l IFE: nº 4.274 - 06 de março de 2017 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Leilões Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Economia Brasileira Internacional Biblioteca Virtual do SEE
Regulação e Reestruturação do Setor 1 GESEL na coluna de George Vidor no Globo Com subtítulo Fora do prumo, foi publicado na coluna de George Vidor, no jornal O Globo, o seguinte texto: O setor elétrico ainda não conseguiu se recuperar inteiramente do vendaval que sofreu no governo Dilma. E a conclusão é que os investimentos somente voltarão à normalidade com uma redefinição dos seus marcos regulatórios. Não é preciso partir do zero, mas modificações precisam ser feitas para que o risco do investimento se torne compatível com a lucratividade desse segmento, que tradicionalmente não está entre as mais altas. A agência reguladora (Aneel) se conscientizou disso e tem ouvido o setor sobre essas mudanças. O grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) do Instituto de Economia da UFRJ (Universidade Federal do Rio de Janeiro) é um dos que mais tem se debruçado nesses estudos, na procura de formas que atenuem o impacto econômico das oscilações nos preços da energia do mercado de curto prazo. Quando o chove pouco, e os reservatórios esvaziam, as geradoras e distribuidoras se encalacram. Mas quando sobra energia, se encalacram do mesmo jeito. Algum meio termo talvez seja possível. Para ler a coluna na íntegra, clique aqui. (O Globo 27.02.2017) 2 Governo terá consultoria em migração para o mercado livre de energia O ministério do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão vai realizar um pregão eletrônico para contratar serviços de consultoria e gestão de energia, para a migração de 34 unidades consumidoras do governo federal para o mercado livre de energia. O edital do processo licitatório, que será por menor preço global, foi publicado na última sexta-feira no "Diário Oficial da União" (DOU). O prazo para o envio das propostas começou em 24 de fevereiro e termina no dia 16 de março, às 09h30. Nesse horário terá início o pregão eletrônico. A expectativa do governo é obter uma redução de 20% das despesas com energia elétrica, a partir da migração para o mercado livre. (Valor Econômico – 02.03.2017) 3 Aneel: março terá bandeira tarifária amarela Em março de 2017 a bandeira tarifária será amarela, com custo de R$ 2,00 a cada 100 kWh. A bandeira amarela é acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última usina a ser despachada está entre R$ 211,28/MWh e R$ 422,56/MWh. Segundo o relatório do Programa Mensal de Operação (PMO) do Operador Nacional do Sistema (ONS), em março, o CVU da última usina a ser despachada ficou em R$ 279,04/MWh. No mês de março a previsão das vazões que chegam nos reservatórios das hidrelétricas ficou abaixo da expectativa anterior, o que levou a indicação de maior geração termelétrica como medida para preservar os níveis de armazenamento e garantir o atendimento à carga do sistema. (Aneel – 24.02.2017) 4 Aneel: consulta pública apresenta base de dados dos custos operacionais de transmissoras 5 Nova edição do Boletim de Informações Gerenciais é divulgada pela Aneel Está disponível no site da Aneel a nova edição do Boletim de Informações Gerenciais, que corresponde ao quarto trimestre de 2016. A publicação apresenta um panorama das atividades da Agência em diversas áreas, apresentadas de forma sintética a fim de proporcionar o acesso rápido às informações. São dados consolidados de geração, transmissão, distribuição, comercialização, qualidade, mercado de energia elétrica, entre outros. As informações do boletim destinam-se a empresas, especialistas, técnicos de setores públicos ou privados, professores, estudantes e à sociedade em geral. (Aneel – 02.03.2017) 6 Aneel veta ampliação da concessão para PCHs A Aneel negou a ampliação de contratos de PCHs existentes, de 30 anos para 35 anos, conforme pedia a AbraPCH, que representa o setor. A associação pedia a extensão dos prazos porque, com a resolução normativa 673 de 2015, a Aneel passou a adotar prazo de vigência de 35 anos para as outorgas de pequenas centrais autorizadas a partir de então. A intenção da AbraPCH era de que o mesmo valesse para usinas já autorizadas, argumentando que o aumento dos prazos também contribuiria para a amortização dos investimentos, acarretando em redução das tarifas. De acordo com análise da equipe técnica da Aneel, 464 pequenas centrais teriam contratos afetados pelo pedido. O entendimento da agência é de que os agentes que venderam essa energia já consideraram, em seus fluxos de caixa, o prazo de 30 anos para o retorno dos investimentos realizados, de modo que não seria necessário melhorar o prazo de amortização dos empreendimentos. Além disso, para as usinas negociadas no mercado livre, a amortização não significaria necessariamente queda na tarifa, já que os preços são negociados livremente. Apesar de refutar alguns dos argumentos da associação, a Aneel aponta que é possível prorrogar os contratos das usinas, mas por outros caminhos. A Lei 13.360 de 2016 diz explicitamente que aproveitamentos de potencial hidráulico maior que 5 MW e inferior a 50 MW podem ter concessão prorrogada por mais 30 anos, mas a título oneroso. Essa determinação, inclusive, tornaria ilegal a prorrogação nos termos solicitados pela AbraPCH, que seria a título gratuito. A decisão foi assinada pelo diretor Reive Barros e publicada no diário oficial da união, nesta quinta-feira (02/03). (Brasil Energia – 03.03.2017) 7 Aneel identifica restrições graves para entrega de 5.547 MW De acordo com fiscalização mais recente da Aneel, referente a fevereiro, há 5.547 MW de usinas programadas – com contratos de comercialização ou autoprodução – que têm graves restrições para entrar em operação. Além desse potencial que não deve sair do papel, a agência identifica que existe uma capacidade de 28.572 MW para entrar em operação entre este ano e 2023, dos quais 12.642 têm algum tipo de restrição, menos grave. Ao todo, 34.119 MW estão programados para entrar nos próximos anos. A maior parte da capacidade com graves restrições para entrar em operação é de usinas térmicas tradicionais – são 2.355 MW da fonte nesta situação, de um total de 8.114 MW em implantação no país. Pesa sobre esse volume a paralisação das obras de Angra III, de 1.405 MW. Depois, aparecem as hidrelétricas, que têm uma capacidade de 810 MW que não deve ser entregue, do total de 11.445 MW em implantação. Em seguida aparecem as eólicas (restrição de 719 MW do total de 7.712 MW), as PCHs (613 MW de 2.050 MW), solares (559 MW de 2.980 MW) e biomassa (488 MW de 1.815 MW). (Brasil Energia – 03.03.2017) 8 Abragel busca sensibilizar Aneel sobre preservação do prazo de outorgas para PCHs 9 Audiência pública sobre republicação do PLD é positiva, diz Abraceel A Abraceel considerou positiva a abertura de audiência pública para debater a revisão de uma resolução que trata da republicação do PLD, tema considerado sensível por quem atua no mercado livre. A Aneel pretende realizar uma audiência em breve, mas ainda sem data definida. Em newsletter mensal, a entidade representativa dos comercializadores de energia afirma ser fundamental a adoção de uma meta de "processo de erro zero" para o preço, que dá base a grande maioria dos negócios firmados no mercado livre. A entidade votou recentemente não judicializar a republicação do PLD de novembro e das três primeiras semanas de dezembro, e encaminhou carta à Aneel pedindo que a agência modifique a resolução normativa 568/2013, que estabelece as diretrizes para o PLD. "Situações desse tipo provocam insegurança no setor elétrico e efeitos negativos para o mercado (mesmo se realizadas antes da contabilização), pois, além de alterar faturamentos já realizados, com as devidas consequências contábeis e tributárias que isso acarreta, induzem à precificação do risco da republicação, o que onera desnecessariamente as operações do mercado", disse a entidade. Em dois momentos, o PLD precisou ser republicado, o que gerou desconforto em parte dos agentes do mercado livre. Além dos preços de novembro e dezembro, os preços da primeira semana de janeiro também foram reajustados, para cima. O presidente da Comerc Energia, Cristopher Vlavianos, disse que a comercializadora precisou reemitir quase 1 mil notas fiscais por causa do reprocessamento das operações, além da necessidade de explicar a clientes o que aconteceu. Agentes do setor, por meio do Fórum das Associações do Setor Elétrico (Fase), enviaram carta à Aneel em que solicitavam a mudança na resolução para impedir que ocorram republicações do preço de curto prazo, exceto em casos de dolo. (Brasil Energia – 03.03.2017) 10 Decisão sobre nova mudança no preço spot da energia em 2018 sai até julho, diz CCEE 11 MME autoriza valores pleiteados pela Eletrobras na CDE 2017 O MME publicou nesta sexta-feira, 3 de março a Portaria nº 81, determinando que a programação da Conta de Desenvolvimento Energético para 2017 inclua a previsão das prestações dos Contratos de Confissão de Dívidas (CCDs) firmados até 31 de dezembro de 2016 entre a Eletrobras e os beneficiários da Conta de Consumo de Combustíveis. O objetivo é manter a