l IFE: nº 4.213 - 17 de novembro de 2016 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Leilões Oferta e Demanda de Energia Elétrica Grandes
Consumidores Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Aneel recomenda veto a emendas na 'MP das Elétricas' A Aneel levou ao governo suas recomendações de veto presidencial na MP 735, que foi aprovada pelo CN no mês passado e precisa ser sancionada nos próximos dias. Tratando originalmente de questões como a venda de distribuidoras controladas pela Eletrobras e da reforma dos subsídios nas contas de luz, a MP voltou ao Palácio do Planalto com uma avalanche de emendas. Duas emendas importantes estão entre as sugestões de veto encaminhadas pela agência reguladora ao MME. Uma delas envolve o Inova Rede, programa de modernização das redes de distribuição, que é defendido pelas empresas do setor. Outra é a emenda que abre caminho para uma relicitação dos ativos da espanhola Abengoa dentro do processo de recuperação judicial da empresa. A emenda do Inova Rede permitiria, segundo a Abradee, investimentos adicionais de R$ 6 bi nas redes de áreas urbanas. De acordo com uma nota técnica da Aneel encaminhada ao ministério e obtida pelo Valor, a agência considera que isso implica instabilidade regulatória e compromete a modicidade tarifária, pois garante uma taxa de retorno maior aos investimentos do programa. Além disso, contraria o princípio da "regulação por incentivos". No caso da emenda que trata dos ativos da Abengoa, a ideia aprovada pelo CN é que suas linhas de transmissão possam ser relicitadas dentro do processo de recuperação judicial pela empresa, o que seria inédito em concessões de infraestrutura. Os contratos com fornecedores de bens e serviços também seriam mantidos. A Abinee, associação que representa fabricantes de materiais elétricos, lutou pela inclusão do texto na MP. Além disso, segundo a nota técnica, o tempo dispendido para a valoração das ações do sócio controlador pode ser maior do que a "solução usual" de declarar caducidade da concessão e relicitar o ativo. Outra sugestão de veto feita pela agência trata do artigo, incluído na MP 735 pelos parlamentares, que permitiria às distribuidoras negociar suas sobras de energia para consumidores do mercado livre. Na visão da Aneel, esse mecanismo dificultaria a regulação e desincentivaria a contratação eficiente, abrindo portas para uma "sobrecontratação artificial". (Valor Econômico – 17.11.2016) 2 Órgão antitruste abre inquérito sobre cartel em Belo Monte A SG/Cade instaurou, no dia 16, Inquérito Administrativo sigiloso para investigar suposto cartel na licitação para a concessão de exploração da UHE Belo Monte, Leilão 06/2009, e na contratação para a construção da UHE Belo Monte na modalidade EPC Concorrência Privada da Norte Energia S/A. As informações foram divulgadas pelo Cade. (O Estado de São Paulo - 16.11.2016) 3 Aneel muda regra para facilitar venda da Celg-D O novo operador da distribuidora de energia goiana Celg-D terá mais uma facilidade ao assumir uma das principais dívidas da companhia. O leilão da empresa está marcado para o dia 30, mas o contrato de concessão deve ser assinado apenas em fevereiro. Durante esse intervalo, o novo concessionário poderá atrasar o pagamento de parcelas das dívidas da empresa com a usina de Itaipu, que totaliza R$ 854 mi, com a garantia de que o vencimento da dívida total não será antecipado. A decisão de suspender essa regra foi tomada pela Aneel, que atendeu a um pedido da Eletrobrás, detentora de 51% das ações da distribuidora. A dívida da Celg-D com Itaipu foi renegociada em fevereiro, conforme os termos de medida provisória sancionada em novembro de 2015. Com o apoio do governo federal, a Celg conseguiu converter a dívida de US$ 364 mi em reais pelo câmbio de 2 de janeiro de 2015, de R$ 2,69. Na época da renegociação, a cotação média do dólar era de R$ 4,05. Com a aprovação da repactuação, o passivo da distribuidora ficou R$ 453,89 mi menor. A medida foi tomada para facilitar a privatização da companhia. Para ter direito a esse benefício, a Eletrobrás se comprometeu a não atrasar o pagamento das parcelas por mais de 30 dias. Caso contrário, estaria sujeita ao vencimento imediato de toda a dívida. Segundo o diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, a medida ajuda a mitigar os riscos do futuro operador da Celg-D. Ele destacou, no entanto, que o novo concessionário continua sujeito às demais penalidades do contrato de renegociação caso atrase o pagamento das parcelas da dívida no período entre o leilão e a assinatura do contrato de concessão. Sobre os pagamentos em atraso devem incidir automática e imediatamente multa pecuniária de 10% sobre o saldo devedor vencido, e juros moratórios de 1% ao mês, calculados desde a data do vencimento até o dia do pagamento, disse a Aneel. (O Estado de São Paulo - 16.11.2016) 4 Audiência aprimora mecanismo de compensação de sobras e déficits 5 Aneel reduz tarifas de energia para distribuidoras do RS e de Goiás A Aneel aprovou, no dia 16, a revisão tarifária para as distribuidoras Ceee-D, do Rio Grande do Sul, e Chesp, de Goiás. Nos dois casos, a revisão resultou em redução das tarifas para os consumidores. Para a Ceee, a redução será de 17,87% para os consumidores residenciais e de 13,12% para as indústrias. Os novos valores começam a valer no dia 22, para os 1,6 mi de consumidores atendidos pela distribuidora em 72 municípios do Rio Grande do Sul. Os consumidores residenciais atendidos pela Chesp terão uma redução de 9,34% nas tarifas e as indústrias, redução de 24,43%. A empresa atende 35,2 mil unidades consumidoras em dez municípios de Goiás. Diferentemente do reajuste, que acontece todos os anos, a revisão tarifária das distribuidoras é feita a cada quatro anos e leva em conta os custos, os investimentos e a eficiência das empresas. Por isso o valor das tarifas pode ser alterado para mais ou para menos. O principal objetivo da revisão é garantir uma tarifa justa para os consumidores e para os investidores e estimular o aumento da eficiência e da qualidade do serviço de distribuição de energia elétrica. (Agência Brasil 16.11.2016) 6 Aneel acata pleito e CVU da UTE Norte Fluminense é revisado A Aneel resolveu dar provimento ao pleito de revisão do CVU da térmica Norte Fluminense. Os valores de R$ 61,20/MWh, R$ 69,91/MWh e 133,55/MWh são relativos ao mês de outubro, a serem aplicados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico a partir da primeira revisão do PMO após a publicação deste despacho no DOU. A Aneel determinou que a CCEE deve utilizar os novos valores de CVU para fins de contabilização da geração verificada na usina no mês de outubro. