l IFE: nº 4.231 - 13 de dezembro 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 Pedido para aceitar sobrecontratação como involuntária deve ser negado A área técnica da Aneel recomendou à diretoria da autarquia que negue os pedidos apresentados pelas distribuidoras para que parte da sobrecontratação sofrida ao longo deste ano seja considerada "involuntária". A Eletropaulo e a Energisa solicitaram que a Aneel considere a energia contratada no Leilão A-1, do fim de 2015, como sobrecontratação involuntária, com repasse integral aos consumidores dos custos de energia nessa disputa. Para a agência, a queda ou alta do mercado acima do previsto pela distribuidora "faz parte do risco do negócio". Para a agência, a contratação do montante de reposição não é compulsória. A queda ou crescimento do mercado acima do previsto pela distribuidora "faz parte do risco do negócio, devendo os eventuais ônus ou bônus ficarem a cargo da mesma, não devendo ser repassados ao consumidor". A distribuidora é remunerada pela contratação até 105% da demanda. Com a queda do consumo vista no último ano, grande parte das distribuidoras acabou ficando com sobrecontratação acima desse limite, o que resultou em perdas para as empresas. Outro pleito também negado pela área técnica da Aneel era para que a sobra de energia resultante da migração de consumidores especiais do mercado cativo para o livre fosse considerada sobrecontratação involuntária. No documento, a área técnica do órgão regulador disse entender que o risco da compra de energia elétrica e da variação do mercado não devem ser repassados aos consumidores do mercado cativo. Segundo a nota técnica, no decorrer da discussão de uma possível redução dos contratos de energia do segmento cativo devido à migração dos consumidores para o mercado livre, os agentes vendedores se manifestaram afirmando que isso não era possível, enquanto a superintendência de regulação de mercado da Aneel defendeu que sim. Depois de discussões, a diretoria da Aneel decidiu que era possível, mas apenas para os próximos leilões de energia existente. A nota técnica afirma ainda que a redução dos contratos de energia existente não é a única ferramenta que as distribuidoras têm para gerenciar seus níveis de contratação, podendo utilizar vários mecanismos à disposição para isso, como o de compensação de sobras e déficits (MSCD) de energia nova e a realização de acordos bilaterais com geradores. (Valor Econômico – 13.12.2016) 2 Indústria estuda ir à Justiça contra alta das tarifas de energia A indústria eletrointensiva já tem planos de ir à Justiça contra o esperado aumento das tarifas de energia, por oito anos, para pagar uma conta de R$ 65 bi em indenizações às donas de linhas de transmissão. A Abrace questiona a legalidade do pagamento. O impacto médio das indenizações para clientes do segmento de baixa tensão, como residências e boa parte do comércio, é estimado em 5% pela Aneel. No caso dos eletrointensivos, o peso do ressarcimento é ainda maior. Uma indústria que se abastece no mercado livre e paga R$ 120 MWh no contrato de suprimento com um ano de duração gasta, em média, R$ 14 especificamente com a tarifa de transmissão. Essa tarifa deve subir para até R$ 40/MWh, segundo os cálculos da Abrace. "Para uma economia que está precisando de ânimo, como a nossa, é um aumento devastador. A transmissão passará a representar quase um terço do preço da energia. Isso não existe em lugar nenhum do mundo", reclama o presidente da entidade, Edvaldo Santana. Ex-diretor da Aneel, Santana foi alijado das discussões em torno da MP 579 e tornou-se um de seus maiores críticos. Ele assumiu o comando da Abrace no fim do mês passado e recebeu carta branca dos associados - incluindo pesos-pesados como Vale, Alcoa, Braskem e Gerdau - para combater o aumento das tarifas. O executivo recorre à Lei 9.648, promulgada em 1998, para argumentar por que a cobrança agora é ilegal. De acordo com a Abrace, oito das nove transmissoras que tiveram concessões prorrogadas até 2015 concordaram formalmente com os termos da nova lei e com toda a regulamentação. Isso incluía um dispositivo pelo qual seus ativos passaram a compor uma "base blindada". Dessa forma, segundo Santana, elas teriam renunciado ao direito de indenizações por investimentos não amortizados. As discussões ainda estão sendo travadas no âmbito da Aneel. Para o presidente da Abrace, tudo sinaliza que haverá uma confirmação da proposta de aumentar tarifas de energia para indenizar as transmissoras, mas a briga deve apenas migrar de instância e ir para os tribunais. (Valor Econômico – 13.12.2016) 3 Abrace: potencial conflito de interesse na definição da forma de cálculo e pagamento das indenizações A Abrace chama a atenção para potencial conflito de interesse na definição da forma de cálculo e pagamento das indenizações pelo MME, em portaria assinada pelo ex-ministro Eduardo Braga, em abril. O executivo ressaltou que o ministério cumpre um duplo papel: representa o poder concedente na definição das políticas públicas do setor, defende interesse da maior beneficiada pelas indenizações, a Eletrobras. O reconhecimento do plano de pagamento das indenizações no balanço do grupo estatal foi considerado fundamental para melhorar o horizonte de saída da crise financeira. Ficou acertado que a atualização dos valores seria feita pelo custo de capital próprio real do segmento. Somente o custo financeiro responde por R$ 35,8 bi do total devido. (Valor Econômico – 13.12.2016) 4 Nova regra de cobrança de transmissão eleva a oferta de geração por biomassa 5 Distribuidoras tentam transferir novos custos para o consumidor de energia A SRM da Aneel concluiu que os montantes de energia contratados pelas distribuidoras no leilão A-1 de 2015 não devem ser considerados como sobrecontratação involuntária. A recomendação, que pode ou não ser acatada pela diretoria do órgão regulador em deliberação a ser realizada em 13 de outubro, desagradou o presidente do grupo AES Brasil, Julian Nebreda. Na prática, se o pedido das distribuidoras for aceito pela diretoria da Aneel, os consumidores de energia elétrica atendidos pelas empresas do Grupo Energisa, AES Eletropaulo e DME Distribuição terão que pagar por uma despesa que atualmente é suportada pelos acionistas dessas distribuidoras. Além disso, o tema abriria um precedente para que outras distribuidoras também repassem para o consumidor os prejuízos decorrentes do leilão A-1 de 2015. No caso da Eletropaulo, as soluções apresentadas pela Aneel neste ano contribuíram para que o nível de contratação da companhia fosse reduzido de 114% para 111,6%. Mesmo assim, explicou Nebreda, esse o montante acima de 105% resultará em um prejuízo para a distribuidora que pode chegar a R$ 130 mi em 2016. A empresa estima que o nível de contratação será de 113% em 2017, segundo cálculos realizado em setembro deste ano. Em seu pedido à Aneel, a Eletropaulo solicita o repasse tarifário integral dos custos de aquisição de energia do A-1, considerando todo o período de suprimento, desde 1º de janeiro de 2016 até 31 de dezembro de 2018, de modo a garantir a neutralidade da AES Eletropaulo em relação aos custos de compra de energia no Leilão A-1 n°14/2015 e pede que seja feita "alocação da sobrecontratação compulsória e involuntária originada no Leilão Aneel A-1 n° 014/2015 no consumidor final durante todo o período de suprimentos dos respectivos CCEARs de modo que os eventuais benefícios, gerados quando o PLD superar os preços dos contratos, sejam alocados a favor da modicidade tarifária". Na visão da Energisa, se as distribuidoras estão contratadas acima do que pode ser repassado para a tarifa (105%), é em razão da intervenção do governo na aquisição da energia, da grave crise econômica que