previsão dessas prestações, que já constavam no orçamento da CDE, enquanto o processo fiscalizatório estiver em curso pela Aneel. O MME argumentou que a retirada dessa previsão da CDE liminarmente poderia trazer danos irreparáveis aos consumidores dos sistemas isolados, com riscos de interrupção no fornecimento de energia elétrica. Ao final desse processo, caberá à agência definir os valores a serem incluídos nessa rubrica, conforme resultados da análise. O MME afirma que a revisão do orçamento da CDE 2017 não acarretará prejuízos ao consumidor. E que ao final do processo de fiscalização da Aneel, caso sejam constatados reembolsos superiores aos valores passíveis de reembolso pela CDE, os pagamentos serão interrompidos. As cotas da CDE podem ser revistas e o orçamento da conta para os anos seguintes considerarão a existência de saldo não utilizado no ano corrente e a devolução de eventuais valores pagos a maior. Os CCDs são recebíveis pagos a beneficiários da CCC, em especial às distribuidoras de energia elétrica que atendem os sistemas isolados. Esses beneficiários podiam oferecê-los à fornecedores de combustível como fonte de receita de uma repactuação nessas dívidas. Para o ano corrente, mesmo com a inclusão dos valores equivalentes aos CCDs na programação orçamentária e nas cotas de CDE de 2017, há uma redução do valor global do encargo em relação a 2016. Na mesma edição do DOU, o diretor geral da Aneel publicou um despacho no qual declara-se incompetente quanto ao pedido de efeito suspensivo ativo interposto pelas distribuidoras Amazonas Energia, Boa Vista Energia, Ceron e Eletroacre quanto a resolução homologatória no. 2.202 de 77 de fevereiro de 2017 que aprovou o orçamento anual da CDE para este ano. (Agência CanalEnergia – 03.03.2017) 12 Sancionada lei que beneficia municípios produtores de energia hidrelétrica Os municípios geradores de energia elétrica serão beneficiados com o aumento no valor de arrecadação do Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS). É o que estabelece a Lei Complementar 158/2017, sancionada pelo presidente Michel Temer e publicada nesta sexta-feira (24) no Diário Oficial da União. A nova lei advém do Projeto de Lei do Senado (PLS) 525/2015 – Complementar, aprovado no Senado por unanimidade em setembro de 2015 e votado na Câmara dos Deputados em fevereiro deste ano. A proposta fazia parte da Agenda Brasil, pacote de medidas em análise no Senado para combater a crise no país. Entra em vigor já nesta sexta-feira. O projeto é de autoria do senador Fernando Bezerra Coelho (PSB-PE), relator da Comissão Especial para o Aprimoramento do Pacto Federativo, e tem o objetivo de compensar a perda de receita dos municípios com usinas hidrelétricas instaladas e que foram afetados pela Medida Provisória (MP) 579/2012, que reduziu as tarifas vigentes de energia elétrica. A Lei 12.783/2013, proveniente da conversão da MP, ofereceu às concessionárias de geração de energia elétrica a possibilidade de prorrogar a concessão mediante redução das tarifas praticadas e, portanto, também das receitas das empresas. O texto do projeto destaca que a aplicação da lei resultou na queda de até 70% do preço de venda da energia. Com a redução do preço da tarifa, caiu a arrecadação do ICMS decorrente da distribuição de energia e sua respectiva partilha entre os municípios brasileiros. O presidente da comissão do pacto federativo, Walter Pinheiro (PT-BA), que ficou responsável pela relatoria do projeto uma vez que Fernando Bezerra Coelho era autor da proposta, explicou que a queda na arrecadação afetou principalmente aqueles municípios que sediam as usinas hidrelétricas que aderiram ao acordo de reduzir tarifas. O Brasil tem 175 municípios-sede de usinas hidrelétricas. Dezoito deles, como os municípios de Delmiro Gouvea, em Alagoas, e de Paulo Afonso, na Bahia, tiveram prejuízos reais com a mudança da lei. A cidade alagoana contabilizou perda de quase R$ 9 milhões entre 2014 e 2015. Já o município baiano teve prejuízo de mais de R$ 12 milhões. (Agência Senado – 24.02.2017) 13 Aneel determina desconto de R$ 8,8 milhões na UHE Três Irmãos A Aneel determinou que Câmara de Comercialização de Energia Elétrica efetue, já a partir da próxima liquidação financeira da contratação de cotas de garantia física e de potência da UHE Três Irmãos (SP, 807,5 MW), o desconto do valor de R$ 8.782.483,41, referente ao prêmio do seguro, objeto da Apólice de Riscos Nomeados e Operacionais nº 17.96.0001661.28. E ainda, deverá informar que o valor do prêmio do seguro será posteriormente acrescido dos rendimentos. Essa determinação foi publicada na edição desta sexta-feira, 3 de março, do Diário Oficial da União. (Agência CanalEnergia – 03.03.2017) O Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) registrou 100% de adimplência na liquidação financeira do dispositivo, informou a CCEE. A operação envolveu R$ 92,172 milhões com participação de 54 distribuidoras, sendo 30 credoras e 24 devedoras. (Brasil Energia – 02.03.2017) 15 MME mantém pagamentos de dívidas de combustíveis do sistema isolado O MME manteve a previsão para as distribuidoras da Eletrobras receberem os recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) sobre combustíveis para usinas do sistema isolado, indo de encontro à decisão da Aneel de reduzir o orçamento da CDE para este ano em 24%. A Portaria 81/2017, publicada na edição desta sexta-feira (3/3) do Diário Oficial da União, incluiu a previsão das prestações dos chamados Contratos de Confissão de Dívidas (CCDs) firmados entre a Eletrobras e beneficiários da extinta Conta de Consumo de Combustíveis. A CCC foi incorporada pela CDE em 2012. O objetivo da portaria, segundo o MME, é manter a previsão dessas prestações, que já constavam no Orçamento da CDE, enquanto estiver em andamento a fiscalização dos contratos de confissão de dívida pela Aneel. A Eletrobras, inclusive, havia recorrido à Aneel com pedido de reconsideração contra a medida, por ter reduzido valores que haviam sido repactuados entre as empresas e a própria CDE entre 2014 e 2015. "O MME avalia que a retirada dessa previsão da CDE liminarmente poderia trazer danos irreparáveis aos consumidores dos Sistemas Isolados, com riscos de interrupção no fornecimento de energia elétrica", disse o MME em comunicado, ressaltando ainda que a revisão do orçamento da CDE não trará prejuízos ao consumidor. Ao final do processo de fiscalização da Aneel, eventuais reembolsos superiores ao previsto poderão resultar em interrupção de pagamentos, revisão nas cotas da própria CDE e orçamento dos anos seguintes que considerem a arrecadação a mais – seja na consideração da existência do saldo não utilizado, seja pela devolução dos valores pagos a mais. (Brasil Energia – 03.03.2017) 16 EOL Ventos de São Virgílio 02 recebeu liberação para operar comercialmente A Agência Nacional de Energia Elétrica liberou a EOL Ventos de São Virgílio 02, localizada no município de Simões, no Piauí, para operar comercialmente. O benefício foi para UG7 a UG13, de 2,3 MW cada, totalizando 13,8 MW de capacidade instalada. (Agência CanalEnergia – 02.03.2017) 17 Aneel libera início dos testes na EOL Ventos de Santo Augusto VI A Agência Nacional de Energia Elétrica liberou a EOL Ventos de Santo Augusto VI, localizada no município de Simões, no estado do Piauí, para operar em teste a partir do dia 25 de fevereiro. O benefício foi para UG1 e UG2, de 2,3 MW cada, totalizando 4,6 MW de capacidade instalada. A Aneel também liberou a CGH Rio Alegre, localizada no município de Condor, no Rio Grande do Sul, para operar comercialmente a partir do dia 25 de fevereiro. A liberação foi para UG1 de 0,74 MW de capacidade instalada. (Agência CanalEnergia – 03.03.2017) 18 Carta IEDI: “O futuro em ciência, tecnologia e inovação” A Carta IEDI, Edição 775, trata do relatório Science, Technology and Innovation Outlook, divulgado no final de 2016 pela Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE). Segundo o IEDI, as tecnologias de ponta não são isentas de riscos e de incertezas e suscitam, todavia, inúmeras questões éticas e legais, que como ressaltam os pesquisadores da OCDE, precisam ser avaliadas logo no início da pesquisa e desenvolvimento. Para ler a carta na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 06.03.2017) 19 Artigo de Abel Holtz: “O espectador” Finalizando uma trilogia de artigos publicados pela agência CanalEnergia, o consultor Abel Holtz trata, em O espectador, daquele que vê o espetáculo encenado sem entender as razoes das mudanças quando são cativos. Segundo Holtz, há que se formular e implantar a nova realidade para o setor sem considerar interesses específicos, mas, respeitando aquilo que se insere no contexto dos interesses maiores que beneficiam a nossa sociedade. Para ler o artigo na íntegra, clique aqui. Acesse também os outros dois artigos da trilogia: Fotograma e O Filme. (GESEL-IE-UFRJ 06.03.2017) 20 Artigo de Daniel Rittner: “Discussões aquecidas no mundo da energia” Foi publicado no Valor Econômico o artigo de Daniel Rittner sobre as atuais discussões acerca da energia e as mudanças climáticas. De acordo com o autor, no Brasil, ao contrário de boa parte do mundo rico e das nações emergentes, o setor elétrico não é um dos principais fatores de colaboração para as mudanças climáticas. É uma decorrência da elevada, mas declinante, participação das hidrelétricas na matriz. Ainda segundo Rittner, para não ficar à mercê de variações sazonais, o sistema talvez acabe precisando paradoxalmente de mais térmicas que usam gás ou carvão, enquanto o país se vangloria de metas ambiciosas contra o aquecimento global. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 06.03.2017)
