l IFE: nº 4.220 - 28 de novembro de 2016 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Gás e
Termoelétricas Economia Brasileira Internacional Biblioteca Virtual do SEE
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Conta de luz deixa de ter cobrança extra em dezembro As contas de luz deixarão de ter cobrança adicional em dezembro. A Aneel decidiu, no dia 25, que as faturas de energia voltam a ter a bandeira verde no próximo mês. Com essa decisão, o consumidor deixará de pagar R$ 1,50 a mais para cada 100 kWh consumidos, valor que foi cobrado em novembro em razão da bandeira amarela. A melhora nas condições hidrológicas permitiu o desligamento das termelétricas mais caras, que foram acionadas no mês passado. De acordo com a Aneel, o custo da térmica mais cara para abastecer o País no próximo mês será de R$ 169,54 por MWh. Quando o custo de geração supera R$ 211,28 por MWh, é preciso acionar a bandeira amarela. Entre abril e outubro deste ano, vigorou a bandeira verde, que não traz custo adicional nas contas de luz. Em novembro, a piora nas condições hidrológicas, principalmente em razão da seca no Nordeste, levou ao acionamento da bandeira amarela, que acrescenta R$ 1,50 a mais nas contas para cada 100 kWh consumidos. Em março deste ano, também vigorou a bandeira amarela. Antes disso, durante todo o ano passado e em janeiro e fevereiro, vigorou a "bandeira vermelha", que adiciona entre R$ 3,00 e R$ 4,50 a cada 100 kWh consumidos, dependendo da quantidade de termelétricas necessárias para suprir o País. O sistema de bandeiras é atualizado mensalmente pela Aneel. (O Estado de São Paulo – 25.11.2016) 2 Agentes de geração têm até 10 de dezembro para enviar informações do RAPEEL Os agentes de geração têm até o dia 10 de dezembro deste ano para enviar à fiscalização da Aneel as informações do RAPEEL sobre o andamento das atividades de implantação e empreendimento. A Aneel monitora constantemente a entrega dessas informações e agrega indicadores ao comportamento dos agentes frente ao cumprimento desta obrigação. Conforme a situação da obra, o tipo de geração e o ambiente de contratação de energia, alguns agentes entregam as informações mensalmente e outros quadrimestralmente. Os agentes que não cumprem as obrigações de entrega das informações do RAPEEL, nas condições e prazos estabelecidos, estarão sujeitos ao pagamento de multa que varia entre R$ 15 mil e R$ 150 mil, a depender do porte do empreendimento. A primeira Campanha de Fiscalização do RAPEEL foi iniciada em setembro de 2016. Nessa etapa, cerca de 30% dos empreendimentos monitorados não entregaram as informações ou não cumpriram o prazo de entrega no período de monitoramento. A campanha de setembro proporcionou um prazo para autorregularização dos agentes para que no próximo período de monitoramento as informações sejam enviadas dentro dos padrões de prazo e qualidade estabelecidos. Os detalhes sobre a campanha de setembro estão no portal da Aneel na internet. Para a próxima Campanha, que acontecerá em janeiro de 2017, a Aneel analisará o comportamento dos agentes, verificando a entrega das informações nos meses de setembro, Outubro, Novembro e Dezembro. Agentes com periodicidade de entrega mensal devem manter a regularidade mensalmente para não serem selecionados nas rotinas de fiscalização. A maioria dos empreendimentos monitorados tem periodicidade de entrega quadrimestral, por isso os agentes precisam ter especial atenção ao mês de dezembro para não atrasar ou deixar de enviar as informações, o que representará regularidade na entrega dos dados. (Agência Canal Energia – 25.11.2016) 3 Cotas do Proinfa das transmissoras para janeiro somam R$ 22,6 mi A Aneel fixou as cotas de custeio referentes ao Proinfa das transmissoras para o mês de janeiro de 2017. De um total de R$ 22.641.846,21, a Eletronorte vai desembolsar o maior valor de R$ 8.324.187,06. A Chesf vem em seguida com a cota de R$ 4.382.363,05. A Coqueiros vai recolher apenas R$ 353,27. As cotas deverão ser recolhidas para a Eletrobras até o dia 10 de dezembro de 2016. A Aneel também definiu as cotas da CDE referentes ao mês de setembro de 2016 para as transmissoras que atendam consumidor livre ao autoprodutor com unidade de consumo conectada às instalações da Rede Básica. As cotas somam R$ 20.801.777,66. A Cemig vai recolher R$ 5.323.654,62 e a Eletronorte R$ 4.799.671,63. A Coqueiros ficou com a menor cota de R$ 1.355,86. Os valores deverão ser recolhidos até o dia 30 de novembro de 2016. (Agência Canal Energia – 25.11.2016) 4 Aneel: PCH Salto Bandeirantes poderá operar comercialmente
Empresas 1 Ações do setor elétrico se destacam em carteira de dividendos As ações do setor de energia elétrica voltaram a ser destaque nas carteiras de dividendos, junto com os papéis do setor financeiro. O resultado dos balanços divulgados pelas empresas de capital aberto, que ficou mais baixo do que o projetado no terceiro trimestre, e a demora na retomada do crescimento econômico levaram a uma revisão dessas carteiras pelos estrategistas, que veem nesses setores boas oportunidades para quem prefere posições mais defensivas. As ações de instituições financeiras têm sido mais lembradas em meio à expectativa de analistas com a possibilidade de melhora dos resultados do segmento a partir do próximo ano, em um cenário de retomada do crédito. Os papéis do setor de energia elétrica voltaram a ser apostas para uma carteira de dividendos após o fim da crise hídrica. "Esses papéis são uma boa opção porque têm receita recorrente", diz Rafael Ohmachi, analista da Guide Investimentos. As carteiras de ações que pagam dividendos são escolhidas por investidores com estratégias de longo prazo e que preferem ter uma renda periódica. Elas também são procuradas em momentos de volatilidade maior no mercado financeiro, porque