l IFE: nº 4.212 - 16 de novembro 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 Aneel rejeita pedido de aumento de térmicas A pior crise hídrica da história do Ceará separou a Aneel e o complexo de usinas térmicas instaladas em Pecém, a 60 quilômetros de Fortaleza. Nesta semana, a área técnica da agência rejeitou pedido feito pelas usinas Pecém I e II, que queriam reajustar o preço da energia por causa de um novo encargo do governo do Estado, que aumenta em oito vezes o preço da água usada nas térmicas. A decisão final sobre o pedido das usinas cabe à diretoria colegiada da agência, que vai analisar a nota técnica. No entendimento dos técnicos, a disponibilidade de água e energia faz parte do risco do negócio. Além disso, as empresas deveriam utilizar a água do mar para resfriar as máquinas e não a água potável de reservatórios que abastecem a população. Não por acaso, as usinas foram construídas a 5 km da costa. Em vez de usarem a água do oceano, porém, o que exigiria investimentos em plantas de dessalinização, as térmicas se ligaram à rede de abastecimento que acessa a água doce do Açude do Castanhão, o maior do Estado, a 280 quilômetros de distância. A agência menciona o exemplo da maior usina do complexo, Pecém I, com 720 megawatts de potência. A Principal caixa d’água que abastece Fortaleza, o Açude do Castanhão está com apenas 5,5% de sua capacidade, pior situação desde 2002, quando entrou em operação. Na quinta-feira, o governo federal liberou R$ 36,7 milhões para implantação de adutoras emergenciais que vão atender a população e minimizar os impactos da seca em áreas urbanas no Ceará. As empresas EDP e Eneva, donas de Pecém I e II, ameaçaram desligar as operações depois de receberem a conta de água referente a setembro. O custo com água, de R$ 1,308 mi, somou-se a R$ 9,125 mi relativos ao Encargo Hídrico Emergencial, criado em caráter emergencial pelo governo do Ceará para tentar controlar o consumo e privilegiar o abastecimento humano. Das quatro térmicas, a Endesa Fortaleza é a única com projeto avançado de dessalinização. A empresa diz ter investido R$ 1,5 m na perfuração de poços e no desenvolvimento de um projeto para a utilização da água do mar, que tem apoio do governo cearense. A EDP informou que “segue comprometida em encontrar uma solução que será benéfica para todos os envolvidos, sem prejudicar a segurança energética do Estado do Ceará e/ou a saúde financeira dos empreendimentos”. A Eneva não se manifestou porque está sob “período de silêncio”, prestes a anunciar os resultados financeiros. (O Estado de São Paulo – 11.11.2016) 2 Governo veta artigo da MP do setor elétrico que incentiva uso de carvão mineral O presidente Michel Temer vai vetar um artigo incluído na MP 735 que previa a criação de um programa de modernização para implantar novas termelétricas movidas a carvão mineral no país. Em carta enviada ao ministro do Meio Ambiente, Sarney Filho, Temer diz que o artigo 20 da MP será vetado por causa da abrangência de seu conteúdo e da complexidade das matérias envolvidas. O texto deve ser sancionado pelo presidente com vetos na semana que vem. O veto ao artigo 20 da medida provisória, conhecida como MP do setor elétrico, estava sendo reivindicado por diversas entidades ambientais, inclusive pelo próprio MMA, que recomendou o veto ao presidente. Para o Ministério, o dispositivo promove a construção de novas usinas termelétricas movidas a carvão mineral, em discordância com o desenvolvimento sustentável. “Estimativas apontam que o carvão é responsável por entre 30% e 35% do total de emissões de CO2, principal agente do efeito estufa, afastando o Brasil do compromisso assumido perante a comunidade internacional, no âmbito do Acordo de Paris”, diz o ministério. Ao ser editada pelo governo, a MP 735 tinha como objetivo inicial promover a melhor distribuição dos recursos da CDE, que recebe recursos pagos na conta de luz. A MP também muda o processo dos leilões de desestatização, com o objetivo de facilitar os processos de venda das distribuidoras da Eletrobras. No entanto, a matéria recebeu 127 emendas no CN e várias foram incorporadas ao relatório final do deputado José Carlos Aleluia (DEM-BA), que deu origem ao Projeto de Lei de Conversão 29/2016, aprovado na Câmara dos Deputados e no Senado. Além da promoção do carvão mineral, as emendas dos parlamentares incluíram outros assuntos na MP, como a regulação do mercado de gás natural canalizado, a manutenção de empregos no caso de privatização de distribuidoras e a prorrogação de contratos de obras atrasadas. (Agência Brasil – 11.11.2016) 3 Município sede de hidrelétrica poderá ter aumento da cota do ICMS A CCJ da Câmara dos Deputados aprovou o Projeto de Lei Complementar 163/15, do Senado, que altera a forma de cálculo do valor da energia elétrica produzida em usinas, para fins de repartição da parcela do ICMS que cabe aos municípios. Segundo a proposta, o valor da produção da energia oriunda de usina hidrelétrica situada no município, para fim de apuração da quota-parte de ICMS do município, corresponderá à quantidade de energia produzida multiplicada pelo preço médio da energia hidráulica comprada das geradoras pelas distribuidoras, calculado pela Aneel. O objetivo é compensar os municípios que sediam usinas hidrelétricas. O parecer do relator, deputado Marcos Rogério (DEM-RO), apontou que a proposta define com maior clareza a forma como será calculado o total. Como a CCJ apenas analisa a constitucionalidade dessa proposta, ele recomendou a aprovação. A proposta, já aprovada nas comissões de Minas e Energia; e de Finanças e Tributação, será encaminhada para análise do Plenário. (Agência CanalEnergia – 11.11.2016) 4 Preço máximo do LER será de R$ 320,00/MWh solar e R$ 247,00/MWh para eólicas 5 Aneel mantém multa a Eletronorte por falhas na operação de Samuel A Aneel manteve multa de R$ 974 mil, aplicada a Eletronorte em consequência do desempenho inadequado da hidrelétrica de Samuel, nos desligamentos ocorridos em agosto e setembro de 2015 no sistema Acre-Rondônia e no complexo do Madeira. A Aneel concluiu que problemas de operação e manutenção da usina localizada em Rondônia atrasaram o processo de recomposição da carga nos dois estados do Norte do país. As falhas teriam sido resultantes da demora da estatal em modernizar e adaptar a hidrelétrica para atuação como Black Start (auto-restabelecimento) do sistema. Segundo a Aneel, estudos e planejamentos realizados durante anos indicavam que a UHE Samuel e as térmicas Madeira e Rio Acre atuariam com essa finalidade, a partir da integração do Sistema Acre-Rondônia ao SIN. A interligação foi completada em outubro de 2009. A fiscalização da agência concluiu que houve tempo suficiente para que o empreendimento construído em 1980 fosse adaptado para a operação no SIN, já considerando a ampliação do sistema de transmissão e a entrada de novos empreendimentos de geração, como as usinas de Santo Antônio e Jirau. O papel de Samuel na recomposição do sistema ficou ainda mais relevante com a desativação das térmicas. A agência rejeitou a proposta da Eletronorte de substituição da multa pela assinatura de um Termo de Ajustamento de Conduta, ou sua transformação em advertência. (Agência CanalEnergia – 14.11.2016) 6 MME extingue outorga da SPE Transmissora Maranhense O MME extinguiu a concessão outorgada à SPE BR Transmissora Maranhense de Energia. A empresa descumpriu o cronograma de implantação de obras destinadas a solucionar dificuldades de suprimento de energia no interior do Maranhão. A Transmissora Maranhense era responsável pela concessão de projetos de transmissão leiloados em 2013. O contrato inclui as linhas de transmissão Imperatriz – Porto Franco, em 230 kV, com extensão aproximada de 113 km; Coelho Neto – Chapadinha II, em 230kV, com aproximadamente 74 km; Miranda II – Chapadinha II, em 230kV, com cerca de 129 km; e a subestação Chapadinha II.Segundo despacho publicado no DOU de 14 de novembro, a caducidade da concessão não exime a SPE BR Transmissora Maranhense de Energia de outras penalidades previstas na legislação e no contrato de concessão. Uma vez que não existem evidências de evolução das obras, não há indenização de bens reversíveis vinculados à concessão. O MME ainda determinou que a secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético avalie a necessidade de estudos para viabilizar o acesso dos usuários ao SIN em razão da não implantação das obras previstas no referido contrato de transmissão de energia. (Agência CanalEnergia – 14.11.2016) 7 Aneel autoriza recebíveis como garantia para Light e Furnas A Aneel autorizou a Light a oferecer recebíveis em garantia a empréstimo junto ao BNDES ao valor de R$ 176,9 mi que serão utilizados em seu plano de investimentos. O despacho foi publicado na edição de14 de novembro do DOU, que traz ainda a autorização para que Furnas ofereça recebíveis como garantia para financiamentos com diferentes instituições financeiras. Com a Caixa, o valor autorizado é de até R$ 1 bi, já ao BNDES (e Caixa via repasse) envolve a cessão de direitos creditórios e emergentes de recebíveis de geração e transmissão no valor de até R$ 628 mi. Outra frente é a anuência a fiança corporativa em favor da State Grid no valor de até R$ 100 mi, garantia para repactuação de financiamento de longo prazo, no valor de até R$ 195 mi com a Eletrobrás e fiança corporativa para aditamento à primeira emissão de debêntures da SPE Belo Monte Transmissora. (Agência CanalEnergia – 14.11.2016) 8 Aneel avalia limitar dividendo de distribuidora que não cumprir metas
