terão um peso maior nesses cálculos. A outra mudança, que já entrará em vigor em janeiro de 2017, é a utilização de um patamar único para representação do custo de déficit, que é o custo do não atendimento de carga, que será aplicado no planejamento da operação e na formação de preço. Sem uma chuva constante para recuperação dos níveis dos reservatórios no período chuvoso, será difícil que se recuperem durante o restante de 2017 disse Vlavianos. (Valor Econômico – 28.10.2016) 4 Em novembro, bandeira amarela 5 Falha no cálculo da CDE aumentou despesas da conta em R$ 1,8 bi Erros no cálculo dos saldos devedores das indenizações de ativos de geração e transmissão posteriores a maio de 2000 resultaram na inclusão indevida de aproximadamente R$ 1,812 bi em despesas na CDE. A falha foi reconhecida pela Eletrobras, em nota técnica datada de janeiro desse ano, e informada a auditores do TCU. O valor cobrado dos consumidores é equivalente a 9,34% do orçamento da CDE para 2016. Ele inclui R$ 1,242 b, correspondente ao total das indenizações previstas para este ano, além de R$ 570 mi pagos a mais às concessionárias, após a renovação dos contratos de hidrelétricas e instalações de transmissão. A estimativa é de que mais de 90% do total tenham sido repassados a Chesf, Eletronorte, Eletrosul e Furnas, do grupo Eletrobras, e também a Celg Geração e Transmissão, que tem como controlador o estado de Goiás. O valor das despesas com indenizações incluído no orçamento da CDE para 2016 foi comunicado à Aneel pelo MME em novembro de 2015, baseado em informações recebidas da Eletrobras. Do R$ 1,242 bi, cerca de R$ 296 mi eram referentes a ativos de transmissão de instalações da Rede Básica que entraram em operação comercial a partir de junho de 2000, e em torno de R$ 946 mi a ativos de geração. Na nota técnica, a estatal registrou que, além de as indenizações estarem quitadas, foi feito pagamento de um valor adicional, o que refletiu indevidamente na tarifa do consumidor. Para o TCU, houve omissão da Eletrobras e do MME na obrigação de relatar o erro à Aneel. A Aneel apontou ao TCU falhas e lacunas na regulamentação da CDE e destacou necessidade de atualização das normas atuais. O tribunal deu prazo de 90 dias para que o ministério elabore novas regras, de forma a não comprometer o processamento dos cálculos da CDE para 2017. A agência reguladora é responsável por aprovar o orçamento anual a conta, a partir de informações do governo sobre receitas e despesas. A partir de março do ano que vem, a gestão da CDE, que hoje é feita pela Eletrobras, será assumida pela CCEE, conforme estabelecido no projeto de lei resultante da MP 9*63,9735. (Agência CanalEnergia -27.10.2016) 6 Cotas do Proinfa das transmissoras para dezembro somam R$ 24,4 mi A Aneel fixou as cotas de custeio referentes ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica das transmissoras para o mês de dezembro de 2016. De um total de R$ 24.405.792,33, a Eletronorte vai desembolsar o maior valor de R$ 8.376.386,44. A Chesf vem em seguida com uma cota de R$ 4.654.612,43. A Coqueiros vai recolher apenas R$ 162,95. As cotas deverão ser recolhidas para a Eletrobras até o dia 10 de novembro de 2016. A Aneel também definiu as cotas da Conta de Desenvolvimento Energético referentes ao mês de agosto de 2016 para as transmissoras que atendam consumidor livre ao autoprodutor com unidade de consumo conectada às instalações da Rede Básica. As cotas somam R$ 14.200.742,46. A Copel vai recolher R$ 1.183.334,92 e a CEEE R$ 1.277.636,02. A Coqueiros ficou com a menor cota de R$ 625,41. Os valores deverão ser recolhidos até o dia 30 de outubro de 2016. (Agência CanalEnergia -28.10.2016) 7 Prorrogada consulta pública sobre modelos computacionais O MME prorrogou a consulta pública que discute o aperfeiçoamento da governança dos modelos computacionais do setor elétrico. O prazo final para contribuições passou de 30 de outubro para 15 de novembro. A consulta pública debate os critérios para alteração dos dados de entrada, parâmetros e metodologias da cadeia dos modelos e está aberta desde o início deste mês. A prorrogação foi publicada em portaria de dia 28. Recentemente, o ministério também estendeu o prazo da consulta pública sobre mercado livre, de 30 para 60 dias. O objetivo é aborda os benefícios e riscos envolvidos na modalidade de contratação, para definir versões institucionais para estimular a eficiência e inovação no setor. (Agência Brasil Energia – 28.10.2016) 8 MME revisa valor de garantia física de térmicas a biomassa 9 CCEE terá orçamento de R$ 154,3 milhões em 2017 O orçamento da CCEE de 2017 será de R$ 154,3 mi, valor 6% superior ao autorizado para 2016. A decisão foi aprovada em assembleia extraordinária, realizada nesta quinta-feira (27/10) em São Paulo (SP). No total, 1.316 agentes participaram da reunião, o que representa 67,65% dos votos válidos. Na ocasião, o presidente do conselho de administração da CCEE, Rui Altieri, apresentou os principais temas a serem endereçados em 2017, incluindo a judicialização do setor elétrico, a intensa migração de consumidores para o mercado livre e a atuação da CCEE como operadora atacadista. Com relação ao que foi realizado em 2016, Altieri deu destaque às medidas para simplificar a medição e o pacote de iniciativas para diminuir a sobrecontratação das distribuidoras, além da redução de contratos regulados por acordos bilaterais. Os agentes associadas também aprovaram a proposta de cobrança de emolumentos de atividades específicas, como a adesão de agentes (R$ 5.898), o desligamento de agentes com sucessão (R$ 1.478), a certidão de adimplemento (R$ 110) e os treinamentos in company (R$ 22.039). Os valores entram em vigor em janeiro de 2017. Em outubro desse ano, a CCEE chegou a 5.000 agentes registrados, um aumento de 58% desde o início de 2016. (Agência Brasil Energia – 27.10.2016) 10 Ministério nega pedido para prorrogar concessão de usina em MG 11 MME enquadra usinas solares fotovoltaicas no Reidi O MME aprovou o enquadramento no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura da UFV Assú V (30 MW), localizada no município de Açu, no Rio Grande do Norte. O período das obras será de 1º de janeiro de 2017 até 1º de novembro de 2018, e será investido, sem a incidência de impostos, um total de R$ 158,7 milhões. O MME também enquadrou no Reidi a UFV BJL 4 (20 MW), localizada no município de Bom Jesus da Lapa, na Bahia. As obras serão executadas de 1º de agosto de 2017 até 1º de setembro de 2018, e será gasto, sem a incidência de impostos, um total de R$ 79,4 milhões. (Agência CanalEnergia – 28.10.2016) 12 EOL Santa Mônica I poderá operar comercialmente A Aneel liberou a EOL Santa Mônica I, localizada no município de Trairi, no Ceará, para dar início à operação comercial. O benefício foi para UG1 a UG4, de 2,7 MW cada, totalizando 10,8 MW de capacidade instalada. (Agência CanalEnergia – 28.10.2016) A Aneel liberou a EOL Cacimbas 1, localizada no município de Trairi, no Ceará para começar a operar em teste a partir do dia 27 de outubro. O benefício foi para UG1 a UG4, de 2,7 MW cada, totalizando 10,8 MW. A EOL Cabeço Preto III também recebeu a liberação das unidades de 1 a 13, de 2 MW cada, totalizando 26 MW de capacidade instalada. Outra que também poderá operar em teste é a EOL Cabeço Preto V. O benefício foi para UG1 a UG13, com 2 MW cada, totalizando 26 MW. A EOL Cabeço Preto VI também recebeu a liberação das unidades geradoras de 1 a 9, de 2 MW cada, totalizando 18 MW de capacidade instalada. A Aneel também liberou a PCH Tigre, localizada no município de Mangueirinha, no Paraná, para operar comercialmente. O benefício foi para UG1 e UG2, de 4,5 MW cada, totalizando 9 MW de capacidade instalada. (Agência CanalEnergia -28.10.2016)