se debruçou sobre o país e das regras regulatórias. Nebrada não quis antecipar se a Eletropaulo pretende judicializar o processo, mas afirmou que tem convicção que seus argumentos "são muito sólidos" e fez questão de destacar que seu entendimento é acompanhado pela "visão jurídica". (Agência CanalEnergia- 12.12.2016) 6 Governo negocia nova proposta de repactuação do GSF, confirma AES Tietê O presidente da AES Tietê, Ítalo Freitas, confirmou que o governo apresentou uma nova proposta para repactuação do déficit de geração de energia das usinas no mercado livre, o que pode resultar em uma solução para um passivo de R$ 1,5 bi que está judicializado e pendente de pagamento no mercado de curto prazo. Segundo o executivo, as negociações são lideradas pela Aneel, pela CCEE e por representantes do governo. "O governo está muito interessado em resolver essa questão, nos procurou, tivemos algumas reuniões", disse o executivo em 12 de dezembro, em entrevista concedida a jornalistas após reunião com investidores e analistas de mercado em São Paulo. Freitas preferiu não dar muitos detalhes sobre a proposta em discussão, mas deixou escapar que a solução deve resultar em ganhos para os dois lados, neste caso, governo e geradores com contratos no mercado livre. O executivo afirmou que a AES tem total interesse em resolver a questão o mais rápido possível. A Aneel deverá discutir o tema com o mercado por meio de uma audiência pública. "Quando existe interesse entre as duas pastes, há uma facilidade de resolver o problema", declarou. Na semana passada, o jornal Valor Econômico adiantou que a CCEE e a Aneel apresentaram proposta de acordo do GSF para quatro grandes empresas. O jornal disse que o acordo prevê o cancelamento das ações judiciais que protegem a cobrança do GSF. Em contrapartida, as empresas teriam que pagar parcelado o GSF de 2015 e 2016, mas receberiam como compensação uma extensão no contrato de concessão das usinas envolvidas no processo. Uma vez que o acordo seja aceito por essas quatro empresas, que representam a maior parte dos valores questionados judicialmente, a proposta seria oferecida aos demais agentes. (Agência CanalEnergia- 12.12.2016) 7 Bandeira verde da conta de luz deve durar até o fim do verão, diz ONS O presidente do ONS, Luiz Eduardo Barata, disse nesta segunda (12) que o brasileiro deve passar o verão sem cobranças adicionais na tarifa de energia (as chamadas bandeiras tarifárias). No último dia 25, a Aneel definiu que, em dezembro, a bandeira é verde - o que significa que não há custo adicional para os consumidores. Em entrevista nesta segunda, Barata disse que a tendência deve se manter pelo menos até o final do período de chuvas, entre março e abril. "As simulações que temos não sinalizam para mudança de bandeira durante o período úmido", afirmou. As bandeiras são acionadas para pagar a geração de energia por térmicas quando os níveis dos reservatórios das hidrelétricas estão muito baixos. A bandeira amarela representa um custo adicional de R$ 1,50 para cada 100 kWh consumidos. Na bandeira vermelha, a taxa é de R$ 3 por 100 kWh. De acordo com o ONS, os reservatórios das regiões sudeste e centro-oeste, a caixa d'água do setor elétrico brasileiro, estão com 36% de sua capacidade, contra 30% registrados no mesmo período do ano anterior. Barata diz que as previsões meteorológicas apontam para chuvas dentro da média histórica na região durante este verão. Além disso, o consumo está estagnado: o ONS prevê crescimento zero em 2016 -em 2015, houve queda de 1,8%. Para 2016, a projeção é de crescimento de 2,2%. Em cinco anos, a média será de 3,3% ao ano. Mesmo assim, ressalta Barata, as projeções do ONS não veem problemas para o suprimento de energia no país até 2021, período do planejamento anual do órgão. O Brasil bateu recorde em expansão da capacidade de geração em 2016, com a adição de 9.130 MW e o cenário para o período é de sobra de energia. (Valor Econômico – 12.12.2016) 8 CVM julga União por prejuízo da Petrobras no fornecimento de energia 9 Rogério Zampronha (Vestas): “A importância do potencial eólico para a matriz energética brasileira” Rogério Zampronha, economista e presidente no Brasil da Vestas, em artigo na agência Canal Energia, afirma que o Brasil possui chances concretas de ampliar seu parque eólico, pois conta com um dos melhores ventos do mundo. Isso contribuiria para a solução de colapsos futuros no setor de energia. O autor afirma também que a ampliação dos investimentos em infraestrutura é essencial e também é a única saída para que o Brasil possa honrar seu compromisso assumido na COP 21 de assegurar 23% de energia renovável na matriz energética até 2030. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 13.12.2016)
Empresas 1 Equatorial avalia disputar distribuidoras da Eletrobras, diz diretor A Equatorial Energia pode participar dos futuros leilões de privatização de distribuidoras da Eletrobras se a “oportunidade for interessante”, disse o diretor financeiro e de relações com investidores da companhia, Eduardo Haiama. Ele, no entanto, afirmou que a companhia só terá uma posição final sobre o assunto quando houver um edital sobre o negócio. Haiama destacou que a estrutura de capital do grupo é “flexível o suficiente para permitir ir atrás de coisas [ativos] maiores”. De acordo com ele, o nível de endividamento da companhia, medido pela dívida líquida sobre Ebitda, é de 1,7 vez. O diretor reafirmou que a companhia pretende antecipar em pelo menos 12 meses a conclusão dos sete lotes de projetos de transmissão arrematados em leilão este ano. O investimento total nos empreendimentos, que somam 2.150 km de extensão, é de R$ 3,9 bi. Com relação à distribuição, Haiama contou que os mercados das duas distribuidoras do grupo — Cemar e Celpa —, continuam crescendo. (Valor Econômico – 13.12.2016) 2 MME quer mitigar impactos da Abengoa O MME quer enviar ainda este ano para a Aneel a proposta para o primeiro leilão de transmissão de 2017 onde, entre outros lotes, deverá colocar em disputa projetos que possam servir de alternativa aos ativos que estão paralisados pela Abengoa. O problema que surgiu recentemente foi a decisão judicial que impede agência reguladora de votar a caducidade dessas concessões. A meta do governo é mitigar os efeitos sobre o sistema que ameaçam se arrastar por um longo período com a judicialização dessa questão. De acordo com o secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético, Eduardo Azevedo, o MME busca uma maneira de contestar essa decisão judicial. Contudo, se o caso levar um tempo mais elevado para ser solucionado, o ministério deverá buscar uma solução paliativa para evitar que o restante do país seja prejudicado com a discussão na Justiça. Segundo o executivo, o governo quer que a Aneel avalie em reunião de diretoria o próximo edital. Como há a iniciativa de se adiantar a publicação do documento com as diretrizes para que os investidores interessados possam se organizar e planejar melhor, provavelmente, se essa avaliação entrar ainda este ano, deverá ser realizada uma reunião extraordinária. Até porque na pauta do encontro semanal da agência reguladora o tema não está relacionado para as discussões. A antecipação do edital é visto por ambas as instituições como a melhor forma de se atrair investidores. Recentemente, o diretor da Aneel, André Pepitone a meta da agência era a de proporcionar 60 dias de antecedência ao certame planejado. No MME essa ideia teve simpatia pelo fato de que os investidores ganham esse tempo adicional para analisar melhor os riscos ambientais, calcular melhor a sua remuneração e buscar os recursos junto ao mercado. (Agência CanalEnergia - 12.12.2016) A AES Tietê espera que o governo contrate entre 500 MW e 800 MW de energia