uma das características desses papéis é ter menor oscilação de preço. Para escolher as melhores ações para compor a carteira de dividendos, os investidores também acompanham um indicador conhecido como "dividend yield", que mede a rentabilidade dos dividendos de uma empresa em relação ao preço de sua ação. De acordo com cálculos de profissionais do mercado financeiro, as ações com maior "dividend yield" projetados para o próximo ano são as da produtora de relógios Technos, com "dividend yield" de 15,17%; a da Guararapes Confecções (12,77%); a Taesa (11,58%); a AES Tietê (10,10%); a Smiles (7,85%); a Multiplus (7,74%); a Gerdau Metalúrgica (7,72%); e a Comgás (7,71%). A Guide Investimentos reviu recentemente as ações que fazem parte da carteira de dividendos. Do setor elétrico ficaram os papéis das empresas de transmissão de energia, como Alupar e Taesa, e a geradora de energia AES Tietê. Também fazem parte da carteira as ações de Smiles e Multiplus. A carteira de dividendos da XP Investimentos também foi revista e ganharam importância as ações do setor financeiro. A Itaú BBA Corretora também reviu a carteira de dividendos. Mais cautelosa, a carteira da corretora tinha três ações de energia elétrica, agora há apenas uma, a Transmissão Paulista. A escolha dos papéis, segundo o estrategista Lucas Tambellini, considera a diversidade de setores cujas empresas têm renda garantida. Tambellini também considera que diante da atual situação econômica não deve haver um aumento no pagamento de dividendos. Uma elevação só deve ocorrer se houver um aumento no lucro das empresas no primeiro trimestre do ano que vem. (Valor Econômico – 28.11.2016) 2 BM&F Bovespa lista 11 empresas do setor no ISE A BM&FBovespa anunciou na última quinta-feira, 25 de novembro, a décima segunda carteira do Índice de Sustentabilidade Empresarial. Desta vez, onze empresas ligadas ao setor elétrico foram listadas no ISE. AES Tietê, AES Eletropaulo, Copel, Eletrobras, CPFL, Light, Celesc, Cemig, Engie Brasil, WEG e EDP. Essa lista vai vigorar de 2 de janeiro de 2017 a 5 de janeiro de 2018. O ISE foi criado em 2005, sendo o quarto do tipo no mundo. Desde a sua criação, ele apresentou rentabilidade de 145,36% contra 94,11% do Ibovespa. No mesmo período, o ISE teve ainda menor volatilidade: 25,25% em relação a 28,05% do Ibovespa. O objetivo do índice é atuar como indutor de boas práticas no meio empresarial brasileiro e ser uma referência para o investimento socialmente responsável. Para este processo da carteira, foram convidadas 179 companhias. Destas, 41 participaram do processo, sendo 39 como elegíveis e duas como treineiras. Esta carteira também inaugura a inclusão dos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável no questionário em alinhamento e de forma tempestiva à adoção dos ODS pela ONU no final de 2015. A partir de uma abordagem integrada, as perguntas foram estruturadas a fim de que as empresas possam analisar as implicações das práticas empresariais em relação aos ODS; prever indicadores e metas em relação aos ODS e seus resultados esperados e prever recursos compatíveis com os objetivos e metas. A Celesc não estava na última edição e agora foi inserida. De acordo com a empresa, a classificação reflete a evolução e compromisso de longo prazo dela com o desenvolvimento sustentável. Já a Cesp, que estava na carteira anterior, não divulgou as repostas de seu questionário e ficou de fora. Para a Copel, que se manteve no índice, a manutenção no ISE é reflexo da constante preocupação dela com o desenvolvimento da sustentabilidade, baseada em eficiência econômica, equilíbrio ambiental, justiça social e governança corporativa. No ISE desde o início, André Dorf, presidente da CPFL Energia, lembra que participar pelo décimo segundo ano consecutivo é a consolidação de que a empresa é protagonista em sustentabilidade no setor elétrico brasileiro, contribuindo para a construção de uma visão de longo prazo voltada para a economia de baixo carbono. Para o presidente da Cemig, Mauro Borges, a manutenção nesse índice reitera o compromisso da empresa na busca da criação de valor para os seus acionistas, empregados e fornecedores, e ao bem-estar da sociedade, além do aprimoramento das práticas de sustentabilidade empresarial. (Agência Canal Energia – 25.11.2016) O leilão de privatização da Celg D está mantido para quarta-feira. Na sexta-feira terminou o prazo para que os interessados fizessem os aportes das garantias das suas propostas. Segundo uma fonte, houve aporte de no mínimo um interessado, garantindo a realização do certame. A privatização da Celg D havia sido marcada inicialmente para 19 de agosto, mas foi cancelada dias antes pela falta de interessados no ativo. Não houve o depósito das garantias necessárias. Após o fracasso, o conselho do PPI reduziu o preço mínimo do leilão da distribuidora de energia, que saiu de R$ 2,8 bi para R$ 1,792 bi. Os potenciais compradores vinham se queixando de que o preço estabelecido antes era muito elevado. O novo preço foi o resultado da avaliação do valor de mercado da companhia, em R$ 4,448 bi, descontada a dívida de R$ 2,656 bi. Assim, o valor líquido no leilão passou a ser de R$ 1,792 bi. (Valor Econômico – 28.11.2016) 4 Celpe inaugura duas novas subestações no Agreste de Pernambuco 5 PCHs são um filão a ser explorado, avalia Ciel & Terre Brasil A Ciel & Terre Brasil iniciou oferta de usinas solares flutuantes com financiamentos concedidos pelos principais bancos de fomento do país, como o BNDES, Banco do Nordeste e Desenvolve São Paulo, disse o diretor da empresa, Orestes Gonçalves. A Ciel & Terre Brasil é uma joint venture entre a francesa homônima e a brasileira Sunlution, para fabricação de flutuadores solares. Inicialmente, a empresa tem dois projetos em hidrelétricas, mas o foco está