Empresas 1 BNDES aprova financiamento de R$ 474 milhões para Light O BNDES aprovou um financiamento de R$ 474,7 mi para a Light. Segundo o BNDES, os recursos serão destinados ao plano de investimentos da Light, “que inclui expansão e modernização de sua rede de distribuição de energia, diminuição do volume de perdas associadas ao furto de energia, no biênio 2015¬16, além de projetos sociais no âmbito da Linha Investimentos Sociais de Empresas (ISE).” O montante faz parte do plano bienal da Light, que totaliza R$ 1 bi nos anos 2015 e 2016. Os investimentos financiados pelo BNDES incluem ações para melhoria de atendimento aos clientes, além de ampliação do sistema de monitoramento de agências comerciais, via instalação de novas câmaras interligadas. Também há investimentos voltados para os esforços de combate às perdas, como fiscalização de fraudes e irregularidades, instalação de novas tecnologias de medição eletrônica e ações de recuperação de energia. Segundo o BNDES, os futuros investimentos em projetos sociais da Light serão definidos em uma próxima etapa. “A empresa já tem programas sociais em curso financiados pelo BNDES e o principal deles é o Projeto Travessia, que envolve a implantação e revitalização de espaços públicos esportivos em comunidades e bairros de baixa renda”, diz o comunicado do BNDES. (Valor Econômico – 14.11.2016) 2 Ao integrar atividades da holding, Eletrobras deve demitir 2,6 mil A Eletrobras informou mais detalhes sobre o seu Plano Diretor de Negócios e Gestão (PDNG) 2017¬-2021, indicando que a criação do Centro de Serviços Compartilhados (CSC) pode levar à inclusão de 2,6 mil empregados no chamado Plano de Incentivo ao Desligamento (PID). O CSC deve ser implantado até dezembro de 2017 e irá integrar atividades da holding e das controladas em áreas administrativas como finanças e tesouraria, contabilidade e fiscal, recursos humanos, suprimentos e logística, infraestrutura e serviços gerais, tecnologia da informação, jurídico e gestão das SPEs. O CSC ficará localizado no Rio de Janeiro e vai englobar uma série de companhias do grupo Eletrobras, como Cepel, Eletropar, Furnas, Eletronuclear, Eletronorte, Chesf, Eletrosul e CGTEE. “Há 5.226 empregados envolvidos nestas atividades transacionais, havendo uma potencial de redução de 50% em dois anos, sendo 60% [desse total] até o fim de 2017 e 40% até o fim de 2018”, informou a empresa em comunicado. A estatal estima que os desembolsos do PID ocorram nos próximos dois anos, sendo que a implantação do CSC ocorrerá em 2017 nas empresas localizadas no Rio de Janeiro e em 2018 para todo o grupo. No detalhamento do PDNG, a Eletrobras informou que a criação de um comitê de comercialização de energia tem como objetivo diminuir a distância do preço médio de energia recebido em relação às companhias privadas do setor. “Atualmente, com a comercialização não integrada, as empresas Eletrobras têm um preço médio de venda no ACL e ACR inferior à média das empresas privadas”, afirmou a estatal. O comitê será comandado pelo presidente e pelos diretores financeiro e de gestão da holding, mas também terá participação de representantes de todas as controladas, “visando a otimização nas transações de comercialização de energia”. O comitê deverá ter duas assessorias, uma técnica e uma de gestão. (Valor Econômico – 14.11.2016) 3 Eletrobras pretende vender imóveis e terrenos para aumentar o fluxo do caixa A Eletrobras pretende vender imóveis e terrenos no Rio de Janeiro como parte do processo de aumento de fluxo de caixa destacado em seu PDNG. A intenção da estatal é tentar concentrar seus empregados no prédio da fundação de previdência privada, a Eletros. “Após a concentração dos empregados da Eletrobras holding em um único prédio, a holding possui disponibilidade para vender imóveis localizados no Edifício Corfa, onde está situada a atual Memória da Eletricidade, dois andares do edifício Herm Stoltz e terrenos na Lapa, Rio de Janeiro”, informou a empresa. A companhia indicou ainda que possui disponibilidade para vender imóveis administrativos após reestruturação organizacional. Além da venda de imóveis, a Eletrobras quer negociar participações em SPEs. “Esta iniciativa tem por objetivo promover a quitação de dívidas dessas controladas com a Eletrobras, que poderá manter os ativos que vier a receber por quitação de dívidas ou vendê¬los, em operações estruturadas, para atingir a meta de diminuir a alavancagem consolidada”, indicou a empresa. Essas SPEs também poderão ser vendidas a terceiros, inclusive por meio do exercício de tag along. Com a venda de imóveis e negociação SPEs, a Eletrobras pretende levantar cerca de R$ 4,6 bi. (Valor Econômico – 14.11.2016) 4 Abengoa faz proposta para acelerar leilão de linhas em obras 5 Energisa melhora resultado e reduz endividamento Depois de uma oferta pública de ações que injetou R$ 1,536 bi no caixa, a Energisa registrou lucro de R$ 63,3 mi no terceiro trimestre, revertendo prejuízo de R$ 132,5 mi registrado em igual período de 2015. No acumulado do ano a empresa contabiliza lucro líquido de R$ 160,6 mi, 16,8% abaixo do acumulado nos nove primeiros meses de 2015. A geração de caixa medida pelo Ebitda ajustado foi de R$ 574,3 mi, com crescimento de 26,5% em relação ao mesmo período do ano passado. No acumulado de 2016, o Ebitda ajustado da Energisa foi de R$ 1,376 bi. A empresa tinha em caixa R$ 3,318 bi. Parte do dinheiro da capitalização foi utilizado para aumentar a participação acionária em algumas subsidiárias, como a Energisa Tocantins e a Bragantina. A empresa fechou o trimestre com dívidas de R$ 5,85 bi. A injeção de capital permitiu reduzir a alavancagem que estava em 4,2 vezes em junho ¬ quando a dívida era de R$ 7,015 bi ¬ para 3,2 vezes em setembro. A Energisa investiu R$ 509 mi no terceiro trimestre, 15,9% mais que em igual período de 2015. Segundo Maurício Botelho, vice¬presidente financeiro e de relações com investidores, grande parte dos recursos foi destinado às empresas adquiridas do grupo Rede. Segundo o executivo, as empresas do Mato Grosso e Tocantins são as que mais absorvem investimentos para programas de melhoria da qualidade e também para atender o mercado. Enquanto registra melhora do caixa, a Energisa sente a queda do consumo de energia nas suas distribuidoras. As vendas para o mercado cativo faturado caíram 2,7% no terceiro trimestre, para 6.022 Gwh e como ficou com excedentes de energia adquirida, a comercializadora do grupo registrou aumento de 7,8% nas vendas de energia elétrica. Mesmo assim Botelho aponta como positivo o aumento de 2,2% no consumo da classe residencial em relação ao terceiro trimestre de 2015. Um destaque é a Energisa Tocantins, onde o mercado cresceu 8,9%, e a Paraíba (5,6%) devido às altas temperaturas registradas. Botelho também chamou a atenção para o aumento de 6,8% do consumo da classe rural, influenciada por exportações de commodities agrícolas e ligações do Programa Luz para Todos no Mato Grosso. A Energisa aderiu ao Nível 2 de Governança da BM&FBovespa em 28 de agosto. A empresa está concluindo em novembro um aumento de capital na Rede Energia, de R$ 351 mi, que vai elevar sua participação direta na empresa de 95,1% para 96,2%. Na Energisa Mato Grosso o aumento de capital será de R$ 350,9 mi, o que vai elevar a participação para 66,6%, ante os atuais 58,8%. No Tocantins a participação vai aumentar de 71,4% para 76,7% depois de capitalização de R$ 152,6 mi. Após capitalização de R$ 50 mi na Empresa Elétrica Bragantina, a Energisa terá 95,8% do capital. (Valor Econômico – 14.11.2016) A Cesp obteve lucro de R$ 80,2 mi no terceiro trimestre do ano, ante prejuízo de R$ 66,9 mi apurado no mesmo intervalo de 2015. Segundo a companhia, o resultado refletiu a redução de despesas, principalmente as com compra de energia e encargos setoriais, além da redução de provisões para riscos legais decorrentes de reversões favoráveis à companhia em processos judiciais, entre outros motivos. A receita recuou 47,6% no trimestre, para R$ 374,5 mi. Desde julho, a Cesp deixou de receber a receita transitória da operação das hidrelétricas Jupiá e Ilha Solteira, assumidas pela CTG, o que explicou a baixa na receita. (Valor Econômico – 14.11.2016) 7 Cemig: Lucro quase triplica no 3º trimestre e vai a R$ 433,4 milhões A Cemig registrou lucro líquido atribuído aos acionistas controladores de R$ 433,4 mi no terceiro trimestre, quase três vezes acima do ganho de R$ 166,9 mi registrado um ano antes. A estatal mineira de energia teve receita líquida de R$ 4,89 bi, com alta de 2,31% na mesma base de comparação, e Ebitda consolidado de R$ 1,19 bi, com expansão de 84,3%. Conforme a companhia, esse desempenho reflete, principalmente, a redução da despesa com compra de energia e a , sociedade por meio da qual as empresas mantêm uma participação no bloco de controle da Light, diante de “novos critérios de precificação”. “Com base nos estudos realizados, encontra¬-se registrado um passivo no valor de R$ 1,513 bi referente à diferença entre o valor justo estimado para os ativos em relação ao preço de exercício”, informou a Cemig, em relatório divulgado na madrugada de sábado. A energia comercializada pelo grupo no trimestre totalizou 13.841 GWh, o equivalente a expansão de 3,63%, e as vendas de energia para