Empresas 1 Grupo AES está mais perto de vender a Eletropaulo A distribuidora de energia paulista Eletropaulo está mais próxima de deixar de ser controlada pela americana AES, que excluiu a empresa de suas projeções de resultados. "Como parte da estratégia da companhia de reduzir sua exposição ao segmento de distribuição de energia no Brasil, o 'guidance' de 2017 e as expectativas para 2020 assumem a desconsolidação da Eletropaulo", diz trecho do balanço da AES, publicado nos Estados Unidos na segunda-feira. Essa "desconsolidação" deve acontecer ainda em 2017. Em teleconferência com analistas sobre balanço de 2016, o presidente da AES, Andrés Gluski, destacou que a venda da AES Sul para a CPFL Energia já evidenciava a estratégia do grupo de sair da área de distribuição no país. "Como parte da mudança, estamos migrando a Eletropaulo para o Novo Mercado. Nossos direitos de voto ficarão iguais a nossa participação, de cerca de 16%", disse. Gluski se referiu à proposta apresentada pelo conselho da Eletropaulo aos acionistas na semana passada de listar a empresa na BM&FBovespa no segmento com maior nível de governança. A proposta prevê a conversão das ações preferenciais em ordinárias na razão de uma para uma. Assim, a AES, dona de 50,5% das ON atualmente, passará a ter 16,8% do total de ordinárias. O BNDES, por sua vez, que compartilha o controle, ficará com 18,7% das ações. Segundo Gluski, se a AES deixar de controlar a Eletropaulo, a distribuidora deixará de ser consolidada nas demonstrações financeiras da americana. (Valor Econômico – 01.03.2017) A mudança no grupo AES, após uma possível venda da Eletropaulo, pode acontecer, por exemplo, por meio de aumento de capital depois da reestruturação. Ao anunciar a proposta de ir ao Novo Mercado, a empresa justificou que as mudanças vão permitir um maior acesso ao mercado. Os analistas Vinicius Canheu e Arlindo Carvalho, do Credit Suisse, disseram que as perspectivas operacionais complicadas da companhia dificultam eventuais tomadas de recursos no mercado. Com a mudança na estrutura da empresa, o processo pode ficar mais fácil. Eles apontam a possibilidade de capitalização sem a participação de AES e BNDES - resultando numa diluição de suas participações acionárias. Para este ano, a AES prevê atingir uma geração de caixa operacional de US$ 2 bi a US$ 2,8 bi, e um lucro líquido por ação de US$ 1,00 a US$ 1,10 na Eletropaulo. A americana pretende levantar ao menos US$ 500 mi com a venda de ativos no ano. Segundo Gluski, a "desconsolidação" deve ter efeito nulo no balanço e não forneceu mais detalhes. Apesar da saída do negócio de distribuição de energia no Brasil, a AES mantém quer crescer em geração, com a AES Tietê. A compra do complexo eólico Alto Sertão II, por R$ 650 mi, é um marco muito importante, afirmou o presidente da AES, Andrés Gluski. (Valor Econômico – 01.03.2017) 3 AES Tietê diversifica matriz contra o risco hidrológico A AES Tietê está prestes a concretizar o primeiro passo do seu plano de diversificação da matriz com a aquisição do complexo eólico Alto Sertão II, de 386,1 MW de potência, na Bahia. "Vamos transformar capacidade de alavancar em dividendos aos acionistas", disse Ítalo Freitas, presidente da geradora. Em 2016, os resultados da companhia vieram aquém do esperado pelo mercado, refletindo os efeitos adversos da exposição ao risco hidrológico (medido pelo fator GSF). Já considerando que a exposição ao GSF veio para ficar, devido à necessidade de preservar os níveis dos reservatórios das hidrelétricas e à possibilidade de despacho de energia de outras fontes renováveis, a AES Tietê estabeleceu como meta atingir 50% do seu Ebitda resultante de fontes não hídricas em 2020. Segundo Freitas, isso será feito tanto com a adição da geração de outras fontes - com foco em solar e eólica - quanto com a diversificação dos serviços prestados pela companhia, como geração distribuída, soluções de comercialização, armazenamento em baterias e eficiência energética. No campo da geração, o primeiro movimento é a conclusão da aquisição do complexo eólico da Renova Energia, por R$ 650 mi. "Estamos finalizando alguns pontos", disse, completando que a ideia é concluir o negócio ainda este mês. Ao fim de 2016, a AES Tietê tinha uma relação entre dívida líquida e Ebitda de 1,1 vez. A aquisição de Alto Sertão II será feita totalmente alavancada, mas ainda não foram definidos alguns aspectos, como qual parcela poderá ser financiada com emissão de debêntures, segundo o executivo. Apesar de carregar uma dívida de pouco mais de R$ 1 bi, o ativo gera caixa, o que minimiza seu efeito sobre a alavancagem da companhia. (Valor Econômico – 02.03.2017) 4 AES Tietê enxerga diferentes oportunidades 5 Fim do contrato com a Eletropaulo faz lucro da AES Tietê encolher em 51,5% em 2016 A AES Tietê Energia reportou lucro líquido de R$ 83,1 mi no quarto trimestre de 2016, resultado 68% menor ao obtido no mesmo período do ano anterior. Em 2016, a última linha do balanço da companhia totalizou R$ 358,5 mi ante R$ 738,8 mi em 2015, uma desaceleração de 51,5%. A queda brusca no desempenho financeiro da empresa é explicada pela redução de margem na energia comercializada em função, principalmente, do fim do contato de venda de energia com a AES Eletropaulo, braço de distribuição de energia do grupo AES. O preço médio do portfólio contratado da empresa (excluindo venda de energia no MRE e spot) foi de R$ 146,80/MWh em 2016 ante R$ 198,40/MWh em 2015. De outubro a dezembro de 2016, a receita operacional líquida (ROL) totalizou R$ 363,7 mi, montante 42,9% inferior ao registrado no mesmo período de 2015. No ano, a ROL alcançou R$ 1,56 bi, queda de 40,5% em relação a 2015. "Esse desempenho reflete, principalmente, a redução do volume e do preço praticado na venda de energia por meio dos contratos nos mercados livre e regulado, principalmente devido o vencimento do contrato com a AES Eletropaulo, e o aumento das deduções", escreveu a empresa em comunicado ao mercado, divulgado na noite de sexta-feira, 24 de fevereiro. A AES Tietê registrou Ebitda de R$ 169,3 mi no quarto trimestre de 2016 ante a um Ebitda de R$ 396,9 mi em 2015. No ano, o Ebitda totalizou R$ 802,7 mi, redução de 42,2% em relação ao verificado em 2015. A meta é chegar em 2020 com 50% do seu Ebitda formado por fontes como eólica e solar. (Agência CanalEnergia – 02.03.2017) A empresa também está apostando em novas tecnologias, como geração distribuída e armazenamento de energia via baterias. Em janeiro de 2017, a companhia acordou com a Renova Energia uma proposta para a aquisição do conjunto de parques eólicos que constituem o complexo Alto Sertão II, localizado no estado da Bahia, que possui capacidade instalada total de 386,1 MW e energia contratada por 20 anos. Quando concluído, o negócio resultará uma operação de R$ 650 mi. A companhia atualizou suas projeções referentes a previsão de investimentos para o período de 2017 a 2021. Para tal período, planeja investir aproximadamente R$ 400 mi que serão direcionados, principalmente em seus programas de modernização e manutenção de suas plantas hidrelétricas. (Agência CanalEnergia – 02.03.2017) 7 Governo inclui em tarifas recurso para Eletrobras pagar dívidas com Petrobras O governo autorizou a inclusão no orçamento da CDE de recursos necessários ao pagamento de prestações mensais devidas pela estatal Eletrobras à Petrobras pelo fornecimento de combustíveis para termelétricas na região Norte do país. Após acumular uma dívida bilionária com a Petrobras, a Eletrobras negociou um parcelamento com a petroleira e contava com recursos do fundo setorial CDE, abastecido com um encargo cobrado nas tarifas de eletricidade, para pagar as parcelas nos próximos anos. Mas a Aneel não havia autorizado o repasse do custo aos consumidores em 2017, diferentemente do que aconteceu em 2016. A CDE cobre o custo de diversos subsídios embutidos nas tarifas de energia. No balanço do terceiro trimestre de 2016, a Petrobras declarou ter R$ 15,8 bi a receber da Eletrobras, dos quais R$ 8,6 bi foram negociados para pagamento parcelado. Segundo portaria do Ministério de Minas e Energia no DOU desta sexta-feira, a programação da CDE para 2017 incluirá recursos para cobrir as parcelas mensais de contratos de confissão de dívida assinados pela Eletrobras até o final de 2016. O texto no Diário Oficial afirma que os recursos poderão quitar prestações a serem pagas entre janeiro a dezembro de 2017. Após a Aneel não considerar o repasse de verbas da CDE à Eletrobras para cobrir o custo do pagamento dessas dívidas, a estatal entrou com recurso junto ao órgão regulador alegando que a decisão poderia desafiar o pagamento do enorme débito junto à Petrobras. O diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, publicou também no Diário Oficial desta sexta-feira despacho em que declara que a agência não possui competência para analisar um pedido da Eletrobras para que a decisão sobre o orçamento da CDE para 2017 fosse suspensa. Mais recentemente, a Petrobras enviou carta à Aneel em que afirma que não vai fornecer gás natural para abastecer uma termelétrica da Eletrobras em Manaus, cujas obras estão próximas de serem concluídas, devido às enormes dívidas da elétrica pelo fornecimento de combustível a outras usinas. A petroleira afirmou na carta, em fevereiro, que não havia qualquer disposição em viabilizar o fornecimento de um gás "que estruturalmente não vem sendo pago". (G1 – 03.03.2017) 8 Cteep diz estar atenta a oportunidades de mercado, inclusive leilões A Cteep está “muito atenta” a oportunidades de mercado, com foco no próximo leilão de transmissão, que deve acontecer no primeiro semestre, disse Rinaldo Pecchio, diretor financeiro e de relações com investidores da companhia. “Entendemos que, apesar de não termos todos os detalhes, deve haver interesse muito grande no leilão, não só da Cteep como também de outros agentes”, disse Pecchio. Na teleconferência, Pecchio lembrou ainda que a Cteep voltou a participar de leilões de transmissão no fim do ano passado. “Estamos trabalhando para ter uma execução boa dos lotes”, disse. “O que eu posso antecipar é que a Cteep está analisando para eventualmente participar [do próximo leilão]. A Cteep avalia oportunidades de aquisições no mercado, mas vê os leilões de transmissão como “caminho natural” para a expansão de suas operações, disse Pecchio, diretor financeiro da companhia. As taxas de retorno pagas nos leilões essão consideradas muito atrativas, destacou o executivo. “Se algum determinado ativo à venda passar a ter alguma vantagem ou sinergia, vamos olhar, mas nunca esquecendo o aspecto financeiro que aumente o valor da companhia”, disse. Uma aquisição que possibilite um retorno não está descartado pela Cteep. “Mas estamos em um momento em que os parâmetros de comparação são baseados nos leilões, então olharemos isso com mais atenção ainda”, disse. Segundo Pecchio, o próximo leilão de transmissão deve ter bastante disputa, devido às taxas de retorno elevadas. “Mas entendemos que isso é positivo e reflete muito bem o que está acontecendo. A Cteep está preparada para essa disputa”, disse. Dividendos Em relação à política de dividendos da companhia, Pecchio disse que a Cteep pode considerar no futuro revisar o pagamento dos montantes mínimos. “Mas vamos viver um tempo até observar tudo que temos de oportunidades, para que tenhamos segurança para crescer e conseguir fazer uma remuneração adequada aos acionistas”, afirmou. (Valor Econômico – 24.02.2017) A Cteep entende ter o direito embasado por lei sobre o recebimento das indenizações pelos ativos antigos de transmissão, afirmou Pecchio, diretor financeiro da companhia. A Aneel aprovou no início desta semana o pagamento das indenizações. Deve ser cobrado dos consumidores, por meio da tarifa, o montante de R$ 62,2 bi, ao longo de oito anos. O pagamento das indenizações foi questionado pela Abrace, que indicou que pode levar o caso à Justiça. “Com relação a uma eventual judicialização, estamos nos cercando com o maior cuidado, mas entendemos que há um caso regulatório e jurídico robusto, embasado na lei, que nos dá direito ao que está reconhecido”, disse Pecchio. Segundo ele, a Cteep estará atenta, junto de outras transmissoras e da associação que as representa (Abrate), verificando o que deve ser feito se houver judicialização. (Valor Econômico – 24.02.2017) 10 Supervia pede indenização à Light por ação de falência A Supervia solicitou à Justiça indenização contra a Light por danos morais e materiais provocados pelo pedido de falência da companhia de trens, feito pela elétrica, no fim do ano passado. Além de contestar as bases do pedido da distribuidora, a empresa conta com relatório da Agetransp que atesta o pagamento de R$ 46 mi feito a maior pela Supervia, pela energia fornecida pela Light. Esse montante, segundo a empresa, caberia ao Estado do Rio, devido ao desequilíbrio econômico-financeiro da concessionária de transportes. A disputa entre duas das maiores empresas do Rio de Janeiro chegou aos tribunais em novembro, quando a Supervia entrou na Justiça contra o governo estadual para buscar o reequilíbrio econômico-financeiro da concessão, afetado pela forte elevação das tarifas de energia. O juiz da Vara de Fazenda Pública, na ocasião, decidiu pela inclusão da Light no polo passivo da ação e concedeu liminar impedindo que a elétrica cortasse o fornecimento de energia à Supervia. Em outra frente de batalha, a Light, entrou no mês seguinte com ação na Vara Empresarial da Justiça do Rio, solicitando a falência da concessionária de ferrovia. O pedido é baseado em uma dívida de R$ 39 mi referentes a quatro faturas mensais não quitadas pela companhia. Na última semana, a Supervia apresentou sua defesa neste processo. "A Light omitiu [no processo] que esse crédito está sendo discutido na Vara de Fazenda previamente", disse seu diretor Jurídico, Marcelo Franco. Entre outros pontos da defesa, a empresa alega que a Light não apresentou título executivo na ação de falência, mas apenas fatura não paga. "Isso descaracteriza o direito no que tange ao requerimento de falência. Não se pode usar juridicamente o instrumento de pedido de falência para cobrar uma dívida. Isso é distorção do direito", explicou seu presidente José Carlos Prober. Na defesa, a Supervia contra-atacou e pediu a indenização por prejuízos causados pela ação de falência. "Ela [Light] protocola um requerimento nefasto, no dia 19 [de dezembro, véspera do recesso judiciário] e deixa a Supervia sangrando na opinião pública até 23 de janeiro, quando o fórum reabre as portas", destacou Franco. (Valor Econômico – 01.03.2017) 11 Surpervia atesta contra pedido de falência Após a divulgação do pedido de falência na mídia, a Supervia teve que fazer uma espécie de "road-show" com o BNDES, outros bancos, debenturistas e fornecedores, para contextualizar o pedido da Light e esclarecer que a empresa não corria risco de descumprir com suas obrigações. Sobre o relatório da Agetransp, segundo o presidente da Supervia, José Carlos Prober, os cálculos da agência reguladora foram solicitados pelo governo do Rio, no âmbito da ação que corre na Vara de Fazenda Pública. "A agência recalculou isso e acusou um desequilíbrio de R$ 46 mi, muito acima dos R$ 39 mi que a Light estava reivindicando de contas não pagas", disse ele, lembrando que a Supervia é credora nessa relação. Com base nesse cálculo, a Supervia entrou com uma liminar na Justiça para exigir que esse montante seja reconhecido como um compromisso do governo do Rio, mas a medida ainda não foi julgada. Além disso, de acordo com Prober, se houver decisão favorável à Supervia nesse processo, a ação de falência poderá ser suspensa. Com relação à dívida com a Light de 2015 até janeiro de 2016, a Supervia, a distribuidora e o governo do Rio chegaram a um acordo no qual a concessionária de transporte e o Estado dividiram o custo. A parte do governo seria cumprida por meio de créditos fiscais. A disputa judicial em vigor se deve a faturas de 2016. Com relação a janeiro deste ano, a Supervia propôs pagar a fatura em juízo. Maior cliente privado da Light, a Supervia tem consumo de energia equivalente ao fornecimento para todo o município de Nilópolis, na Baixada Fluminense. "E a Light insiste em ver a Supervia como um consumidor de energia qualquer", lamentou Prober. O executivo, no entanto, disse estar aberto a discutir um acordo. Procurada, a Light informou que não se manifestaria sobre o assunto. Na ocasião do pedido de falência, a distribuidora disse ter cumprido todos os procedimentos de cobrança e regulatórios ao pedido de falência e ter realizado diversas reuniões com a Supervia "em busca da efetiva regularização do fluxo de pagamentos". (Valor Econômico – 01.03.2017) A Engie pretende intensificar aquisições de outras empresas no país como uma de suas estratégias para alcançar faturamento de R$ 1 bi com serviços de energia nos próximos três anos. A Engie já está fazendo 'due dilligence' (auditoria interna para avaliar as condições de uma companhia) em uma empresa, disse o diretor responsável pela área, Leonardo Serpa, sem dar mais detalhes. "Até o meio do ano, a ideia é fechar pelo menos uma aquisição e mais duas até o final de 2017", disse o executivo. O valor das compras - entre R$ 100 mi e R$ 300 mi - não é problema, garantiu. Pelo contrário, por demandar menos capital do que outras áreas como gás, por exemplo, a área pode ter alguma vantagem interna na disputa por "cash". (Valor Econômico – 01.03.2017) 13 Taesa propõe emissão de R$ 925 milhões em debêntures A Taesa convocou uma assembleia geral extraordinária para 20 de março, para que seus acionistas deliberem sobre proposta de emissão de até R$ 925 mi em debêntures. Considerando lotes suplementares e adicionais, a emissão pode chegar a R$ 1,25 bi. A emissão será feita em duas séries, sendo a primeira equivalente a R$ 255 mi e a segunda correspondente ao valor