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 7 Aneel estende concessão de usina da CEB por 183 dias A Aneel aprovou a extensão do prazo de concessão da usina hidrelétrica Paranoá por 183 dias, em consequência da repactuação do risco hidrológico. O contrato outorgado a Companhia Energética de Brasilia venceria em outubro de 2019, mas vai vigorar até 29 de abril de 2020. A Aneel também aprovou a mudança no regime de exploração da usina de Serviço Público para Produção Independente de Energia, com a alteração da classificação do empreendimento de hidrelétrica para pequena central hidrelétrica. Localizada em Brasilia, a UHE Paranoá tem 30 MW de potência instalada e 13 MW de garantia fisica. A titularidade da usina deverá ser transferida para a CEB Geração, que vai assinar um termo aditivo ao contrato original, considerando a nova classificação da UHE Paranoá. Com a mudança de enquadramento da usina, a CEB Geração não precisará aplicar recursos no Programa de Pesquisa e Desenvolvimento do Setor Elétrico e terá direito à redução de 50% nas tarifas de Tusd e Tust. Essas isenções serão usadas na redução do custo dos contratos de energia da usina. A PCH não ficará isenta, no entanto, do pagamento da compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos, por ter entrado em operação comercial antes de 1998. Com a modificação do regime de explicação, a concessionária terá de fazer o pagamento do Uso do Bem Público correspondente ao prazo que resta da concessão. O valor anual do UBP é de R$ 358.380,36, dividido em parcelas mensais ao longo do ano. A prorrogação do prazo de concessão das usinas que tiveram parte ou a totalidade do risco transferida para o consumidor, em troca do pagamento de um prêmio de risco, está prevista na Lei nº 13.203, de 2015. A legislação e a regulamentação da Aneel estabelecem que o deslocamento do período de outorga poderá ser feito quando não for possível ressarcir o gerador do prejuízo com o déficit de geração da usina no ano passado, no prazo remanescente da vigência dos contratos de venda de energia do empreendimento. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 8 Mudanças no cálculo do ICMS sobre tarifas de energia poderão ser votadas na Câmara 9 Aneel determina recálculo de débitos do GSF suspensos por decisão judicial A CCEE terá que fazer a recontabilização dos débitos relacionados ao déficit de geração das usinas hidrelétricas que ficaram suspensos por decisões judiciais entre março e dezembro de 2015, para retirar os juros cobrados dos geradores que decidiram repactuar o risco hidrológico. A decisão foi revista pela Aneel na reunião pública de 16 de novembro. O valor terá de ser recalculado para a retirada da remuneração, uma vez que a Resolução 552 da Aneel prevê apenas a atualização pelo IGPM de pagamentos que estão sub judice. A remuneração só será considerada no parcelamento dos débitos do GSF aprovados pela autarquia em março desse ano, sobre os quais incidem a Selic mais juros de 1% ao mês. A diretoria da agência confirmou, porém, a decisão da CCEE de não considerar inadimplentes os agentes que não estavam protegidos por decisões judiciais e que pagaram na liquidação apenas os valores sobre os quais não havia questionamento. Também estão suspensos para esses agentes os efeitos financeiros dos custos associados ao risco hidrológico de terceiros, até que sejam resolvidas as ações que ainda tramitam na Justiça. A resolução que impede a cobrança de remuneração em caso de decisão judicial favorável aos agentes será reavaliada pela Aneel. A agência considera que essas decisões impactam financeiramente outros credores no mercado de curto prazo e estimulam as ações judiciais, ao protegerem os beneficiados dos custos da inadimplência. A ideia é modificar as Regras de Comercialização para que encargos sejam cobrados do agente quando as decisões judiciais forem revogadas, com tratamento semelhante ao dos demais casos de inadimplência. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 10 Aneel mantém apuração da indisponibilidade de Santo Antônio
Empresas 1 Cade apura cartel em Belo Monte admitido por Andrade Gutierrez O Cade instaurou ontem um processo sigiloso para apurar a existência de um suposto cartel na construção da usina hidrelétrica de Belo Monte. A investigação, que baseia¬-se em acordo de leniência assinado em setembro com a Andrade Gutierrez, funcionários e ex-¬funcionários da empresa, é decorrente da Operação Lava-¬Jato. De acordo com o processo, também são investigadas a Camargo Corrêa, a Odebrecht e seis executivos e ex¬ecutivos dessas empresas. Conforme o resultado da investigação, as empresas podem ter que pagar multa de até 20% do seu faturamento. No caso de pessoas físicas, a multa varia entre R$ 50 mil e R$ 2 bi. "Por meio do acordo, assinado conjuntamente pelo Ministério Público Federal do Paraná (MPF¬-PR), os signatários admitem sua participação, fornecem informações e apresentam documentos probatórios a fim de colaborar com as investigações do alegado cartel", diz o Cade em nota distribuída ontem. De acordo com a denúncia, as três empresas começaram os contatos em julho de 2009, "com a divisão do grupo formado pelas empresas Andrade Gutierrez, Camargo Corrêa e Odebrecht em dois consórcios", explica a nota da autarquia. "Tal alinhamento de parâmetros visava criar uma paridade de condições e de preços entre as empresas, o que não é esperado entre concorrentes, e garantir a viabilidade de um pacto colusivo [referente a acordo entre partes para prejudicar um terceiro] de posterior divisão da construção da UHE Belo Monte entre elas", aponta o texto. As empresas não venceram o certame, mas o arranjo foi aproveitado quando foram contratadas pelo consórcio que venceu a licitação. A combinação teria sido usada para vencer a concorrência privada organizada pela Norte Energia. "Os contatos anticompetitivos duraram até, pelo menos, julho de 2011", conclui o texto. A apuração será realizada na Superintendência-¬Geral do Cade, que produzirá um relatório opinando sobre a culpa ou não das investigadas. Em seguida, o processo vai para o plenário