no LER marcado para segunda-feira, afirmou ontem Ítalo Freitas, presidente da companhia, durante evento da AES Brasil com investidores e analistas promovido pela Apimec. A AES Tietê vai participar do leilão com a usina solar de Água Vermelha, que tem 150 MW de potência. "O importante é que o leilão vai gerar muita oportunidade", disse. Em relação à termelétrica de Uruguaiana, Freitas informou que a companhia negocia com o governo da Argentina para colocara usina gerando e exportando para o país. "Eles têm sobra de gás no verão e necessidade de energia. Há oportunidade de fazer negócio." (Valor Econômico – 13.12.2016) 4 AES Eletropaulo está disposta a enterrar a rede elétrica de São Paulo 5 Reajuste tarifário da Companhia de Eletricidade do Amapá é aprovado A diretoria da Aneel aprovou, no dia 13, em reunião pública, o reajuste tarifário da CEA. Os novos percentuais entram em vigor a partir da publicação no Diário Oficial da União. A empresa atende 198 mil unidades consumidoras localizadas em 14 municípios do Amapá. Ao calcular o reajuste, conforme estabelecido no contrato de concessão, a Agência considera a variação de custos associados à prestação do serviço. O cálculo leva em conta a aquisição e a transmissão de energia elétrica, bem como os encargos setoriais. Os custos típicos da atividade de distribuição, por sua vez, são atualizados com base no IGP-M. Os índices que serão aplicados às contas de luz dos consumidores são: Consumidores residenciais (B1) 45,66%; Baixa tensão em média 45,62%, Alta tensão em média (indústrias) 49,75%; Efeito Médio para o consumidor 46,46%. O efeito médio da alta tensão refere-se às classes A1 (>= 230 kV), A2 (de 88 a 138 kV), A3 (69 kV) e A4 (de 2,3 a 25 kV). Para a baixa tensão, a média engloba as classes B1 (Residencial e subclasse residencial baixa renda); B2 (Rural: subclasses, como agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, serviço público de irrigação rural); B3 (Industrial, comercial, serviços e outras atividades, poder público, serviço público e consumo próprio); e B4 (Iluminação pública). (Aneel – 13.12.2016) 6 Emissão de debêntures do Ventos do Araripe I recebe classificação "AA" O projeto eólico Ventos do Araripe I, adquirido pela Cubico da Casa dos Ventos no ano passado, programa emissão de debêntures no valor de R$ 111 milhões. A operação recebeu avaliação “AA” da Fitch Ratings. O complexo de 210 MW já está em operação e a emissão de títulos é complementar ao financiamento fechado com o BNDES. O vencimento das debêntures será em 2028. A classificação positiva para a emissão dos papéis se dá em razão dos contratos de longo prazo de fornecimento de energia, garantidos no leilão de energia de reserva de 2013. Além disso, segundo a Fitch, o projeto se beneficia de certificação de vento adequada, baseada em correlação de longo prazo confiável e em número de torres de medição acima da média, apesar do resultado acumulado até setembro de 2016 indicar geração equivalente a 96% do P-50. A agência de classificação avaliou os principais riscos envolvidos no projeto. O risco operacional, por exemplo, foi considerado médio: o complexo tem contrato de manutenção de cinco anos com a Gamesa, fornecedora dos aerogeradores, com preços pré-definidos, porém crescente ano a ano. Já o risco relativo à receita também foi considerado médio, já que o projeto conta com duas certificações independentes de empresas de “notável reputação”, Camargo Schubert (CS) e AWS True Power (AWS). Os cenários da Fitch utilizam o estudo da CS como base, ajustados por cortes adicionais de 2,5% (qualidade do estudo e dos dados de medição), mais a expectativa de rateio das perdas da rede básica de 2,2%, não considerada no estudo. (Agência Brasil Energia- 12.12.2016) 7 Eletrobras-RO tem multas reduzidas A diretoria da Aneel manteve multas aplicadas pela fiscalização a Eletrobras Distribuição Rondonia, mas reduziu o valor total das penalidades de R$ 343 mil para R$ 209,7 mil. A distribuidora foi multada em 2015 por problemas nos níveis de tensão de fornecimento das unidades consumidoras selecionadas para as medições amostrais de 2012 e 2013, e também por ter pago valores menores que o previsto como compensação aos consumidores. Na revisão dos valores, a Aneel reduziu a dosagem da punição, que caiu de 0,02262% do faturamento anual da concessionária - de R$ 1,5 bi de dezembro de 2014 a novembro de 2015 – para 0,01383% desse valor. Ao analisar recurso apresentado pela Eletrobras-RO, a agência reconheceu o dano potencial aos equipamentos elétricos do consumidor, pela redução da vida útil. Mas decidiu por uma punição mais adequada à situação atual da empresa, que não teve a concessão prorrogada. A regularização do pagamento da compensação, mesmo fora do prazo, também foi considerada como atenuante. (Agência CanalEnergia- 12.12.2016) 8 Ventos do Araripe I: desempenho financeiro do primeiro ano O Complexo Eólico Ventos do Araripe I foi concluído em setembro de 2015, antes do previsto. O início da sua operação comercial ocorreu em dezembro do mesmo ano. No acumulado até o terceiro trimestre de 2016, a geração líquida de energia atingiu em torno de 96% do valor estimado pela CS, enquanto as perdas energéticas totais até o ponto de conexão na subestação Curral Novo ficaram próximas a 4%. Estes valores sugerem que o projeto sofreu pouco impacto dos efeitos do El Niño na região ou que há conservadorismo nas estimativas de vento. No período, o projeto gerou R$ 97,4 mi de receita líquida, sendo quase R$ 8 mi relativos a receitas pela venda de energia ao PLD durante as operações em teste em 2015. O saldo remanescente total de R$ 8 mi deverá ser recebido até o início de 2017. No mesmo período, o ebitda foi de aproximadamente R$ 85,2 mi, equivalente a uma margem ebitda de 87%. O projeto apresentou sobrecusto de construção de aproximadamente 7,3% em relação aos valores estimados em 2015. Até setembro de 2016, em torno de R$ 9 mi estavam em aberto, relativos ao investimento inicial. Por outro lado, o projeto está completamente capitalizado devido a aportes de equity em torno de R$ 9 mi acima dos valores estimados em 2015 e ao caixa relativo às receitas de venda no mercado spot no ano passado. Com base em setembro de 2016, o projeto apresentou saldo de caixa total de R$ 43,6 mi, sendo R$ 18,4 mi referentes às contas reservas de serviço da dívida e de O&M, plenamente constituídas no segundo trimestre do ano. O saldo do financiamento do BNDES e das debêntures no final de setembro de 2016 foi de R$ 659,8 mi e R$ 126,9 mi, respectivamente. A relação dívida líquida/EBITDA foi de 8,67 vezes. (Agência Brasil Energia- 12.12.2016) 9 RGE investe R$ 9,7 mi em Caixas do Sul Durante o terceiro trimestre de 2016, a RGE aplicou R$ 9,7 mi em ações de melhorias, expansão e manutenção do sistema elétrico em Caxias do Sul, no Rio Grande do Sul. No acumulado do ano, o investimento da distribuidora na modernização da rede elétrica do município ultrapassa os R$ 22 mi entre janeiro e setembro deste ano. A maior parte dos recursos investidos pela RGE no terceiro trimestre foi destinada ao suporte do crescimento do mercado, como os R$ 4,1 mi destinados no período. Desse volume, R$ 3,7 mi foram aportados somente no aumento da capacidade e na construção de linhas de transmissão e de subestações, preparando o sistema elétrico da companhia para suportar o aumento do consumo de energia em sua área de concessão. A segunda maior parcela dos recursos foi aplicada no atendimento ao cliente em projetos de ampliação da rede elétrica e conexão de novos consumidores ao sistema. A concessionária destinou R$ 1,1 mi para a ligação de novas unidades consumidoras na área urbana de Caxias e R$ 573 mil para levar energia elétrica a novos medidores para clientes