restante, com prazos de sete e cinco anos, respectivamente. Os recursos da primeira série serão destinados a projetos de investimento considerados prioritários, enquanto os valores da segunda série, ao refinanciamento de dívidas. (Valor Econômico – 02.03.2017) 14 Cemig investe em nova rede elétrica e de telecomunicação A Cemig está investindo em uma nova rede de transmissão simultânea de energia elétrica e dados em banda larga, por meio de cabos condutores especiais que utilizam fibra óptica em seu interior. Um projeto piloto foi instalado no último mês na rede elétrica da universidade corporativa da empresa, em Sete Lagoas, região metropolitana de Belo Horizonte. A tecnologia tem potencial para melhorar a qualidade do serviço e reduzir gastos operacionais das distribuidoras de energia, aumentar a segurança do sistema elétrico e expandir a banda larga de comunicação de dados no país. A forma tradicional de compartilhamento das redes elétrica e de telecomunicações se dá na utilização do mesmo poste nas ruas, porém em cabos separados, o que aumenta a ocupação da rede área, a poluição visual e o risco de acidentes. Com recurso mais sofisticado, alguns projetos usam cabos de fibra óptica (feitos a partir de vidro ou plástico) ao lado de cabos de energia, mas esse desenho gera risco de curto-circuito. O diferencial da pesquisa da Cemig está na concepção do projeto, que coloca o cabo de fibra óptica dentro do cabo condutor de energia, podendo ser instalado em redes de alta tensão. O projeto tem parceria com o Centro de Pesquisa e Desenvolvimento em Telecomunicações (CPqD), instituição independente de inovação. "Observamos que, se tivéssemos a fibra óptica integrada em conjunto com o campo condutor, isso daria uma vantagem fantástica para a empresa de energia, que precisa criar suas redes de smart grid [redes inteligentes], e para a empresa de telecomunicação, que precisa expandir sua banda larga em uma velocidade bem maior do que é feito hoje", diz Carlos Nascimento, engenheiro responsável pelo projeto na Cemig. Para Cláudio Hortêncio, pesquisador de telecomunicações do CPqD, o maior benefício da tecnologia é permitir que a distribuidora explore da melhor forma possível o conceito de smart grid. "O norteador principal da tecnologia é ter a distribuidora pronta e capacitada para esse novo contexto, para essas novas redes do futuro." (Valor Econômico – 06.03.2017) 15 Cemig desenvolve projeto com parcerias A Cemig está desenvolvendo um projeto, em parceria com o CPqD, em sua nova rede parecido com um projeto da China. Lá, porém, o cabo de fibra óptica é colado ao de energia, e não inserido em seu interior. O projeto chinês também tem finalidade diferente, pois é desenvolvido em âmbito governamental e focado principalmente em telecomunicações. A pesquisa da Cemig tem viés comercial, além de englobar benefícios para o sistema elétrico. Outro fator interessante é que o projeto é totalmente nacional. A Cemig Telecom forneceu o apoio industrial e a Furukawa fabricou o cabo condutor especial. Os isoladores - espécie de mola que isola o cabo condutor e que serve de suporte e fixação do cabo no poste - foram feitos pela brasileira Balestro. E a Workeletro ficou responsável pelos conectores - que fazem a ligação e a derivação dos cabos condutores. O projeto, de cerca de R$ 2 mi, é bancado pela Cemig, com recursos do programa de pesquisa e desenvolvimento - em que as elétricas são obrigadas a destinar 1% da receita líquida para atividades de inovação -, e pela Fundação de Amparo à Pesquisa de Minas Gerais (Fapemig). Até hoje, a Cemig já investiu R$ 12 mi em pesquisa de tecnologia óptica. Após a instalação do projeto piloto em uma rede de cerca de 1,5 Km, os pesquisadores farão testes durante um ano. Em caso de sucesso, o próximo passo será a realização de uma "cabeça de série", em que a tecnologia pode ser instalada em um bairro. Em seguida, o último passo antes da escala industrial será a fabricação de um "lote pioneiro", que consiste na instalação da tecnologia em área com abrangência maior que 1% da base de clientes da empresa. Segundo Nascimento, a expectativa é que a nova rede tenha um custo 15% superior à convencional. O engenheiro, porém, explica que esse valor se paga ao longo dos anos de operação da rede. Uma das vantagens da nova rede é permitir que a distribuidora detecte rapidamente as falhas, possibilitando a recuperação do sistema de forma mais ágil. "No caso de uma perda de energia, vamos perceber, praticamente na velocidade da luz, onde está o ponto de falha e mandar uma equipe para aquela posição, com certeza de forma muito mais rápida do que é feito hoje", diz Nascimento. O gerente de desenvolvimento de dispositivos e sensores do CPqD, Marcos Sanches, também destaca potenciais ganhos ambientais e de inclusão digital da medida. "Você tem menos exposição ambiental, poluição visual e, aproveitando que a penetração da rede elétrica no Brasil é muito grande, você pode levar rede de dados para onde há necessidade". (Valor Econômico – 06.03.2017) 16 Cemig tem aval para operar hidrelétrica até licitação por R$30,35 mi anuais A estatal mineira de energia Cemig foi designada pelo MME para operar a hidrelétrica Volta Grande até que seja realizada uma licitação para a definição de um novo responsável pela usina, segundo portaria no DOU desta sexta-feira. O ministério definiu que a elétrica receberá um valor de 30,355 mi de reais anuais a título de reembolso pelo custo de gestão dos ativos (GAG) enquanto operar a usina. O contrato de concessão da hidrelétrica Volta Grande, empreendimento de 380 MW que começou a operar em 1974, vence em 2017, e o governo federal já anunciou que pretende relicitar a usina para arrecadar recursos com a cobrança de um bônus de outorga junto ao vencedor do leilão. O ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, disse que o governo espera obter cerca de 11 bi de reais com a licitação de Volta Grande e outras duas usinas da Cemig em 2017. A Cemig, por outro lado, tem tentado negociar com o governo uma saída para continuar com Volta Grande e as outras usinas cujos contratos de concessão venceram, como as de São Simão, Miranda e Jaguara. (Reuters – 03.03.2017) 17 Fitch rebaixa nota de crédito da Cemig A agência norte-americana de classificação de risco Fitch rebaixou para 'BBB (bra)', 'de A (bra)', os ratings nacionais de longo prazo da Cemig e de suas subsidiárias integrais, bem como os de suas emissões de debêntures. A perspectiva negativa continua em razão dos desafios da companhia mineira para equacionar os elevados vencimentos financeiros previstos. Segundo a Fitch, o rebaixamento dos ratings reflete o enfraquecimento do perfil de crédito consolidado da Cemig, tendo em vista seu pressionado perfil de liquidez nos próximos anos e a expectativa de menor geração operacional de caixa no segmento de geração. A Fitch acredita que a alavancagem financeira líquida consolidada, calculada segundo critérios próprios, permanecerá de moderada a elevada, acima de 4,0 vezes até 2020, e que sua redução somente será possível a partir de alienações de ativos em volumes substanciais. Segundo cálculos da agência, as obrigações financeiras do grupo Cemig em 2017 e 2018, distribuídas entre Cemig GT, Cemig D e a holding, somadas aos investimentos projetados e descontados do caixa e da geração operacional de caixa prevista no período, devem exigir um volume de captações de R$ 8 bi a R$ 9 bi até o final de 2018. A Fitch entende que a Cemig ainda possui alternativas de captação de recursos para atender a esta necessidade, mesmo que a custos financeiros mais elevados. O valor das obrigações a vencer inclui R$ 1,2 bi da opção de venda existente no FIP Parati, veículo de investimentos na Light S.A., que foi exercida contra a Cemig. Também foi incorporada à análise a existência de risco político, devido ao controle acionário público, além dos moderados riscos regulatório e hidrológico, inerentes ao setor elétrico. (Agência CanalEnergia – 02.03.2017) 18 Furnas e Cemig são multadas por descumprimento de indicadores de transmissão Furnas foi multada em R$ 2,48 mi por descumprir indicadores de qualidade do serviço de transmissão. A penalidade foi aplicada pela Aneel em fevereiro de 2016, após a identificação de duas não conformidades em fiscalizações realizadas nos dias 16 e 17 de dezembro de 2014. A empresa, que faz parte do grupo Eletrobras, interpôs recurso administrativo contra a penalidade aplicada, porém, a agência negou provimento na semana passada e manteve a punição. A Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE) constatou que 58 "funções de transmissão" operadas e mantidas por Furnas tiveram frequência de indisponibilidade superior ao padrão estabelecido. A empresa justificou as indisponibilidades por problemas associados a disjuntores de conexão, queima de elos fusíveis, descargas atmosféricas, interferência de fauna e flora em faixa de servidão de linha de transmissão, vazamento de óleo em transformadores. Porém, a Aneel entendeu que esses argumentos não podem ser acatados como excludente da responsabilidade do agente. Segundo a SFE, tais situações não se enquadram dentre as exceções previstas na legislação ou no Contrato de Concessão