consumidores finais somaram 10.826 GWh, queda de 4,32%. A estatal argumentou que o consumo de energia elétrica é afetado, desde o início do ano passado, “pelas condições adversas das conjunturas política e econômica nacional e, no mercado cativo, pelos sucessivos aumentos de tarifas de energia elétrica que, associados à aplicação da bandeira tarifária, resultaram em significativo aumento no valor da conta de energia”. (Valor Econômico – 13.11.2016) 8 Neoenergia reduz prejuízo em 89% no 3º trimestre, para R$ 7,3 milhões A Neoenergia registrou um prejuízo atribuído a sócios da empresa controladora de R$ 7,3 mi no terceiro trimestre, reduzindo em 89% as perdas de R$ 69,3 mi de igual período de 2015. A receita líquida cresceu 7,6% na mesma comparação, para R$ 3,6 bi, devido ao maior volume de energia vendida para o mercado cativo, aliado ao aumento da receita de uso de rede, ocasionado pela migração de clientes industriais para o mercado livre. O Ebitda somou R$ 523,5 mi, incremento de 43%. (Valor Econômico – 11.11.2016) 9 Neoenergia reconhece perda por superfaturamento em Belo Monte A Neoenergia reapresentou seu balanço anual de 2015, para incluir uma perda de R$ 18,3 mi, decorrente da conclusão de investigação realizada na Norte Energia, concessionária da usina de Belo Monte. A apuração constatou superfaturamento em contratos da hidrelétrica com fornecedores, no valor total de R$ 183 mi, despesa reconhecida nas demonstrações contábeis de 2015 da Norte Energia. Ontem, também a Light reapresentou seu balanço de 2015, para reconhecer uma perda de R$ 4,6 mi pelo mesmo motivo. A Norte Energia tem como acionistas Eletrobras (50%), Petros (10%), Funcef (10%), Neoenergia (10%), Cemig e Light (9,77%), Vale e Cemig (9%), Sinobras (1%) e J. Malucelli Energia (0,25%). Eletrobras A Eletrobras informou que ainda não foi intimada para prestar esclarecimentos sobre o relatório de fiscalização do TCU que identificou pelo menos R$ 3,2 bi em superfaturamento no contrato de construção da hidrelétrica. Reportagem publicada pelo Valor nesta semana informou que o TCU abriu um prazo de 15 dias para que os responsáveis por Belo Monte expliquem o superfaturamento Segundo os auditores do TCU, o buraco em Belo Monte pode ser maior. Isso porque os R$ 3,2 bi foram detectados em um universo de R$ 9 bi, valor efetivamente fiscalizado pelos auditores. A usina, porém, custou mais de R$ 30 bi. Em esclarecimento à BM&FBovespa, que questionou a companhia sobre a reportagem, a Eletrobras destacou que tem participação minoritária na hidrelétrica, e disse que prestará, quando intimada, os esclarecimentos devidos. (Valor Econômico – 11.11.2016) 10 Raízen Energia sai de prejuízo e registra lucro no 2º tri de 2016/17 A Raízen Energia registrou lucro líquido de R$ 302,5 mi no segundo trimestre da safra 2016/17, ante prejuízo de R$ 175,6 mi no mesmo período da temporada passada. A melhora do resultado líquido deveu¬se tanto ao aumento da produção, da vendas e dos preços, como da redução dos custos financeiros. A receita operacional líquida ajustada cresceu 8,8%, para R$ 3,148 bi, puxada pelo avanço do faturamento com as vendas de etanol. Já as receitas com a venda de açúcar recuaram levemente no período (1%), para R$ 1,443 bi, diante do menor volume vendido ao mercado externo. A receita também foi afetada pela valorização do real em relação ao trimestre anterior, o que reduziu a receita em R$ 140 mi, já que a taxa de câmbio média fixada para os embarques foi de R$ 3,78, mas a taxa média de câmbio realizada (Ptax) foi de R$ 3,24. O menor volume de venda do açúcar ainda acabou pesando sobre a geração de caixa da companhia no trimestre. O Ebitda ajustado recuou 5,5%, para R$ 795,4 mi. O resultado financeiro líquido, por sua vez, passou do negativo no segundo trimestre da safra passada para o positivo no último período, para R$ 72,4 mi. A empresa foi beneficiada tanto pela redução das despesas financeiras como pelo aumento da receita financeira. O efeito líquido dos derivativos continuou positivo, embora menor na comparação anual. Ainda assim, a dívida líquida cresceu 22,9% em um ano, somando no fim do trimestre passado R$ 8,5 bi. A Raízen Energia também teve um aumento do dispêndio com investimentos de capital (Capex), que cresceram 63,4% na comparação anual, para R$ 376,5 mi, aplicados principalmente no plantio do canavial e em projetos. (Valor Econômico – 14.11.2016) 11 BTG e Equatorial Energia oferecem R$ 1 bilhão por ativos da Abengoa A Equatorial Energia se uniu ao banco BTG Pactual para comprar os ativos que a empresa espanhola Abengoa detém no Brasil. A proposta é formar uma sociedade, na qual a Equatorial seria majoritária e o BTG ficaria com algo entre 40% e 49%. Conforme apurou o ‘Estado’, Equatorial e BTG apresentaram uma proposta formal para aquisição da nove concessões de linhas de transmissão que foram assumidas pela Abengoa no Brasil, após a empresa vencer uma série de leilões realizados pela Aneel, que estão com as obras atrasadas. O valor global oferecido pelos ativos é de pouco mais de R$ 1 bi. Desse total, R$ 277,2 mi referem-se à aquisição total de todas as sociedades que a Abengoa detém nos empreendimentos. Outros R$ 724,7 mi estão relacionados a saldos devedores de projetos em fase pré-operacional da Abengoa, ou seja, dívidas que a companhia acumula no País. A data base da proposta comercial é 31 de dezembro de 2015. As negociações com a Abengoa estão avançadas, com previsão de que a Equatorial e o BTG deem início ao processo de due diligence dos ativos, para passar um pente-fino administrativo, contábil e financeiro nos projetos da companhia. Questionada sobre as informações, a Abengoa não se manifestou até o fechamento desta reportagem. A Equatorial declarou apenas que “está sempre atenta às oportunidades de mercado”. O BTG é hoje um credor da empresa e tenta reaver com os espanhóis um prejuízo de R$ 375 mi, decorrente de uma operação de crédito realizada para bancar as obras da linha de Belo Monte. A Abengoa pegou dinheiro emprestado para construir a linha. O banco fez um empréstimo de R$ 300 mi, em março de 2013, para o grupo espanhol. Tratava-se de um empréstimo transitório, conhecido como “ponte”, que foi concedido até que o financiamento de longo prazo fosse liberado. Mas, em março de 2015, quando houve o primeiro vencimento da dívida, a empresa pediu mais prazo. O BTG estendeu o pagamento para janeiro de 2016. A dívida estava em R$ 375 mi quando deixou de ser paga. Sem receber, o banco partiu para um processo na Justiça paulista, no qual acusa o grupo espanhol de esvaziar seu patrimônio no Brasil para tentar salvar as atividades da empresa na Europa. (O Estado de São Paulo – 15.11.2016) 12 Cemig investe em plano de atendimento para o período chuvoso A Cemig investiu cerca de R$ 254 milhões na melhoria e manutenção da rede de distribuição e no atendimento aos consumidores da Região Metropolitana de Belo Horizonte, com o objetivo de minimizar os efeitos provocados pelas chuvas sobre o sistema elétrico. Segundo Carlos Augusto Reis de Oliveira, superintendente de Relacionamento Comercial com o Cliente da Distribuição, nos últimos 12 meses, a Cemig investiu na ampliação da capacidade do sistema com 180 MVA de potência. Para o próximo ano, o reforço será de 230 MVA. Esse reforço aconteceu com a implantação de quatro novas subestações: BH Calafata, Contagem, Ibirité e Nova Lima 7. Também foram construídos mais 30 quilômetros de novas linhas de transmissão. Já estão em execução as novas ampliações para o próximo ano, quando entram em operação as subestações Centro 2, Confins e a ampliação da subestação BH Pampulha. "A ampliação da capacidade na região vai beneficiar mais de 100 mil consumidores entre 2016 e 2017. A empresa está investindo em tecnologia, para que a população receba em sua casa energia com qualidade e segurança". A empresa cumpriu 100% do seu plano de manutenção com toda a rede urbana da região inspecionada, e mais de 100 mil árvores em conflito com a rede elétrica foram podadas. As equipes de manutenção fizeram a limpeza de faixa nas redes rurais, percorrendo 448 mil m². Em toda a região metropolitana, mais de dois mil objetos foram retirados da rede e cerca de 1.500 postes foram substituídos. (Agência CanalEnergia – 11.11.2016) 13 Eletronuclear é a primeira estatal brasileira a receber selo de Operador Econômico Autorizado A área de Controle Contratual da Eletronuclear, responsável pela importação e exportação de equipamentos e serviços, recebeu o selo Operador Econômico Autorizado (OEA), da Secretaria de Receita Federal, em reconhecimento à prática de rotina que proporciona maior agilidade e previsibilidade ao fluxo de comércio exterior. O selo trata-se de uma certificação que se refere as boas práticas de comércio exterior, ou seja, significando que a empresa é uma operadora de baixo risco. O selo garante alguns benefícios como a agilidade nos fluxos do comércio internacional e facilitação dos procedimentos aduaneiros. As empresas contempladas com o OES são reconhecidas internacionalmente como portadoras de confiabilidade e excelência nas atividades de importação e exportação, o que facilita a atividade. Hoje, 84 empresas operadoras alocadas no Brasil, são portadoras do selo OEA. A Eletronuclear é a primeira estatal brasileira a ter esse reconhecimento da Receita Federal. (Agência CanalEnergia – 11.11.2016) 14 Celesc reverte prejuízo e lucra R$ 120,4 milhões no 3º