Empresas 1 Equatorial fará oferta firme por Abengoa A Equatorial Energia prepara uma oferta final bilionária pelos ativos de transmissão da Abengoa. A proposta é em conjunto com o fundo de participações dedicado à infraestrutura gerido pelo BTG Pactual e será entregue ainda no começo do mês. A Equatorial não é a primeira interessada nos ativos da empresa espanhola no país, mas é a única a querer também os projetos ainda em fase de desenvolvimento ou "greenfields" ¬ inclusive o linhão para usina de Belo Monte. Conforme fontes, o interesse é pelos quatro projetos já operacionais e mais dois ainda em fase de investimento. A empresa já possui a primeira proposta da dupla. Falta apenas a chamada vinculante, em que o interessado tem obrigação de honrar o valor. Neste momento, Equatorial e BTG Pactual estão terminando a "due dilligence" para a entrega dessa versão final. A oferta da Equatorial e do BTG Pactual já é considerada uma das mais competitivas, mas deve ficar abaixo da soma dos débitos da Abengoa. A ideia é comprar todos os ativos almejados dentro da recuperação judicial, mas num único bloco. O desenho final ainda está em formatação. No primeiro semestre, a Equatorial teve receita líquida de R$ 3,5 bi, com Ebitda de R$ 560 mi, e fechou junho com dívida líquida de R$ 2,2 bi. Já o fundo do BTG tem US$ 700 mi para investimentos, do patrimônio total calculado em US$ 1,8 bi. Ambos participaram do leilão, mas separadamente. Os coordenadores do processo de recuperação da Abengoa tinham intenção de vender unidade por unidade dos ativos ¬ organizados em SPEs. Mas os credores dos projetos ainda não¬-operacionais preferem a venda em bloco. Para a Equatorial, os projetos em desenvolvimento despertam interesse, pois diferentemente daqueles que adquire nos leilões, esses já possuem as licenças ambientais necessárias e investimentos iniciados. A MP 735 ganhou uma emenda de última hora, quando aprovada no Senado, que teria por objetivo resolver o problema do grupo espanhol, com previsão de licitação dentro da recuperação judicial. Mas é dado como certo que emenda sofrerá veto presidencial antes da sanção. (Valor Econômico – 31.10.2016) 2 Light recebe oferta da EDF para compra de 51% da hidrelétrica Itaocara A Light informou que recebeu proposta da EDF para a compra de 51% de sua usina hidrelétrica Itaocara. A usina é detida indiretamente pela Light por meio de sua subsidiária Itaocara Energia. A elétrica afirma que a decisão da possível venda é coerente com sua postura de reavaliação de alternativas estratégicas para seus ativos não operacionais e não relacionados a suas atividades principais. A operação está sujeita ainda às aprovações regulatórias necessárias e demais condições precedentes. A proposta prevê ainda que a Light tenha até o dia 31 de janeiro de 2017 para negociar a aquisição durante o período de exclusividade. (Valor Econômico – 28.10.2016) 3 Cteep registra lucro 17 vezes maior no terceiro trimestre A Cteep apresentou um lucro líquido de R$ 4,53 bi no terceiro trimestre deste ano, com aumento de 17 vezes sobre o ganho entregue no mesmo intervalo de 2015. O montante é atribuído aos controladores da companhia, base de distribuição de dividendos. A receita líquida da empresa entre julho e setembro subiu 14 vezes, no comparativo anual, e somou R$ 6,73 bi. O Ebitda no trimestre foi de R$ 6,76 bi, crescimento em base anual de 19 vezes. Segundo a empresa, os resultados avançaram no intervalo devido ao reconhecimento de R$ 8,6 bi relativos à remuneração do ativo de concessão do Rede Básica do Sistema Existente (RBSE). As indenizações se referem aos ativos de transmissão anteriores a maio de 2000, que tiveram as concessões renovadas nos termos definidos pela MP 579, em 2012. O impacto no ativo financeiro da empresa no trimestre foi de R$ 7,1 bi, de R$ 6,3 bi na receita líquida, de R$ 2,1 bi nas provisões de imposto de renda da pessoa jurídica (IRPJ) e contribuição social sobre lucro líquido (CSLL) diferidos e R$ 4,2 bi no lucro líquido. Sem considerar os efeitos do RBSE, o lucro líquido da companhia no trimestre foi de R$ 367,8 mi, a receita líquida foi de R$ 418,9 mi e o Ebitda somou R$ 441,5 mi — alta de 33,1%, queda de 8,4% e avanço de 24,2%, na base de comparação anual, respectivamente. (Valor Econômico – 28.10.2016) 4 Engie Brasil Energia fecha 3º tri com posição confortável de caixa 5 Queda de encomendas no Brasil pressiona resultado trimestral da ABB Os resultados da suíça ABB do terceiro trimestre foram afetados, entre outros motivos, pela queda nas encomendas no Brasil. Segundo o balanço da companhia, que atua nos segmentos de tecnologia de energia e automação, as encomendas no Brasil tiveram queda de 33% no terceiro trimestre, na comparação anual. Entre os 20 países na qual a ABB tem maiores volumes de encomendas, o Brasil só perdeu para Noruega (queda de 36%) e Arábia Saudita (redução de 46%). A ABB apurou queda de 2% no lucro no trimestre, para US$ 568 mi. A receita caiu 3%, para US$ 8,25 bi, em relação a igual período do ano passado. Na divisão de produtos e sistemas elétricos, as encomendas caíram 4%, para US$ 2,22 bi. Segundo a companhia, as maiores baixas foram registradas no Brasil, Turquia, China e Arábia Saudita. Na contramão, o desempenho na Suíça e na Índia foi mais forte no período. Na divisão de produtos de energia e automação, as encomendas caíram 21%, para R$ 2,4 bi, também refletindo problemas nos mercados no Brasil, na Arábia Saudita e nos Estados Unidos. (Valor Econômico – 27.10.2016) 6 Brookfield compra Odebrecht Ambiental O grupo Odebrecht fechou a venda da controlada Odebrecht Ambiental para Brookfield. O negócio o pagamento inicial de US$ 768 mi e o compromisso de mais R$ 350 mi dentro de três anos, a partir do fechamento do negócio, se forem cumpridas determinadas metas. Com isso, a operação de venda pode atingir US$ 878 mi. A Brookfield informou, em comunicado, que vai fazer também um aporte de US$ 125 mi no ativo ¬ que é o maior no setor de saneamento ambiental do país ¬, para capital de giro. O fundo FI¬FGTS, gerido pela Caixa Econômica Federal, conforme comunicado da Odebrecht, mantém sua participação de 30% na empresa. O fechamento da operação, previsto para o primeiro trimestre de 2017, está sujeito à aprovação por órgãos regulatórios e ao consentimento de parceiros da Odebrecht Ambiental. Negócio faz parte do plano da Odebrecht de se desfazer de mais de R$ 12 bi em ativos até meados de 2017. No início das negociações, a expectativa era de que a empresa de saneamento fosse negociada ¬ com todos os seus ativos ¬, por um valor entre R$ 5 bil e R$ 6 bilhões. Todavia, com a segregação de alguns ativos que não se mostraram interessantes para a Brookfield, o valor teve uma redução sensível, caindo pela metade. Ficaram de fora, por exemplo, a Cetrel. A siderúrgica está adquirindo os ativos, voltados ao tratamento de águas industriais na usina de aço, e passará a operá-lo. O fechamento da venda era esperado desde o início do semestre e é parte do plano de reestruturação do grupo Odebrecht ¬ que engloba o levantamento de recursos por meio de venda, além de negociações de dívidas de algumas controladas com credores. A Ambiental teve receita líquida de R$ 2,08 bi em 2015, conforme dado Valor 1000. O lucro líquido, embora tenha sofrido um baque de 42,6% no ano passado, ainda ficou em R$ 210,9 mi. A margem líquida foi de 10,3%. O grupo informa que planeja alienar, até meados de 2017, ativos avaliados em mais de R$ 12 bi. Além de outras vendas, estão em "fase avançada de negociação", a Hidrelétrica de Chaglla e o Projeto Olmos, ambos no Peru, e as participações na Sociedade Mineira de Catoca, em Angola, e na Santo Antonio Energia, em Porto Velho (RO), informa. A Brookfield, que já possui cerca de R$ 41 bi em investimentos no Brasil, é uma das empresas mais cotadas para aproveitar a avalanche de ativos à venda no setor de infraestrutura do país. (Valor Econômico – 28.10.2016) 7 Eletrobras negocia com Aneel devolução de R$ 575 mi pagos por CDE A Eletrobras informou que discute com a Aneel as condições de devolução de valores recebidos indevidamente por “determinadas concessionárias” de geração e transmissão e que somam R$ 575 mi. O montante correspondente à estatal é de R$ 523 mi. Os pagamentos indevidos foram feitos pela CDE — encargo setorial administrado pela estatal, mas cuja gestão será transferida para a CCEE em 2017 —, referentes à primeira parcela das indenizações das concessões renovadas pela MP 579, de 2012. O montante a ser devolvido pelas empresas da Eletrobras, de cerca de R$ 523 mi, está provisionado. A estatal disse estar apenas aguardando a definição dos critérios de devolução dos recursos. Segundo o comunicado enviado ao mercado, a Eletrobras identificou em dezembro de 2015 a realização dos pagamentos indevidos e imediatamente abriu processo de sindicância interna para apuração de responsabilidade por esses desembolsos. Além disso, notificou as empresas de geração e transmissão que deveriam devolver os valores, inclusive as que são do grupo Eletrobras. A Eletrobras disse ainda que informou o caso voluntariamente ao TCU no âmbito do processo de fiscalização da gestão dos fundos setoriais. O esclarecimento foi feito pela estatal depois que o jornal “O Globo” informou que o TCU encontrou um erro de R$ 1,8 bi que teria sido pago a mais pelos consumidores por meio da CDE. (Valor Econômico – 27.10.2016) 8 Trabalhadores da Eletrobras protestam contra MP que permite privatização de distribuidoras Trabalhadores de empresas da Eletrobras e representantes de sindicatos e de movimentos sociais realizaram manifestação em frente ao MME contra a aprovação do projeto de lei da MP 735. O protesto organizado pelo Coletivo Nacional dos Eletricitários reuniu empregados de Furnas, Eletronorte e Celg Distribuição, além de integrantes dos movimentos Luta Pela Terra, de Trabalhadores Rurais Sem Terra e Movimento dos Sem Teto. O secretario de Energia da Federação Nacional dos Urbanitários, Fernando Pereira, reclamou da falta de diálogo do ministerio, que se recusa, segundo ele, a receber os representantes dos eletricitários. Para o sindicalista, a preocupação é de que não apenas as distribuidoras, mas também as geradoras do grupo estatal entrem no pacote de privatizações do governo. A próxima manifestação está prevista para o dia 1º de novembro em frente à sede da Chesf, em Recife. Há também uma chamada para a adesão dos eletricitários à greve geral convocada por