residenciais, comerciais e industriais. Ao final de setembro, a RGE atendia 205,2 mil clientes em Caxias do Sul, ante 203,6 mil ao final de dezembro de 2015. Completam os investimentos do terceiro trimestre de 2016 o aporte de R$ 707 mil em obras de manutenção da rede avariada pelo clima e na troca de transformadores antigos por modelos mais eficientes. A RGE ainda modernizou a rede com a troca de postes de madeiras por postes de concreto e fibra, mais resistentes às intempéries. Nesta ação, a distribuidora investiu R$ 477 mil. Segundo o presidente da RGE, José Carlos Saciloto Tadiello, o volume de investimentos no trimestre e no acumulado do ano demostra o compromisso da concessionária e do Grupo CPFL com seus consumidores. (Agência CanalEnergia - 12.12.2016) 10 Hidrelétricas vão ser reativadas no Rio do Cervo, em Nepomuceno, MG Duas hidrelétricas vão ser reativadas no Rio do Cervo, em Nepomuceno (MG). As PCH do Capão da Onça e Queima Capote terão capacidade para atender uma população de 120 mil pessoas e a expectativa é que fiquem prontas até 2018. De acordo com a prefeitura, o maquinário das antigas geradoras de eletricidade funcionou até a década de 1930. Em 2010, começaram os trabalhos de reativação, com projeto aprovado pela Aneel. Uma empresa conseguiu a concessão do serviço. Estima-se que R$ 16 mi serão investidos no projeto, com financiamento de parte dos recursos pelo BDMG. "A gente acredita que essa disponibilidade de energia pode atrair algumas empresas. A gente também espera que empregos e tributos sejam gerados para o município", explica o procurador geral da cidade, Luís Alberto Côrtes. Segundo o secretário de Obras, Antônio Eduardo Memento, o impacto ambiental será mínimo. Uma das usinas já começou a ser reconstruída em outubro. Na outra, as obras têm início em fevereiro de 2017. A previsão é de que cada trabalho dure até 12 meses. (G1 - 12.12.2016)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Nível do reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do submercado SE/CO estão operando com volume de 32,9%, aumentando o nível em 0,1% em comparação com o dia anterior. Os dados são do ONS, referentes ao último dia 11 de dezembro. A energia armazenada é 66.763 MW/mês e a ENA é 36.432 MWm, que é o mesmo que 67% da MLT armazenável no mês até o dia. A usina de Furnas está operando com volume de 47,14% e a de Nova Ponte com 23,47%. Na região Nordeste, houve acréscimo de 0,1% em comparação com o dia anterior, o que deixou os reservatórios com volume de 12,2%. A energia armazenada na região é 6.313 MW/mês e a ENA é 5.415 MWm, que é equivalente a 49% da MLT. A usina de Sobradinho está operando com 8,5% da capacidade. No Sul, os reservatórios estão operando com 64,7% da capacidade, aumentando em 0,1% em relação ao dia anterior. A energia armazenada na região é 12.921 MW/mês e a ENA é 7.348 MWm, que é equivalente a 80% da MLT. A usina de Barra Grande está operando com volume de 62,87%. A região Norte foi a única que sofreu queda de 0,1%, deixando os níveis dos reservatórios com 18,5% da capacidade. A energia armazenada é 2.782 MW/mês e a ENA é 2.311 MWm, que é o mesmo que 37% da MLT. A usina de Tucuruí está operando com volume de 26,58%. (Agência CanalEnergia- 12.12.2016) 2 ONS: Situação econômica ruim traz tranquilidade para operação do sistema A difícil situação econômica que o país está passando está tornando a operação do sistema interligado nacional mais tranquila. Em conversa com jornalistas nessa segunda-feira, 12 de dezembro, o diretor-geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, declarou que a interrupção do aumento da demanda está possibilitando esse quadro. Ainda segundo Barata, a carga deve se manter no mesmo patamar de 2015, ou seja, sem crescimento. O ONS já havia divulgado na última semana nota técnica em conjunto com a EPE que previa um crescimento médio de 3,3 % na carga até o ano de 2021, partindo de uma alta do Produto Interno Bruto de 2% ao ano. Para 2017, essa projeção indica que a carga deve subir 2,2% na comparação ao ano anterior. Em 2018, o aumento deve chegar a 3%, indo para 3,2% em 2019. Em 2020, ele vai ser de em 3,6%. Já em 2021, o aumento na carga fica em 4,4%. Ainda de acordo com Barata, a situação da região Nordeste, embora continue com uma hidrologia preocupante, também está sob controle, uma vez que eólicas, térmicas, UHES e a importação de energia vão conseguir suprir a região. O diretor do ONS contou que a bacia do rio São Francisco, onde estão os potenciais hidrelétricos, teve a sua pior série histórica de março a agosto. A média na região é de um terço. Essa tranquilidade no sistema, somada à nota divulgada pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - que verificou que 2016 teve uma entrada recorde na geração, também faz desenhar, segundo o diretor do ONS, um retrato em que a adoção de uma bandeira tarifária que não seja a verde é muito difícil. "É improvável que se mude a bandeira. Nossas simulações não sinalizam mudança de bandeira até abril", aponta. Os reservatórios do submercado Nordeste/Centro-Oeste devem terminar dezembro operando com volume de 36%. Os níveis da região Sul devem alcançar 69% da sua capacidade. Já nas regiões Norte e Nordeste, em pior situação, terminam o ano com volume de 13% e 17%, respectivamente. No ano passado, Sudeste/Centro-Oeste terminou o ano com 30%; Sul, com 98%; o Nordeste, com 5% e o Norte, com 15%. Esse ambiente de calmaria na operação também vai permitir, segundo o diretor-geral do ONS, que seja dada uma solução negociada para as linhas de transmissão em construção que estão em poder da Abengoa. A Aneel quer relicitar esses lotes. Na última semana, a justiça determinou a suspensão do processo de caducidade das linhas, pedindo atualização das receitas e uma audiência com todos os agentes envolvidos. (Agência CanalEnergia - 12.12.2016) 3 Aumento da Geração Distribuída trará impactos na operação A massificação da geração distribuída, principalmente com a energia fotovoltaica, deve causar impactos na operação do sistema. De acordo com o diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico, Luiz Eduardo Barata, apesar de no Brasil o número de conexões ainda ser pequeno e não interferir na operação, o ONS está atento ao tema e monitora o que acontece nos outros países. Segundo ele, na Europa o tema tem merecido bastante atenção, devido às oscilações que essa modalidade traz. Segundo o diretor do ONS, assim como na operação, a crise econômica influenciou no aumento no número de microgeradores, ficando restrito a um grupo de consumidores de gasto mais elevado. Ainda segundo ele, em países como a Itália, que tem instalado na distribuição quase um terço da carga em fotovoltaicas, há um grande impacto, com muitas variações. No Brasil, ele diz que isso também pode acontecer, pelo tamanho e volume de energia transportado pelas LTs daqui. Mesmo considerando a geração distribuída no Brasil irreversível, ele acredita que ela não vai trazer mudanças na matriz brasileira, com usinas distantes dos centros de carga, com longas linhas de transmissão. Ele vê que daqui a alguns anos o Brasil alcance os níveis internacionais, devido à queda de custos que vem ocorrendo no mercado. (Agência CanalEnergia - 12.12.2016) 4 Analistas reduzem projeção de preços dos contratos de fornecimento em 2017 Com o corte de 3,1% da previsão do consumo de energia para 2017, divulgado na semana passada pelo ONS e pela EPE, comercializadoras e especialistas do setor elétrico reduziram as projeções para os preços de energia no próximo ano. De acordo com o grupo Compass Energia, especializado em comercialização, os preços de contratos de energia para fornecimento em 2017 caíram de R$ 150/MWh para R$ 130/MWh, com tendência de queda. Os dados estão em