trimestre A Celesc obteve lucro líquido de R$ 120,4 mi no terceiro trimestre deste ano, revertendo o prejuízo de R$ 83,3 mi registrado igual período anterior. O lucro líquido acumulado no ano está em R$ 121,2 mi, revertendo o prejuízo de R$ 6,7 mi em 2015. O ebtida teve forte alta no trimestre passando de R$ 15,6 mi, em 2015, para R$ 197,8 mi, em 2016. No ano, o aumento ficou em 11,6% para R$ 156,1 mi. A receita bruta da companhia caiu 10,9% para R$ 2,785 bi no trimestre. A queda acumulada no ano está em 8,2% para R$ 8,446 bi. A receita líquida, excluindo a receita de construção, caiu 3,9% no trimestre para R$ 1,492 bi. O resultado foi afetado pelo reconhecimento de R$ 225 mi relativo à exposição considerada voluntária de 2014, na conta de ativos/passivos financeiros. No ano, o recuo é de 13,5% para R$ 4,773 bi. Os investimentos realizados em geração e distribuição de energia somaram R$ 112,2 mi no trimestre e R$ 312,8 mi acumulado no ano. Na área de concessão da Celesc houve elevação de 3,9% da energia total distribuída, somando 5.576 GWh no terceiro trimestre com destaque para a classe residencial, que registrou 8% de aumento no período e os consumidores livres, que cresceram 31,1%. Por outro lado, a classe industrial retraiu 24,5% no trimestre. (Agência CanalEnergia – 11.11.2016) 15 Equatorial tem lucro de R$ 216 milhões no terceiro trimestre A Equatorial reportou lucro líquido de R$ 216 milhões no terceiro trimestre do ano, um aumento de 177% na comparação com mesmo período do ano anterior. No ano os ganhos da empresa já acumulam alta de 87,4% com R$ 516 milhões de janeiro a setembro de 2016. O resultado ebitda do trimestre chegou a R$ 428 mi ante os R$ 331 mi do ano anterior. Já desde o início deste ano está em R$ 985 mi, crescimento de 21,5% ante 2015. A receita operacional líquida da empresa aumentou 8,6% na base trimestral para R$ 2,023 bi. No ano, esse indicador é de crescimento de 4,4%, alcançou R$ 5,5 bi. O volume total de energia faturada da Cemar ficou em 1.533 GWh, um volume 2,8% acima do mesmo período do ano passado. Já na outra concessionária, a Celpa, esse item apresentou elevação de 6,5%, somando os mercados cativo e livre, para 2.316 GWh. A demanda total do mercado cativo e livre da Equatorial apresentou crescimento de 5% no trimestre encerrado em setembro e de 5,5% no ano. O mercado cativo da Cemar aumentou 2,3% no trimestre e 4,4% no ano. A demanda da classe residencial apresenta crescimento de 7,1% nos três meses encerrados em setembro e de 8,1% nos nove meses de 2016. O industrial recuou em ambos. Já o mercado livre apresenta indicadores mais expressivos com crescimento de 29% na base trimestral e de 7% no ano. Na Celpa o ACR no trimestre aumentou 0,4% e no ano 1,8%. Já o ACL aumentou 169% no período de julho a setembro e mais que dobrou na base de nove meses. Em relação a perdas, o indicador dos últimos 12 meses na concessionária maranhense alcançou 17,9% da energia requerida enquanto na Celpa as perdas totais ficaram em 27,7% da energia injetada, um nível 0,9 pontos porcentuais acima da meta regulatória, mas uma redução de 0,9 p.p. Já os indicadores de qualidade DEC e FEC das distribuidoras apresentaram sentidos diferentes. Na Cemar, ambos recuaram, em 2% e 3%, para 13,5 horas e 7,2 vezes, respectivamente. Já na empresa paraense, a duração das interrupções melhorou em 1,4% e a frequência aumentou em 1,7% também na base dos últimos 12 meses encerrados em setembro. No trimestre os investimentos da Equatorial somaram R$ 382 milhões, aumento de 48,6% sobre os aportes do mesmo período do ano anterior. No ano a Equatorial já investiu R$ 997 mi, volume 25,7% acima do aplicado em 2015. Já a dívida líquida da companhia encerrou o trimestre a R$ 2,324 bi, elevação de 52,2% quando se compara o final do mesmo mês de 2015. Apesar dessa elevação a alavancagem não apresentou elevação significativa, passou de 1,4 vezes a relação entre dívida líquida e o ebitda ajustado para 1,7 vezes. (Agência CanalEnergia – 14.11.2016) 16 Eneva reduz prejuízo para R$ 9,6 milhões no terceiro trimestre de 2016 A Eneva registrou prejuízo líquido de R$ 9,6 mi no terceiro trimestre do ano, o que representa uma melhora nos resultados financeiros, considerando que a empresa apresentou prejuízo de R$ 115,7 mi no mesmo período em 2015. A receita líquida totalizou R$ 671 mi, aumento de 26% na mesma base de comparação. O Ebtida alcançou R$ 349,6 mi, aumento de 55%. As informações foram divulgadas ao mercado na última sexta-feira, 11 de novembro. De acordo com a Eneva, o atingimento da capacidade plena no Complexo Parnaíba impactou positivamente resultado da companhia. Em julho de 2016, a termelétrica Parnaíba II entrou em operação comercial, adicionando 519 MW de capacidade ao subsistema Norte. Com isso, o Complexo Parnaíba atingiu 1,4 GW, acrescentando R$ 425 milhões de receita fixa ao ano. Ainda em julho, por meio de suas subsidiárias Parnaíba Gás Natural e BPMB, a Eneva atingiu capacidade de produção diária de até 8,4 milhões de m³ por dia de gás natural no Parque dos Gaviões, na Bacia do Parnaíba, no estado do Maranhão, ampliação de 71% na capacidade de produção de gás. A empresa passou a responder por 5% da capacidade térmica instalada do Brasil, com 2,2 GW de capacidade instalada de geração, majoritariamente composta por fontes térmicas. Na área de exploração e produção de petróleo e gás natural, é o segundo maior produtor de gás natural do Brasil. "Com este portfólio de ativos, a Eneva está preparada para acompanhar a transição da matriz energética brasileira, que caminha para um modelo autônomo, independente e flexível, cada vez mais apoiada na geração térmica na base." (Agência CanalEnergia – 14.11.2016) 17 Fitch rebaixa nota de crédito de debêntures da Santo Antônio Energia A Fitch rebaixou a nota de crédito nacional da 3º emissão de debêntures da Santo Antonio Energia. Tanto para a primeira série, no valor de R$ 200 mi e vencimento em 2022, quanto para segunda, de R$ 500 mi e vencimento em 2024, a Fitch atribuiu rating BB - (bra) -- antes era A-(bra)--, com perspectiva negativa. Os ratings da Saesa se baseiam em sua dependência de recursos adicionais dos acionistas para o cumprimento pontual de suas obrigações financeiras em 2017 e 2018. Os acionistas da Saesa são obrigados a realizar aportes de capital de acordo com o contrato, caso a companhia necessite de caixa para honrar eventuais problemas na fase de construção, referentes a receitas, custos, fornecimento, liquidez, taxa de juros, entre outros, até atingir o Completion Financeiro, que deve ocorrer, no mínimo, em junho de 2018. Os acionistas efetuaram aportes de mais de R$ 4 bi, acima do inicialmente previsto, e honraram todas as penalidades, sobrecustos, aumento inflacionário e o aumento do contrato de construção para aprimorar o projeto e cumprir as requisições ambientalistas. Desde junho de 2016, as obras civis e a montagem das turbinas da hidrelétrica Santo Antônio, no rio Madeira (RO), estão concluídas. A usina possui 50 turbinas (3.568 MW) — 44 em operação comercial e seis testadas, aguardando a entrada em operação comercial. A construção do projeto é realizada por um consórcio solidário, liderado pela Construtora Norberto Odebrecht. (Agência CanalEnergia – 14.11.2016) 18 Embarque de GNL para UTE Porto de Sergipe começará em 2020 A Golar Power fechou contrato de longo prazo para a compra e venda de gás natural liquefeito entre a afiliada da QP, Ocean LNG Limited e a brasileira Celse, uma joint venture entre a Golar e a EBrasil, para fornecimento de combustível ao projeto da usina Porto de Sergipe. Serão fornecidos 1,3 milhão de toneladas do insumo por ano. Os embarques começarão em 2020. A usina foi negociada no leilão de energia nova A-5 de 2015, terá 1,5 GW de capacidade instalada e 867 MW médios de garantia física. É uma usina que será construída em sociedade entre a Genpower Participações e a GPE Sergipe Empreendimentos SPE. (Agência CanalEnergia – 14.11.2016)
Leilões 1 MME aprova o enquadramento do projeto de transmissão do Lote A do Leilão Nº 13/2015 no Reidi O MME aprovou o enquadramento no Regime Especial de Incentivos ao Desenvolvimento da Infraestrutura do Projeto de Transmissão de Energia Elétrica o empreendimento relativo ao Lote A do Leilão Nº 13/2015, de titularidade da empresa Argo Transmissão de Energia S.A. O empreendimento cruza diversos municípios dos estados do Maranhão, Piauí e Ceará. As obras serão executadas no período de 27 de junho de 2016 até 27 de junho de 2021, e será investido, sem a incidência de impostos, um total de R$ 2,1 bilhões. O MME também aprovou o enquadramento no Reidi da UTE Lasa, localizada no município de Linhares, no Espírito Santo. O período de execução das obras será de 19 de janeiro de 2015 até 24 de fevereiro de 2017, e será gasto, sem a incidência de impostos, um total de R$ 56,3 mi. Também foi enquadrado no Reidi o projeto de reforços na linha de transmissão Utinga, no município de Castanhal, no Pará. As obras serão executadas no período de 12 de setembro de 2016 até 12 de março de 2018, e será investido, sem a incidência de impostos, um total de R$ 5,2 mi. O MME também enquadrou no Reidi o projeto de reforços em instalações de transmissão de energia elétrica da linha de transmissão Catu - Camaçari IV e da subestação Goianinha, que compreendem municípios do Rio Grande do Norte. O período de execução das obras será de 13 de julho de 2016 até 13 de setembro