centrais sindicais para o próximo dia 11. A garantia do presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Junior, de que futuros desligamentos de servidores só serão feitos por meio de programas de demissão voluntária não convenceu os sindicatos das empresas. (Agência CanalEnergia – 27.10.2016) 9 Leilão de venda da Celg será dia 30/11 O governo marcou o leilão de venda da Celg-D para dia 30/11. De acordo com edital, publicado pelo BNDES e MME nesta sexta-feira (28/10), a aprovação final do resultado será em 29/12, enquanto a assinatura do contrato está prevista para final de janeiro. O preço mínimo de venda está estipulado em R$ 1,792 bilhão, conforme aprovado pelo Programa de Parcerias e Investimentos (PPI) em setembro. Será um lote único à venda, com 142.933.812 ações, das quais 69.085.140 são da Eletrobras e 73.848.672 são da CelgPar, o que representa 94,8% do capital social votante da concessionária. O valor mínimo por ação é de R$ 11,95. A operação será feita em duas etapas, sendo a primeira com alienação das ações que representam o controle societário da Celg e, depois, a oferta de ações a funcionários e aposentados. Essa última será de 10% da participação acionária da Eletrobras na empresa. O leilão de privatização da Celg, anteriormente marcado para 19/8, foi cancelado na ocasião por falta de propostas, o que levou o governo a estudar a redução do valor mínimo da companhia, até então fixado em R$ 2,8 bilhões, montante considerado alto pelo mercado. A empresa será a primeira a concretizar o processo de privatização entre as concessionárias da Eletrobras, que já possuem conclusão de desestatização prevista para o final de 2017. Em Goiás, a Celg é responsável por atender a 237 municípios, com 2,61 milhões de unidades consumidoras. (Agência Brasil Energia – 28.10.2016) 10 GE fecha contrato de US$ 900 milhões em Sergipe A GE fechou contrato de US$ 900 mi com a Celse, sociedade da Golar Power (50%) e da EBrasil (50%), para a instalação da UTE Porto de Sergipe I, de 1,5 GW de capacidade. O contrato EPC inclui a entrega de três turbinas a gás, modelo HA, e uma turbina a vapor. A usina receberá ainda outros equipamentos, como o gerador de recuperação de calor (HRSG), que eram originalmente do portfólio da Alstom — empresa que foi comprada pela GE no final de 2015. Segundo a norte-americana, o empreendimento terá uma taxa de eficiência superior a 62%. O acordo ainda prevê a instalação do sistema de transmissão da usina, incluindo subestação elevatória de alta tensão, linhas de transmissão e a interligação com a subestação existente. Esses equipamentos serão fornecidos pela subsidiária GE Energy Connections. (Agência Brasil Energia – 27.10.2016) 11 CEEE-GT inicia obra da Subestação Guaíba A CEEE-GT emitiu a Autorização de Início de Obra para que a empresa Bassani Engenharia comece a executar a obra de ampliação da subestação Guaíba 2. O investimento, que supera os R$ 10 mi, prevê a instalação de mais um transformador de 230 KV para 69 KV de 50 MVA, além de outros equipamentos de proteção. O transformador será o terceiro da subestação, que permite que a energia que chega ao local em 230lV seja reduzida para 69 kV, aumentando a disponibilidade da eletricidade fornecida para toda a região. A iniciativa também colabora para o aumento da qualidade do fornecimento de energia para Guaíba e os municípios vizinhos, num empreendimento que integra o programa Pró-Energia RS, cujos recursos são oriundos de financiamento do BID e da AFD. (Agência CanalEnergia – 27.10.2016) 12 Weg está otimista com leilões de transmissão e LER em dezembro A Weg está otimista e com boas perspectivas com o seu segmento de negócios em Geração, Transmissão e Distribuição, o que chama de ciclo longo. Esse posicionamento vem em decorrência dos leilões que serão organizados ainda este ano. A expectativa da companhia é de conseguir manter a fatia de 35% a 40% dos negócios que serão gerados nesse certame dentro de seu nicho de mercado que é principalmente em subestações. Essa área de negócio da empresa representou 29,6% da receita liquida da companhia no terceiro trimestre do ano uma queda de 0,7 ponto porcentual ante o resultado reportado no mesmo período de 2015. "Há uma boa expectativa para os leilões, a regulamentação está evoluindo e isso está claro. A perspectiva é de quem ganhar terá boas condições de investimento (...) e traz melhores expectativas para nós como fornecedores de equipamentos", comentou o gerente de Relações com Investidores da Weg, Luís Fernando de Oliveira. O setor eólico parece animar mais a empresa. Tanto que ainda na quarta-feira a empresa anunciou a aquisição do negócio eólico da Northern Power Systems. Segundo o executivo, esse negócio proporcionará à companhia se tornar a proprietária da tecnologia tendo as patentes em seu portfólio, bem como a equipe de engenharia. A partir desse negócio, comentou, a Weg poderá definir os desdobramentos tecnológicos desses aerogeradores bem como seu redesenho. A meta, além de atuar no mercado nacional, é avançar sobre outros mercados. A empresa destacou em seu release de resultados que "há algum tempo, os projetos de geração eólica tem sido o principal fator de dinamismo no segmento. Após um bem-sucedido esforço de lançamento de um novo produto, conseguimos construir uma carteira de pedidos de boa qualidade, o que tem nos permitido atravessar a forte retração do mercado brasileiro nos últimos dois anos, decorrente do cenário de excesso de oferta de energia elétrica no médio prazo". E ainda, "a perspectiva de médio prazo para o mercado brasileiro de T&D é positiva, pois é clara a necessidade de investimentos em interligação de projetos de geração prontos ou em conclusão. Contudo, o mercado brasileiro passa por um momento de transição para novas estruturas de controle e financiamento, o que posterga os compromissos de investimento." (Agência CanalEnergia – 27.10.2016) 13 Fitch atribuiu rating para emissão de R$ 90 milhões da Celpa A Fitch Ratings atribuiu o Rating Nacional de Longo Prazo 'A+(bra)' para proposta de segunda emissão de debêntures da Celpa (PA), no valor de R$ 90 mi. Os recursos da emissão serão destinados à gestão ordinária dos negócios da companhia.A perspectiva do rating é estável. Os ratings refletem a visão da Fitch de que o perfil financeiro combinado da Celpa com sua holding, Equatorial, permanecerá robusto. A análise em bases combinadas decorre do histórico de suporte da Equatorial à Celpa por intermédio de aportes de capital, capitalização de dívidas e garantia a créditos. A avaliação considera que o fluxo de caixa operacional da emissora, com atuação no setor de distribuição de energia, continuará sendo beneficiado pelo positivo resultado de sua revisão tarifária, concluída em agosto de 2015, ainda que o desfavorável ambiente macroeconômico brasileiro possa dificultar o combate a perdas, elevar o nível de inadimplência e prejudicar a performance do consumo de energia por seus clientes nos próximos anos. De acordo com a Fitch, a Celpa se beneficia de seu perfil de negócios, tendo em vista a exclusividade na distribuição de energia em sua área de concessão, no Estado do Pará. O rating da companhia considera o fato de que sua ainda elevada alavancagem financeira, em bases individuais, é, de certa forma, mitigada pelo alongado cronograma de vencimento da dívida e pelo baixo custo financeiro. A agência também contemplou, em sua avaliação, o moderado risco regulatório e o fato de o risco hidrológico, inerente ao setor elétrico, ainda estar acima da média histórica. (Agência CanalEnergia – 28.10.2016) 14 Fitch rebaixa ratings da Renova Energia A Fitch Ratings rebaixou de ‘BBB- (bra) para ‘CC (bra)' o Rating Nacional de Longo Prazo da Renova Energia. O rebaixamento reflete o aumento da exposição da Renova ao risco de refinanciamento e a deterioração da sua flexibilidade financeira. De acordo com a agência, existe a expectativa de que a empresa terá dificuldades em manter os pagamentos de suas obrigações financeiras em dia sem que haja uma venda significativa de ativos ou um aporte substancial por parte de seus acionistas. Segundo a Fitch, o rating da Renova se baseia na alta probabilidade de que a companhia tenha que entrar em acordos com seus credores, devido à aproximação do vencimento de R$ 222 mi de dívida da holding, nos próximos 90 dias. A posição de caixa da Renova mais o fluxo de recursos a receber até o vencimento não são suficientes para realizar o pagamento integral e pontual das obrigações previstas até janeiro de 2017. No âmbito dos projetos, a subholding Diamantina Eólica possui R$ 773 mi de empréstimos-ponte com vencimento em dezembro de 2016, com financiamento de longo prazo ainda pendente de aprovação do BNDES e estratégia de refinanciamento ainda incerta. Na opinião da Fitch, a estrutura de capital da Renova é insustentável, e coloca a companhia em uma posição altamente vulnerável e exposta a um evento de inadimplência. Para a agência, a execução, no curto prazo, de iniciativas que fortaleçam a posição de caixa da holding, a redução da dívida e o equacionamento do empréstimo-ponte são