para não aplicação do regulamento, pois tratam-se de situações em que a concessionária tem gestão sobre as ações de operação e manutenção que seriam necessárias para evitar a indisponibilidade das funções de transmissão e para seu retorno à operação em curto prazo. Multa 2 - Pelos mesmos motivos, em fiscalização realizada em igual data, a SFE também multou em R$ 1,89 mi a Cemig GT. A fiscalização constatou que em nove funções de transmissão operadas e mantidas pela Cemig tiveram frequência de indisponibilidade superior ao padrão estabelecido. A empresa entrou com recurso, que também foi negado pela Aneel na semana passada. (Agência CanalEnergia – 03.03.2017) 19 Shanghai Electric fará proposta para assumir obras de R$ 3,3 bi da Eletrosul Uma das maiores fabricantes de equipamentos de energia da Ásia, chinesa deverá apresentar oferta até o dia 10; sem recursos para tocar projetos, subsidiária da Eletrobrás busca desde o ano passado sócio para a construção de 2.169 km de linhas de transmissão A companhia chinesa Shanghai Electric deve apresentar até o dia 10 de março proposta para assumir um lote de concessões de linhas de transmissão de energia da Eletrosul, subsidiária do grupo Eletrobrás, informaram fontes ao ‘Estado’. O negócio envolve a construção no Rio Grande do Sul de 2.169 km de linhas e 21 subestações, sendo 8 novas e 13 ampliações de instalações existentes. No total, as obras exigirão investimentos de R$ 3,3 bi e, quando concluídas, terão receita anual de R$ 336 mi. A Shanghai Electric é uma das maiores fabricantes de equipamentos de energia e indústrias em geral da China, com faturamento da ordem de US$ 12,3 bi. A chinesa está em negociação com a estatal brasileira desde o ano passado, quando a Eletrosul lançou uma chamada pública no mercado. Sem capacidade financeira para tocar as obras, a subsidiária da Eletrobrás decidiu iniciar um processo para selecionar empresas interessadas em se tornar sócia do empreendimento, que tem papel estratégico na região. Além de escoar a energia produzida pelos parques eólicos do Rio Grande do Sul, o sistema de transmissão tem o objetivo de reforçar a região metropolitana da capital Porto Alegre. Procurada, a Eletrosul afirmou apenas que as negociações avançam com a empresa chinesa. (O Estado de São Paulo – 03.03.2017) 20 Setor eletroeletrônico projeta crescimento em 2017, aponta Abinee Sondagem feita com associados da Associação Brasileira da Indústria Eletroeletrônica (Abinee) em janeiro indicou que a maioria das empresas projeta crescimento de suas atividades para 2017. De acordo com a pesquisa, 65% das consultadas esperam aumento dos negócios este ano, enquanto 26% projetam estabilidade e 9%, queda, em relação a 2016. Para mais da metade dos entrevistados (52%), esse crescimento vai começar já no primeiro semestre de 2017. “O resultado da sondagem indica que o otimismo das empresas, depois de um ano desastroso, voltou a ganhar fôlego”, afirmou o presidente da Abinee, Humberto Barbato. “Trata-se, entretanto, de um otimismo cauteloso, pois precisamos aguardar os próximos meses para que, com a consolidação de um cenário econômico positivo, essas expectativas se concretizem”, completou. Motivadas pela expectativa de crescimento das vendas, cerca de um terço das empresas (30%) tem intenção de ampliar seu quadro de funcionários este ano. Deste total, 23% das consultadas devem realizar o aumento já no 1º trimestre; 64%, no 2º trimestre e 13%, no 2º semestre de 2017. (Agencia CanalEnergia – 02.03.2017) 21 Vice Presidente Jurídico e Regulatório da Eneva renuncia ao cargo Na última quarta-feira, dia 1º de março, a Eneva informou aos seus acionistas e ao mercado em geral que Alexandre Americano Holanda e Silva apresentou o pedido de renúncia ao cargo de Vice Presidente Jurídico e Regulatório da companhia. (Agencia CanalEnergia – 02.03.2017) 22 Norte Energia fará 5º leilão de energia de Belo Monte em 2 de março A controladora Norte Energia realiza no dia 2 de março um leilão eletrônico para venda de energia da hidrelétrica de Belo Monte. No certame, o quinto realizado pela companhia e o segundo deste ano, serão ofertados dois contratos, um para entrega no Sudeste/Centro-Oeste e outro para o Norte, com período de suprimento de 1º a 28 de fevereiro. A concorrência será do tipo “leilão de balanço”, no jargão do setor elétrico, em que grandes consumidores e comercializadoras podem comprar energia para fechar seus demonstrativos de fevereiro. (Valor Econômico – 24.02.2017) 23 Cemig-GT é designada prestadora de serviço na UHE Volta Grande A Cemig-GT foi designada pelo Ministério de Minas e Energia como a responsável pela prestação de serviço de geração na UHE Volta Grande (MG/SP, 380 MW) até que um novo concessionário para a usina assuma o ativo que será relicitado. Essa UHE é uma das que fazem parte do PPI do governo federal. Essa determinação é temporária e começou a partir do encerramento do contrato de concessão no. 07/1997. A decisão consta da Portaria MME no. 79 publicada no Diário Oficial da União, nesta sexta-feira, 3 de março. O custo de gestão dos ativos de geração da UHE é de R$ 30,355 milhões por ano aos preços de janeiro de 2017 e será utilizado para a definição da receita anual de geração da usina cuja energia foi cotizada. (Agência CanalEnergia – 03.03.2017)
Leilões 1 Projeto de transmissão referente ao Lote E do Leilão nº 005/2015 é enquadrado no REIDI O Ministério de Minas e Energia aprovou o enquadramento no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura do projeto de transmissão de energia elétrica referente ao Lote E do Leilão nº 005/2015, localizado em diversos municípios do estado de Santa Catarina e de titularidade da Copel. O período de execução das obras será entre 7 de abril de 2016 até 4 de março de 2021, e será gasto, sem a incidência de impostos, um valor total de R$ 560,9 milhões. O MME também aprovou o enquadramento no Reidi da CGH Bom Retiro, localizada nos municípios de Chapecó e Guatambu, no Estado de Santa Catarina. As obras serão executadas no período de 15 de agosto de 2016 até 1º de agosto de 2019, e será investido, sem a incidência de impostos, um total de R$ 10,6 milhões. (Agência CanalEnergia – 03.03.2017) 2 Transmissão de energia deve ter leilões disputados e aquisições, diz Cteep O setor de transmissão de energia vive um momento positivo, com grande movimentação de agentes interessados em aquisições ou na participação nos leilões de concessões para construção de novas linhas, disse em teleconferência o diretor financeiro da elétrica Cteep, Rinaldo Pecchio Junior. Ele ressaltou, no entanto, que a Cteep deverá priorizar um crescimento orgânico, por meio da conquista de novas concessões em leilões, devido aos elevados retornos oferecidos nas licitações do setor, que tornam a opção inicialmente mais atraente do que compras de ativos. Ele também comentou que prevê uma forte competição nas licitações deste ano, para as quais a Cteep tem se preparado, com a intenção de participar e arrematar mais empreendimentos. "Enquanto essas taxas de retorno permanecerem... traz perspectiva de bastante disputa nos leilões que estão por vir ainda. É positivo, e reflete bem o momento do setor", disse o executivo. (Reuters – 24.02.2017) 3 Inédito leilão para cancelar projetos de energia no país traz oportunidades e riscos Após anos em que leilões para contratar novas usinas de energia atraíram dezenas de bilhões de reais em investimentos no Brasil, o país prepara uma inovadora e peculiar licitação no setor em 2017: empreendedores terão a chance de pagar não para construir ou comprar, mas para desistir de seus projetos de geração. A ideia vem após dois anos seguidos de queda no consumo de eletricidade no país, em meio à maior recessão em décadas, e visa eliminar de vez projetos que já não possuem chances de sair do papel -principalmente usinas eólicas e solares afetadas por problemas com fornecedores de equipamentos, financiamento ou câmbio, entre outros. Apesar do ineditismo, o chamado leilão reverso, ainda em gestação no MME, não deve ser suficiente para acabar com a sobreoferta, e ainda pode trazer riscos ao "perdoar" o descumprimento de contratos, segundo especialistas ouvidos pela Reuters. Mas ainda assim a ideia tem agradado ao mercado e deve movimentar investidores, ao abrir espaço para que outros empreendimentos substituam mais rapidamente os projetos problemáticos. Há a expectativa de que o certame possa ocorrer ainda no primeiro semestre. Em um esboço da proposta, o ministério sugeriu que empreendedores paguem um "preço de saída" dos projetos em troca de evitar multas adicionais. Os recursos arrecadados abateriam custos dos consumidores. (Reuters – 03.03.2017) 4 Veirano Advogados: leilão reverso pode evitar disputas administrativas e judiciais O especialista em energia do Veirano Advogados, Tiago Figueiró, avalia que a proposta [de leilão reverso] pode evitar anos de disputas administrativas e judiciais do governo com empresas que, sem essa alternativa, estariam sujeitas a multas de até 15 por cento do investimento previsto e proibição de participar de novos leilões. "A ideia é boa. É melhor do que ficar brigando... e está sobrando energia. A Aneel ia aplicar penalidades