linha com os observados pela consultoria GV Energy, que indicou queda do preço firme dos contratos para 2017, R$ 170/MWh para R$ 125/MWh. Para outro especialista, os preços recuaram cerca de 30%, saindo da faixa entre R$ 150 e R$ 170/MWh para algo entre R$ 100/MWh e R$ 110/MWh. "Os preços da curva futura, principalmente para 2017, desabaram. Eram preços que estavam na ordem de R$ 150/MWh e foram para a casa de R$ 130. Tem negócio saindo abaixo de R$ 125. Meses atrás era R$ 160", afirmou Paulo Mayon, diretor da Compass, que apresentou ontem os dados e projeções sobre o mercado de energia para clientes do grupo, principalmente do setor financeiro. "Por um olhar de mercado, acredito que a EPE fez uma avaliação mais realista e prudente", completou, lembrando que a estatal de estudos energéticos prevê um crescimento do PIB de 0,5% em 2017, projeção mais conservadora do que a do Ministério da Fazenda, que trabalha com alta de 1%. A avaliação é compartilhada por João Carlos Mello, presidente da consultoria Thymos Energia. "Foi uma redução violenta da carga. Além disso, a expectativa é de melhora da oferta com as chuvas e com as obras atrasadas entrando em operação", disse. "A tendência é de queda no preço. Em maio, com a entrada dos novos parâmetros de risco no preço [no modelo computacional utilizado pelo ONS], pode haver alteração, mas vai depender das chuvas, principalmente no Nordeste", afirmou Mello. Com relação ao PLD - que baliza o preço de curto prazo - as projeções da Compass para a média do período entre janeiro e abril de 2017 passaram de R$ 130/MWh para R$ 45/MWh, no subsistema SE/CO o principal do país. Segundo Gustavo Arfuz, diretor da Compass, essa estimativa considera uma expectativa de volume de chuvas dentro da média. Para o período de abril a dezembro, quando entrará em vigor o novo modelo de aversão a risco do ONS, o PLD médio deve ficar em torno de R$ 80/MWh, ante R$ 230 da previsão anterior. De acordo com cálculos da GV Energy, a estimativa do valor de PLD médio para o ano todo de 2017 no subsistema SE/CO passou de algo entre R$ 190 e R$ 217/MWh para a faixa entre R$ 150 e R$ 170/MWh. (Valor Econômico – 13.12.2016) 5 Preço da energia volta a subir no mercado spot O PLD voltou a subir em todos os submercados do país na semana de 10 a 16 de dezembro. Depois de uma queda de 26%, o valor da energia teve alta de 18% no mercado de curto prazo, passando para R$ 159,87/MWh, de acordo com a CCEE. A previsão do ONS para a segunda semana operativa de dezembro é de precipitação nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê, Grande e Paranaíba, no alto São Francisco e também no alto Araguaia. Veja na tabela abaixo os valores calculados para ENA de cada submercado, e as respectivas relações com MLT do período. Com relação ao CMO, utilizado na base de cálculo do PLD, o valor médio semanal dos subsistemas SE/CO, Sul e Norte passou de R$ 127,39/MWh para 152,36/MWh. Já no Nordeste, o aumento foi menos acentuado frente à semana anterior, de 13%, passando para o mesmo patamar de R$ 152,36/MWh. (Agência Brasil Energia- 12.12.2016)
1 CPFL Energia e Bosch ampliam parceria para uso de veículos elétricos no Brasil A CPFL Energia e a Bosch firmaram acordo para ampliar a parceria entre as companhias visando incentivar o uso dos veículos elétricos no Brasil. A multinacional alemã incorporou a versão elétrica do Renault Kangoo a sua frota de veículos operacionais, que irá rodar pela região metropolitana de Campinas em visitas comerciais. “Para a CPFL Energia, a ampliação da parceria com a Bosch, empresa com forte atuação na indústria automotiva, é de suma importância para estimularmos o desenvolvimento deste mercado no País. Este acordo, além de contribuir para avançarmos nos estudos para os diferentes tipos de uso dos veículos elétricos no País, permitirá a disseminação do conhecimento da tecnologia de veículos elétricos entre os agentes do mercado”, afirma o diretor de Estratégia e Inovação da CPFL Energia, Rafael Lazzaretti. O acordo prevê a concessão, em regime de comodato, de uma Kangoo 100% elétrica e instalação de eletropostos nas dependências da Bosch em Campinas. Em contrapartida, a Bosch compartilhará os dados e as informações obtidas durante a operação do veículo com a equipe do Programa Emotive, além de contribuição mensal para o desenvolvimento das pesquisas do projeto. A intenção da Bosch é utilizar a Renault Kangoo em visitas a clientes Bosch Service na região metropolitana de Campinas. Além disso, a multinacional alemã pretende utilizar o veículo para promover treinamento automotivo em sistemas elétrico para a rede Bosch Service e oficinas independentes, promovendo capacitação técnica e a disseminação de conhecimento sobre a tecnologia de carros elétricos. Uma primeira classe com mais de 60 clientes já participou de curso sobre o tema, e uma segunda turma está prevista para participar do treinamento ainda no mês de dezembro. Esse é o sétimo acordo de uso dos veículos elétricos firmado pela CPFL Energia no âmbito do Programa de Mobilidade Elétrica. A empresa já possui parcerias similares com a Natura, a CPFL Paulista e a Sanasa, que utilizam o Renault Kangoo em suas frotas operacionais, com a CCR, que possui um Zoe para uso administrativo, e com a Unicamp, que recebeu o Renault Fluence para uso da Reitoria. Em breve, a CPFL irá também disponibilizar um Zoe à Hertz para locação no Aeroporto de Viracopos. (Agência CanalEnergia - 12.12.2016)
Energias Renováveis 1 Paralisia econômica ameaça a cadeia produtiva eólica Vedete do setor elétrico, tendo mais do que quadruplicado sua capacidade de geração nos últimos quatro anos, a indústria eólica vive uma encruzilhada: precisa contratar pelo menos 2 mil MW nos leilões de 2017 para não iniciar um processo de desmonte da cadeia produtiva instalada em torno da energia dos ventos. Em um ambiente de letargia econômica, a meta é desafiadora: o volume contratado anualmente ficou próximo de metade disso em 2015 e em 2016. Os fabricantes de equipamentos atraídos ao Brasil pela bem sucedida política de incentivos à nacionalização de conteúdo no segmento ainda não sucumbiram por causa do acúmulo de encomendas anteriores ao último biênio, mas essa "gordura" está prestes a acabar, conforme adverte Elbia Gannoum, presidente-executiva da Abeeólica. De 2009 para cá, os leilões organizados pela Aneel vinham contratando mais de 2 mil MW de fonte eólica, mas o ritmo caiu devido à recessão e à baixa demanda de distribuidoras, que estão até com sobra de energia. Neste ano, a expectativa da Abeeólica é alcançar em torno de 1 mil MW de contratação, já incluindo os resultados do LER, agendado para a próxima segunda-feira. O recado de Elbia é claro: sem aumentar o volume de encomendas, as fábricas que vieram para o Brasil dificilmente vão ficar e novos projetos não conseguirão o cumprir o índice mínimo de nacionalização exigido pelo BNDES para liberar crédito de longo prazo, que é de 80% dos equipamentos usados nos parques. De acordo com a executiva, em função da energia que será descontratada pelas distribuidoras, deve haver demanda suficiente para a realização de um leilão A-5. Também defende a realização de um leilão A-3 ou um leilão de reserva no ano que vem para dar sustentação à indústria. A alternativa de escoar a produção para mercados vizinhos onde tem havido um "boom" de eólicas, como Argentina e Uruguai, é tida como inviável por causa dos elevados custos no Brasil. Por isso, a associação faz um estudo que apontará sugestões de medidas tributárias para serem levadas ao governo. (Valor Econômico – 13.12.2016) 2 Consultoria EY: Brasil perdeu posições no ranking de atratividade para investimentos em energias renováveis Um estudo da consultoria EY indica que o Brasil perdeu duas posições