essenciais para a melhoria do perfil de crédito da companhia. A principal premissa no cenário-base da Fitch inclui a ausência por parte da Renova de um plano de repagamento ou refinanciamento que assegure o pagamento das dívidas de curto prazo nas datas de vencimento. Nos próximos 30 dias, haverá um rebaixamento do rating para C (bra) ’ caso a emissora não assegure o pagamento das obrigações financeiras no vencimento. Ele ainda poderá ser rebaixado para 'RD (bra)' caso haja uma troca forçada de dívida. Em caso de inadimplência, o rating será rebaixado para ‘D (bra). (Agência CanalEnergia – 28.10.2016) 15 Emae receberá R$ 218 milhões em acordo com Sabesp A Emae informou que chegou a um acordo com a Sabesp para encerrar todas as disputas judiciais entre as empresas. Com a resolução, a Emae deverá receber R$ 218,1 mi. Os litígios giram em torno do uso de água de reservatórios da Emae (Guarapiranga e Billings) pela Sabesp, por mais de 20 anos, sem remuneração. No total, são quatro trâmites perante a 5º Vara Crível do Foro Central da Comarca de São Paulo, o Centro de Arbitragem da Câmara Americana de Comércio para o Brasil (Amcham), a 6º Vara Cível do Foro Central da Comarca de São Paulo e a 9º Vara da Fazenda Pública da Comarca de São Paulo. (Valor Econômico – 28.10.2016) 16 Carlos Farias é nomeado diretor financeiro da Engie O conselho de administração da Engie aprovou o nome do engenheiro de produção Carlos Freitas para o cargo de diretor Financeiro e de Relações com Investidores, subsitutindo Eduardo Sattamini, que ocupava o cargo e foi indicado para ser presidente da companhia. Sattamini vinha acumulando o cargo desde que foi nomeado CEO. Farias está na Engie há 16 anos e esteve em diversas posições na companhia no Brasil e no Chile. Farias assume o novo cargo a partir de janeiro. (Agência Brasil Energia – 27.10.2016)
Leilões 1 Resultado de leilão de linhas de transmissão surpreende o governo O resultado do leilão de linhas de transmissão ocorrido nesta sexta-feira em São Paulo, surpreendeu positivamente o governo federal, que vinha de um histórico recente de leilões com mais da metade dos lotes oferecidos sem demanda por investidores privados. Dos R$ 12,5 bi em linhas de transmissão ofertadas no leilão de hoje, foram contratados R$ 11,6 bi, sendo que vários lotes tiveram concorrência em viva-voz com mais de um interessados. Coelho Filho destacou que o deságio médio dos lances foi de 12%, até uma média de 2% dos anteriores, sinalizando tarifas menores aos consumidores de energia elétrica. Há uma série de linhas já contratadas, mas cujas obras ficaram pelo meio do caminho no país e que não encontram novos investidores dispostos a adquiri-las. Isso ocorre, por exemplo, com linhas que eram de responsabilidade de empresas em dificuldades, como a Abengoa. O resultado de hoje pode indicar interesse maior do mercado pelo setor. “Desejamos que esse resultado sirva de exemplo, por demonstrar o apetite de investidores pelo setor e para que a transmissão não seja um gargalo para a expansão futura”, disse Coelho Filho. Questionado sobre se esse resultado também indica apetite do mercado para outros ativos do setor elétrico, como a distribuidora Celg, cujo edital foi divulgado nesta sexta-feira pelo BNDES, Coelho Filho destacou se tratar de segmentos distintos, mas inseridos em um mesmo contexto para potenciais investidores. “É o resultado de mensagens que enviamos ao mercado que têm tranquilizado o setor elétrico e de que investidores voltaram a apostar no crescimento do país”. (O Globo – 28.10.2016) 2 Governo contrata R$ 11,6 bi de investimentos em leilão de transmissão O leilão de transmissão realizado nesta sexta-feira pela Aneel contratou aproximadamente R$ 11,6 bi em investimentos, 92% dos cerca de R$ 12,6 bi que o governo pretendia. Foram ofertados 24 lotes, com interessados por 21 deles. Dos 6.800 km de linhas de transmissão licitados, foram arrematados lotes que somam 6.126 quilômetros. A Equatorial Energia foi o grande destaque, ao ganhar sozinha as licitações de sete lotes, marcando sua estreia no segmento de transmissão. O deságio médio de 12,07% em relação à RAP máxima estabelecida pelo governo. A RAP contratada somou R$ 2,124 bi. A RAP é a remuneração que os investidores recebem durante a duração da concessão ¬ 30 anos, pela construção e operação dos ativos. Recentemente, a Aneel elevou a RAP máxima em 13,3%, a fim de garantir atratividade para a disputa, depois de vários leilões de transmissão com vários lotes vazios (sem oferta). O diretor da Aneel, José Jurhosa Junior disse, em coletiva após a realização da segunda etapa do leilão de transmissão, que a contratação de investimentos no ano foi a maior da história, com R$ 18,5 bi. Ele destacou que o resultado do certame de hoje demonstra a confiança que os investidores têm no setor de energia e em transmissão, tendo em vista que a recuperação da economia do país ainda não está acelerada. O secretário¬-adjunto do MME, Moacir Carlos Bertol, disse que o processo de aprimoramento dos certames é “permanente”. Para os próximos leilões, serão implementadas melhorias quando necessário mas, segundo ele, ainda não há nada identificado. O diretor da Aneel disse que a previsão é que sejam realizados de dois a três certames em 2017. O primeiro deles, afirmou, deve ter um montante de investimentos da mesma ordem do realizado hoje, cerca de R$ 12 bi. Jurhosa não deu mais detalhes e disse que os leilões “ainda estão sendo formatados”. (Valor Econômico – 28.10.2016) 3 Com plano ousado para transmissão, Equatorial leva sete lotes em leilão O primeiro leilão de transmissão do governo de Michel Temer conseguiu licitar 21 dos 24 lotes ofertados, contratando investimentos da ordem de R$ 11,6 bi no país, cerca de 92% dos R$ 12,6 bi que o governo inicialmente pretendia contratar. A Equatorial, que até então atuava principalmente na área de distribuição de energia, com concessões no Pará e Maranhão ¬ é controladora das distribuidoras Celpa e Cemar, respectivamente ¬, foi o principal destaque do leilão, ao arrematar sete lotes que concentram um terço dos investimentos totais contratados, somando R$ 3,9 bilhões. O evento de sexta-¬feira também marcou a estreia ¬ mais tímida ¬ da EDP Energias do Brasil no segmento de transmissão, além do retorno da Cteep aos leilões pela primeira vez desde 2011. No caso da Equatorial, a participação já era aguardada pelo mercado, uma vez que a companhia está preparando uma companhia parruda no segmento de transmissão de energia elétrica desde o ano passado. O projeto explica o forte interesse que a companhia demonstrou no certame e também por ativos já existentes no ramo. Para financiar a empreitada, o Valor apurou que a companhia considera uma nova oferta primária de ações na BM&FBovespa para captar recursos. A operação não precisa necessariamente ocorrer neste ano, pois não há pressão por recursos no curto prazo. A maior parte dos desembolsos relacionados ao leilão, por exemplo, somente deve ocorrer dentro de 18 meses. O prazo para que os ativos arrematados entrem em operação é de 60 meses. Em conversa com jornalistas depois do leilão, o presidente do conselho da Equatorial, Firmino Sampaio, não entrou em detalhes sobre as condições de financiamento, mas disse que a empresa tem "liquidez suficiente" para realizar os projetos arrematados. Segundo Sampaio, a Equatorial recebeu vários convites para parcerias, mas decidiu entrar sozinha nos projetos por ter expertise suficiente, além de boa articulação financeira. Para os 21 lotes contratados, o deságio médio foi de 12,07% em relação à RAP máxima estabelecida pelo governo. A RAP contratada somou R$ 2,124 bi. Essa será a remuneração total que os investidores receberão anualmente durante os 30 anos da concessão dos ativos. (Valor Econômico – 31.10.2016) 4 Cteep: Linhas serão instaladas com capital próprio, BNDES e debêntures O leilão desta sexta-¬feira marcou a volta da Cteep aos certames, após um hiato de participação, enquanto a empresa aguardava ser indenizada pela renovação antecipada de concessões, no âmbito da MP 579, de 2012. A companhia foi vencedora de três lotes na disputa. Arrematou os lotes 3 e 4 com o Consórcio Columbia, em parceria com a Taesa, com participações igualitárias de 50%. Esses lotes são compostos por 546 km de linhas de transmissão nos Estados de Bahia e Minas Gerais, com investimento previsto de R$ 850,7 mi e entrada em operação até fevereiro de 2022. Arrematados sem deságios, têm RAP de R$ 178 mi. Já o lote 21, que a empresa conquistou sozinha após disputa de mais de 50 lances com a EDP Energia do Brasil, é composto por 79 km de linhas de transmissão e uma subestação no Espírito Santo. O deságio oferecido pela Cteep foi de 25,14%, garantindo uma RAP de R$ 47,2 mi. O investimento previsto é de R$ 297,8 mi, com entrega também em fevereiro de 2022. Em comunicado ao mercado, a Cteep informou que os recursos para a implantação dos empreendimentos serão obtidos por meio de aportes de capital dos acionistas e os projetos buscarão apoio financeiro do BNDES e do mercado de capitais, por meio de debêntures de infraestrutura