de 2018, e será investido, sem a incidência de impostos, um total de R$ 19,2 mi. (Agência CanalEnergia – 11.11.2016) 2 MME adia leilão A-1 para 23 de dezembro O MME decidiu com a publicação da portaria 609/2016, realizar o leilão A-1 no próximo dia 23 de dezembro de 2016. O leilão estava marcado anteriormente para o dia 9 de dezembro. A portaria manteve a data de entrega de declaração de necessidade pelas distribuidoras, encerrada em 31 de outubro, mas elas terão até o dia 18 de novembro de 2016 para ratificá-las ou retificá-las, sendo consideradas irrevogáveis e irretratáveis. Elas servirão para posterior celebração dos contratos. (Agência CanalEnergia – 11.11.2016) 3 Gargalos no escoamento podem excluir do LER projetos no NE e no Sul Um dos critérios de classificação de empreendimentos para o próximo leilão de reserva, a margem de escoamento da transmissão definida previamente pelo ONS pode deixar fora do certame projetos nos estados da Bahia, Rio Grande do Norte e Rio Grande do Sul, onde os troncos já estão congestionados. Em tese, não há impedimento para que usinas cadastradas nesses estados possam concorrer, mas o empreendedor terá que se conectar a um ponto mais distante, o que pode eventualmente impossibilitar a implantação do projeto. “Eu acho que, na Bahia, dificilmente ele vai achar um ponto viável”, avalia o diretor da Tiago Correia, da Aneel. O estado se destaca com o maior número de empreendimentos cadastrados para o certame na Empresa de Pesquisa Energética. São 249 projetos eólicos e 101 solares fotovoltaicos que somam 9,5 mil MW, de um total de 35 mil MW inscritos para o LER do próximo dia 16 de dezembro. No Rio Grande do Norte, a potência total fica em torno de 7,2 mil MW, com 223 eólicas e 58 fotovoltaicas; e, no Rio Grande do Sul, em cerca de 3,1 mil MW com 127 eólicas. Os gargalos no Nordeste têm, de alguma maneira, relação com problemas na conclusão de empreendimentos de transmissão como os da Abengoa e os da Braxenergy, mas não são a causa predominante, na opinião de Correia. Ele acredita que os problemas de escoamento estão relacionados ao planejamento que se tinha no passado, quando a geração era contratada antes da transmissão, com prazos de conclusão menores que os atuais. “Não é que atrasaram as linhas. É que a transmissão não se faz mais em três anos. Ela se faz em cinco. Então, para ajustar, a gente deu esse hiato”, diz. Na segunda etapa do leilão nº 13, realizado em 28 de outubro, foram licitadas, por exemplo, instalações destinadas a escoar energia de centrais eólicas e fotovoltaicas da Bahia. Há um grande tronco com várias linhas em Minas Gerais exatamente para isso. Não há consenso na agência em relação a que pode ser considerado como margem de escoamento de energia, mas Correia acredita que empreendimentos de transmissão que não apresentarem problemas de atraso no monitoramento de obras realizado pela Aneel podem entrar como margem futura. (Agência CanalEnergia – 11.11.2016)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do subsistema SE/CO se beneficiaram das chuvas do fim de semana e tiveram alta de 0,2% no nível de armazenamento no último domingo, 13 de novembro, na comparação com o dia anterior, segundo dados do ONS. Com isso, o nível chegou a 33,4% da capacidade com energia armazenada de 67.718 MW/mês no dia. A energia afluente armazenável está em 70% da média de longo termo. A hidrelétrica de Furnas trabalha com 48,74% da capacidade e Emborcação, com 32,68%. A região Sul também se beneficiou das chuvas com os reservatórios subindo 0,3% para 82,3% da capacidade. A energia armazenada no dia ficou em 16.424 MW/mês e a ENA armazenável está em 86% da MLT. A hidrelétrica de G.B. Munhoz está com 79,55% da capacidade. No Nordeste, o nível apresentou estabilidade em 9,6% da capacidade de armazenamento dos reservatórios. A energia armazenada ficou em 4.964 MW/mês no dia. A ENA armazenável está acumulada em 18% da média. A usina de Sobradinho opera com 6,29% da capacidade. A região Norte foi a exceção no panorama com baixa de 0,2% no nível de armazenamento dos reservatórios para 26,4% da capacidade. A energia armazenada somou 3.969 MW/mês. A ENA armazenável está em 35% da média histórica. A usina de Tucuruí trabalha com 43,58% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 14.11.2016) 2 PLD recua 3,1% em todo o país e alcança valor médio de R$ 231,48/MWh O PLD para o período entre 12 e 18 de novembro recuou 3% em todos os submercados. De acordo com a CCEE, o valor médio semanal passou para R$ 231,48/MWh. O preço, mais uma vez, continua equalizado em todo o país uma vez que os limites de intercâmbio entre os submercados não foram atingidos. Segundo a câmara, uma das causas para essa mudança nos valores é a previsão de elevação das afluências previstas para o SIN. A previsão média é de 77% da média de longo termo da energia natural afluente. Para o SE/CO a projeção e de 88% da MLT, no Sul de 80%, Nordeste com 27% e Norte com 45% da média histórica. Outro fator importante para a queda está na carga prevista com cerca de 1.200 MWm mais baixa em comparação ao previsto na semana anterior. Houve redução apenas no Sudeste, permanecendo inalterada nas demais regiões. Os níveis dos reservatórios do SIN estão aproximadamente 170 MWm acima do previsto. A elevação foi verificada em quase todos os submercados, a exceção ficou com o sul do país onde os níveis estão projetados 550 MWm abaixo do esperado. As elevações foram de 200 MWm no SE/CO, 50 MWm no NE e de 480 MWm no Norte. O fator de ajuste do MRE para novembro foi revisto de 89,4% para 88,4%. Os ESS são esperados em R$ 137 mi para o período, sendo R$ 133 mi referentes à segurança energética. (Agência CanalEnergia – 11.11.2016) 3 Afluências voltam a subir no país à exceção do Sul, aponta NOS A previsão de vazões para o final do mês de novembro voltou a recuar para o submercado sul. A revisão semanal do PMO, divulgada pelo ONS aponta para um nível de ENA de 80% para aquela região ante perspectiva de 92% da média histórica na semana anterior. No restante do país houve uma leve melhoria dos índices. No SE/CO o nível de vazões aumentou para 88% da MLT, no Nordeste aumentou 5 pontos porcentuais para 27% e no Norte o avanço foi de 2 p.p., para 45% da média. O CMO médio seguiu a tendência e apresentou leve redução, está em R$ 216,98/MWh em todo o país. O patamar de carga pesada e média está em R$ 219,62/MWh, e a leve em R$ 213,54/MWh. A previsão de carga para o final do mês é de queda de 0,8%, influenciada diretamente pela perspectiva de queda de demanda no SE/CO que está estimada em 2,4% na comparação com o mesmo mês do ano passado. No Norte também se projeta recuo na demanda, mas de 0,3%. No Sul há previsão de crescimento de 3,1% e no NE é de 0,9%. A estimativa do ONS é de que o nível de armazenamento esperado para os reservatórios no SE/CO, ao final de novembro, seja de 31,7%, no Sul está em 76,2%, no NE, a região mais pressionada do país houve uma indicação de melhoria, passou de 7,5% para 8,1% e no Norte a projeção é de encerar o mês com 13,6%. A geração térmica para a semana operativa que se inicia no sábado 12 de novembro é de 8.185 MWm, sendo 7.878 MWm por ordem de mérito, 149 MWm por inflexibilidade e 158 MWm por restrição elétrica. Não há previsão de despacho térmico por garantia energética. A previsão climática aponta para a ocorrência de chuva fraca na bacia do Paranapanema e valores significativos de precipitação nas bacias do Tietê, Grande, Paranaíba, São Francisco e Tocantins. E ainda é esperada chuva de intensidade fraca nas bacias do Jacuí e do Uruguai, no submercado Sul. (Agência CanalEnergia – 11.11.2016) 4 CCEE aponta queda de 3,3% no consumo de energia em novembro Dados preliminares de medição coletados entre os dias 1º e 8 de novembro indicam queda de 3,3% na geração e no consumo de energia elétrica no país quando comparados com o mesmo período do ano passado. Considerando o impacto do feriado de Finados em 2015, haveria crescimento de 1,7%. As informações constam na mais recente edição do boletim InfoMercado Semanal, da CCEE. O consumo de energia no SIN alcançou 59.320 MWmcom queda de 7,8% no mercado cativo, impactado pela migração de clientes cativos para o mercado livre. Já no ACL houve aumento de 11,6% no consumo, índice também influenciado pelo movimento de consumidores vindos do mercado cativo. Eliminando o impacto da chegada destas novas cargas, e considerando o impacto do feriado em 2015 há um crescimento de 2,1%. Dentre os ramos da indústria monitorados pela CCEE, incluindo autoprodutores, consumidores livres e especiais, os maiores índices de consumo em novembro foram os registrados nos setores de comércio (86,4%), saneamento (53%) e serviços (49,6%). O crescimento destes segmentos está vinculado à migração dos consumidores para o mercado livre. Já o consumo nos setores de extração de minerais metálicos (-7,9%) e de transportes (-0,9%) apresentou queda. Expurgando os efeitos de migração, os segmentos de saneamento (+11,9%), madeira, papel e celulose (+7,5%), metalurgia e produtos de metal (4%) apresentaram algum crescimento. Em relação à geração de energia, houve a entrega de 61.909 MWm ao SIN nos primeiros dias de novembro com destaque para o incremento da produção eólica (+65,7%). A geração hidráulica, incluindo as pequenas centrais hidrelétricas, caiu 5,1% em relação ao desempenho registrado no mesmo período do ano passado e a representatividade da