em PCHs e CGHs, que podem recorrer à geração solar como forma de aumentar a receita sem maiores investimentos na comparação com usinas fotovoltaicas tradicionais. A questão neste caso é "convencer" empreendedores de que placas solares repousando sobre reservatórios, ainda que a fio d’água, são vantajosos do ponto de vista econômico para a usina, segundo Orestes. “Estamos quebrando a fase da inovação e do conhecimento da geração solar flutuante”, disse. O modelo de negócio é flexível, com possibilidade de desenvolvimento pelo próprio empreendedor de PCH ou em parceria com a Ciel & Terre. A modalidade é conhecida no mercado como hibridização. Uma das possibilidades, segundo ele, é o uso da fonte solar para complemento de geração no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), uma vez que a legislação permite o direcionamento da usina, reduzindo a dependência do mecanismo em caso de produção abaixo da garantia física. Outra saída é negociar a energia com a distribuidora local, como geração distribuída, aproveitando a compensação prevista pela regulamentação da Aneel. “O empreendedor pode manter a PCH no SIN e a solar na geração distribuída”, disse. Orestes observou que a usina flutuante vai ser instalada num empreendimento que já está conectado em uma linha de transmissão, via subestação e que a questão ambiental tende a ser menos complexa por se tratar de uma área já antropizada anteriormente. Além disso, as placas solares são mais produtivas sobre os espelhos d’água, por causa da menor temperatura de operação em comparação com usinas instaladas sobre terrenos tradicionais, o que se traduz em melhor desempenho energético. Segundo Orestes, uma placa convencional chega a verificar temperaturas na casa dos 70ºC, contra 30°C nas flutuantes. Outro fator que o executivo tem apresentado como vantagem do equipamento é o fato de que as usinas flutuantes ajudam a evitar a proliferação de algas em rios onde há lançamento de esgoto in natura – a fotossíntese fica bloqueada com a ausência de luz solar sob os flutuadores. A implementação de uma usina solar flutuante de 1 MWp fica em torno de R$ 6 mi, ocupando uma área equivalente a um campo de futebol (1 hectare ou aproximadamente 10 mil m²). Potências maiores tendem a tornar o MWp mais barato, devido à escala. (Agência Brasil Energia – 25.11.2016) 6 Condições de mercado vão guiar plano da Mauê para quinta PCH A Mauê pretende desenvolver mais um projeto de PCH para ser colocado no mercado, possivelmente em um leilão de energia, caso as condições favoreçam o empreendimento, especialmente os preços da energia. O projeto terá 4 MW de capacidade instalada e está em análise na Aneel, além de ter o processo da licença ambiental em andamento no órgão ambiental estadual, a Fatma, com previsão de estar disponível para leilão "nos próximos anos". A Mauê é controlada por cooperativas rurais, entre as quais as produtoras de laticínios e produtos de origem animal Aurora e Auriverde e, no leilão de reserva realizado em setembro, contratou energia de mais duas PCHs: Barrinha (3,3 MW) e Lambari (4 MW). As usinas estarão localizadas no Rio Pesqueiro. Barrinha vendeu energia a R$ 22,50/MWh e Lambari a R$ 228,00/MWh. Localizada em Santa Catarina, a Mauê já possui duas usinas: Flor do Sertão, de 16,5 MW, que negociou energia por meio do Proinfa – “o melhor preço do mercado, hoje”, segundo o diretor técnico da Mauê, João Carlos Sloss – e São Jorge, de 8,7 MW, cuja implantação e contratação via mercado livre foi bancada pela Aurora, um dos sócios, inclusive por preço acima do que se verificava no ambiente de contratação na ocasião. De acordo com Sloss, a empresa já vinha desenvolvendo as duas novas PCHs desde 2008, mas só pôde viabilizar neste leilão, diante do preço mais atrativo para os empreendimentos. A empresa já vinha tentando implementar essas usinas com olhar para o mercado livre, mas os preços não vinham sendo atrativos para a empreitada. A Mauê preferiu esperar a melhor ocasião. “Foi uma das oportunidades para viabilizar. Se não fosse a melhora do preço, não iríamos construir”, disse Sloss. (Agência Brasil Energia – 25.11.2016) 7 Renova faz novo ajuste de pessoal em busca de eficiência operacional A geradora de energia renovável Renova Energia demitiu 50% dos funcionários entre janeiro e novembro desse ano. A terceira onda de demissões da companhia aconteceu neste mês em mais uma ação da nova diretoria para adequar a estrutura operacional à nova realidade da empresa que passa por dificuldades financeiras desde que houve a frustação do negócio com a americana SunEdison no ano passado. Em dezembro de 2015, a Renova contava com cerca de 300 colaboradores, quadro que foi reduzido para 150 empregados. Em entrevista exclusiva realizada nesta sexta-feira, 25 de novembro, em seu escritório em São Paulo, o presidente da companhia, Carlos Figueiredo, explicou que essa revisão de pessoal não pode ser encarada pelo mercado como uma ação isolada. "Na prática ela faz parte de todo esse processo de revisão da estrutura da Renova, da adequação dessa empresa à luz desse novo tamanho que ela tem após a revisão do plano de negócio." Neste ano, a empresa reduziu seu plano de negócio em R$ 4 bilhões após cancelar 676,2 MW em contratos com a Cemig, deixar de exercer a opção de participar de 50% do LER 2015 (59,7 MW) e também postergou parte de um contrato com a Light empurrando a construção de 133,6 MW de capacidade instalada para janeiro de 2020. A Renova também fez uso do MCSD de Energia Nova postergando 103 MW médios que deveriam ser entregues ao mercado regulado entre julho e dezembro desse ano. Segundo Figueiredo, essa operação resultou em ganhos significativos para a empresa que pode comercializar essa energia no mercado livre a preços mais atrativos que os dos contratos com as