e demais fontes de financiamento disponíveis. “As conquistas fazem parte da estratégia de retomada do crescimento da companhia, por meio de investimento na implementação de infraestrutura e operação de novos empreendimentos, que contribuirão para a expansão do sistema de transmissão de energia elétrica do Brasil”, afirma a companhia no comunicado. Além disso, diz a Cteep, os projetos podem proporcionar sinergias com operações existentes em Minas Gerais e Espírito Santo. (Valor Econômico – 28.10.2016) 5 Vestas enxerga contratação de até 1,4 GW em leilão de reserva A fabricante de aerogeradores de origem dinamarquesa Vestas enxerga um volume de contratação para o próximo leilão de reserva em patamar próximo ao do ano passado, entre 1,1 GW e 1,4 GW. A demanda ideal para o setor seria de no mínimo 2 GW. “Temos [a indústria] uma capacidade 3,5 GW a 4 GW [ao ano], para um mercado que em 2015 contratou 1,1 GW e, neste ano, vamos dizer que contrate a mesma coisa. Estamos rodando a 30%, 25% da capacidade”, observa o CEO da companhia para o Brasil, Rogério Zampronha. Para o executivo, está claro que esse tamanho de mercado não suporta os seis fabricantes que estão instalados no país. “Obviamente tem empresas, e a Vestas se enquadra nesta categoria, que têm uma carteira mais robusta até 2018 e outras com carteira mais frágil, que talvez sofram mais”, comenta. Ainda que a concorrência, marcada para 16 de dezembro, tenha sido afetada pela restrição na capacidade de transmissão, há um aspecto positivo para o leilão: o caminho para o financiamento começa a ficar mais claro, avalia Zampronha. “O BNDES está se posicionando como um agente que poderia subscrever parte bastante importante da emissão de debêntures na fase pré-operacional dos projetos. E depois que se torna operacional, o banco negocia as debêntures no mercado secundário, fechando aquele momento do projeto em que a percepção de risco é maior”, aponta. (Agência Brasil Energia – 28.10.2016) 6 MME aprova diretrizes para o leilão A-1 O MME aprovou no dia 28 as diretrizes do leilão A-1, marcado para dia 9 de dezembro. O prazo de suprimento dos contratos está definido entre 1º de janeiro de 2017 e 31 de dezembro de 2018. As distribuidoras têm até dia 31 para apresentar as Declarações de Necessidade. Já o edital está em audiência pública na Aneel até 7 de novembro. (Agência Brasil Energia – 28.10.2016)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios da região Nordeste estão operando com volume de 11,4%, recuando 0,1% em relação ao dia anterior. Os dados são do ONS referentes ao último dia 27 de outubro. A energia armazenada na região é 5.900 MW/mês e a ENA é 1.361 MWm, que é equivalente a 37% da MLT armazenável no mês até o dia. A usina de Sobradinho está operando com 7,91% da sua capacidade. Na região Norte, houve um recuo de 0,4%, o que deixou os níveis dos reservatórios com volume de 30,8%. A energia armazenada é 4.628 MW/mês e a ENA é 885 MWm, que é o mesmo que 52% da MLT. A usina de Tucuruí opera com volume de 50,94%. No Sul, houve um acréscimo de 0,9% nos reservatórios, o que deixou com volume de 83,6%. A energia armazenada é 16.676 MW/mês e a ENA é 19.678 MWm, que equivale a 77% da MLT. A usina de Barra Grande está operando com volume de 95,14%. No submercado Sudeste/Centro-Oeste, os reservatórios estão operando com volume de 35%, caindo 0,3% em comparação com o dia anterior. A energia armazenada é 71.109 MW/mês e a ENA é 22.935 MWm, que é o mesmo que 80% da MLT. A usina de Furnas está operando com 51,01% da sua capacidade e a de Nova Ponte com 23,2%.(Agência CanalEnergia – 28.10.2016) 2 ONS: reservatórios do SE/CO devem chegar ao fim do período seco de 2017 com 50% da capacidade A expectativa do ONS é que os reservatórios do submercado SE/CO cheguem ao término do período seco, em novembro do ano que vem, com armazenamento em torno de 40% a 50% da sua capacidade. De acordo com o diretor-geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, os reservatórios estão na fase de transição do período seco para úmido. Esse ano, a previsão é que eles terminem em torno de 27%. Barata participou nesta quinta-feira, 27 de outubro, de evento realizado pela fabricante de aerogeradores Vestas, no Rio de Janeiro. Segundo Barata, as previsões meteorológicas indicam que o regime hidrológico do verão nas regiões Sudeste e Sul devem ficar em torno da média registrada, mas que no Nordeste ele vai continuar ruim, como vem acontecendo nos últimos anos. Ainda segundo ele, não é possível afirmar se haverá necessidade de despacho térmico contínuo para a região no ano que vem, uma vez que caso o submercado SE/CO esteja em boa situação, ele pode aumentar a exportação para o Nordeste. (Agência CanalEnergia – 27.10.2016) 3 ONS vê regime de chuva no NE no verão de 2017 semelhante a outros anos O ONS espera que o próximo verão, no Nordeste, deve ser semelhante ao dos anos anteriores, marcado por escassez de chuvas, afirmou nesta quinta-feira o diretor-geral do órgão, Luiz Eduardo Barata. Segundo ele, porém, a expectativa é que o verão no Sudeste e Sul tenha volume de chuvas em torno da média histórica, o que possibilitará um envio maior de energia dessas regiões para o Nordeste. “Não estamos muito otimistas, não”, disse Barata, após participar de seminário sobre energia eólica, promovido pela empresa dinamarquesa Vestas, no Rio. “No Nordeste, não devemos ter uma mudança muito grande em relação ao que estamos vendo nos últimos anos”, afirmou. Hoje, o nível médio de armazenamento dos reservatórios hidrelétricos do Nordeste está em 11,54%. No Norte, o indicador marca 31,17%. No Sul, o nível atual é de 82,71%. E, no SE/CO, principal subsistema do país, os reservatórios estão em 35,24%, podendo chegar a algo entre 27% e 28% no fim do período seco, segundo Barata. Com relação ao SE/CO em 2017, a estimativa do diretor do ONS é positiva. “Nossa expectativa é que, para o ano que vem, cheguemos ao fim do ano com 40% a 50% de armazenamento no encerramento do próximo período seco. Neste ano, nós vamos chegar entre 27%, 28%”, disse. (Valor Econômico – 27.10.2016) 4 Projeção do ONS indica Sobradinho a 3,8% no início de dezembro A perspectiva de armazenamento dos reservatórios do São Francisco para o inicio de dezembro, ao final do período seco, está em 14,4% para a UHE Três Marias, 9,1% na UHE Itaparica e a pior situação é da UHE Sobradinho, que se não houver a alteração da vazão par 700 m³/s a partir de novembro chegará ao volume de 3,8%. Essa é a pior série histórica que Sobradinho está enfrentando, ainda mais restrita do que o ano passado que tinha assumido essa posição. Caso se autorize a defluência mínima para 700 m³/s esse volume ficaria em 4,5%, segundo os estudos do operador. Na abertura da reunião foi apresentada aos agentes uma alteração da metodologia de previsão de carga a ser despachada pela UHE Itaipu ao Paraguai. Autorizada pela Aneel e com a concordância do ONS, será aplicado um incremento anual de 1% sobre o volume do ano anterior para aquele país. Esse indicador tem como base o crescimento da demanda de energia na comparação entre 2014 e 2015 e de 2015 para 2016. Apesar disso, argumentou o representante da Eletrobras que apresentou essa alteração, a cada quatro meses esse índice poderá ser revisto caso seja notada alguma variação mais significativa na carga solicitada pela Ande. Em termos de climatologia, o ONS aponta que em novembro, dezembro e janeiro o destaque é o início das chuvas no Brasil Central e as temperaturas subindo em todo o país ao longo dos meses. Em termos de La Niña, não há mudanças significativas nas previsões para o SIN, há resfriamento, mas é de fraca intensidade e não deve impactar nas chuvas no país até este momento. Segundo a previsão apresentada, as condições técnicas para a configuração do fenômeno climático La Niña não estão colocadas e a tendência é de neutralidade. E em relação ao período chuvoso, a umidade da Amazônia chega no Brasil Central o que configura a estação chuvosa. Por enquanto, estamos na estação de chuvas, de acordo com a situação atmosférica sobre o país e que indicam nesse momento uma possibilidade de período úmido normal. De acordo com as previsões preliminares do operador em termos de vazões para o mês de novembro, os dados iniciais considerados para o período apontam para ENA na casa de 81% da para o submercado SE/CO, de 121% da MLT no Sul, 52% no Norte. O Nordeste, região mais pressionada do país em termos de hidrologia, iniciará o mês com uma perspectiva de apenas 28% da média histórica de vazões. A previsão é de aumento de carga com a iminência da elevação das temperaturas no país a partir de novembro. (Agência CanalEnergia - 27.10.2016) 5 Ministério estuda solução ágil para escoamento de energia no Nordeste O MME está ainda avaliando medidas para agilizar a solução dos problemas de escoamento de energia no Nordeste, afirmou Fábio Lopes, secretário de Energia Elétrica do MME, em entrevista coletiva realizada depois do leilão de transmissão de dia 29. Segundo Lopes, o leilão de hoje, que licitou projetos que vão reforçar a capacidade de transmissão entre Nordeste e