fonte foi de 68,1% sobre toda energia gerada no país, índice é 1,3 p.p inferior ao registrado em novembro de 2015. A análise indica ainda queda de 12,3% na produção das usinas térmicas, impactada pelo desempenho das usinas a óleo diesel (-65,8%) e bicombustíveis (-45,2%). O InfoMercado Semanal também apresenta estimativa de que as usinas hidrelétricas integrantes do MRE gerem e, novembro, o equivalente a 89,4% de suas garantias físicas, ou 44.815 MWm em energia elétrica. Para fins de repactuação do risco hidrológico, este percentual foi de 85%. (Agência CanalEnergia – 11.11.2016) 5 Fornecimento de energia elétrica é restabelecido na região central da Paraíba O fornecimento de energia elétrica foi restabelecido hoje (14) na região central da Paraíba por volta das 13h, horário local. A queda na energia ocorreu às 5h10 e cerca de 410 mil unidades consumidoras de Campina Grande e mais 72 cidades do estado foram atingidas. Segundo a Energisa, o problema ocorreu na Subestação Campina Grande 2, controlada pela Chesf. O fornecimento chegou a ser normalizado por volta 10h30, mas foi interrompido novamente ao meio-dia. A Energisa é a empresa responsável por distribuir a energia fornecida pela Chesf. A Agência Brasil entrou em contato com a assessoria de imprensa da Chesf e aguarda retorno sobre as causas da interrupção. (Agência Brasil – 14.11.2016) 6 Usina Nuclear Angra 2 é desligada para reabastecimento de combustível A Usina Angra 2, na Costa Verde do Rio de Janeiro, foi desligada do Sistema SIN na madrugada desta segunda-feira (14), para reabastecimento de combustível. Segundo a assessoria da Eletronuclear, a parada programada em acordo com o ONS tem previsão de durar 33 dias. De acordo com a assessoria, aproximadamente um terço do combustível nuclear será recarregado. Além disso, serão feitas a inspensão e a manutenção periódicas. A previsão é de que a Usina seja religada no dia 16 de dezembro (sexta-feira). Durante o período, o ONS gerenciará o sistema interligado de forma a garantir o abastecimento seguro de energia elétrica. As paradas para reabastecimento ocorrem a cada 12 meses, aproximadamente, e são programadas com pelo menos um ano de antecedência, levando-se em consideração a duração do combustível nuclear e as necessidades do SIN. (G1 – 14.11.2016)
1 Apesar do aquecimento, países ainda incentivam o carvão Os países do grupo do G¬20, que concentra as maiores economias do mundo, investiram US$ 76 bilhões entre 2007 e 2015 financiando usinas de carvão e atividades de mineração de carvão no exterior. Os principais investimentos vieram da China, Japão, Alemanha, Coreia do Sul e EUA. Foram concentrados sobretudo na Austrália, África do Sul, Vietnã e Indonésia. Os dados constam do relatório "Carbon Trap: How International Coal Finance Undermines the Paris Agreement and Clean Energy Deployment", lançado na conferência do clima de Marrakesh, a CoP¬ 22. Ele foi feito por duas ONGs americanas, a NRDC (que tem mais de dois milhões de membros) e a Oil Change International (OCI). "Os países não podem jogar dos dois lados. Eles não podem se vangloriar de reduzir a poluição em casa e continuar a financiar carvão no exterior", disse o co¬autor do relatório, Han Chen, do NRDC. O consumo do carvão na China vem declinando há três anos. No plano de longo prazo de corte de emissões da Alemanha, divulgado esta semana em Marrakesh, menciona¬se iniciar o processo de saída do país do consumo de carvão. O setor de energia alemão, que em 1990 emitia 466 milhões de toneladas de CO2 equivalente (métrica que compara todos os gases¬estufa ao CO2) terá de cortar cerca de 62% em 2030, segundo o plano. Isso significará, segundo estimativas, deixar de usar 60% do carvão. No diagnóstico do estudo, a China financiou US$ 25 bilhões em usinas e extração de carvão no exterior, o Japão, US$ 21 bilhões. A Alemanha investiu US$ 9 bilhões e a Coreia do Sul, US$ 7 bilhões. Ainda segundo o relatório, Japão, China e Coreia do Sul planejam financiar novos projetos de carvão estimados em mais de US$ 24 bilhões nos próximos anos. Os investimentos seriam feitos na Indonésia, Vietnã e África do Sul. "Tanto o Japão como a China são líderes em tecnologia de energia renovável, mas em vez de aumentar sua participação no mercado de energia limpa, estão optando por apoiar dezenas de novas usinas a carvão em todo o mundo", destacou Alex Doukas, da OCI, segundo nota enviada à imprensa. Na semana passada o Reino Unido divulgou um plano para deixar o carvão até 2025. É o primeiro país a anunciar uma política para eliminar o carvão, anúncio feito originalmente no final de 2015. No Brasil, o presidente Michel Temer prometeu ao ministro do Meio Ambiente, José Sarney Filho, vetar o artigo 20 da MP 735 que altera regras do setor elétrico. O artigo prevê incentivos a termelétricas a carvão no Sul do pais. O Ministério do Meio Ambiente fez parecer contrário ao artigo. Temer tem até amanhã para fazer seus vetos à MP. No discurso de abertura do segmento de alto nível da conferência, ontem, o presidente francês, François Hollande, lembrou que milhares de empresas já caminham para uma economia de baixo carbono e pediu aos EUA que respeite compromissos assumidos. "Não só porque é seu dever, mas é de seu próprio interesse". (Valor Econômico – 16.11.2016) 2 Absolar vai a Marrocos apresentar o avanço da energia solar no Brasil O presidente executivo da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia, integra a delegação brasileira na COP22, em Marrocos, e apresenta um painel, no dia 14 de novembro, sobre o desenvolvimento da fonte solar fotovoltaica e as atuais oportunidades existentes no Brasil. A entidade coordenará o evento junto ao Espaço Brasil, pavilhão oficial do país na COP22. O evento da Absolar é organizado em parceria com o Global Solar Council (GSC). “Atualmente, o Brasil possui 3,3 GW contratados em geração centralizada, que vão gerar investimentos superiores a R$ 13 bilhões até 2018”, diz Sauaia. Segundo o executivo, a mini e microgeração distribuída solar fotovoltaica conta atualmente com 35,9 MW instalados, o equivalente a investimentos de R$ 316 milhões. “Até o final de 2016, espera-se um importante investimento adicional em novos projetos ao redor do país”, acrescenta. A meta que o país assumiu frente ao aquecimento global é reduzir 37% as emissões de carbono até 2025, com indicativo de chegar ao corte de 43% em 2030. (Agência CanalEnergia – 14.11.2016)
Energias Renováveis 1 Setor elétrico precisa zerar emissões até 2040 para conter aquecimento Uma mudança radical no setor de energia, com corte de emissões de gases do efeito estufa a zero até 2040, é necessária para conter o aquecimento médio do planeta em 1,5 grau Celsius em relação ao período pré-industrial, conforme meta definida pelo Acordo de Paris. O prognóstico, difícil de ser alcançado, foi divulgado nesta quarta-feira pela Agência Internacional de Energia. De acordo com o relatório “World Energy Outlook 2016”, em 2040 será preciso que 90% da produção de eletricidade venha de usinas nucleares ou de fontes renováveis, como eólicas e solares. As plantas de combustíveis fósseis, como o gás natural, deverão possuir instaladas tecnologias de captura e armazenamento de carbono. O cenário traçado pela agência, que adota políticas já implementadas assim como intenções declaradas, a geração de eletricidade por fontes renováveis deve responder por 37% do total em 2040, muito abaixo do necessário para conter o aquecimento do planeta. Além disso, todos os veículos de passageiros e comerciais leves terão que ser elétricos, enquanto caminhões e ônibus também deverão ter parte da frota eletrificada. Entretanto, no fim deste ano a estimativa é que apenas 1,3 milhões de veículos serão elétricos, de uma frota global estimada em um bilhão de automóveis. A divulgação do relatório coincide com a COP22, que acontece até o dia 18 em Marrakesh, no Marrocos. Líderes globais discutem nesta rodada de negociações o modelo de implementação do Acordo de Paris, que entrou em vigor no último dia 4. Contudo, para a Agência Internacional de Energia, os esforços prometidos ainda são insuficientes para manter o aquecimento global em níveis seguros. “As implementações dos compromissos atuais só reduzirá a velocidade do aumento projetado das emissões de carbono relacionadas com a energia de uma média de 650 milhões de toneladas por ano, desde o ano 2000, para cerca de 150 milhões de toneladas por ano em 2040”, diz a agência, em comunicado. “Embora isso seja uma conquista significativa, está longe de ser suficiente para evitar os piores impactos das mudanças climáticas, uma vez que limitará o aumento médio das temperaturas em 2,7 grau Celsius em 2100”. (O Globo – 16.11.2016) 2 Usina solar dentro de universidade em Lins gera economia e pesquisas Uma universidade de Lins (SP) inaugurou uma usina solar que gera energia para abastecer todas as instalações. Segundo o presidente da Unilins Luís Fernando Léo, além da economia, os alunos ainda vão poder estudar na prática, como funciona esse sistema. Os cinco mil alunos vão utilizar energia elétrica produzida no próprio campus. A usina já é considerada a maior do país em capacidade instalada dentro de uma instituição de ensino. Enquanto tem luz solar, a usina trabalha sem parar. A usina solar é composta por 1.680 placas distribuídas em uma área de seis mil metros quadrados. Ela tem capacidade de produzir e fornecer energia elétrica para