do órgão antitruste, no qual os conselheiros decidirão se houve um cartel e sua punição. (Valor Econômico – 17.11.2016) O diretor de Relações com Investidores da Eneva, Pedro Zinner, disse que o alongamento do prazo de vencimento das dívidas faz parte da estratégia de gestão do endividamento da companhia. "Estamos buscando alongar o prazo médio [da dívida]. Fontes de acesso de capital como agências multilaterais fazem parte da nossa estratégia de longo prazo", disse, durante teleconferência com analistas. O prazo médio de vencimento da dívida da Eneva, ao fim do terceiro trimestre, era de 5,19 anos, contra patamar de 6,34 anos registrado ao fim de setembro de 2015. Ao fim do segundo trimestre deste ano, o prazo era de 5,29 anos. (Valor Econômico – 17.11.2016) A Energisa segue avaliando oportunidades de aquisições e investimentos em transmissão e distribuição de energia, sempre de forma "prudente e cautelosa", disse Ricardo Botelho, presidente da companhia, em teleconferência sobre os resultados do terceiro trimestre. Isso inclui participações em futuros leilões de privatização de distribuidoras, desde que a Energisa veja que poderá aplicar sua experiência na recuperação de ativos, e se as condições financeiras forem consideradas atrativas. No segmento de transmissão de energia, a Energisa chegou a se credenciar para participar do leilão de abril, mas não levou nenhum lote por não considerar as condições adequadas. Para os próximos leilões, a companhia seguirá avaliando o mercado. (Valor Econômico – 17.11.2016) 4 Aneel flexibiliza regra para pagamento de dívida da Celg D 5 Copel: Receita subirá R$ 162 milhões com 4 novas linhas de transmissão A entrada de novos projetos de transmissão deve incrementar a RAP da Copel em R$ 162,6 mi em 2017, disse Luiz Fernando Vianna, presidente da companhia. Estão previstas as entradas em operação de quatro novas linhas no ano que vem, com 1.385 km. No terceiro trimestre do ano, a entrada de uma linha de 600 km na qual a Copel tem 49% aumentou a RAP da companhia em R$ 48,7 mi. No último trimestre do ano, deve entrar ainda uma outra linha, na qual a Copel tem 24,5%, aumentando a receita anual de transmissão em R$ 22,3 mi. Os números do terceiro trimestre mostram que “o pior já passou” no mercado de distribuição de energia da Copel, disse Sérgio Guetter, presidente da Copel D. “Temos uma tendência de um quarto trimestre muito bom”, disse. Segundo ele, os números de consumo do trimestre mostram que a companhia já passou pela sua pior fase, o que dá essa expectativa positiva para o fim do ano. Em relação à inadimplência, Guetter destacou que os níveis de provisões para devedores de liquidação duvidosa chegaram ao menor nível do ano no terceiro trimestre. “Já passamos do ponto de inflexão”, disse. Contratação A estatal paranaense informou também que já contratou 82% de seu portfólio de geração de energia para 2017, segundo Sergio Lamy, presidente da Copel GT. “Essa não é nossa posição final no ano, já temos publicado para a próxima semana mais um leilão de venda de energia da Copel GT”, disse. Para 2018, a Copel já contratou 61% do seu portfólio. Para 2019, o percentual chega a 51%. No próximo leilão, a Copel vai poder aumentar também o nível de contratação para os próximos anos, afirmou Lamy. Em relação aos preços da energia sendo negociada, o executivo disse que estão um pouco mais elevados que a faixa de R$ 150 a R$ 160/MWh. (Valor Econômico – 16.11.2016) 6 Cemig busca sócio estrangeiro para manter hidrelétricas A Cemig está em busca de um sócio privado para tentar manter o controle sobre três hidrelétricas que estão no centro de uma discórdia que já dura quatro anos com a União. A empresa tem conversado com grupos estrangeiros, entre eles da Itália e China, disse o secretário de Planejamento de Minas, Helvécio Magalhães, que é membro do conselho de administração da Cemig. Em outra frente, a Cemig também avança na negociação para se livrar do problema da opção de venda dos sócios da Light. Em relação às usinas, a estatal pretende, ao lado de um parceiro, pagar à União o valor referente à outorga das usinas. "Seriam R$ 10 bilhões. E isso seria feito por meio de acordo com o governo federal", disse Magalhães. O acordo teria de ter a chancela do STF e colocaria ponto final nas disputas pela concessão das hidrelétricas. A briga está no STF, com o ministro Dias Toffoli, que foi quem cobrou das partes que procurassem um acordo. Segundo o secretário de Minas, as expectativas maiores são de uma sociedade com uma companhia estrangeira. Uma fonte do Valor na própria Cemig afirmou que a empresa não teria como arcar com um valor tão alto de outorga sozinha. E por isso está atrás de um sócio. As conversas com o governo federal têm sido semanais. A avaliação da empresa é que o capital estrangeiro voltou a ver o Brasil como um porto mais atraente para investimentos, especialmente após a mudança de governo. (Valor Econômico – 17.11.2016) 7 Cemig pretende entrar em acordo com a União para evitar leilão de UHE’s A Cemig pretende, ao lado de um parceiro, pagar à União o valor referente à outorga das usinas hidrelétricas. Com um acordo no STF, a estatal evitaria um leilão das usinas hidrelétricas, garantiria a manutenção desses ativos e garantiria também um aporte de recursos esperados pela União. Empresa considera crucial manter a concessão por mais 20 anos das hidrelétricas. Elas equivalem a 40% (ou 3,2 GW/h) da capacidade de geração da Cemig ¬ isso sem contar a das empresas a ela coligadas. Embora estejam ainda em disputa na Justiça, o governo do presidente Michel Temer incluiu no Programa de Parcerias de Investimentos (PPI) a relicitação de São Simão e Miranda, junto de outras usinas menores. A expectativa era de que os leilões ocorressem no segundo semestre de 2017, rendendo à União cerca de R$ 12 bi em bonificação de outorga, de forma semelhante ao leilão realizado em novembro de 2015. Na ocasião, a Cemig aproveitou para arrematar 18 usinas, entre elas Três Marias, que tinham sido devolvidas à União depois da MP 579. Ontem, Fabiano Maia Pereira, diretor financeiro de e relação com investidores da Cemig, disse que a empresa continua tendo bom diálogo com o governo federal sobre isso. Ele falou também sobre a situação da Light, que vai passar por uma "reestruturação societária" com a saída dos sócios atuais. A mudança societária na Light aconteceu depois que o