distribuidoras. (Agência Canal Energia – 25.11.2016) 8 Usina do Sítio Pimental é concluída no complexo de Belo Monte A Norte Energia concluiu a montagem da Casa de Força Complementar da Usina Hidrelétrica Belo Monte. A instalação eletromecânica da quinta e da última das seis unidades geradoras situadas no Sítio Pimental marca a conclusão da menos usina do complexo em construção no Rio Xingu, no Estado do Pará. Em dezembro deste ano, as duas máquinas devem iniciar a geração comercial autorizadas pelo ONS e pela Aneel. Pimental tem potência total de 233,1 MW e corresponde a 3% da geração do complexo Belo Monte, que conta também com a Casa de Força Principal, em construção no Sítio Belo Monte. As seis turbinas de Pimental são do tipo bulbo com capacidade para gerar até 38,8 MW cada uma. As unidades geradoras aproveitam a força natural do Xingu para gerar energia e estão localizadas ao lado do vertedouro da usina, na altura do barramento do rio. A Norte Energia também concluiu o giro mecânico da quarta unidade geradora da Casa de Força Principal de Belo Monte. No dia 22 de novembro, o teste foi aplicado com êxito e é a primeira etapa para sincronizar a turbina ao Sistema Interligado Nacional. A máquina representa mais 611,1 MW na geração do empreendimento em construção, no Rio Xingu, e tem previsão de operação comercial em dezembro de 2016. O complexo hidrelétrico Belo Monte estará em plena operação em 2019, com 24 turbinas, incluindo as 18 da maior casa de força do empreendimento, no Sítio Belo Monte. A hidrelétrica do Xingu gerará 11.233,1 MW, energia suficiente para abastecer um consumo médio de 60 milhões de pessoas, nos 17 estados em que as concessionárias de distribuição adquiriram previamente a energia de Belo Monte, em leilão realizado pela Aneel em 2010. (Agência Canal Energia – 25.11.2016)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil O nível dos reservatórios da região Norte caiu 0,7% em relação ao dia anterior, o que os deixou com um volume de 23,4%. Os dados são do ONS, referentes ao último dia 24 de novembro. A energia armazenada na região é 3.524 MW/mês e a ENA é 2.122 MWm, que é o mesmo que 46% da MLT armazenável no mês até o dia. A usina de Tucuruí está operando com volume de 37,15%. No submercado SE/CO, os reservatórios continuam com volume de 33,9%. A energia armazenada é 68.690 MW/mês e a ENA é 31.485 MWm, que é o mesmo que 85% da MLT. A usina de Furnas está operando com 50,26% da capacidade e a de Nova Ponte com 22,19%. Na região Nordeste, houve um acréscimo de 0,1%, o que deixou os reservatórios com 9,7%. A energia armazenada na região é 5.037 MW/mês e a ENA é 2.221 MWm, que é equivalente a 24% da MLT. A usina de Sobradinho está operando com volume de 5,55%. No Sul, houve queda de 1,1%, o que deixou os reservatórios com volume de 74,9%. A energia armazenada é 14.953 MW/mês e a ENA é 4.371 MWm, que é equivalente a 72% da MLT. A usina de Barra Grande está operando com 83,32% da capacidade. (Agência Canal Energia – 25.11.2016) 2 EPE cria ferramenta para testar cenários de demanda e oferta em 2050 A EPE disponibilizou nesta semana uma ferramenta interativa que permite testar diferentes cenários de oferta e demanda de energia com horizonte até 2050, simulando para cada um os impactos em termos de emissões de GEE. A Calculadora 2050 simula cenários para a composição da matriz energética e dependência externa de energia, por exemplo, representados em gráficos e tabelas gerados automaticamente. Os dados usados na calculadora também foram disponibilizados pela EPE em Excel. A ferramenta foi inspirada em projeto original do governo do Reino Unido, que já foi adaptada para países como China, Índia, Colômbia, México, África do Sul, Japão, Coreia do Sul, Bélgica, entre outros.A Calculadora brasileira foi desenvolvida pela EPE, com o suporte do Departamento de Energia e Mudanças Climáticas do Reino Unido e da Embaixada Britânica no Brasil. Os cenários de oferta e demanda foram elaborados pela COPPE/UFRJ conjuntamente com a EPE, e discutidos em dois Workshops realizados na EPE com especialistas. A intenção é que os dados fomentem o debate sobre as possíveis configurações da matriz energética no futuro e seus impactos para o combate às mudanças climáticas. A ferramenta foi lançada na COP 22, em Marrocos. (Agência Brasil Energia – 25.11.2016) 3 ONS indica que chuvas em dezembro devem ficar abaixo da média histórica O PMO do ONS prevê em dezembro a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas. Para a próxima semana operativa, a previsão é de aumento nas afluências de todos os subsistemas. A ENA do submercado SE/CO deve chegar em dezembro em 85% da MLT armazenável. No Nordeste, região com mais dificuldades hidrológicas, a previsão é de 72% da MLT. No Sul, o valor deve chegar a 91% e no Norte, em 68% da MLT. Para a próxima semana, a ENA prevista no SE/CO é de 83% da MLT. No Nordeste, de 67% e no Sul, de 68%. No Norte, ela fica em 71% da MLT. A expectativa de valor esperado para os reservatórios do SE/CO para o fim de dezembro fica em 35,5%. No Sul, a previsão é de níveis com 71,6%. Na região Nordeste, a indicação é que haverá expressiva subida, que deixará o volume em 18,5%. Já no Norte, os níveis ficam em 14,2%. Quanto à carga, é esperada uma queda de 5% em dezembro no SE/CO e de 2,4% no Sul, na comparação com o mesmo mês do ano anterior. A taxa negativa para o Sul está atenuada pela ocorrência de chuvas intensas em dezembro de 2015 na região, o que resultou em uma carga relativamente baixa nesse período. Já no Nordeste, a carga deve subir 0,9%. Na semana operativa de 26 de novembro a 2 de dezembro, a média semanal do CMO deve ficar em R$ 172,88/MWh para todos os submercados. O intercâmbio no Sudeste deve ser dimensionado em função do fechamento do balanço energético do Sistema Interligando