abastecer até quinhentas casas por mês. Uma série de equipamentos transforma a luz solar que entra nas placas em energia elétrica, que alimenta a faculdade. Segundo o gerente da empresa que implantou o sistema Bernardo Marangon, o custo de compra e instalação da usina foi estimado em R$ 3,5 mi. “Nossa empresa faz o investimento no parque, faz a gestão da construção, compra os equipamentos e aluga esse sistema para a universidade. Ai o benefício gerado pelo parque, a energia, fica com a universidade”, diz. A faculdade vai continuar a usar a energia fornecida pela distribuidora, já que à noite, a usina não funciona. Mas uma das vantagens do sistema é que o excesso de produção da usina solar durante o dia pode ser vendido para a distribuidora. (G1 – 13.11.2016) 3 Produção eólica atinge 3,3 GW médios entre janeiro e setembro A produção das usinas eólicas em operação comercial no país alcançou 3.383 MW médios entre janeiro e setembro de 2016, o que na comparação com o mesmo período de 2015 representa um crescimento de 55,4%. De acordo com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, a capacidade instalada dos 381 empreendimentos eólicos totalizou 9.713 MW, incremento de 37,7% na comparação com os 7.055 MW registrados em setembro de 2015, quando havia 276 projetos em operação. Em setembro, dados consolidados da CCEE, por estado, indicam que o Rio Grande do Norte permanece como maior produtor de energia eólica do país, com 1.619 MW médios produzidos, aumento de 59,6% em relação ao mesmo período do ano passado. Em seguida, aparece o estado do Ceará com 942 MW médios produzidos (+17,3%), a Bahia com 880 MW médios (+73,9%) e o Rio Grande do Sul que alcançou 602,6 MW médios (+42,7%) no mês de setembro. Os dados sobre a capacidade instalada ainda indicam a liderança do Rio Grande do Norte com um total de 2.956 MW, aumento de 33,6% em relação ao mesmo período do ano passado. Em seguida, aparece o Ceará com 1.881,6 MW (+226,8%), a Bahia com 1.750 MW (+45,6%) e o Rio Grande do Sul com 1.522,3 MW (+8,3%). (Agência CanalEnergia – 14.11.2016) 4 Irena lança quinta chamada para financiar projetos renováveis em países em desenvolvimento A Irena e o Fundo Abu Dhabi para Desenvolvimento (ADFD) abriram a quinta rodada para financiamento de projetos de energia renováveis em países em desenvolvimento. O valor dessa chamada é de cerca de US$ 50 mi, parte de uma oferta compromissada de US$ 350 mi do ADFD que oferece empréstimos em condições favoráveis a projetos dessa natureza e que são endossados pela Irena. Apenas projetos localizados em países membro a entidade podem se candidatar a receber os recursos. A data limite para o envio do formulário para participar da seleção é 15 de fevereiro de 2017. Os empréstimos concedidos englobam uma faixa de US$ 5 mi a US$ 15 mi por projeto, a taxa oferecida é de 1% a 2% por um período de 20 anos, incluindo carência de 5 anos. Os valores concedidos cobrem metade do custo estimado do projeto. Segundo as regras do programa, os desenvolvedores de projetos podem se registrar e buscar outras fontes de financiamento do mercado de energia sustentável da Irena. Desde 2012 essa parceria viabilizou aportes de US$ 333 mi em empréstimos a 15 projetos em 14 países em desenvolvimento. Esses projetos selecionados incluem fontes solar, eólica, geotérmica e biomassa e que somam mais de 68 MW em capacidade instalada. (Agência CanalEnergia – 14.11.2016)
Grandes Consumidores 1 CSN tem prejuízo líquido de R$ 100 milhões no 3º trimestre O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) ajustado foi de 1,239 bilhão de reais entre julho e setembro, 45% maior que os 853 milhões de reais do terceiro trimestre de 2015, segundo comunicado do informe de resultados. (O Globo – 14.11.2016) 2 CSN quer vender R$8 bi em ativos e negocia reajuste de preços A CSN tem meta de vender cerca de R$ 8 bi em ativos, afirmou o presidente-executivo da empresa, Benjamin Steinbruch, nesta segunda-feira, acrescentando que a empresa espera uma melhora de margens no próximo ano apoiada em reajustes de preços de aço. O número que estamos mirando para efeitos de desalavancagem é algo em torno de 8 bi (de reais) — afirmou o empresário em teleconferência a analistas de mercado. — Pessoal fala que não gosto de vender. Realmente não, é uma tradição da CSN, até agora só compramos, mas quebramos essa premissa com a venda da Metalic. Queremos reduzir endividamento. A CSN anunciou a venda da fabricante de latas Metalic no final de agosto, por US$ 98 mi, para a europeia Can-Pack. Mais cedo, a siderúrgica divulgou que encerrou o terceiro trimestre com queda de 81% no prejuízo líquido sobre o mesmo período do ano passado, a R$ 100 mi. Steinbruch, porém, não citou prazos para a empresa conseguir os R$ 8 bi em desinvestimentos. Ele afirmou que a CSN pode eventualmente vender participação de 20% a 30% da unidade de mineração Congonhas Minérios e que pretende continuar retendo o controle da divisão formada pela mina Casa de Pedra e pela mineradora Namisa. A CSN pretende investir cerca de R$ 780 mi em 2017, metade do previsto para este ano, disse Steinbruch. A companhia tem débitos de R$ 5,5 bi vencendo em 2018 e R$ 7,3 bi vencendo em 2019. A relação dívida líquida sobre Ebitda ajustado encerrou setembro em 7,4 vezes, ante 8,3 vezes em junho e 6,6 vezes no fim de setembro de 2015. (O Globo – 14.11.2016) Economia Brasileira 1 CNC projeta queda de 6% nas vendas do varejo deste ano O comércio varejista brasileiro deve fechar 2016 com queda de 6% no faturamento em relação ao ano passado. A previsão é da Confederação Nacional do Comércio de Bens, Serviços e Turismo (CNC). Ela afirma que esse será um dos piores resultados históricos do setor. Inicialmente, a CNC previa uma queda de 5,4%, mas revisou sua previsão depois da divulgação do volume de vendas do comércio varejista em setembro, pelo IBGE (Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística). Segundo os dados divulgados hoje pelo IBGE, o comércio varejista teve uma queda de 1% entre agosto e setembro e acumula um recuo de 6,6% em 12 meses. (Valor Econômico – 14.11.2016) 2 Juros futuros fecham em alta na BM&F sob reflexo de incerteza global As taxas dos contratos futuros de juros subiram na BM&F em meio a uma alta global do dólar diante da preocupação com a política econômica do novo presidente dos Estados Unidos, Donald Trump. A expectativa de uma proposta mais expansionista, com corte de impostos e aumento de investimentos em infraestrutura, tem provocado uma alta das taxas de juros dos títulos americanos (Treasuries), com o mercado vendo uma inflação mais alta à frente. Essa elevação dos Treasuries ajuda a puxar para cima as taxas de juros locais. Na BM&F, o DI para janeiro de 2018 subiu de 12,26% para 12,33% no encerramento do pregão regular, enquanto o DI para janeiro de 2019 avançou de 11,82% para 11,88%. Já o DI para janeiro de 2021 passou de 11,88% para 11,99%. Com isso, a chance de um corte de 0,50 ponto percentual da taxa Selic praticamente foi zerada. Ontem, os mercados ainda embutiam 12% de probabilidade de corte de 0,50 ponto e probabilidade zero de estabilidade do juro básico. Hoje o presidente do Banco Central, Ilan Goldfajn, afirmou que a convergência da inflação para a meta é compatível com o alívio moderado e gradual das condições monetárias. Ilan disse também que, embora as expectativas de inflação para 2017 tenham recuado, há certa dúvida sobre a velocidade do processo de desinflação. (Valor Econômico – 11.11.2016) 3 Reformas vão desinflacionar a economia brasileira, afirma Ilan 4 Inadimplência do consumidor avança em outubro, aponta Boa Vista A inadimplência do consumidor aumentou 4,8% em outubro, ante setembro, de acordo com dados nacionais da Boa Vista SCPC, descontados efeitos sazonais. Na comparação com o mesmo período do ano passado, a alta é de 6,4%. No ano, o as dívidas atrasadas crescem 0,8% e, em 12 meses, sobem 2,2%. Em 12 meses até setembro, a alta era menor, de 1,6%. Regionalmente, em 12 meses, a maior elevação ocorreu no Norte (4,9%), seguida das regiões Nordeste (3,2%), Centro-oeste (3,8%) e Sudeste (1,7%). Já a região Sul obteve pequeno aumento de 0,7%. (Valor Econômico – 11.11.2016) 5 Indicadores sugerem atividade abaixo do esperado até 2017 Depois dos maus resultados da indústria e do comércio no terceiro trimestre, alguns indicadores de outubro reforçaram a avaliação de que a economia brasileira vai encolher também nos últimos três meses do ano. Nesse cenário difícil, marcado pela queda na produção de veículos e de cimento no mês passado, bancos e consultorias revisam para baixo as estimativas para a variação do PIB em 2016 e 2017. Para este ano, as projeções de que o PIB cairia 3% dão lugar a previsões de um recuo na casa de 3,5%. No caso do ano que vem, as estimativas estão mais próximas de 1%, embora haja quem preveja um PIB estável, caso do Banco Fator. Para complicar, a vitória de Donald Trump nas eleições americanas elevou a incerteza no mercado internacional, pressionando moedas emergentes como o real, o que pode levar o BC a ser mais cauteloso no ciclo de queda dos juros, iniciado no mês passado. (Valor Econômico – 14.11.2016) 6 Mercado vê recuo maior da economia e inflação mais baixa em 2016 Os analistas de mercado esperam uma recessão mais profunda no país neste ano e uma retomada mais tímida em 2017, mas melhoraram a expectativa para a inflação em ambos os períodos, de acordo com o boletim