Sudeste, ajuda a superar parte dos problemas, mas uma solução definitiva leva tempo. O secretário foi questionado depois que os projetos de geração nos Estados Rio Grande do Norte, Bahia e Rio Grande do Sul ficaram de fora do LER marcado para dezembro, por não haver margem de escoamento para a energia que será gerada. “Não adianta fazer usina se não vamos escoar. Estamos analisando algumas medidas que possam agilizar a solução”, disse o secretário. Segundo ele, os problemas foram causados, muitas vezes, pelo atraso na implantação de alguns empreendimentos. Ele citou o exemplo da Abengoa, que tinha várias linhas em construção no Nordeste e paralisou as obras. “Se você não tem via de escoamento, não dá pra gerar. Se você liderar o critério e colocar a usina, ela vai ficar pronta, o consumidor pagando, sem gerar nada", disse Moacir Bertol, secretário¬adjunto de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME. (Valor Econômico – 28.10.2016) 6 MME mantém previsão de queda de demanda de energia O MME manteve a previsão de redução da demanda total de energia para este ano entre 1,5% e 2,5%, possivelmente situando-se na casa de 1,8%, segundo o Boletim Mensal de Energia do ministério. A oferta interna de energia elétrica deve encerrar o ano com 618,6 TWh, aumento de 0,5% em relação ao ano passado. A expectativa é que as fontes renováveis aumentem a participação, devido ao bom desempenho que vem sendo verificado ao longo do ano das fontes hidrelétrica, biomassa e eólica. O boletim apontou alta no consumo de combustíveis fósseis em agosto, de 7,3%, mas ainda acumula queda de 2,2% no ano. Segundo o MME, o óleo diesel teve crescimento de 0,2% na demanda, e a gasolina, 7,6%. (Agência Brasil Energia – 27.10.2016) 7 ONS promete nova metodologia para previsão de geração eólica do dia seguinte O ONS espera até o fim do ano adotar uma nova metodologia para as previsões dos ventos do dia seguinte. Essa metodologia está sendo desenvolvida pela própria equipe do ONS. De acordo com o diretor-geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, esse aprimoramento da previsão vai permitir que a margem de erro de 90% das previsões caia dos atuais 30% para 20%, ficando em média com o que é praticado em nível internacional. "Com isso, podemos ficar com menos folga de reserva. Se diminuir o erro por previsão, não precisa ter tanta reserva", afirmou ele, que participou de seminário promovido pela Vestas nesta quinta-feira, na sede da EPE, no Rio de Janeiro. Ainda de acordo com Barata, essa metodologia possivelmente vai trazer outros benefícios ao sistema, como a otimização do despacho térmico no Nordeste, já que junto da exportação de energia e geração na bacia do São Francisco, é uma das formas de compensar a intermitência eólica. Com a fonte consolidada no país, a sua operação agora também passa a exigir informações dos agentes sobre os controles de potência ativa e reativa. Como os primeiros geradores não tinham essa capacidade, isso não era exigido. Mas com a evolução tecnológica verificada nos últimos anos, há a possibilidade de eles atenderem esse tipo de requisitos feitos pelo operador. A dificuldade enfrentada pela Bolognesi em viabilizar a UTE Novo Tempo (PE - 1.238 MW) não assusta o diretor-geral do ONS quanto a operação na região Nordeste. A entrada em operação da usina já foi retirada do planejamento. Segundo ele, apesar de ser positivo para o desejo do operador de ter energia firme na região, a falta da usina não deverá causar problemas. (Agência CanalEnergia – 27.10.2016) 8 PLD salta 41% na primeira semana de novembro O PLD saltou 41% em todos os submercados na primeira semana de novembro. A média das cargas passou de R$ 165,81/MWh para R$ 233,01/MWh entre 29 de outubro e 4 de novembro, de acordo com a CCEE. As afluências de outubro ficaram abaixo da MLT, o que contribuiu para o aumento de preço da energia no mercado de curto prazo. O volume calculado para novembro ficou em 81% da MLT, com queda em todas as regiões: Sudeste (82%), Sul (95%), Nordeste (38%) e Norte (53%). A carga prevista para o SIN na primeira semana de novembro ficou aproximadamente 500 MWm menor frente à previsão anterior. Houve redução sobretudo no Sudeste, de 600 MWm de energia. Já os níveis dos reservatórios subiram 1.150 MWm em relação à última previsão semanal, com elevação observada em todos os submercados, com exceção do Nordeste, que teve queda de 150 MWm. Houve aumento de 810 MWm no Sudeste, 120 MWm no Sul e 380 MWm no Norte. O fator de ajuste do MRE de outubro foi estimado em 85,6%, e a previsão para novembro é de 92,1%. Com relação aos ESS, o valor de outubro deve chegar a R$ 203 mi. Para novembro, o ESS previsto é de R$ 149 mi, sendo R$ 147 mi para segurança energética. (Agência Brasil Energia – 28.10.2016) 9 Excesso de chuvas faz Hidrelétrica de Itaipu abrir vertedouro neste domingo O excesso de chuva na cabeceira do Rio Paraná, em parte das regiões sudoeste do país e do Paraná, levou a Hidrelétrica de Itaipu, em Foz do Iguaçu, no oeste do estado, a abrir o vertedouro neste domingo (30). As comportas foram reabertas no início da manhã depois de 48 dias para escoar o excedente de água não usado na produção de energia elétrica. De acordo com a assessoria de imprensa do lado paraguaio da usina, o espetáculo das águas poderá ser visto pelos visitantes ao menos neste domingo, quando estão vertendo cerca de 1,3 milhão de l/s, e na quarta-feira (2). Na ocasião, a operação da hidrelétrica estiva que devem passar pelas calhas entre 2,7 milhões e 3 milhões (l/s). O volume equivale à vazão média de duas Cataratas do Iguaçu. Ainda segundo a assessoria, Itaipu vem aproveitando ao máximo a água que chega para gerar energia elétrica. “O nível de eficiência operacional é de quase 100%, um dos mais altos de todas as geradoras. Em 2016, a usina brasileiro-paraguaia, que já detém o título de maior produtora de energia elétrica acumulada, com 2,38 bilhões de MWh, deve também voltar a assumir a liderança do ranking anual, com 100 milhões de MWh ante 90 milhões de MWh projetados para o ano pela gigante chinesa Três Gargantas, que é a maior do mundo em potência.” A estatal garante ainda que não há riscos de enchentes na parte abaixo da barragem. (G1 – 30.10.2016)
1 Ambientalistas pedem veto a artigo de MP que incentiva usinas de carvão Grupos ambientalistas estão travando uma batalha com a indústria do carvão por causa de um trecho da MP 735. Em seu artigo 20, o texto, aprovado pelo CN no último dia 19, prevê a criação de um “programa de modernização” para implantar novas termelétricas a carvão no país. Seus defensores alegam que o objetivo é aumentar a eficiência do parque já instalado. Os críticos, porém, afirmam que o artigo pode colocar em risco os compromissos assumidos pelo Brasil no Acordo de Paris para reduzir emissões de gases do efeito estufa. Às vésperas de o acordo entrar em vigor e do início da Conferência das Nações Unidas sobre as Mudanças Climáticas (COP22), ambos na primeira semana de novembro, os ativistas reivindicam o veto a esse item da MP 735, que aguarda apenas a sanção do presidente Michel Temer. Para pressionar o governo, um grupo de 21 organizações ambientalistas encaminhou uma carta ao presidente pedindo o veto. O trecho da MP diz que o “poder concedente deverá criar programa de modernização do parque termelétrico brasileiro movido a carvão mineral nacional para implantar novas usinas que entrem em operação a partir de 2023 e até 2027”. Para os ativistas, isso vai contra o compromisso assumido pelo Brasil de expandir o uso de fontes renováveis no setor da energia. “Esse artigo vai completamente na contramão dos esforços globais de redução das emissões de gases-estufa”, critica Carlos Rittl, secretário-executivo do Observatório do Clima, umas das organizações signatárias da carta, ao lado de ONGs de peso, como WWF-Brasil e Greenpeace. “O carvão é a principal fonte das emissões no mundo no setor de energia. Está todo mundo tentando se livrar e nós, entre 2023 e 2027, vamos incentivar novas usinas”. De acordo com relatório da Aneel de junho deste ano, estão em operação no país 23 térmicas movidas a carvão mineral, com capacidade instalada de aproximadamente 3.600 megawatts, apenas 3,3% do total. A Região Sul concentra oito das 13 maiores usinas. “Dentro da geração de energia no país, cerca de 25% das emissões de gases do efeito estufa estão associadas a térmicas a carvão”, diz Marcelo Cremer, do Instituto de Energia e Meio Ambiente. O próprio governo federal vem sinalizando a priorização das fontes limpas de energia. No início do mês, o BNDES aprovou novas condições de financiamento para o setor, que proíbem apoio a investimentos em termelétricas a carvão e óleo combustível, que são mais poluentes. (O Globo – 28.10.2016) 2 Gasen cadastra 7,5 GW de térmicas a gás no Ibama A Gasen Energia entrou com pedido de licenciamento ambiental para uma nova termelétrica a gás natural no Nordeste. O projeto da UTE Gasen Barcarena, como foi denominada, inclui quatro turbinas, sendo três movidas a gás e uma a vapor, totalizando 1.500 MW de capacidade. Procurada, a Gasen não quis comentar sobre o desenvolvimento da usina. O escopo enviado ao Ibama prevê a instalação do empreendimento nas proximidades do Porto de Vila do Conde, na cidade de Barcarena, Pará, onde também deve ser implantado um terminal de regaseificação de GNL. Por mais que o projeto não entre em detalhes com relação ao terminal, menciona-se que a usina consumirá gás natural regaseificado. O estado do Pará não tem estrutura de gasodutos de transporte ou distribuição de gás natural. A Companhia de Gás do Pará, concessionária do estado que ainda não é operacional, havia sinalizado interesse de suprir a região com GNL, mas não previa disponibilidade de infraestrutura até, pelo menos, o final de 2016. A Gasen tem outras quatro termelétricas a gás cadastradas para receber licenciamento ambiental do Ibama. As UTEs Bahia I (BA), Itaqui I (MA), Pecém I (CE), Suape (PE) e Barcarena (PA) totalizam 7.500 MW de capacidade. Todos os projetos prevêem o uso de gás regaseificado, em volumes próximos a 6,5 milhões de m³/dia cada. (Agência CanalEnergia – 28.10.2016)