Nacional, as regiões Sul e Norte devem ser exportadoras, enquanto o Nordeste será importador de energia. O despacho térmico do SIN no próximo mês deve ficar em 7.399 MWm. Desse total, 6.794 MWm será por ordem de mérito, 384 MWm por inflexibilidade e 221 MWm por restrição elétrica. (Agência Canal Energia – 25.11.2016) 4 Desligamentos levam à interrupção de 172 MW de carga na região de Manaus Desligamentos automáticos em linhas de transmissão e em turbinas das UTEs Tambaqui e Mauá Bloco 4 às 10:02 da última quinta-feira, 25 de novembro, causaram a interrupção de 172 MW de carga da Eletrobrás Distribuição Amazonas na região metropolitana de Manaus. Da interrupção, foram 67 MW automaticamente e 105 MW manualmente para evitar sobrecarga em LTs de 69 kV do subsistema. Houve também a interrupção de 12 MW de geração da UT Mauá Bloco 4, da Amazonas GT e de 53 MW da UT Tambaqui, da Petrobras. De acordo com o ONS, a causa ainda está sendo identificada. A LT 69 kV Mauá 3 /Mauá Geração, da Eletrobrás Distribuição Amazonas encontrava-se desligada para a realização de manutenção programada. A normalização dos equipamentos começou às 10:29, sendo concluída às 10:58. Já às 10:38 foi a vez do início do restabelecimento das cargas, que terminou às 11:11. (Agência Canal Energia – 25.11.2016) 5 PLD cai mais 11,1% em todos os submercados A CCEE informou que o PLD para o período de 26 de novembro a 2 de dezembro caiu 11,1% em todos os submercados e passou de R$ 204,92/MWh para R$ 182,12/MWh. O preço fica equalizado uma vez que os limites de intercâmbio entre os submercados não são atingidos. Segundo a CCEE, as afluências verificadas em novembro para o Sistema permaneceram em 78% da MLT, abaixo da média em todos os submercados. As ENAs esperadas para dezembro ficaram abaixo da média (82% da MLT), porém apresentam elevação no decorrer das semanas. A região Sul, com 91% da MLT, e a Sudeste, com 85%, registram as melhores estimativas. Já no Nordeste e Norte, as afluências esperadas estão em 72% e 67%, respectivamente. O principal fator responsável pela queda no preço foi a revisão da carga para os meses de dezembro de 2016 (-2.600 MWm) e janeiro de 2017 (-3.300 MWm). Já a carga prevista para o SIN na primeira semana de dezembro ficou mais baixa em relação à estimativa anterior, aproximadamente 2.300 MWm, com redução esperada em todos os submercados, principalmente no Sudeste (-1.800 MWm). Os níveis dos reservatórios do SIN estão aproximadamente 1.350 MWm abaixo do previsto na última semana, com redução observada no Sudeste e no Sul, onde diminuíram 1.200 MWm e 540 MWm, respectivamente. No Nordeste e Norte, os níveis cresceram em torno de 310 MWm e 110 MWm, respectivamente, em relação aos estimados anteriormente. (Agência Canal Energia – 25.11.2016)
1 Artigo de Gustavo Pimentel e Guilherme Teixeira (Sitawi Finanças do Bem): “Horizonte verde para o BNDES” Em um artigo publicado pelo Valor Econômico, Gustavo Pimentel e Guilherme Teixeira, diretor e analista da Sitawi Finanças do Bem, respectivamente, tratam do posicionamento do BNDES de não financiar usinas térmicas movidas a carvão e óleo combustível. Segundos os autores, o fato mostra uma convergência entre o posicionamento do banco e os compromissos climáticos brasileiros firmados em Paris e ratificados por lei federal. Eles concluem que, com engajamento de membros de alta liderança de diferentes áreas no CSS desde 2014, pode-se dizer que há hoje uma governança suficientemente estruturada para deliberar e supervisionar iniciativas de evolução da gestão socioambiental. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 28.11.2016)
Energias Renováveis 1 Centro-Oeste é região com matriz mais renovável no Brasil O Centro-Oeste é a região brasileira com maior participação de fontes renováveis em sua matriz energética, que chegava a 58% em 2015, de acordo com dados da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME. O setor sucroalcooleiro puxa o resultado, ocupando 33% da matriz energética da região, seguido de lenha e outras bioenergias (15,9%) e da fonte hidráulica (9%). Os indicadores constam no documento “Matrizes Energéticas Estaduais, ano de referência 2015”. A região Sul ocupa o segundo lugar nacional em termos de participação de renováveis, com 40,7%. Na sequência estão sudeste (40,5%), Norte (38,7%) e Nordeste (36,5%). Em termos de suprimento de energia elétrica, o Norte apresentou o maior superávit em energia elétrica, de 85%, seguido do Sul (73%), e do Centro-Oeste (43%). Já Sudeste (48%) e Nordeste (15%) apresentaram déficits das suas necessidades, de 48% e 15%, respectivamente. O documento abrange informações de energia das cinco regiões geográficas e dos 27 estados brasileiros, destacando as matrizes de produção primária, de comércio externo, de oferta interna, de emissões de dióxido de carbono, da indústria de energia, e do consumo final por setor econômico. (Agência Brasil Energia – 25.11.2016) 2 Complexo eólico Alto Sertão 3 entrará em operação com seis meses de atraso, prevê Renova O complexo eólico Alto Sertão 3, na Bahia, deverá ficar pronto apenas em março de 2017, frustrando o planejamento da Renova Energia que esperava concluir a obra ainda em 2016. A operação comercial desse empreendimento é estratégica para a companhia, que aguarda o desembolso de R$ 640 mi do BNDES para recuperar o equilíbrio econômico e financeiro. Em entrevista exclusiva realizada nesta sexta-feira, 25 de novembro, em seu escritório em São Paulo, o presidente da companhia, Carlos Figueiredo, disse que a obra está 90% concluída, contudo dificuldades financeiras comprometeram a execução do cronograma programado. "Uma das razões [do atraso] é a dificuldade na obtenção de crédito. A gente não teve ainda o financiamento de longo prazo liberado pelo BNDES. Isso não é só uma dificuldade da