Redentor Fundo de Investimento em Participações (FIP Redentor) exerceu a opção de venda das ações da Parati, companhia pela qual a Cemig tem participação no capital da Light. A opção de venda venceu em maio deste ano, mas a Cemig conseguiu negociar e estender o prazo até novembro do ano que vem. Entre os sócios do FIP Redentor, o BTG Pactual já está saindo da Light, disse Pereira. Permaneceram os bancos Santander, Banco do Brasil e Votorantim. A estatal está tentando antecipar a operação com eles também, segundo o diretor. A Cemig vai conseguir antecipar o pagamento de cerca de um terço da participação que os três bancos têm na Parati, utilizando os recursos da oferta de ações que tinha da Taesa ¬ que tinham sido dadas como garantia do acordo de extensão do prazo da opção de venda. Em relação aos outros dois terços do montante devido aos bancos, Pereira não deixou claro se haverá a entrada de um novo sócio, mas disse que a companhia está tentando "ver um desenho" no qual o pagamento seja mais rápido. (Valor Econômico – 17.11.2016) 8 TCU pede detalhes sobre limite de armazenagem em Angra 1 e 2 O TCU determinou que a Eletronuclear apresente um estudo detalhado de quando se esgotará a capacidade de armazenamento de resíduos das usinas nucleares Angra 1 e 2. A empresa tem 60 dias para entregar o parecer. O TCU acompanha de perto a construção de novas unidades de armazenamento, sob o risco de que as usinas parem o funcionamento por não ter mais onde descartar resíduos. Angra 1 e 2 são responsáveis, hoje, por 3% de toda a energia do SIN e por cerca de 30% da energia do estado do Rio de Janeiro. Novas piscinas estão sendo construídas, mas o cronograma está muito atrasado. O prazo inicial, novembro de 2017, já não é mais possível e a nova data estimada para conclusão é em 2020. A previsão de esgotamento das armazenagem também foi revisada pela empresa: antes, a estimativa era de que a capacidade de Angra 1 se esgotaria em 2020 e de Angra 2, em 2018. Agora, técnicos das empresas falam que é possível armazenar resíduos até 2021. O TCU, no entanto, pede um parecer detalhado da Eletronuclear sobre essa mudança de datas. No parecer, o relator, ministro Vital do Rêgo, classifica o cenário como “muito preocupante”. Outra preocupação do TCU em relação à obra diz respeito ao financiamento. A Eletronuclear afirma que utilizará recursos próprios e que o orçamento para investimentos da empresa terá a construção de novas unidades de armazenagem como prioridade. A empresa, no entanto, não detalhou como efetuará os desembolsos nem de onde virão os recursos internos. O parecer determina ainda que seja feito um alerta à Casa Civil diante da “gravidade do cenário apresentado”, que podem impactar o fornecimento de energia do país. (O Globo – 16.11.2016) 9 Hidrelétrica e térmica entram em operação no Mato Grosso A Aneel autorizou a operação comercial da turbina nº 1 da hidrelétrica Itiquira I, com potência de 30,4 MW, na munícipio de Itiquira, em Mato Grosso. No mesmo estado, a Aneel autorizou o funcionamento da UG1, de 9,6 MW, da térmica Caramuru Sorriso, instalada no município de Sorriso (MT). Em Minas Gerais, entrou em operação 21,6 MW da UTE Agropéu, instalada no município de Pompéu. No Rio Grande do Sul, a CGH Mambuca iniciou a operação com 1 MW de capacidade instalada entre os municípios de Ajuricaba e Condor. Já no Rio Grande do Norte foi iniciado o comissionamento de três aerogeradores do parque Santa Úrsula, de 2,1 MW cada, em Touros. As informações são do Diário Oficial da União desta segunda-feira, 14 de novembro. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 10 S&P reafirma ratings de Santo Antônio e Duke A S&P Global Ratings reafirmou a nota em brCCC+ atribuída às debêntures do tipo senior secured da Santo Antônio Energia no montante de R$ 700 mi, emitidas em duas séries, com vencimento final em 2022 e 2024. A agência de classificação de risco reafirmou ainda o rating de recuperação 2 dessa dívida, com uma expectativa de recuperação acima de 100%, ou seja, na camada superior da faixa). Contudo, todos esses ratings foram retirados a pedido do emissor, a perspectiva do rating de longo prazo da empresa no momento da retirada era negativa. Outro relatório da agência relaciona os ratings para a Duke Paranapanema. Foram reafirmadas as notas 'BB' na escala global e 'brAA-' na Escala Nacional Brasil. A S&P afrma que essa avalição tem como base a percepção de que a empresa tem mantido uma geração de caixa e métricas de crédito fortes e previsíveis, apesar da seca severa nos últimos dois a três anos, ao mesmo tempo que mantém um volume significativo de distribuição de dividendos aos acionistas, que em 2015 totalizou R$ 199 mi. Entre os destaques estão o desempenho alinhado às expectativas, com uma margem ebitda acima de 50% em 2015, graças à melhora nas condições hidrológicas no Brasil e à redução do Fator de Ajuste de Energia. Contudo, a perspectiva também é negativa. A agência explica que esse viés reflete a queda do rating soberano do Brasil, dada a expectativa de rebaixarmento dos ratings da empresa se realizar ação similar às do país. Na opinião da S&P, o rating da empresa está limitado ao do soberano, porque esta não passaria no teste de estresse em um cenário hipotético de um default em moeda local por parte do governo soberano brasileiro. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 11 Tarifas da CEEE-D serão reduzidas em média em 16,28% A revisão tarifária da CEEE-D levou a uma redução média de tarifas de 16,28%, com impacto médio de -13,12% para os consumidores atendidos em baixa tensão e de -17,87% para os clientes conectados em alta tensão. Os novos índices serão aplicados a partir de 22 de novembro. O fator que mais influenciou o resultado da revisão foi a retirada da tarifa de 11,36% em despesas financeiras nos próximos 12 meses, além da saída de 5,03% em custos financeiros cobrados no último período tarifário. A redução no custo da energia comprada teve impacto de -3,52%, com destaque para Itaipu. Houve ainda queda de 4,65% nos custos da Conta de Desenvolvimento Energético. A Aneel também estabeleceu a trajetória de redução das perdas comerciais da CEEE-D, que vão partir do limite atual de 8,45% até atingir 7,04% sobre o mercado faturado em 2021. Para as perdas técnicas, o percentual ficou em 6,01% da energia injetada. Foram definidos ainda os limites dos indicadores de qualidade que medem a duração (DEC) e a frequência (FEC) das interrupções no fornecimento de energia para o período de 2017 a 2021. A distribuidora atende 1,6 milhão de unidades consumidoras no Rio Grande do Sul, em 72 municipios das regiões metropolitana (incluída a capital Porto Alegre), sul, litoral e campanha gaúcha. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 12 CEB tem prejuízo de R$ 5,1 milhões no 3º trimestre A CEB terminou o terceiro trimestre de 2016 com prejuízo de R$ 5,1 mi. No mesmo trimestre do ano passado, ela teve prejuízo de R$ 111,2 mi. No segundo trimestre deste ano ela teve lucro de R$ 29,7 mi. A estatal do Distrito Federal divulgou na última segunda-feira, 14 de novembro, seus resultados financeiros do período. A receita operacional líquida chegou a R$ 451,4 mi, menor que os R$ 621,1 mi do terceiro trimestre de 2015. O Ebitda ajustado da CEB no trimestre ficou negativo em R$ 18,4 mi, recuando mais que no mesmo período do ano passado, quando foi negativo em R$ 1,5 mi. No acumulado dos nove meses do ano, a CEB teve lucro líquido consolidado de R$ 30,3 mi, em contraponto ao prejuízo de R$ 174,8 milhões registrados até setembro de 2015. A receita líquida registrada até setembro deste ano ficou em R$ 1,53 bi, inferior aos R$ 1,78 bi do mesmo período do ano passado. Já o Ebitda ajustado no ano está em R$ 40,1 mi, menor que o dos nove meses de 2015, de 55,3 milhões. De acordo com a CEB, houve uma redução no consumo na área de concessão da distribuidora de 1,3%. Ela encerrou o trimestre com 1.031.846 consumidores, em que 87,7% estão na classe residencial, 10,5% no comercial e 1,8% nas demais classes. Ainda de acordo com a CEB, houve um recuo de 17,6% nos custos com a energia comprada devido à queda nos custos de suprimento da energia de Itaipu. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 13 Incorporação da Endesa Américas e Chilectra pela Enersis completa mais uma etapa A Enel anunciou em comunicado que as subsidiárias Enersis Américas, Endesa Américas e Chilectra Américas já têm o aval documental para o movimento de incorporação da Endesa Américas e da Chilectra Américas pela Enersis Américas. A incorporação vai entrar em vigor a partir do próximo dia 1º de dezembro de 2016 e a partir desse momento, a Enersis Américas mudará sua denominação para Enel Américas. De acordo com o comunicado, com as retiradas feitas pelos acionistas que não aprovaram a incorporação e as aceitações recebidas na oferta pública lançada pela Enersis Américas para o free float da Endesa Américas, a Enel controlará indiretamente por meio de suas controladas 51,8% do capital social da Enel Américas. No último dia 8 de novembro, a Enel no Brasil anunciou a unificação da sua marca para todas as suas subsidiárias. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 14 Cemig descarta saída da Light A Cemig negou, que colocará a Light à venda. O diretor de Relações com Investidores da Cemig, Fabiano Maia afirmou que é considerada o veículo de crescimento da estatal mineira em distribuição. No momento, há uma saída de investidores na companhia que atua no Rio de Janeiro, processo que deverá se estender até o final do ano de 2017, mas que a Light continuará no portfólio da elétrica mineira. A Cemig, comentou o executivo, está comprando a parte do BTG Pactual por conta do vencimento da PUT da Light, pois a instituição financeira exerceu seu direito de venda. Os outros bancos participantes dessa operação são o Banco do Brasil, Santander e Votorantim que também querem deixar o fundo. Contudo, a meta da estatal mineira é de manter a sua participação direta e indireta na Light na casa de 33%, conforme já havia afirmado o presidente da empresa, Mauro Borges, em setembro. Isso leva a companhia a procurar um novo sócio para a distribuidora, ação na qual a companhia já vinha trabalhando. Sobre a outra distribuidora do grupo, a Cemig-D, o destaque dado é de que o nível de sobrecontratação está dentro dos limites regulatórios. Na estimativa da empresa deverá encerrar o ano com a contratação de uma faixa de 100% a 102% da demanda. O PDV que a Cemig abriu neste ano levou a adesão de 648 funcionários. O ganho estimado com essas saídas deverá ficar em R$ 200 mi em custos evitados. Ainda sobre o plano de desinvestimentos, a empresa reforçou que as diretrizes para determinar se um ativo é elegível ao plano ou não, continuam válidas. Segundo Maia, permanece o foco de colocar à venda ativos que não são core business da Cemig ou onde a estatal não tem o controle. Nesse sentido, no terceiro trimestre foram contabilizados três movimentos no plano de vendas com a entrada de R$ 180 mi com a alienação de uma linha de transmissão no Chile, follow on das ações da Taesa e R$ 114 mi com a negociação de participação na Ativas Data Center pela Sonda. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 15 Equatorial aposta em gestão para evitar surpresas com transmissão A Equatorial Energia aposta em sua capacidade de gestão para evitar surpresas durante o processo de construção de sistemas de transmissão. A estreante terá o desafio de construir 2.150 km de linhas e quatro subestações. A expectativa é investir R$ 2,9 bi nos próximos anos. A empresa quer antecipar a conclusão dos projetos em 12 meses ou mais, e para tanto conta com a parceria dos EPCistas Andrade Gutierrez e Elecnor. Analistas de mercado questionaram a estratégia da companhia para se proteger de eventuais problemas causados por EPCistas, uma vez que o segmento de transmissão tem acumulado um histórico negativo de atrasos significativos nas obras. "A forma que a gente sempre atua é fazendo uma gestão muito de perto de todo o investimento.... Fazemos um acompanhamento minucioso para evitar surpresas que estão fora do nosso radar", respondeu Eduardo Haiama, diretor Financeiro e de Relação com Investidores. Segundo o executivo, a empresa sempre busca criar "gordura" para evitar a destruição de valor do capital investido, seja buscando uma taxa interna de retorno interna mais alta, seja buscando parceiros sérios que tenham capacidade de executar as obras dentro do cronograma estipulado. "É muito mais uma visão sistêmica de onde estão os riscos e ter certeza que o desvio padrão desse risco não é relevante para destruir o seu retorno", disse. Sobre o interesse da empresa nas oportunidades de M&A, Haiama disse que o momento do mercado é oportuno e confirmou que está analisando os ativos à disposição, sem especificar que ativos da Abengoa Concessões interessam a companhia. "Temos interesse sim em transmissão e a gente acredita que o momento é oportuno para estar olhando", encurtou. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 16 Chesp terá redução média de tarifas de 12,03% As tarifas da Companhia Hidroelétrica São Patrício serão reduzidas em média em 12,03% a partir de 22 de novembro. O índice é resultante da revisão tarifária da distribuidora e representa um efeito médio de -24,43% para os consumidores atendidos em alta tensão tensão e de - 9,34% para os clientes conectados em baixa tensão. Além da redução de 3,69% no custo dos encargos setoriais, houve queda de 3,99% nas despesas com compra de energia, em consequência da redução do valor do contrato com a Celg D. Serão retirados da tarifa 5,41% em custos financeiros nos próximos 12 meses. A Aneel aprovou também os limites dos indicadores DEC) e FEC das interrupções no fornecimento de energia para o período de 2017 a 2021. A Chesp atende as cidades de Carmo do Rio Verde, Ceres, Ipiranga de Goiás, povoado de Monte Castelo no Município de Jaraguá, Nova Glória, Rialma, Rianápolis, Santa Isabel, São Patrício e Uruana, no interior de Goiás. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 17 Energisa espera concluir em meados de 2017 fusão de distribuidoras de SP e PR A Energisa pretende até meados de 2017 consumar o pedido de fusão das concessões de distribuição que possui nos estados de São Paulo e Paraná. De acordo com Maurício Botelho, vice-presidente de Finanças e Relações com Investidores da empresa, a Caiuá será a distribuidora remanescente da fusão, por ser a que tem o maior prejuízo fiscal, com cerca de R$ 75 mi de créditos tributários. Ainda de acordo com Botelho, o movimento vai se repetir nas distribuidoras Energisa Nova Friburgo (RJ) e Energisa Minas Gerais (MG). A expectativa é que essa operação esteja concluída em 2018. O trimestre marcou o fim da recuperação judicial da Rede Energia, decretada em agosto. O executivo revelou que a participação da Energisa no leilão da Celg não está definida. Ela é uma das candidatas a disputar a distribuidora goiana, que a levaria a ter um ganho de escala, por já controlar a Energisa Tocantins, Mato Grosso e Mato Grosso do Sul, ficando em situação excepcional na região Centro-Oeste. O diretor Ricardo Botelho também lembrou que a Energisa continua avaliando oportunidades de modo contínuo, como no setor de transmissão. Agora com condições melhoradas no último leilão, uma investida na transmissão viria apenas por ativos que estivessem relacionados com o seu mercado de distribuição. Nos nove meses do ano, 79,1% dos investimentos foram aplicados nas distribuidoras compradas da Rede Energia, chegando a R$ 906 mi. Após o IPO realizado este ano, a dívida líquida consolidada cai 16,5% e companhia aporta R$ 680 mi nas subsidiárias. A Energisa Mato Grosso teve o maior aumento de capital, com R$ 350 mi, sendo seguida pela Tocantins, com R$ 150 mi. Nos indicadores de qualidade de fornecimento de energia, as distribuidoras do grupo no Nordeste, Energisa Paraíba, Borborema e Sergipe, ao lado da Energisa Mato Grosso chegaram ao menor nível histórico nos índices de DEC e FEC. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 18 Esteves Colnago é o novo presidente do Conselho do BNDES O presidente da República Michel Temer e o ministro do Planejamento, Dyogo Henrique, nomearam Esteves Pedro Calnago Junior para função de membro e presidente do Conselho de Administração do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). Ele vai substituir ex-secretário executivo do Ministério da Indústria, Comércio Exterior e Serviços (MDIC) Fernando de Magalhães Furlan, exonerado do cargo nesta quarta-feira, 16 de novembro, segundo informações do Diário Oficial da União. Além de Calnago, foram nomeados para o Conselho do BNDES Walter Baere de Araújo Filho e Carlos Márcio Bicalho Cozendey. Natália Marcassa de Souza foi reconduzida à função de membro do Conselho. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016)
Leilões 1 Edital da segunda etapa de Leilão de Energia em Amazonas é aprovado A ANEEL aprovou nesta terça-feira edital da segunda etapa do Leilão nº2/2016 que visa contratação de energia elétrica nos Sistemas Isolados para atendimento aos mercados da concessionária Eletrobras Distribuição Amazonas. A sessão pública do certame está prevista para ser realizada em 24/2/2017 em Manaus. Os Contratos de CCESI do certame poderão alcançar o valor global máximo de R$ 11,5 bi. O leilão possuirá seis lotes para atender os mercados da Eletrobras Distribuição Amazonas dispostos em 55 localidades com potência instalada de 290,96 MW e energia anual requerida de 1,122 milhão MWh. É importante ressaltar que os preços de referência máximos, disponíveis no edital, serão atualizados em janeiro de 2017, a partir de valores propostos pela EPE e aprovados pelo MME. Na mesma reunião foram aprovados dois aprimoramentos de assuntos correlatos ao leilão: o primeiro foi o aperfeiçoamento do modelo de edital para aquisição de energia nos sistemas isolados que excluiu a cláusula 5.2 do modelo de Contrato de Cessão de Créditos de Reembolso de Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e incorporou novos procedimentos nas Cláusulas 6.2 e 7.1 do Contrato de Constituição de Garantia Via Vinculação de Receitas (CCG). O segundo ponto revisou a Resolução Normativa nº 427/2011 para alterar os seguintes procedimentos: desobrigação da medição do consumo de combustíveis no sistema de coleta de dados operacionais (SCD); reembolso preliminar do custo total de geração e reembolso direto ao vendedor de energia e sob solicitação do beneficiário da CCC. (Aneel – 16.11.2016)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios na região Nordeste estão operando com volume de 9,5%, recuando 0,1% em comparação com o dia anterior. Os dados são do ONS, referentes ao último dia 15 de novembro. A energia armazenada na região é 4.945 MW/mês e a ENA é 954 MWm, que é equivalente a 18% da MLT armazenável no mês até o dia. A usina de Sobradinho está operando com volume de 6,1%. No submercado SE/CO, houve um acréscimo de 0,2% nos reservatórios, o que os deixou com volume de 33,8%. A energia armazenada é 68.668 MW/mês e a ENA é 31.350 MWm, que é o mesmo que 74% da MLT. Furnas está operando com 50,01% da capacidade e Nova Ponte com 22,31%. Na região Norte, houve uma queda de 0,1% em relação ao dia anterior, o que deixou os níveis em 26,1%. A energia armazenada é 3.921 MW/mês e a ENA é 1.295 MWm, que é equivalente a 36% da MLT. A usina de Tucuruí está operando com capacidade de 42,83%. No Sul, os reservatórios estão operando com volume de 81,5%, recuando 0,3% em comparação com o dia anterior. A energia armazenada na região é 16.261 MW/mês e a ENA é 6.408 MWm, que é o mesmo que 83% da MLT. A usina de Barra Grande opera com volume de 91,67%. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016) 2 Jirau coloca última unidade geradora em operação A hidrelétrica Jirau (RO-3.750 MW) sincronizou com o sistema na manhã da última segunda-feira, 14 de novembro, a última turbina - unidade geradora 48. A medida foi antecipada a Agência CanalEnergia pelo diretor-presidente da Energia Sustentável do Brasil, Victor Paranhos, em entrevista exclusiva publicada esta semana. Ele esperava que sincronização ocorresse na terça-feira, 15. De acordo com Paranhos, esta conquista reflete os valores da empresa e o investimento em mão-de-obra qualificada para que todos os desafios fossem superados “Estamos honrados em entregar a Usina Hidrelétrica Jirau com seu processo de motorização concluído no prazo estabelecido. Trabalhamos com austeridade, ética e valorização da capacidade técnica para fazer de Jirau um empreendimento sustentável, que representa desenvolvimento para o Brasil e melhoria na qualidade de vida para milhares de pessoas”, destacou o executivo em nota à imprensa. A Aneel publicou também no DOU desta quarta-feira, 16 de novembro, a liberação para operação comercial da turbina 50, da usina, com 75 MW de capacidade instalada, desde a última terça-feira, 15. (Agência CanalEnergia – 16.11.2016)
Grandes Consumidores 1 Vale paga US$ 2 bi e quita dívida com linhas de crédito rotativo A Vale informou que pagará nesta quarta-feira um saldo remanescente de US$ 2 bilhões, de um saque que fez em janeiro totalizando US$ 3 bilhões em linhas de crédito rotativo. A Vale já tinha pagado US$ 1 bilhão em julho. Com isso, a empresa disse que vai recompor disponibilidade de suas linhas de crédito rotativo ao valor original de US$ 5 bilhões. (O Globo – 16.11.2016) Economia Brasileira 1 IGP¬10 desacelera alta para 0,06% em novembro A inflação medida pelo IGP¬10 desacelerou para 0,06% em novembro, metade da taxa de um mês antes, de 0,12% e a mais baixa para o período desde a queda de 0,28% em 2012. Em novembro de 2015, o indicador tinha subido 1,64%. No acumulado do ano, o IGP¬10 avançou 6,74%. Em 12 meses, a alta foi de 7,61%, informou a FGV. No atacado, o IPA registrou queda de 0,06% em novembro, após aumento de 0,12% um mês antes. Os preços dos bens agropecuários apresentaram deflação de 1,04%, parecida com a do mês anterior, de 1,07%. Produtos como feijão (¬25,66%), leite in natura (¬7,78%), soja em grão (¬2,30%) e em farelo (¬4,83%) influenciaram no resultado. Os preços dos bens industriais, por sua vez, foram de alta de 0,61% para 0,34%, influenciados pela queda de 3% no óleo diesel. No varejo, o IPC acelerou para 0,35% em novembro, ante 0,08% em outubro, com sete das oito classes de despesa registrando taxas mais elevadas, sobressaindo transportes (0,09% para 0,89%), que refletiu o impacto do item gasolina (¬0,36% para 1,64%). Por fim, o INCC subiu 0,16% em novembro, vindo de acréscimo de 0,22% um mês antes. O índice relativo a materiais, equipamentos e serviços cedeu 0,06% e aquele que representa o custo da mão de obra aumentou 0,35%. (Valor Econômico – 16.11.2016) 2 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%). Em contrapartida, registraram taxas mais altas saúde e cuidados pessoais (0,49% para 0,58%), educação, leitura e recreação (0,27% para 0,33%), vestuário (0,26% para 0,40%) e despesas diversas (0,05% para 0,17%) por causa de artigos de higiene e cuidado pessoal (0,28% para 0,69%), show musical (¬0,08% para 1,20%), roupas (0,14% para 0,51%) e cigarros (¬0,55% para ¬0,24%), nesta ordem. 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) 3 Atividade econômica recua no 3º trimestre, aponta Serasa 4 Fazenda revisará para baixo projeção de expansão da economia em 2017 O ministro da Fazenda, Henrique Meirelles, afirmou que a pasta vai divulgar uma nova projeção de crescimento da economia em 2017 e que será menor do que a anterior, fixada em 1,6%. “Nós vamos revisar as nossas projeções de crescimento para o ano que vem, na próxima semana”, afirmou ele durante evento do Bradesco BBI, em Nova York. “O crescimento vai ser menor”, completou o ministro, mostrando um gráfico em que a projeção anterior indicou 1,6% de aumento no PIB, em 2017, e 2,5%, em 2018. O ministro avaliou que a inflação deve retornar para o centro da meta no ano que vem. Ele indicou inflação em 5,1% para 2017 e 4,5% para 2018 e 2019. “O déficit em conta corrente não é uma preocupação no Brasil”, acrescentou o ministro durante o evento. Meirelles disse ainda que o investimento estrangeiro direto deve atingir US$ 65 bi em 2017 e também em 2018. (Valor Econômico – 16.11.2016) 5 Alta do IPC¬S abranda em 3 de 7 capitais na segunda prévia de novembro A inflação medida pelo IPC¬S desacelerou em três de sete capitais pesquisadas pela FGV na segunda medição de novembro. A menor taxa foi registrada no Rio de Janeiro, onde o índice saiu de uma alta de 0,51% para 0,17% da primeira para a segunda pesquisa do mês. Em seguida, apareceram Salvador (de 0,47% para 0,36%) e Recife (de 0,38% para 0,35%). Taxas maiores foram registradas em São Paulo (de 0,41% para 0,42%), Porto Alegre (de 0,24% para 0,32%), Belo Horizonte (de 0,30% para 0,37%) e Brasília (de 0,34% para 0,58%). Na média das sete capitais, o avanço do IPC¬S passou de 0,39% no início de novembro para 0,35% na apuração seguinte do mês. (Valor Econômico – 17.11.2016) 6 Economia brasileira fecha 3º trimestre com recuo de 0,78%, aponta BC A economia brasileira completou mais um trimestre com retração, o sétimo consecutivo pela métrica do BC, na série com ajuste sazonal. É a pior sequência da série estatística iniciada em 2003. Os números reforçam a expectativa, já admitida dentro do próprio governo, de que a retomada da atividade será mais lenta que o previsto. O IBC¬Br caiu 0,78% no trimestre encerrado em setembro, em comparação com os três meses antecedentes, e