no ranking de atratividade para investimentos em energias renováveis. No terceiro trimestre, o país caiu de 6º para 8º lugar, tendo sido ultrapassado por México e França, segundo divulgou a consultoria em outubro. Elbia Gannoum, presidente-executiva da Abeeólica, sugere ainda uma espécie de regra de transição para a nova política de financiamento do BNDES. O banco estatal quer ter instituições financeiras comerciais como parceiras nos empréstimos destinados a novos parques eólicos. Isso é positivo, avalia a executiva, mas convém não sobrecarregar muitos bancos que hoje estão transferindo recursos de empréstimos-ponte e podem não ter caixa suficiente para estruturar operações de longo prazo. (Valor Econômico – 13.12.2016) 3 Blue Sol entra em mercado de franquias para energia solar A Blue Sol vai recorrer às franquias para expandir a atuação no país. A empresa que atua no mercado de projetos, instalação de sistemas e capacitação de mão de obra para a geração solar, vai iniciar a nova modalidade pelo Paraná e estima abrir 20 novas unidades da empresa até o fim do ano que vem. A meta é chegar a 100 unidades em todo o país nos próximos quatro anos, informou a companhia, em comunicado. Um dos objetivos é expandir o alcance territorial da companhia. Das 20 unidades pretendidas até o final do ano que vem, a empresa pretende abrir pelo menos cinco unidades ainda nestes últimos dias de 2016. No Paraná, o foco da Blue Sol são as cidades de Curitiba e Londrina, cidades tidas como “promissoras”. Outras cidades no radar da companhia são Belo Horizonte, Uberlândia, Brasília, Goiânia, Campinas, Santos, São José do Rio Preto, São José dos Campos, Fortaleza e Natal. Ainda de acordo com a Blue Sol, as cidades foram definidas a partir de estudos que consideraram o potencial de cada um dos municípios, mas não descarta a expansão para outras regiões. Franqueados precisam ter para investimento inicial entre R$ 280 mil e R$ 360 mil, com taxa de franquia girando entre R$ 75 mil e R$ 100 mil, dependendo do porte da cidade. A empresa deve dispor de um capital de giro de R$ 40 mil, já incluído no valor do investimento inicial, e a previsão de retorno sobre o investimento situa-se entre 18 e 24 meses, com lucro médio mensal estimado entre R$ 25 mil e R$ 30 mil. (Agência Brasil Energia- 12.12.2016)
Gás e Termoelétricas 1 ANP aprova novo marco regulatório do setor de GLP A diretoria da ANP aprovou, em sua última reunião, as novas regras de habilitação e regulamentação das atividades de distribuição e revenda de GLP. Essa é a primeira vez que o marco regulatório do setor de GLP passa por revisão desde a criação da agência, em 1998. Foram aprovadas as resoluções nº 49/2016 e nº 50/2016 para a atividade de distribuição de GLP, sendo a primeira relacionada aos requisitos de entrada de novas empresas no mercado e a segunda ao aperfeiçoamento do arcabouço legal para o exercício das distribuidoras. A terceira resolução, nº 51/2016, revê os requisitos de entrada para a revenda. O objetivo principal da agência, segundo o diretor geral interino, Aurélio Amaral, é adequar as normas ao momento atual do setor, que sofre com o aumento do comércio clandestino. “[. As novas resoluções] vão trazer mais ferramentas para controlar a informalidade. Alguns itens são de aplicação imediata, outros não”, explicou Amaral durante evento do Sindigás realizado no final de novembro. A ideia é que as novas regras aumentem a dificuldade de entrada nos mercados de distribuição e revenda de GLP, já que a ANP elevou o número de exigências para a autorização de novos agentes. De acordo com o diretor, essa também é uma forma de controlar o crescimento da venda irregular de combustível. (Agência Brasil Energia- 12.12.2016) 2 Cade começa a analisar aquisição da Liquigás pela rival Ultragaz O Cade está preocupado com a aquisição da Liquigás pela Ultragaz, pela alta concentração que deve provocar no mercado GLP, conhecido como gás de cozinha. Diante disso, o órgão antitruste já começa se debruçar sobre o caso, buscando entender melhor a operação e o setor. Já conversa com Petrobras - que se desfez do ativo em meados de novembro -, com o MME e com especialistas na área. A operação deve levar a uma concentração sem precedentes no segmento de GLP, segundo disseram fontes ao Valor PRO serviço de informação em tempo real do Valor. As duas empresas são, respectivamente, a segunda e a primeira desse mercado de gás, comercializado em botijões. Juntas, elas passarão a deter 45,6% do mercado nacional. A que ficará em segundo lugar, a Supergasbras, tem participação de 20,57%, conforme dados do Sindigás, entidade desse setor. Ao analisar o caso, o Cade definirá o mercado relevante das duas empresas. No caso do GPL, a jurisprudência aponta para uma divisão nas cinco macrorregiões do país. Uma análise preliminar dos dados, feita com base na participação de mercado de cada empresa em cada uma dessas regiões, aponta que a fusão é especialmente preocupante no Sul, Sudeste e Centro-oeste. No Centro-oeste, as duas empresas combinadas passariam a ter 37,76% do mercado, superando bem a atual líder do mercado na região, a Supergasbras, que tem 25,6%. No Sudeste, essa concentração chegará a 46,57%, o dobro da segunda colocada, que seria também a Supergasbras. (Valor Econômico – 13.12.2016) 3 Ultragas passa a controlar 63,7 % do mercado do Sul com aquisição da Liquigas A situação mais preocupante é no Sul, onde Ultragaz com Liquigás passam a controlar 63,7%. A concorrente ficará com 19,5%. Os números mostram que dificilmente a operação será aprovada sem que remédios concorrenciais sejam negociados. Entre as opções já adotadas pelo Cade em outras ocasiões está a venda de ativos por parte das empresas envolvidas na operação para um terceiro concorrente, podendo ser uma entrante no mercado ou não. A proibição de novas aquisições no setor por um determinado período também já foi adotada. O guia do órgão antitruste para análise de atos de concentração indica que uma operação como essa "presumivelmente gera aumento de poder de mercado". Mas, ressalva que "essa presunção poderá ser refutada por evidências persuasivas em sentido contrário". Para o professor da Universidade de Iowa, Luciano Irineu de Castro, especialista em infraestrutura e energia, a operação é "preocupante". Apesar do momento representar uma oportunidade, já que a saída da Petrobras poderia levar a uma desconcentração do setor, ele aponta que "que o interesse da Petrobras é vender ativo pelo maior valor e obviamente quem está comprando quer manter uma proteção a esse mercado". "Há incentivos muito grandes para que transações ocorram de forma a preservar estrutura oligopólica, que impede livre concorrência. É uma estrutura muito preocupante", diz. "É uma oportunidade, pois poderia haver mudança, mas é preocupante porque poderia levar à manutenção de poucos players dominando o mercado. E para, depois, quebrar essa estrutura torna-se ainda mais difícil do que agora. Quando envolve players privados, a inércia do setor fica maior ainda", afirma Castro. Consultadas, Petrobras e Ultragaz não quiseram comentar o assunto. (Valor Econômico – 13.12.2016) Economia Brasileira 1 Balança comercial registra no início de dezembro superávit de US$ 865 mi A balança comercial brasileira iniciou dezembro com um superávit de US$ 865 milhões. Segundo o MDIC, nos onze primeiros dias do mês as exportações somaram US$ 4,817 milhões e as importações US$ 3,952 milhões. No ano, o país registra um saldo comercial de US$ 44,142 bilhões. O superávit brasileiro em 2016 é resultado principalmente da desaceleração das importações, que no ano somam US$ 129,97 bilhões. As compras de artigos do exterior acumulam uma queda de 21,3% em 2016. As exportações também caíram, mas em um ritmo