Renova, algumas empresas que dependem do banco de fomento também estão atravessando essa situação. Mas nós estamos muito ativos e muitos próximos do BNDES para que isso aconteça", disse o executivo. O complexo eólico Alto Sertão III é construído no município de Caetité e terá aproximadamente 400 MW de capacidade. A usina comercializou energia no leilão A-5 de 2013 e precisava estar em operação desde setembro deste ano. Quando concluído, a Renova estabelecerá a marca de 1 GW de capacidade de geração de energia renovável em operação comercial no país. Figueiredo explicou que a empresa tem utilizado empréstimos pontes para investir no complexo. A liberação do empréstimo do BNDES permitirá a empresa equalizar seu fluxo de caixa e alongar uma dívida de R$ 1 bilhão que vence nos próximos 12 meses. O endividamento da companhia fechou o terceiro trimestre em R$ 2,8 bi. Esse atraso na entrada de operação do parque traz reflexos negativos ao projeto. "Como são contratos de 20 anos, isso acaba que dilui bastante, então não é um impacto representativo no projeto como um todo", completa. Atualmente a Renova opera 190 MW em PCHS e o Alto Sertão 2 (BA-386,10 MW). Há outros 800 MW em empreendimentos contratados cujas obras não foram iniciadas. (Agência Canal Energia – 25.11.2016) 3 Autorizada joint venture entre Gerdau, Sumitomo e JSW para o setor eólico O CADE aprovou na quarta-feira, 23, a criação de uma joint venture entre Gerdau, Sumitomo e JSW para fornecer peças forjadas para turbinas eólicas. Com o aval, a expectativa das empresas é de iniciar a entrega das peças a partir do final de 2017. A joint venture terá uma unidade produtiva em Pindamonhangaba (SP). "O segmento eólico foi o menos afetado com a crise. Vamos atender esse segmento a partir desse novo produto (peças forjadas) que vamos oferecer aos clientes", disse o presidente da Gerdau, André Gerdau Johannpeter, em reunião com analistas e investidores, na manhã da última quinta-feira, 24/11. Serão investidos R$ 280 mi na nova unidade produtiva, que entregará o eixo principal da turbina, rolamento das pás e rolamento da torre. Além de equipamentos para a indústria eólica, a nova empresa também produzirá cilindros para a indústria do aço e do alumínio. Assim, a capacidade total de peças para indústria eólica e cilindros deverá alcançar 50 mil toneladas por ano. A participação da Gerdau na sociedade deverá ser superior a 50%, enquanto a dos demais sócios será definida no momento do fechamento da operação. (Agência Brasil Energia – 25.11.2016) 4 Especialistas apontam o Maranhão como potência na geração de energia solar O Maranhão é um dos melhores lugares do Brasil para geração de energia solar, segundo o engenheiro eletrônico e diretor técnico da ENOVA, Felipe Simões durante Seminário de Energias Renováveis: Investindo em um Futuro Sustentável’, realizado pela Secretaria de Estado de Minas e Energia (Seme) no Palácio Henrique de La Rocque. Segundo o engenheiro eletrônico, o Maranhão é um dos estados mais promissores para o desenvolvimento de energia solar, que só no último ano cresceu 300% no Brasil. O barateamento das tecnologias para geração de energia solar e o crescente interesse das pessoas e instituições na geração da própria energia potencializam o crescimento do setor no estado. “Estamos chegando a 100 usinas instaladas no Maranhão, entre micro e mini usinas, sendo que, no estado, nós temos por volta de dois milhões de unidades consumidoras. Então ainda estamos arranhando a superfície do que é esse mercado”, disse Felipe Simões, que também é mestre em automação e controle pela UFMA. Para Simões, a instalação de sistemas de captação de energia solar nos agropolos, realizada pelo governo estadual, são um incentivo para a agricultura e a economia local. Sistemas de captação de energia solar para irrigação de plantações nos agropolos foram implantados, por meio de parceria entre a Seme e as Secretarias de Estado da Agricultura, Pecuária e Pesca (Sagrima) e da Agricultura Familiar (SAF). A iniciativa fortalece a agricultura familiar e desonera a produção dessas comunidades rurais na obtenção de energia. Agropolos dos municípios de Raposa e São José de Ribamar estão entre os beneficiados. Segundo o engenheiro eletricista e membro da ABGD, Cláudio Martins, a energia solar é uma das alternativas mais viáveis para abastecimento de regiões remotas e rurais, onde há uma dificuldade de instalação de energia elétrica de qualidade. De acordo com o especialista, o novo sistema de energia dispensa o uso de baterias que precisavam ser trocadas a cada dois ou três anos, uma despesa que comunidades rurais não tinham como arcar e que gerava passivo ambiental. “Estamos a dois graus da linha do Equador, com uma incidência de radiação solar caindo quase que horizontalmente por sobre os painéis solares aqui instalados”, explicou o professor de Engenharia da Computação da UFMA, Shigeaki Lima. Para o pesquisador, a localização geográfica do Maranhão coloca o estado entre os mais promissores do país não só no desenvolvimento de energia solar, mas de outras alternativas como a energia eólica e a energia dos mares. Para Shigeaki, iniciativas como a entrega de kits de energia solar nos agropolos, promovida pelo governo estadual, são um estímulo para o desenvolvimento de tecnologia nacional no setor. (G1 – 27.11.2016) 5 Projeto da Celesc quer coloca mil sistemas fotovoltaicos em residências de SC A Celesc, o governo de Santa Catarina e a Engie Brasil vão assinar na próxima segunda-feira, 28 de novembro, o contrato do Projeto Bônus Eficiente Linha Fotovoltaica, que vai cobrir mil residências em Santa Catarina de painéis fotovoltaicos. Inédito, o projeto instala sistemas fotovoltaicos de 2,6kWp e beneficia o cliente que consome, no mínimo, 350kWh/mês, o equivalente a uma conta de R$ 