teve retração de 3,84% ante o terceiro trimestre de 2015. Na leitura mensal, o indicador, que é visto como um indicativo do desempenho do PIB, registrou leve alta de 0,15% em setembro, após retração de 1,01% em agosto (dado revisado de queda de 0,91%). Em comparação com setembro de 2015, houve baixa de 3,67% na série sem ajuste e de 3,44% com ajuste. No ano, o IBC¬Br aponta queda de 4,83% nos dados sem ajuste e decréscimo de 5,19% na série com ajuste. Nos 12 meses encerrados em setembro, a retração ficou em 5,23% na série sem ajuste (baixa de 5,42% no dado ajustado). Devido às revisões constantes do indicador, o IBC¬Br medido em 12 meses é mais estável do que a medição mensal, assim como o próprio PIB. Os resultados vieram em linha com o esperado pelos agentes de mercado. A média das projeções feitas por 22 instituições financeiras ouvidas pelo Valor Data sugeria alta de 0,16% no mês. Embora seja anunciado como “PIB do BC”, o IBC¬Br tem metodologia de cálculo distinta das contas nacionais calculadas pelo IBGE. O indicador do BC leva em conta a trajetória das variáveis consideradas como bons indicadores para o desempenho dos setores da economia (agropecuária, indústria e serviços). A estimativa do IBC¬Br incorpora a produção estimada para os três setores acrescida dos impostos sobre produtos. O PIB calculado pelo IBGE, por sua vez, é a soma de todos os bens e serviços produzidos no país durante certo período. (Valor Econômico – 17.11.2016) 7 Dólar ontem e hoje
Internacional 1 Argentina: O Governo recebeu 47 propostas para a RenovAR - Ronda 1.5 O Ministério da Energia recebeu 47 propostas para um total de 2.486 MW, 1.561 MW em projetos eólicos e 925 MW para a energia solar, no Programa RenovAr - Ronda 1.5. Nesta segunda rodada de licitação os licitantes foram convidados a melhorar as ofertas apresentadas e não licitadas no Ronda 1. Segundo informado pelo Ministério, "a potência contratada é de um total de 600 MW em seis módulos de 100 MW cada" quatro para Eólica e dois para Solar. Os preços máximos dessa nova convocatória correspondem aos licitados no Ronda 1: US $ 59,39 por MWh para a energia eólica e US $ 59,75 por MWh para a energia solar. A abertura para propostas será realizada no próximo 23 de Novembro, e no dia 25 se procederá a licitação dos projetos. (El Inversor – Argentina – 16.11.2016) 2 Portugal: Produtores de energia criticam estratégia do Governo para o solar O Governo já aprovou licenças para a instalação de quase 400 MW de novas centrais fotovoltaicas sem subsídio, mas a Associação de Energias Renováveis (APREN) duvida que saiam do papel sem incentivos à produção. "O Governo diz que tem um conjunto de candidatos disponíveis para investir em fotovoltaico no mercado. Disse que já licenciou mais de 300 MW, mas nenhum passou à prática. É que uma coisa é ser voluntário para fazer e outra é passar à prática", afirmou o vice-presidente da APREN, António Lobo Gonçalves. Para o também administrador da EDP Renováveis, o elevado número de manifestações de interesse em investir em centrais solares, sem incentivos, está relacionado com a intenção de estar na linha da frente, caso venha a ocorrer uma mudança das regras. Também Hélder Serranho, administrador da Generg, grupo que se dedica à produção de eletricidade a partir de fontes renováveis, defendeu que "Portugal continua à sombra da energia solar". "Continuamos sem ver investimentos. Não nos parece que estejam acontecendo investimentos propriamente ditos. Se não houver outros apoios além do mercado, é impossível", declarou. Para o também vice-presidente da APREN, a produção fotovoltaica precisa de ser "remunerada por um valor justo". "Ou ficamos à espera que a tecnologia esteja madura para entrar no mercado e não cumprimos objetivos, ou pensamos todos num novo modelo tarifário para estas formas de energia, que precisam de ser subsidiadas mas remuneradas por um valor justo. O atual preço de mercado não paga nenhuma forma", concluiu Serranho. No final de 2015, a energia solar representava apenas 1,5% do total de produção de eletricidade em Portugal Continental, tendo o Governo assumido que esta é a grande aposta do país para continuar a liderar nas renováveis. (Público – Portugal – 16.11.2016) 3 Portugal: Setor das renováveis rejeita portaria que exige devoluções de 140 milhões O vice-presidente da APREN, António Lobo Gonçalves, rejeitou nesta quarta-feira que os produtores de eletricidade em regime especial tenham recebido duplos pagamentos, que o Governo estima atingir os 140 mi de euros. Em declarações aos jornalistas, o administrador da EDP Renováveis lembrou que em 2004, quando o Governo, através do Ministério da Economia, apresentou os incentivos às renováveis, dizia que estavam suportados em três pilares, que podiam ser cumulativos. "E isto está escrito. Primeiro o POE ou Prime [Programa de Incentivos à Modernização da Economia], segundo o feed in tariff [tarifa bonificada] e terceiro [o apoio às] redes. Nunca foi escrito que estas duas componentes não podiam ser [cumulativas]. Ninguém consegue chegar a essa conclusão", declarou António Lobo Gonçalves, à margem da conferência da APREN 2016 sobre "visões da eletricidade renovável", a decorrer no Estoril. O Governo detectou duplos apoios no valor de 140 mi de euros recebidos pelos produtores de eletricidade em regime especial, valor que vai beneficiar as tarifas do próximo ano e ajudar na redução do défice tarifário. Segundo uma portaria publicada em 13 de Outubro em Diário da República, os valores recebidos em excesso devem ser corrigidos assim que possível e com efeitos no próximo exercício tarifário de 2017. De acordo com o responsável da APREN, está decorrendo "uma fase de esclarecimento", tendo já se reunido com o Governo e com a DGEG, sem ter percebido como é que o Governo concluiu sobre a existência de duplos pagamentos às empresas. Segundo a decisão do Governo, através do secretário de Estado da Energia, Jorge Seguro Sanches, metade do valor a recuperar deve ser deduzido à dívida tarifária - que era de 4.800 mi de euros no final de 2015 - e a outra metade considerada nas tarifas para 2017. Os duplos apoios à produção de eletricidade em regime especial foram detectados numa avaliação de políticas públicas realizada pela DGEG. (Público – Portugal – 16.11.2016) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
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