muito menor: -3,7%. Neste ano, o Brasil vendeu para o exterior US$ 174,12 bilhões. Já no início do mês, ocorreu o contrário. A média diária de importações ficou 17,8% acima da média em relação ao mesmo período do ano passado. Aumentaram gastos com produtos como equipamentos eletroeletrônicos (+58,3%) e automóveis e peças para veículos (+47,5%). Somente em cereais e produtos de moagem o país comprou 128,1% a mais no período. Nas exportações, houve uma diminuição de 16,9% nas vendas de produtos básicos, como milho, petróleo, soja, algodão e de carnes bovina e de frango. Os manufaturados, como aviões, motores e geradores elétricos também perderam vendas: -11,1% a menos no período. Por outro lado, os semimanufaturados como o ferro, madeiras, açúcar bruto e borracha tiveram um aumento de 9,8% nas vendas. O resultado da balança, contudo, deve alcançar a meta estipulada pelo governo federal, que é superar US$ 45 bilhões. Se isso se confirmar, 2016 corresponderá pelo melhor resultado da balança desde o início da série histórica, em 1989. (O Globo - 12.12.2016) 2 Juro, inflação e desemprego derrubam comércio em outubro, nota IBGE O volume de vendas no varejo recuou entre outubro e setembro em três das oito atividades analisadas na PMC, divulgada pelo IBGE. No mês, o varejo caiu 0,8%, o quarto tombo consecutivo. Incluindo as vendas de veículos e material de construção, o chamado varejo ampliado, aumentou para cinco o número de segmentos afetados: veículos, motos e peças recuaram 0,3% e material de construção perdeu 4%. Na comparação com outubro de 2015, todos os 10 segmentos pesquisados venderam menos em 2016. Segundo o IBGE, a alta dos preços da alimentação no domicílio, que em 12 meses até outubro ainda está bem acima (14,8%) do IPCA (7,9%), mais o aumento do desemprego e as altas taxas de juros são os responsáveis pelo mau desempenho do comércio em outubro assim como em todo o resto deste ano. Pelo segundo mês seguido, as vendas nos supermercados, que respondem por cerca de um terço de todo comércio brasileiro, diminuíram em relação ao mês imediatamente anterior. Após baixa de 1,4% em setembro, o grupo de hiper, supermercados, alimentos e bebidas declinou 0,6% em outubro, na série com ajuste sazonal. No acumulado dos 10 meses de 2016, o tombo foi de 3,3%, segundo o IBGE. (Valor Econômico - 13.12.2016) 3 Mercado de Juros prevê recuo do DI para janeiro 4 Analistas esperam cortes e uma queda acentuada na taxa Selic a partir de janeiro A inflação mais baixa em novembro também abriu espaço para apostas de uma queda mais acentuada nos juros a partir de janeiro. No Focus, a expectativa do mercado em geral para a Selic ao fim de 2017 se manteve em 10,50%, mas entre o Top 5, a mediana caiu de 11,25% para 10,75%. A taxa está atualmente em 13,75%. Os analistas esperam uma série de cortes de 0,50 ponto no juro a partir de janeiro. Na sexta-feira, o presidente do BC, Ilan Goldfajn, afirmou durante almoço em São Paulo, que "a inflação corrente tem surpreendido favoravelmente" e que a queda dos preços está mais disseminada. O recuo da inflação, disse, levará à queda "sustentada" dos juros, o que terá efeito direto no crescimento da economia. O Focus também trouxe revisões para a atividade econômica. O mercado cortou a estimativa para o PIB de 2017, de 0,80% para 0,70%. Foi a oitava redução consecutiva. As revisões se acentuaram após a divulgação do PIB do terceiro trimestre no fim de novembro. A queda de 0,8% na série com ajuste sazonal, mostrou retração maior da economia. No segundo trimestre, o recuo foi de 0,6% ante o primeiro trimestre. Sem expectativa de reação nos últimos três meses do ano, a avaliação dos analistas tem sido a de que 2016 carregará para 2017 uma recessão mais difícil de ser debelada. No Focus, a mediana para o PIB de 2016 caiu de -3,43% para -3,48%, após melhora relativa na semana anterior. Como o ano já no fim, as previsões têm se mantido em torno de -3,4% a -3,5%. (Valor Econômico - 12.12.2016) 5 FGV reduz projeção de alta do PIB em 2017 para 0,3% O resultado negativo do PIB em 2016 acima do esperado levou a FGV a rever a projeção de crescimento no próximo ano de 0,6% para 0,3%, de acordo com a pesquisadora do Ibre-FGV, Silvia Matos. A instituição estima um recuo de 3,5% do crescimento da economia em 2016. Já em 2018, a expectativa é de alta de 1,8%. "Para este ano, o PIB vai ficar mais negativo do que a gente previa, o que tem efeito sobre 2017, uma vez que há um carregamento estatístico maior para o ano que vem", disse Silvia durante o Seminário de Análise Conjuntural do Ibre, nesta segunda-feira. Para a pesquisadora, a saída da recessão será um pouco mais demorada. "Pode ser no início do ano que vem, mas a gente acha que é mais provável para o segundo trimestre, claro que existe uma incerteza sobre este ritmo." Para Silvia, a crise política gera um risco de cenário mais adverso e esse risco aumentou. Há ainda muitas incertezas, como a aprovação da PEC do teto dos gastos, cuja votação em segundo turno deve ocorrer hoje no Senado. Para o economista Armando Castelar, também do Ibre, se for confirmada a expectativa de crescimento de apenas 0,3% do PIB no próximo ano, o Brasil verá aumentar as pressões por medidas heterodoxas pelo governo federal. Segundo ele, a redução dos juros pelo BC não terá impacto tão forte em 2017 sobre o nível de atividade, também pelo fato de que o mercado já está trabalhando com os juros mais baixos. A solução, segundo o economista, é o governo continuar investindo no lado fiscal. Esse é o caminho para criar confiança e as pessoas começarem a acreditar que o teto [dos gastos] vai valer." (Valor Econômico - 13.12.2016) Hoje, às 9h45, o dólar comercial tinha alta de 0,45%, a R$ 3,3611. O dólar para janeiro subia 0,64%, a R$ 3,3795. Ontem, O dólar comercial caiu 0,77% e fechou a R$ 3,3460. (Valor Econômico – 13.12.2016 e 12.12.2016)
Internacional 1 Carvão perderá espaço na matriz elétrica mas continuará sendo relevante, aponta AIE De acordo com a perspectiva da Agência Internacional de Energia, divulgada em 12 de dezembro, a participação do carvão no mix de geração de energia cairá para 36% até 2021, ante os 41% de 2014. O mais recente relatório da AIE sobre o mercado no carvão de médio prazo, aponta que essa queda tem como principais fatores a menor demanda da China e dos Estados Unidos, rápido crescimento das energias renováveis e forte foco na eficiência energética. Contudo, a avaliação da agência é de que o mundo ainda é altamente dependente do carvão. O novo relatório destaca a continuação de uma grande mudança geográfica no mercado global de carvão em direção à Ásia. Em 2000, cerca de 50% da demanda de carvão estava na Europa e na América do Norte, enquanto a Ásia representava menos da metade. Na avalição da agência, o carvão continua a ser o combustível número um do mundo para gerar energia, produzir aço e fazer cimento por conta de sua acessibilidade e disponibilidade. Fornece quase 30% da energia primária do mundo, declinando para 27% em 2021. No entanto, também é responsável por 45% de todas as emissões de carbono relacionadas à energia e é um contribuinte significativo para outros tipos de poluição. De acordo com o diretor de mercados de energia e segurança da AIE, Keisuke Sadamori, é muito cedo para dizer que este é o fim do carvão diante dos seus usos mesmo sendo combatido por diversas regiões em decorrência de seu impacto ambiental. Segundo o relatório, a geração de energia elétrica a carvão na China caiu em 2015 devido à fraca demanda e uma política de diversificação que levou ao desenvolvimento de novas capacidades de geração de fontes renováveis e nuclear. A previsão da IEA para a demanda chinesa de carvão mostra um declínio lento, com produtos químicos sendo o único setor