200. Com um custo de R$ 11,9 mi, o projeto tem uma contrapartida dos clientes de R$ 6,7 mi, ou seja, cada consumidor vai ter R$ 6,68 mil de gastos para instalar o sistema. Segundo o gerente da divisão de eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento da Celesc, Marco Aurélio Gianesini, o projeto vai instalar mais 2.600,00 kW, mais da metade do que é gerado hoje, colocando o estado na vanguarda desse tipo de geração. Atualmente existem apenas 346 clientes de geração distribuída fotovoltaica em Santa Catarina. De acordo com o presidente da Celesc, Cleverson Siewert, o objetivo é o de demonstrar aos consumidores a possibilidade de geração de energia elétrica em suas residências, além de difundir seu uso racional. Ainda de acordo com ele, o retorno do investimento para o consumidor final é de 3 a 4 anos, com a vida útil dos equipamentos de 25 anos. Vencedora do edital, a Engie Geração de Energia Fotovoltaica Ltda, uma subsidiária da Engie, possui sede em Florianópolis e é pioneira na geração fotovoltaica brasileira. A Empresa é proprietária da Usina Solar Cidade Azul, em Tubarão (SC), com capacidade instalada de 3 MWp. Até fevereiro, será finalizada a ferramenta digital de comercialização. Logo na sequência, nos meses de março, abril e maio, a Celesc começa campanha de divulgação. Quem deseja adquirir os sistemas fotovoltaicos deve sinalizar interesse por meio do site do Programa e, logo após a validação técnica do local da instalação e assinatura de contrato, as instalações serão realizadas. (Agência Canal Energia – 25.11.2016) 6 Energisa busca aproximação com indústria da cana de açúcar A Energisa já se movimenta para expandir negócios na área sucroalcooleira, por meio de seu braço de comercialização de energia. A companhia contratou um consultor especificamente para prospectar novos clientes e apresentar a Energisa Comercializadora ao mercado, além de realizar visitas a geradores a biomassa de cana. A companhia, inclusive, decidiu patrocinar o evento que a Única vai realizar no próximo dia 28 de novembro, o Unica Fórum, para debater temas estratégicos para a cadeia sucroalcooleira. De acordo com a presidente da empresa, Alessandra Amaral, a Energisa quer estreitar o contato com as usinas de cana para estabelecer parcerias e novos negócios. Atualmente, esses empreendimentos totalizam 522 unidades, com aproximadamente 14 GW de capacidade instalada. (Agência Brasil Energia – 25.11.2016)
Gás e Termoelétricas 1 Mercado de gás de São Paulo deve dobrar até 2030 São Paulo deve dobrar o número de municípios atendidos por rede de gás natural canalizado até 2030, passando de 143 para 285, o que corresponde a 44% das cidades paulistas, de acordo com o Conselho Estadual de Política Energética (CEPE), vinculado à Secretaria de Energia e Mineração de SP. A projeção do comitê técnico prevê que 5,2 milhões de unidades consumidoras tenham gasodutos à sua disposição ao final do período. O crescimento deve demandar R$ 12,8 bilhões em investimentos por parte das distribuidoras nos próximos anos. Com esses recursos, a rede de distribuição de gasodutos passaria dos atuais 16 mil km para 45 mil km, transportando mais de 18 milhões de m³/dia de gás natural, segundo o CEPE. A ideia é que parte desse volume seja utilizado por novas termelétricas. São Paulo tem três UTEs a gás em operação e outras três previstas para serem construídas nos próximos anos, sendo duas na capital e outra em Lins. Os dados foram apresentados por Dirceu Abrahão, representante da Secretaria de Energia de SP no comitê técnico VI – Petróleo e Gás, em mais uma reunião do CEPE na última terça-feira (22/11). O objetivo dos encontros é estabelecer o novo Plano Paulista de Energia (PPE) do estado para o ano de 2030. Na ocasião, Abrahão destacou as dificuldades para que o plano seja colocado em prática. Entre os principais entraves estão a falta de previsibilidade tarifária, a continuidade das concessões para garantir os investimentos, regulação do gás natural comprimido e do GNL, além de aspectos regulatório, tributário e ambiental. (Agência Brasil Energia – 25.11.2016) Economia Brasileira 1 Recuperação não acontece e PIB deve cair 0,9% no 3º tri Sem forças externas que possam impulsionar o crescimento, a economia brasileira voltou a piorar no terceiro trimestre. De acordo com a média das estimativas de 20 consultorias e instituições financeiras ouvidas pelo Valor Data, o PIB encolheu 0,9% entre julho e setembro, mais do que a queda de 0,6% observada no segundo trimestre. As previsões para as Contas Nacionais Trimestrais, a serem divulgadas pelo IBGE na quarta-feira, vão de queda de 0,5% até tombo de 1,1% para a atividade no terceiro trimestre. Em relação ao mesmo período do ano passado, a intensidade do recuo do PIB deve abrandar um pouco: de 3,8% no segundo trimestre para 3,2% entre julho e setembro. A avaliação dos economistas é que, sem reação da demanda interna e com a valorização do câmbio, a indústria não conseguiu sustentar a recuperação esboçada no segundo trimestre e voltou a cair. Em um cenário de desalento, até mesmo o setor externo, que vinha evitando quedas ainda mais intensas do PIB nos últimos trimestres, deve agora dar contribuição entre nula e negativa para a atividade econômica. Luís Afonso Lima, economista chefe da Mapfre Investimentos, destaca que, ao contrário do que se esperava, a economia está aprofundando a queda desde o primeiro trimestre do ano, quando o PIB encolheu 0,4%. "A retomada não está acontecendo; Pelo contrário, os dados mostram que a economia piorou nos últimos meses", diz. O quadro bastante ruim para a atividade econômica surpreendeu até mesmo as instituições que tinham cenário mais pessimista, como o Ibre¬FGV, que revisou recentemente a estimativa de queda para o produto no período de 0,6% para 1%. (Valor Econômico – 