Energias Renováveis 1 Fornecedor para eólica vive ociosidade de 75% O mercado brasileiro de projetos de energia eólica atual é insuficiente para a capacidade instalada total das seis fabricantes de turbinas eólicas localizadas no país, na avaliação do presidente da Vestas no Brasil, Rogério Zampronha. Segundo ele, considerando a capacidade instalada de todos os fabricantes situados no país, há uma ociosidade de quase 75%. "Temos uma capacidade instalada de produção de 3,5 a 4 gigawatts dos fabricantes de turbinas para um mercado que contratou 1,1 gigawatt [em 2015] e vamos dizer que neste ano contratará 1,1 gigawatts, hipoteticamente. Então, estamos rodando a 30% ou 25% da capacidade", afirmou o executivo a jornalistas. "Obviamente tem empresas, e a Vestas se enquadra nessa categoria, que está com carteira robusta até 2018. E há empresas que têm carteiras menos robustas. Talvez essas sofram mais. Aí vai depender de empresas terem ou não compromisso de longo prazo, acharem que o Brasil, no curto prazo, pode, ou não, se recuperar", completou. Segundo Zampronha, tudo dependerá da perspectiva futura de cada fabricante instalado no país. "Nossa perspectiva é que o Brasil está passando por uma baixa. Mas, mesmo que a gente tenha uma contratação abaixo do esperado, continuamos comprometidos com o país", disse. Sobre o próximo leilão de energia de reserva, marcado para dezembro e que contratará projetos eólicos e solares, Zampronha ressaltou que o ideal é uma contratação de projetos eólicos de 2 GW de capacidade instalada, mas disse que estará satisfeito se o volume for de 1,4 GW. Ele concordou com a decisão do governo de manter o leilão, mesmo com a impossibilidade de participação de projetos dos Estados do Rio Grande do Norte, Bahia e Rio Grande do Sul, por falta de estrutura de escoamento de energia. (Valor Econômico – 28.10.2016) 2 Renováveis chegarão a 83,4% na matriz de oferta elétrica brasileira de 2016 As fontes renováveis vão subir oito pontos percentuais na matriz de energia elétrica de 2016, atingindo uma participação de 83,4% (70,3% de hidráulica, 8,5% de biomassa, 4,5% de eólica). Em 2015, essas fontes representaram 75,5%. Os dados constam no Boletim Mensal de Energia referente ao mês de agosto, elaborado pela Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME. Quando considerada a oferta interna de energia brasileira a estimativa para 2016 é que as renováveis venham contribuir com 43,5%, indicador também superior ao verificado em 2015, de 41%. Nas previsões, a fonte hidráulica é a que mais se destaca, elevando sua participação de 64% (2015) para 70,3% (2016) na matriz de oferta de energia elétrica, e de 11,3% para 12,7% na matriz de oferta interna de energia. A energia eólica, na matriz elétrica, deve subir um ponto percentual, passando de 3,5% (2015) para 4,5% (2016), o que representará uma geração perto de 30 TWh neste ano. Já para a biomassa, a previsão é que passe de 8% (2015) para 8,5% (2016), também na matriz elétrica. (Agência CanalEnergia – 27.10.2016).
Grandes Consumidores 1 Vale poderá rever venda de ativo 'core' As altas nos preços das commodities minerais e metálicas ¬ que impulsionaram o resultado da Vale no terceiro tri ¬ podem levar a mineradora a reavaliar a venda de participações em seus negócios prioritários, incluindo o minério de ferro, se as condições de mercado continuarem favoráveis. Em fevereiro, a Vale indicou que poderia vender atividades "core" dentro da estratégia de reduzir sua dívida líquida em US$ 10 bilhões até 2017. O objetivo ainda está sobre a mesa, mas com a melhoria nos preços do minério de ferro, do níquel, do cobre e do carvão a venda pode ocorrer de forma mais cautelosa, em etapas. "Estamos avaliando constantemente o que será de melhor interesse da Vale", disse ontem o presidente da mineradora, Murilo Ferreira. Ele fez o comentário em teleconferência para discutir os resultados da empresa no terceiro tri, quando foi beneficiada pela alta nos preços e também pelo aumento dos volumes de produção e de vendas. De julho a setembro, a receita somou R$ 23,7 bilhões, alta de 2% sobre igual período de 2015; o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) totalizou R$ 9,8 bi, aumento de 44% sobre mesmo trimestre de 2015; e o lucro líquido ficou em R$ 1,8 bi, ante prejuízo de R$ 6,6 bi no terceiro tri de 2015. A ação ordinária da Vale fechou cotada a R$ 22 ontem, alta de 1,06% sobre a véspera, enquanto a ação preferencial, cotada a R$ 20,72, caiu 0,38%. Ferreira disse que o objetivo da Vale é reduzir a dívida líquida para algo entre US$ 15 bi e US$ 17 bi até o fim de 2017. A empresa terminou o terceiro tri com dívida líquida de US$ 25,9 bi. A estratégia passa pela venda de ativos. Em apresentação a investidores, em setembro, a Vale reafirmou que pode arrecadar de US$ 5 bi a US$ 7 bi com a venda de fatia no negócio de carvão para a Mitsui, além de navios, ativos de energia e fertilizantes. Há ainda transações potenciais com ativos "core", entre US$ 4 bi e US$ 6 bi. É essa parte que, dependendo das condições de mercado, pode ser reavaliada. Ontem, a Vale informou, na teleconferência, que tem negociações em andamento na área de fertilizantes e espera anunciar a transação antes do fim do ano. Segundo Ferreira, “é uma questão de poucas semanas, possivelmente em novembro, para assinar o acordo final com a Mitsui". (Valor Econômico – 28.10.2016) 2 Vale confirma negociação para venda de mina de carvão na Austrália A Vale confirmou nesta sexta-feira que seu Conselho de Administração deliberou a venda dos ativos de carvão de Carborough Downs, na Austrália, mas ressaltou que o desinvestimento não é relevante para a companhia. Há pelo menos dois potencias compradores para o ativo. A informação consta de um esclarecimento feito ao mercado após notícia publicada na imprensa sobre a transação. Na nota, a Vale não divulga valor do ativo nem eventual comprador. Com a venda da mina australiana, a Vale encerrará as operações de carvão na Austrália, negócios pouco rentáveis para a companhia. Ano passado, ela já havia vendido a mina de Isaac Palins, para a canadense Stanmore Coal, e a mina de Integra Coal, para a suíça Glencore e a empresa de serviços australiana Blomfield, por valores simbólicos. A mineradora também explicou na nota que não houve qualquer deliberação sobre a venda de seu negócio de fertilizantes na reunião do conselho de, em 26 de outubro, após questionamentos feitos pela Bovespa. “Ressaltamos que a Vale continua trabalhando no sentido de formar uma parceria estratégica na área de fertilizantes, em linha com sua estratégia anteriormente comunicada ao mercado.” A mineradora negocia com a americana Mosaic e a norueguesa Yara. (O Globo – 28.10.2016) Economia Brasileira 1 Governo central tem pior déficit primário para setembro desde 1997 O governo central registrou em setembro déficit primário de R$ 25,302 bi, o pior resultado para o mês na série iniciada em 1997. O governo central reúne as contas do Tesouro Nacional, Previdência Social e BC. De janeiro a setembro, o déficit correspondeu a R$ 96,633 bi, também o mais elevado da série e equivalente a 2,1% do PIB. Nos 12 meses encerrados em setembro, o saldo negativo foi de R$ 190,555 bi, também o maior da série. Desconsiderando o pagamento de R$ 55,6 bi em passivos no fim do ano passado, esse saldo negativo em 12 meses caiu para R$ 138,2 bi. A meta fiscal para este ano é de R$ 170,5 bi de déficit primário do governo central para o ano. Para o setor público, o objetivo é de déficit de R$ 163,9 bi, mas o governo não está olhando para este número, alegando que seu compromisso é apenas com o alvo definido para o governo central. Segundo os números do Tesouro Nacional, o resultado do governo central de setembro é reflexo de um déficit do Tesouro Nacional de R$ 258,1 mi e saldo negativo de R$ 25,076 bi da Previdência Social e superávit de R$ 31,3 mi do BC. (Valor Econômico – 27.10.2016) 2 Despesas de custeio do governo têm queda real de 12% até setembro O governo federal economizou R$ 2,268 bi em termos reais com despesas de custeio