em que a demanda de carvão vai crescer. Nos Estados Unidos, o consumo de carvão caiu 15% em 2015, precipitado pela concorrência de gás natural barato, energia renovável mais barata, com destaque para a eólica, e regulamentos para reduzir os poluentes. Outro declínio substancial é esperado em 2016. Olhando para o futuro, a AIE prevê uma redução de 1,6% ao ano, índice menor do que 6,2% dos últimos cinco anos. (Agência CanalEnergia- 12.12.2016) 2 Argentina: Cresce em 36% a produção de gás de xisto em Vaca Muerta em Outubro A produção de gás de xisto no depósito neuquino em Vaca Muerta se elevou a 5 MMmcd em outubro passado, o que significou um aumento interanual de 36,4% e ratificou a consolidação do desempenho daquela área de hidrocarbonetos não convencionais. O xisto passou assim, a representar 4% da produção nacional de gás, e 6,9% da extração na baci de Neuquen, a maior do país, segundo um relatório elaborado pela firma local G & G Energy Consultants. Segundo a análise, o aumento foi alcançado "ao maximizar a produção do El Orejano - conectado a planta de Sierra Chata, La Escalonada, ao qual foi adicionado um poço de La Escondida". No acumulado de janeiro a outubro o aumento da produção de poços de gás de xisto foi de 35,8% em relação ao mesmo período em 2015, observou o relatório. Aumento da produção de El Orejano "começa a mostrar as limitações de infraestruturas secundárias", enquanto "destaca o valor do gasoduto do Pacífico (para Chile) como um foco chave deste futuro sistema de captação, tratamento e transporte para o sistema principal " avaliou a G & G. Quanto aos poços de Rincón La Ceniza e La Escalonada, a operação corresponde ao consórcio formdo por Total (42,5%), Shell (42,5%) e G & P (15%). O relatório destacou a "evolução positiva" observada na produção de gás de xisto, em relação ao petróleo não convencional. A quantidade de poços de petróleo perfurados e concluídos em Vaca Muerta é 683, dos quais 14,8% não produziram durante outubro, frente a 62 poços de gás de xisto. (El Inversor - Argentina - 12.12.2016) 3 Argentina: BNB ortogará até US$ 100 mi em créditos para financiar os projetos de energia renovável no país O BNB ortogará até US$ 100 mi em crédito para financiar os projetos de energia renovável no país serão em dólar a um prazo de 7 anos, com um período de carência de 18 a 24 meses e subsidiado pelo Fundo Argentino para o Desenvolvimento Econômico (FONDEAR). O anúncio Banco de la Nación Argentina (BNA), que tem sido concedida quota das Nações Unidas para US$ 100 mi para financiar projetos de geração de energia renovável da energia da potência de Produção. O prêmio foi parte de uma proposta de quota de crédito e taxa para projetos de energia renovável, com taxa de juros de bônus pelo FONDEAR, e como parte do programa "Renovar Round 1" do Ministério MME da Argentina. A quota atribuída será alvo os projetos de investimento concluídos apenas as empresas que tenham sido anteriormente qualificados no âmbito do programa mencionado e que pelo menos 30% dos ativos incluídos no seu investimento produzidos internamente. As empresas dessas características, o banco concederá empréstimos denominados em dólares dos EUA com prazo de até 7 anos e 18 a 24 meses de carência. A taxa de bônus por FONDEAR sera de 3 pontos percentuais por ano em alguns pontos taxa LIBOR +5 percentuais, para 360 dias. "Nós trabalhamos de perto com as diferentes áreas do governo, neste caso com a FONDEAR para tentar oferecer todos os setores produtivos maior quantidade linhas de financiamento", o presidente do BNA, Carlos Melconian. Ele acrescentou: "Tudo o que estamos fazendo é sempre dentro do programa de crédito proposto pelo Presidente Macri. Trabalhar para o desenvolvimento, especialmente pequenas e médias empresas e da indústria doméstica, que precisam de crédito para crescerem e gerarem emprego formal". (El Inversor - Argentina - 12.12.2016) 4 Convênio de cooperação energética entre Argentina e Chile é planejado 5 Chile: próximos dias serão chave para proposta de empresas que buscam melhorar preço da energia Esta semana será decisiva para a iniciativa piloto lançada por grandes consumidores de energia chilenos, que buscam agregar a sua demanda para obter melhores preços. Nos próximos dias, se conhecerão as ofertas das geradoras e o resultado do processo será informado na segunda-feira 19 de dezembro. Se concluído com êxito o processo, as indústrias associadas poderiam reduzir em até 50% o que hoje gastam com energia e também reduzir significativamente seus custos operacionais. Empresas como Asmar, Papéis Bio Bio, Essbío, Vidros Lirquén, Indura e várias do setor pesqueiro industrial estão trabalhando essa ideia. Isso é semelhante a uma licitação de fornecimento feita por grandes consumidores de energia. Estas 9 empresas poderiam rapidamente passar os preços mais baixos para a competitividade da sua produção. Desde Outubro, convidaram as diferentes geradoras para fazer uma oferta, fato que se tornou conhecido esta semana. Este mecanismo é conhecido como “agregação de demanda”, neste caso indústrias que contam com perfis de vencimento semelhantes de seus contratos elétricos, e que podem de maneira conjunta melhorar o poder de negociação para obter maiores oferta e conseguir preços mais atrativos. Desde a última licitação elétrica, se assegurou melhores preços para os clientes residenciais a partir de 2021, mas havia incerteza se isso seria válido para o setor industrial. Assim, surgiu esse processo que se assemelha a uma licitação privada. (Revista Eletricidad – Chile – 13.12.2016)
Todos os dias, cada habitante de Medellín gera 570 gramas de lixo, e, embora a capital da Antioquia é a cidade grande da Colômbia, que produz menos resíduos, o aterro sanitário La Pradera recebe mais de 1.600 toneladas de resíduos sólidos por dia. As 70.000 toneladas de lixo produzidos cada mês pelos Medellinenses custam a cidade cerca de 2.800 milhões de pesos. E a cifra será muito maior em uma década, quando La Pradera atingir o máximo da capacidade e tenha que investir bilhões de pesos na ampliação do aterro ou construir um novo. Dessa forma, um grupo de pessoas já se colocou na tarefa de pensar uma solução: a ideia é converter o lixo gerada pelos habitantes de Medellín, em energia elétrica e térmica. O projeto Waste2Energy Medellín é uma proposta da empresa britânica Energy LTD, financiado pelo Fundo Prosperity e de cuja pesquisa participam a Escola de Engenharia de Antioquia e o Centro de Investigação e Desenvolvimento Tecnológico para o setor da energético (CIDET). O objetivo é identificar "os métodos mais eficazes em termos ambientais, bem como as tecnologias mais adequadas para o tratamento de resíduos sólidos para geração de energia eficiente em Medellín." A conversão dos resíduos em energia se daria através de uma central de Combinação Aquecimento Resfriamento de Energia (CCHP, pela sigla em inglês), que seria construída perto do aterro e serviria para abastecer os serviços elétricos das indústrias da zona. Isto significa que, além de diminuir resíduos e ajudar o meio ambiente, o projeto geraria um benefício econômico. Portanto, o projeto não se concentra apenas na planta de energia, mas também procura gerar consciência sobre os resíduos sólidos e promover a cultura da reciclagem e reutilização. Para isso uma plataforma online será criada onde se vendam produtos que vão ser jogados no lixo pelos seus donos. (El Colombiano – Colômbia – 12.12.2016)
Biblioteca Virtual do SEE 1 ZAMPRONHA, Rogério Skeff. “A importância do potencial eólico para a matriz energética brasileira”. Agência Canal Energia. Rio de Janeiro, 12 de dezembro de 2016. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. Equipe
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