28.11.2016) 2 Estudo mostra relação entre inflação de serviços e juro alto A mudança de metodologia no acompanhamento da inflação pelo IBGE tornou os preços dos serviços ainda mais resistentes às flutuações da atividade econômica. Em conjunto com o choque de alimentos, esses fatores explicam por que o IPCA demorou tanto para começar a cair, apesar da recessão que já dura mais de dois anos, diz estudo do Ipea. A resistência da inflação de serviços, apontam Estevão Bastos e Paulo Levy, autores do estudo, também ajuda a entender por que os juros reais tiveram que permanecer em níveis tão elevados ao longo da crise, mesmo diante da maior recessão da história. O "custo de desinflação" também é maior, segundo eles, por causa da "perda do poder de ancoragem das expectativas advinda da tolerância com a inflação acima da meta por um período excessivamente longo". Para os pesquisadores, a mudança de metodologia que o IBGE adotou em maio para o cálculo de dois itens do IPCA (empregado doméstico e mão de obra no domicílio) aumentou ainda mais a já alta inércia inflacionária no setor de serviços. "Diante desse componente inercial relativamente forte [da inflação de serviços], o BC tem que manter os juros reais elevados para permitir que a inflação convirja para a meta de 4,5% ao fim de 2017", afirmaram os pesquisadores em texto que deve ser divulgado hoje e faz parte da Carta de Conjuntura do Ipea. A boa notícia é que um conjunto de preços de serviços acompanhado pelo instituto, que procura retirar da conta itens menos sensíveis à atividade econômica, mostra que houve redução mais intensa da inflação nesses segmentos nos últimos doze meses. (Valor Econômico – 28.11.2016) 3 Mercado vê inflação mais baixa e queda mais marcada do PIB em 2016 4 Confiança do setor de serviços cai pelo segundo mês consecutivo O ICS registrou a segunda queda mensal consecutiva, após sete altas seguidas. O indicador, apurado pela FGV, recuou 1,4 ponto em novembro, para 77,5 pontos, influenciado pelo componente de expectativas. Na comparação com novembro de 2015, contudo, houve alta, de 10,3 pontos. “Os resultados de novembro parecem confirmar a fase de ajuste, para baixo, na percepção do setor de serviços sobre o ambiente de negócios. A redução do índice de confiança se dá, basicamente, pela piora das expectativas. A percepção de continuidade no enfraquecimento da atividade vem afetando negativamente a visão das empresas em relação aos meses seguintes. Com isso, o cenário é ainda de queda na atividade real do setor no último trimestre do ano” avalia Silvio Sales, consultor da FGV¬Ibre. (Valor Econômico – 28.11.2016) Hoje, às 09h19, a moeda americana estava cotada a R$ 3,3911, recuo de 0,59%. Na sexta-feira 25/11, o dólar comercial subiu 0,52% e fechou a R$ 3,4111. (Valor Econômico – 28.11.2016 e 25.11.2016)
Internacional 1 Bolívia planeja vender energia para a Argentina a partir do primeiro semestre de 2017 O ministro de Hidrocarbonetos, Luis Alberto Sánchez, projetou que até o primeiro semestre de 2017 o país vai consolidar o contrato de venda de energia elétrica para a Argentina. Ele também assegurou que a Bolívia avança na implementação de estudos para fortalecer a integração energética com o Brasil, Paraguai e Peru. "Já estamos trabalhando há muito tempo, esperamos que até o primeiro semestre do próximo ano possamos fechar um contrato de venda de energia para a Argentina e já temos o estudo resoluto, os termos de referência da interligação da Bolívia com a Argentina", disse em contato com a estatal Patria Nueva. A ENDE se encarregará da construção da linha de interconexão de Yaguaca, na Bolívia, para a cidade de Tartagal, na Argentina, com a projeção de chegar a San Juancito, na província de Jujuy Argentina. O governo do presidente Evo Morales está promovendo um plano para transformar o país no centro energético da região, com base em sua localização estratégica. Nesta linha, assinou acordos com os vizinho Brasil, Paraguai e Peru, além de Argentina. "Nos próximos dias vamos fechar um acordo sobre os termos de referência para o estudo da interligação Bolívia - Peru", previu Sanchez. Ambos os países firmaram, em 04 de novembro na cidade de Sucre, acordos relacionados ao setor no âmbito dos acordos de gabinete binacionais. Com o Brasil e o Paraguai, Bolívia refina estudos que também consolidarão projetos energéticos. (La Razón – Bolívia – 25.11.2016) 2 Portugal: Pressão para baixar preço do botijão de gás O mercado do gás de botijão deverá contar com novos comercializadores já em 2017. O aumento da concorrência, a par da transferência da regulação para a ERSE, poderá vir a fazer cair o preço dos botijões que, na opinião do secretário de Estado da Energia, Seguro Sanches, está "muito acima do normal". A transferência da regulação para a ERSE quer repetir, no gás de botijão, os "bons resultados alcançados com o gás natural - cujo preço baixou este ano 18,5%" sublinha ao Correio da Manhã, Jorge Seguro Sanches. "Os preços do gás estão muito acima do que é normal", afirma o secretário de Estado da Energia, que recorda que milhares de portugueses vão comprar na Espanha, por ser mais barato. Além disso, está prevista a entrada no mercado nacional de novas empresas com ofertas no gás de botijão. Uma das companhias é, de acordo com o ‘Negócios’, o grupo Auchan que detém o Jumbo e o Pão de Açúcar, que poderá vender o gás sob marca própria. O ano passado já tinham sido introduzidas novas regras na comercialização do gás de botijão para dinamizar o mercado. (Correio da Manhã – Portugal – 27.11.2016)
Biblioteca Virtual do SEE 1 PIMENTEL, Gustavo; TEIXEIRA, Guilherme. “Horizonte verde para o BNDES”. Valor Econômico. São Paulo, 28 de novembro de 2016. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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