Focus, do BC. Pela sexta semana consecutiva, piorou a mediana das estimativas para o desempenho do PIB brasileiro, de queda de 3,31% para recuo de 3,37%. Há um mês, esperava-se decréscimo de 3,19% na atividade. Para 2017, a previsão para a atividade econômica foi revista pela quarta semana, de crescimento de 1,20% para 1,13%. Ainda no Focus, a expectativa para a produção industrial deste ano saiu de queda de 6% para retração de 6,06%. Para 2017, a estimativa ainda é de expansão, de 1,11%. Com relação à inflação, as projeções para o IPCA seguiram em queda. Em 12 meses, a mediana saiu de 4,95% para 4,93% de alta. Para 2016, espera-¬se que o IPCA avance 6,84%, ante 6,88% no documento anterior. No caso de 2017, a estimativa teve ligeira alteração, de 4,94% para 4,93% de elevação. A despeito da queda da inflação vista nos dois últimos meses, os analistas consultados pelo BC ajustaram para cima a expectativa para o juro ao fim deste ano. Eles esperam agora um corte de 0,25 ponto percentual na Selic na reunião deste mês, para 13,75%, em vez de uma redução de 0,50 ponto, segundo os dados do Focus. (Valor Econômico – 14.11.2016) 7 IGP¬10 desacelera alta para 0,06% em novembro 8 IPC¬S avança 0,35% na segunda prévia de novembro A inflação medida pelo IPC¬S cedeu de 0,39% para 0,35% da primeira para a segunda medição de novembro, informa a FGV. A maior contribuição partiu do grupo habitação (0,41% para 0,32%), em que a taxa de água e esgoto residencial saiu de alta de 1,30% para 0,83%. Outras três despesas subiram menos: transportes (0,85% para 0,71%), comunicação (0,85% para 0,56%) e alimentação (0,06% para 0,03%), por causa, respectivamente, da gasolina (1,92% para 1,50%), dos pacotes de telefonia fixa e internet (1,41% para 0,35%) e das carnes bovinas (2,88% para 2,07%). O IPC¬S mede a inflação semanalmente em sete capitais: São Paulo, Rio de Janeiro, Belo Horizonte, Porto Alegre, Recife, Salvador e Brasília. (Valor Econômico – 16.11.2016) 9 Indicador de clima econômico melhora no Brasil, mas piora na AL O indicador Ifo/FGV de Clima Econômico da América Latina (ICE), elaborado em parceria pelo Instituto alemão Ifo e a FGV, recuou de 79 pontos para 74 pontos entre julho e outubro de 2016, interrompendo a trajetória de alta iniciada em janeiro deste ano. Essa baixa foi determinada pela piora do indicador do México. O Brasil foi na contramão da média e registrou melhora. Na média da América Latina, a piora reflete a combinação de queda de dez pontos do ISA e estabilidade do IE. O índice tem como fonte de dados a Ifo World Economic Survey (WES). O clima econômico da América Latina caminhou em sentido contrário ao da média mundial, que retornou ao patamar de abril passado (100 pontos). No mesmo período, o IE mundial subiu de 98 para 108 pontos, enquanto o ISA ficou estável na zona desfavorável do ciclo, em 92 pontos. A melhora do ICE Mundial está associada aos resultados dos países desenvolvidos, com destaque para Estados Unidos, o bloco da União Europeia e o Japão, todos com clima econômico favorável. No Brics (Brasil, Rússia, Índia, China e África do Sul), todos os países registraram melhora do clima econômico, mas permanecem na zona de avaliação desfavorável. (Valor Econômico – 16.11.2016) 10 Balança comercial registra saldo parcial de US$ 1,4 bilhão em novembro A balança comercial brasileira registrou um superávit de US$ 1,442 bi, até 13 de novembro. O saldo positivo é resultado da diferença entre as exportações, que somam US$ 6,144 bi, e das importações, que alcançaram US$ 4,702 bi. No ano, a balança acumula um saldo positivo de US$ 39,966 bi, mais que o dobro registrado em 2015. É o melhor resultado dos últimos nove anos. Os dados foram divulgados pelo Mdic. Somente entre os dias 7 e 13 deste mês, o Brasil exportou US$ 3,938 bi e importou US$ 2,817 bi, gerando um superávit de US$ 1,121 bi. A média das exportações da segunda semana de novembro foi de US$ 787,6 mi, 7,1% acima da média da primeira semana, US$ 735,3 mi. Um dos responsáveis por esse aumento foram os produtos básicos como petróleo bruto, soja e milho (+19,4%) e de semimanufaturados como açúcar e celulose (+8,9%). Os manufaturados, como automóveis e peças automotores, porém, registraram uma queda de 6,2%. Já as importações caíram 10,4% no período. A média da segunda semana de novembro foi de US$ 563,3 mi e a da primeira semana, US$ 628,5 mi. O país tem comprado do exterior menos combustíveis, lubrificantes, eletroeletrônicos e equipamentos mecânicos, por exemplo. Analistas de mercado financeiro ouvidos pelo BC estão menos otimistas com o resultado da balança. No último boletim Focus, divulgado nesta segunda-feira pelo BC, eles diminuíram mais uma vez a expectativa de resultado final da balança comercial de 2016, que agora é de um superávit de US$ 47,59 bi, ante os US$ 47,77 do último boletim. Há um mês, a expectativa era de US$ 49,18 bilhões. Ainda assim, esse número está dentro da margem esperada pelo governo federal. O MDIC espera um superávit entre US$ 45 bi e US$ 50 bi neste ano. (O Globo – 14.11.2016) Hoje, às 9h28 o dólar comercial caía 0,62%, a R$ 3,4220. Ontem, O dólar comercial fechou em alta de 1,42% a R$ 3,4433. (Valor Econômico – 16.11.2016 e 14.11.2016)
Internacional 1 Peru: Inauguram a subestação elétrica Malvinas em Lima A subestação de transmissão de energia Malvinas, localizado no centro de Lima, vai beneficiar cerca de 123 mil usuários da capital, disse o chefe do Ministério de Energia e Minas (MEM), Gonzalo Tamayo. Esta iniciativa privada pela Enel Distribuição Peru exigiu um investimento de cerca de US$ 75 mi, o que mostra que o setor da energia é atraente para o investimento, e que a atenção ao crescimento da procura de eletricidade na capital está assegurada. O ministro acrescentou que este trabalho se destaca não só para os benefícios que ela trará a população, mas também por ser um dos primeiros a usar uma tecnologia de ultima geração (chamada GIS), o que permitiu a redução considerável na quantidade de terra necessária para sua construção. Esta ocupa apenas 3.600 m² e tem uma capacidade que é 30% maior do que o convencional. Além disso, Tamayo salientou que esta iniciativa mostra que o Estado, através de suas instituições, trabalha em coordenação com o setor privado e a população. A inauguração da subestação elétrica contou com o embaixador da Italia no Peru, Mauro Marsili, e o country manager da Enel no Peru, Carlos Tembour. (El Peruano – 11.11.2016) 2 Bolívia registrou produção nacional histórica de gás que superou 61,2 MMmcd O Ministro de Hidrocarbonetos e Energia, Luis Sanchez, disse neste sábado que no dia 08 de Novembro se registrou uma produção histórica de gás natural no país, mais de 61,2 MMmcd. "Os números demonstram, a produção de gás marcou um recorde histórico chegando a 61.248 MMmcd esta semana, o que demonstra que a produção desde 2006 está em ascensão, diferente do alegado por algumas vozes que não há gás, que temos déficit", disse. A autoridade, em um comunicado de imprensa, explicou que entre "domingo, segunda e terça-feira (passada) a maior produção de gás natural foi registrada, isto graças a investimentos em exploração e ampliações de plantas de processamento". Disse que no domingo, 06 de Novembro, se chegou a uma produção de 57.721 MMmcd, na segunda foi de 59.167 MMmcd e terça-feira de mais de 61 MMmcd, sendo a planta Margarita a que mais contribuiu, com 17.529 MMmcd no primeiro dia, 18.330 MMmcd no segundo e 18.761 MMmcd no terceiro. A Planta Sábalo foi a segunda de maior produção, registrando mais de 15.000 MMmcd. Por outro lado, a produção da planta de San Alberto mais Itau chegou esta semana a marcar a sua máxima produção de 6.662 MMmcd. Sanchez lembrou que, atualmente, a produção total de gás é da ordem de 60 MMmcd e que até 2020 se estima que a produção aumente para mais de 70 MMmcd com operações de importantes projetos que irão contrariar a decadência natural dos campos e garantir o abastecimento do mercado interno e de exportação. (La Razón – Bolívia - 12.11.2016) 3 Bolívia: Até o fim do ano serão licitados quatro plantas de energia eólica em Santa Cruz e Tarija A construção dos parques eólicos de San Julian, El Dorado e Warnes, no departamento de Santa Cruz, e La Ventolera, em Tarija, serão licitados até o final do ano, informou neste sábado o ministro de Hidrocarbonetos, Luis Alberto Sanchez. No final de abril foram concluídos os estudos técnicos, econômicos, sociais e ambientais (TESA) para a construção de três parques eólicos em Santa Cruz, segundo informado na épica pelo então gerente geral da Empresa Elétrica Corani, Carolos Rocabado. Sanchez estimou que o parque eólico San Julian gere 36 MW; El Dorado, 34; Warnes, 21, e La Ventolera, 24. A construção dos quatro complexos alcançará um investimento de US$ 190 mi. "Antes de 2006, o Estado não fez qualquer projeto de energia limpa na Bolívia, porque não havia a consciência da preservação do meio ambiente, mas com o presidente Evo Morales hoje temos cerca de 50 MW e para 2020 vamos gerar mais de 500 MW", disse autoridade por meio de um comunicado de imprensa. Ele ainda lembrou que a Eólica Qollpana, em Cochabamba, está gerando 27 MW; projeto geotérmico Laguna Colorada em suas duas fases irá gerar 100 MW; em biomassa se projetam 40 MW, entre outros. (La Razón – Bolívia - 12.11.2016) 4 Bolívia: ENDE afirma que o setor elétrico será o quarto pilar Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
|