nos três primeiros trimestres de 2016, na comparação com o mesmo período do ano passado. Isso representa uma queda real (descontada a inflação) de 12% e nominal de 4,1%, disse o ministro interino do Planejamento, Dyogo de Oliveira. Segundo o ministro houve redução em todos os itens. A exceção foi o item "outros", que inclui, por exemplo, o pagamento de tarifas bancárias, responsável pela alta. Foram pagas tarifas atrasadas de outros anos anteriores em 2016. Ele apontou, contudo, que essa rubrica representa 5% do gasto de custeio. “Números demonstram o resultado de um conjunto amplo de ações que temos tomado nos últimos meses e já há algum tempo para reduzir o custo de funcionamento do governo federal”, disse Dyogo. Como exemplo, ele citou a reorganização das compras de passagens aéreas. (Valor Econômico – 27.10.2016) 3 Demanda do consumidor por crédito cai em setembro, diz Boa Vista SCPC 4 Confiança do comércio sobe, mas setor não vê retomada no curto prazo Influenciado pela melhora na avaliação das condições correntes, nas expectativas de curto prazo e nas intenções de investimento, o Índice de Confiança do Empresário do Comércio (Icec) subiu 1% entre setembro e outubro, para 97,3 pontos. A informação foi divulgada nesta sexta-feira da CNC. Na comparação com outubro de 2015, houve alta de 18,7%. O índice, no entanto, ainda permanece na zona negativa, abaixo de 100 pontos, o que reflete um setor ainda pessimista. “Embora a confiança dos comerciantes tenha evoluído positivamente nos meses recentes, os consumidores continuam cautelosos. Há a percepção de que a crise está abrandando, mas a renda das famílias segue restrita comprometida com dívidas, e as condições do mercado de trabalho seguem desfavoráveis, com a taxa média de desemprego elevada, além do custo do crédito, que continua alto. Esse contexto dificulta a recuperação mais rápida do varejo”, analisou, em nota, a economista da CNC, Izis Ferreira. Os três tópicos usados para cálculo do índice subiram tanto na comparação com mês anterior quanto com igual mês de 2015. A expansão mais expressiva ocorreu no item condições atuais, que teve aumento de 2,8% ante setembro; e de 36,9% na comparação com outubro do ano passado. Já as expectativas do empresariado subiram 1,7% ante setembro; e 21% em relação a outubro de 2015. Por sua vez, a intenção de investimentos do setor mostrou elevações de 0,2% e de 5,9%, respectivamente ante setembro e ante outubro do ano passado. Para a CNC, o desempenho, mesmo positivo, mostra que ainda não há perspectiva de recuperação na atividade do comércio no curto prazo. Por enquanto, há apenas uma diminuição no ritmo de queda das vendas. (Valor Econômico – 28.10.2016) 5 Expectativa do consumidor avança pelo quarto mês em outubro, diz CNI 6 Projeções indicam alta de 0,2% no IGP¬M O recuo nos preços agropecuários deve ter mantido a inflação no atacado quase estável em outubro, avaliam economistas, apesar do pequeno aumento nos itens industriais. Com pouca variação nas cotações ao produtor, 22 instituições financeiras e consultorias ouvidas pelo Valor Data estimam, em média, que o IGP¬M subiu 0,21% neste mês, apenas 0,01 ponto acima do registrado em setembro. As projeções para o indicador, a ser divulgado hoje pela FGV, vão de alta de 0,14% a 0,3%. Apesar da expectativa de estabilidade na comparação mensal, a inflação em 12 meses pelo IGP¬M deve ter mostrado redução expressiva na passagem mensal ¬ de 10,66% para 8,84%. (Valor Econômico – 28.10.2016) 7 Dólar ontem e hoje
Internacional 1 Peru: Investimento em energia chegará a US$ 41,249 bi em 2025 O setor de energia no Peru, especificamente nas áreas de petróleo e gás, receberá um investimento de cerca de US$ 41,249 bi para o período 2014-2025, estima o vice-presidente financeiro e administrativo da Promigas, Aquiles Mercado. Desse montante, projeta-se um investimento no setor de hidrocarbonetos de aproximadamente US$ 24,9 bi e para o transporte de gás natural prevê-se um investimento acima de US$ 9,7 bi. Além disso, para o setor petroquímico são estimados US$ 5 bi, enquanto para a distribuição e massa consumo de gás natural chegaria a 1,649 bi. De acordo com o relatório "Gás Natural no Peru: Balanço Setorial e Perspectivas para o Bicentenário", desde 2005 quando se realizou a primeira conexão residencial de gás natural em lima, ao final de 2015, o número de usuários superou os 382 mil. O estudo também destacou que o Peru é o país da América do Sul que mais cresceu nos últimos 10 anos em consumo de gás natural, com 23%, à frente do Brasil (8%), Colômbia (5%) e da média da região (4%). Para avançar com a expansão do gás natural, há uma agenda para resolver, como desafios sociais aumentar o entendimento com as comunidades; assim como a capacidade de transporte para seguir massificando este recurso. Mercado projetou que de um nível de 5% da população que recebe os benefícios do gás natural, em 2021 poderá chegar a um nível de 13%. (El Peruano – Peru – 28.10.2016) 2 Chile: Setores de energia e mineração são responsáveis por 65% das iniciativas de consulta indígenas Chile e alguns outros países começaram a realizar nos últimos anos um processo de consulta indígena. Conforme definido pelo Ministério do Meio Ambiente, é um mecanismo de participação baseado no diálogo entre o Estado e os povos indígenas que provem da Convenção 169 da OIT sobre "Povos Indígenas e Tribais em Países Independentes" e que surge cada vez que são adotadas medidas legislativas e administrativas sucessíveis a afetá-los diretamente. O acordo entrou em vigor no Chile em Setembro de 2009. De acordo com o informe da CPC, em 30 de Setembro de 2016, 31 projetos realizaram, ou estão em curso, um processo de consulta indígena, totalizando um montante de investimento de US$ 16,127 bi. Do total, 22 completaram a sua consulta e nove, que atingiram um investimento de US$ 2,407 bi, ainda estão em curso. Dos 22 projetos que concluíram o processo de consulta indígena, 21 deles concluíram o seu processo de avaliação no Sistema de Avaliação de Impacto Ambiental (SEIA), sendo aprovados 19, rejeitado apenas um, e em caso houve desistência do titular do processo. Os 31 projetos correspondem à Avaliação de Impacto Ambiental (EIA), e 65% vem do setor de energia, com US $ 4,530 bi de investimento. Em segundo lugar vem a indústria de mineração, que representa 23% do total, US$ 8,854 bi. Os restantes quatro projetos estão divididos entre o setor florestal e infraestrutura de transportes, hidráulica e portuária. (Economía e Negocios – Chile – 29.10.2016) 3 IEA aumenta previsão de crescimento das renováveis A Agência Internacional de Energia elevou sua projeção de cinco anos para o crescimento das renováveis após o ano recorde dessas fontes em 2015. Essa mudança deve-se às políticas robustas em países chave para as fontes e às reduções expressivas de custos. As renováveis ultrapassaram o carvão no ano passado como a fonte de maior volume de capacidade instalada no mundo. A IEA prevê expansão 13% acima do projetado anteriormente para o período entre 2015 e 2021. Entre os países de destaque acerca das políticas estão os Estados Unidos, China, Índia e México. A queda de custos esperada é de cerca de 25% em solar e de 15% para a eólica onshore. De acordo com o estudo da agência, cerca de meio milhão de painéis solares foram instalados por dia em 2015. E na China, que contabilizou cerca de metade da capacidade eólica instalada no ano passado e 40% de todas as fontes renováveis no mundo, registrou duas novas turbinas movidas à força do vento a cada hora. Nos próximos cinco anos, as renováveis manterão o crescimento acelerado de crescimento com cerca de 28% em 2021 sobre os 23% reportados em 2015. Com essa perspectiva, indicou a IEA, as renováveis deverão responder por mais de 60% do aumento de capacidade instalada no mundo no médio prazo, reduzindo rapidamente a sua diferença para o carvão. É esperado que até 2021 a geração por meio de fontes renováveis ultrapassem 7.600 TWh. A agência considera que há um mundo com duas velocidades distintas para o avanço das renováveis nos próximos cinco anos. Na Ásia, há a liderança do crescimento das fontes, sendo que somente a China representa 40% do crescimento global dessas fontes, mas, ainda assim, esse aumento é apenas a metade do aumento da demanda por energia elétrica naquele país. Na outra ponta estão a União Europeia, Japão e Estados Unidos onde a adição de geração renovável será maior que os indicadores de crescimento de demanda até 2021. Mas ainda há pontos para se ter atenção. As incertezas sobre as políticas para as renováveis ainda persistem, o que pode reduzir a expansão dos investimentos. A questão do financiamento ainda é uma barreira em diversos países em desenvolvimento. E, o avanço das renováveis nos segmentos de transporte e de aquecimento ainda andam lentamente e precisa de mais esforços políticos para serem mais expressivos. (Agência CanalEnergia – 28.10.2016) 4 Fotowatio ganha projeto solar de 300 MW em leilão mexicano Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
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