e revogar os contratos, mas essas coisas demoram muito tempo... é um jeito mais ágil", disse. Dados da Aneel apontam que quase 1,3 gigawatt em usinas eólicas e solares contratadas nos últimos anos não possuem qualquer previsão de entrada em operação e são classificadas como de "baixa viabilidade". (Reuters – 03.03.2017) 5 Thymos Energia: descontratação ajuda, mas não resolve A diretora da consultoria Thymos Energia, Thais Prandini, disse que a descontratação "ajuda, mas não resolve" o problema de sobreoferta, uma vez que o leilão em estudo seria voltado apenas para projetos contratados como "energia de reserva". As usinas "de reserva" são contratadas pelo governo para aumentar a segurança do sistema, mas não vendem sua produção para as distribuidoras de energia, que enfrentam um excesso de contratação devido à fraca demanda. O consumo de eletricidade no Brasil caiu 2,1 por cento em 2015 e 0,9 por cento em 2016, segundo a EPE, nas primeiras retrações desde 2009, em meio a uma crise financeira global. A ironia é que os preparativos para o leilão de descontratação acontecem em um momento em que o setor elétrico do Brasil volta a atrair investidores após promessas de uma gestão pró-mercado desde o início do governo do presidente Michel Temer. Muitas empresas, inclusive, ficam preocupadas com a atual falta de perspectiva sobre a contratação de novas usinas, disse o advogado para energia do escritório Mattos Filho, Fabiano Luz de Brito. "A gente continua vendo muito interesse de investidores... tanto nacionais quanto internacionais. O leilão de descontratação viria justamente fazer um ajuste fino." (Reuters – 03.03.2017) 6 MME: governo aguarda para decidir sobre leilão de eólicas e solares O ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, disse recentemente que o governo aguarda o resultado dessas discussões e um estudo sobre a demanda para decidir sobre a possível realização de um leilão para contratar novas usinas eólicas e solares. Ele disse que o certame para novas usinas renováveis poderia ocorrer ainda no primeiro semestre de 2017. Grandes elétricas globais com presença no Brasil, como a francesa Engie, a norte-americana AES e a chinesa Three Gorges já anunciaram a intenção de investir em energia renovável no país. Por outro lado, entre as empresas que enfrentam dificuldades para entregar usinas contratadas nos últimos anos estão a brasileira Renova Energia e as espanholas Fotowatio e Solatio, além da portuguesa Tecneira. (Reuters – 03.03.2017) 7 Descontratação: preocupação quanto ao risco de uma "anistia" aos investidores com problemas Apesar de o leilão de descontratação ter uma avaliação positiva por parte do mercado, há uma preocupação quanto ao risco de uma "anistia" aos investidores com problemas, que poderia acabar incentivando mais empresas a não cumprir com os compromissos no futuro. A principal voz a alertar nesse sentido tem sido do diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino. No início do mês passado, ele disse que é preciso sinalizar que a descontratação não será um "perdão amplo e geral" aos investidores. (Reuters – 03.03.2017)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Números dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do subsistema Sudeste/Centro-Oeste estão operando com estabilidade, em 40,3% da capacidade, em relação ao dia anterior, segundo dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico referentes à última quinta-feira, 2 de março. A energia armazenada no dia ficou em 82.038 MW mês. A energia afluente armazenável está em 61% da média de longo termo. A hidrelétrica Furnas trabalha com 46,73% da capacidade e Emborcação, com 37,12%. Na região Nordeste, houve elevação de 0,1% no nível de armazenamento dos reservatórios para 21,2%. A energia armazenada somou 6.120 MW mês no dia. A ENA armazenável acumula 43% da MLT. A usina de Sobradinho está com 14,38% da capacidade. Os reservatórios tiveram alta de 1% no nível de armazenamento para 49,6% da capacidade. A energia armazenada ficou em 7.456 MW mês. A ENA armazenável chega a 66% da média histórica. A hidrelétrica Tucuruí opera com 79%. Já a região Sul, foi a única a registrar redução, de 0,4%, na capacidade armazenada para 50,7%. A energia armazenada chega a 10.118 MW mês. A ENA armazenável da região está em 96% da média. A usina G.B.Munhoz está com 50,84% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 03.03.2017) 2 ONS amplia previsão de alta do consumo de energia em março O ONS ampliou a previsão de consumo de energia do país em março, de 67.971 MW médios para 68.517 MW médios. Com isso, a estimativa de crescimento do consumo em relação a março de 2016 passou de 1,1% para 1,9%. Em relatório divulgado nesta sexta-feira, o órgão manteve a previsão de volume de chuvas para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, o principal do país, em março para 81% da média histórica para o período. Com uma expectativa de consumo maior e de manutenção do volume de chuvas, o ONS reduziu a previsão de armazenamento nos reservatórios hidrelétricos do subsistema, de 46,1% para 45,9% da capacidade no fim de março, penúltimo mês do período chuvoso. (Valor Econômico – 03.03.2017) 3 Consumo de energia elétrica cresce 2,8% em janeiro O consumo de eletricidade no país cresceu 2,8% em janeiro deste ano, na comparação com o mesmo período do ano passado, e atingiu 1.084 GWh. Segundo dados divulgados hoje (3) pela EPE, do Ministério de Minas e Energia, o crescimento foi observado nos quatro grande setores consumidores e nas cinco regiões do país. O maior crescimento foi registrado no setor industrial (4,4%), influenciado principalmente pelos consumos dos segmentos têxtil, automotivo, de borracha e plástico, metalúrgico e de papel e celulose. O consumo residencial, por sua vez, avançou 1,2%, enquanto o segmento comercial e serviços teve uma alta de apenas 0,3%. O segmento Outros, que inclui a agropecuária, teve aumento de 0,6%. Entre as regiões do país, o maior aumento no consumo de eletricidade foi observado no Sul (5,5%) e no Sudeste (2,6%). As demais regiões tiveram as seguintes taxas de crescimento: Centro-Oeste (1,9%), Nordeste (1,8%) e Norte (1,7%). (Agência Brasil – 03.03.2017) 4 Com migração, consumo no mercado livre cresce 18,5% em fevereiro O consumo de energia no mercado livre cresceu 18,5% em fevereiro deste ano, em comparação com igual mês de 2016, com forte impacto da migração de novos clientes vindos do mercado cativo. Mas desconsiderando esse efeito, haveria queda de 1,3%. Ainda assim, houve crescimento em diversos segmentos industriais que atuam como autoprodutores, consumidores livres, varejistas, ou especiais. Os maiores foram observados nos setores de saneamento (81,7%), veículos (51%), têxtil (23,4%) e metalurgia e produtos de metal (3,7%) impulsionados pela migração de agentes do mercado regulado. Mesmo sem este efeito da migração, os setores registram crescimento de 6,7%, 5,2%, 1,9% e 1,7%, respectivamente. No mercado regulado, também houve queda no consumo, de 5,5%, resultado da forte migração de clientes. Caso o efeito da migração fosse desconsiderado, haveria crescimento de 0,9% no consumo de clientes atendidos pelas distribuidoras. No mês passado, consumo ficou estável e a geração de energia elétrica no país cresceu 0,6%, na comparação com o período de 3 de fevereiro a primeiro de março de 2016. O volume de energia produzido em todo o sistema, em fevereiro, foi de 66.789 MW médios. O destaque no período é o aumento de 6,1% na geração das usinas hidráulicas, que correspondeu a 83% da energia produzida no país. Também houve aumento na produção de energia eólica (10,6%) e queda no desempenho das usinas térmicas (27,6%), número explicado pela menor geração de usinas movidas a óleo diesel (56,3%) e a bicombustível gás/óleo (38%). (Brasil Energia – 03.03.2017) 5 Horário de verão gerou economia de R$ 159 milhões com redução do uso de térmicas O horário de verão deste ano possibilitou uma economia de R$ 159,5 milhões, decorrentes da redução do acionamento de usinas térmicas durante o período de vigência da medida. O número é maior do que previsto pelo governo, que esperava uma economia de R$ 147,5 milhões, mas ficou abaixo do resultado do ano passado, quando o total chegou a R$ 162 milhões. Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico, no Sistema Sul, houve uma redução da ordem de 4,3% na demanda no horário de pico (entre as 18h e as 21h), o que equivale, aproximadamente, ao atendimento do dobro da carga da cidade de Florianópolis neste horário. No Sistema Sudeste/Centro-Oeste, a redução da demanda foi equivalente ao atendimento da metade da carga da cidade do Rio de Janeiro no horário de ponta, aproximadamente. Esta edição do horário de verão durou 126 dias, de 16 de outubro de 2016 a 19 de fevereiro de 2017. De acordo com o Ministério de Minas e Energia, além da economia de dinheiro, a medida gera ganhos qualitativos com a redução do consumo no horário de pico noturno, diminuindo os carregamentos no sistema de transmissão, proporcionando maior flexibilidade operativa para realização de manutenções em equipamentos e redução de cortes de carga em situações de emergência, o que gera um aumento na segurança do atendimento ao consumidor final. (Agência Brasil – 02.03.2017) 6 Déficit de geração em 2017 será o pior em três anos, projeta CCEE Os quatro primeiros meses do ano deverão ser marcados pela geração de energia secundária no SIN. Contudo, a perspectiva é de que na média do ano o país veja novamente uma piora no fator de ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia. A estimativa atualizada é de que o índice alcance 83,3% ante um volume de 87% em 2016 e de 84,3% em 2015, segundo a projeção do PLD feita pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica que foi apresentada nesta quinta-feira, 2 de março. O pico de geração secundária, segundo os dados preliminares da CCEE, deverá ser confirmado no mês de fevereiro com 113,2% da energia alocada no período. Em janeiro ficou em 106,5%, março está previsto para 108,8% e abril em 105,5%. Já em maio é que começa a cair, para 81,1% e tendo como pior relação o mês de agosto com 68,2% da energia alocada para um mês. Segundo o gerente de preços da CCEE, Rodrigo Sacchi, os valores de Energia Natural Alfuente registrados no país estão abaixo da média histórica. Ele destacou o nível projetado pela câmara para março é de ficar próximo à MLT apenas no Sul do país, enquanto no Norte está com tendência de melhoria, no Sudeste/Centro-Oeste abaixo da média e no Nordeste uma situação mais crítica com previsão de cerca de 30% da média histórica. Mesmo com essa situação a projeção de Encargo de Serviços do Sistema e custos devido ao deslocamento entre o CMO e o PLD é de R$ 540 milhões, sendo que a maior parte é de ESS com R$ 481 milhões, isso na pior série histórica. Com a projeção do PLD regular, os valores são de R$ 482 milhões de ESS e R$ 7 milhões de custo de descolamento. (Agência CanalEnergia – 02.03.2017) 7 CCEE: pico para PLD deverá ser em outubro: R$ 271/MWh Quanto aos valores de PLD projetados no período de 14 meses, a CCEE aponta para equalização entre os submercados SE/CO e Sul. O pico deverá ser verificado em outubro com uma projeção de R$ 271/MWh. A tendência é de elevação gradual da média atual de $ 152/MWh. A seguir volta a recuar até alcançar R$ 98/MWh em abril de 2018. No NE, a perspectiva é de os valores se equilibrarem com as duas outras a partir de maio. No Norte, a equalização ocorrerá a partir de junho e volta a descolar em janeiro de 2018 com recuo para o piso do PLD. No geral, a projeção de ENA para o SIN ficará abaixo da média histórica por todo o histórico de 14 meses adiante. De acordo com os dados da câmara, os volumes devem variar entre 72% e 81% da MLT no país. Já a energia armazenada seguirá até 47% do máximo em 2016 projetada para o mês de abril, recuará a 22% em novembro até a entrada do próximo período úmido. Em março de 2018 a tendência é de alcançar 54% da energia máxima armazenada. Sacchi revelou ainda que a CCEE implementará uma alteração da metodologia de cálculo do PLD, mas que o horizonte de 14 meses dessa projeção continuará o mesmo. (Agência CanalEnergia – 02.03.2017) 8 Comerc vê sinais de retomada da atividade econômica É possível perceber uma pequena elevação no consumo de energia em janeiro deste ano, quando comparado com o mesmo mês no ano passado, o que indica uma sinalização da retomada da atividade econômica, avalia a Comerc. Segundo o Índice Comerc Energia, o consumo de energia das empresas atendidas pela comercializadora no mercado livre teve alta de 0,71% em relação a janeiro de 2016. Também verificou-se alta de 0,15% na comparação com dezembro. De acordo com a Comerc Energia, a alta na comparação anual foi liderada pelos setores de veículos & autopeças, com 16,75% de elevação, e de têxtil, couro & vestuário, com 10,14%. Quando se analisa o comportamento do consumo em relação a dezembro, o Índice Comerc aponta para uma elevação de 11,92% para o segmento de veículos & autopeças, e de 10,44% para o de têxtil, couro & vestuário. No segmento automotivo, que vivencia quedas constantes na produção e nas vendas de veículos novos, a retração do consumo de energia começou a diminuir em outubro, sendo que a demanda passou a crescer em novembro. Há, no entanto, segmentos que ainda apresentam retração acentuada no consumo na comparação anual, como o de eletromecânica (-9,74%) e materiais de construção (-16,18%). Frente a dezembro de 2016, o setor de eletromecânica demandou 5,58% menos energia, enquanto o de materiais de construção exigiu menos 9,21%. O consumo de energia é considerado como um indicador prévio de atividade econômica, assim como o segmento de papelão ondulado, utilizado em embalagens. (Brasil Energia – 02.03.2017) 9 PLD se mantém estável na primeira semana de março O PLD para o período de 4 a 10 de março segue praticamente estável e todos os submercados. Nas regiões Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste, aumentou 0,3%, ficando em R$ 185,06/MWh, enquanto no submercado Norte, mantém-se no mínimo, de R$ 33,68/MWh. Essa região já atingiu os limites de exportação de energia, o que descola o preço dos demais submercados. Em março, as afluências são esperadas em 76% da média de longo termo (MLT), abaixo da média em todos os submercados: Sudeste (81%), Sul (90%), Nordeste (28%) e Norte (92%). O índice mais próximo à MLT no Norte é responsável pela manutenção do preço mínimo neste submercado. Os níveis dos reservatórios do Sistema, por sua vez, ficaram aproximadamente 685 MW médios abaixo do esperado com redução de 815 MW médios no Sudeste e de 600 MW médios no Sul. Os níveis subiram 360 MW médios no Nordeste e 370 MW médios no Norte. (Brasil Energia – 03.03.2017)
1 Acordo entre MP e hidrelétrica quer fortalecer pesquisas no rio Araguari Novos relatórios e pesquisas sobre o impacto da atuação de hidrelétricas no rio Araguari, na região Central do Amapá, serão subsidiados com parte dos R$ 4,85 milhões resultantes de um Termo de Ajuste de Conduta (TAC) firmado no fim de fevereiro entre o Ministério Público do Amapá (MP-AP) e a empresa Ferreira Gomes Energia, uma das que explora o serviço na região. O acordo contempla ações que possam evitar a grande mortandade de peixes de acontece desde 2014 na rio, principalmente em Ferreira Gomes, cidade a 137 quilômetros de Macapá. O valor e os termos do acordo desagradaram movimentos de pescadores que disseram prejudicados com a morte das espécies e a ausência de assistência financeira. Um grupo de ribeirinhos realizou um protesto na quinta-feira (2) em frente à sede do Ministério Público na Zona Norte de Macapá. O prédio é a sede da Promotoria de Justiça e Meio Ambiente, que formalizou os termos do TAC junto à hidrelétrica. O promotor Marcelo Moreira explica que inicialmente o acordo beneficia a coletividade da região, que com os estudos, poderá no futuro ter menos problemas com a mortandade de peixes. As pesquisas serão feitas pela Fundação de Amparo à Pesquisa do Amapá (Fapeap) e pelo Instituto de Pesquisas Científicas e Tecnológicas do Estado (Iepa). "Temos por objeto apenas a parte coletiva do projeto. Os danos à fauna e prevenir que ocorram novos danos. O TAC aponta medidas práticas como definir o tempo de abertura das comportas, dos vertedouros. O tempo de funcionamento das turbinas para que dê tempo do afugentamento dos peixes, para que eles fujam e se protejam", exemplificou Moreira. Ainda de acordo com o MP, a morte de peixes e alterações naturais em rios da Amazônia com o início da atividade de geração de energia são consideradas normais em pequena escala, porém as pesquisas podem apontar se houve responsabilidade direta da hidrelétrica em outros registros, como o assoreamento na foz do Araguari, que extinguiu a pororoca. "A indenização a pescadores foi tema das discussões com a empresa, que afastou qualquer possibilidade de voluntariamente oferecer esses direitos, preferiu recorrer na Justiça nesse caso. O laudo comprova que a empresa realmente causou aquele dano, a atividade gerou como nexo causal a morte dos peixes. É preciso para a indenização mais que isso, é preciso provar o prejuízo, como por exemplo os danos financeiros", detalhou o promotor de Justiça. (G1 – 03.03.2017) 2 Ibama libera licença ambiental para segunda linha de transmissão de Belo Monte O Ibama liberou nesta quinta-feira, 23, a licença prévia ambiental da segunda linha de transmissão da hidrelétrica de Belo Monte, projeto de 2.518 quilômetros que vai distribuir a energia retirada do Rio Xingu, no Pará, para a região Sudeste do País. A licença prévia não autoriza o início das obras, limitando-se apenas a comprovar a viabilidade ambiental do projeto. Para que possa começar efetivamente a construção, a concessionária Xingu Rio Transmissora de Energia (XRTE), que pertence à chinesa State Grid, dona do projeto, precisa cumprir uma série de condicionantes e, a partir daí, obter sua licença de instalação, que também é dada pelo órgão ambiental. O documento assinado pela presidente do Ibama, Suely Araújo, tem validade de dois anos. Em projetos de transmissão, porém, é comum que as empresas obtenham suas licenças de instalação pouco tempo depois da licença prévia. A autorização ambiental era aguardada com tensão pela State Grid. No mês passado, Cai Hongxian, diretor-presidente da XRTE, enviou uma carta ao ministro de Minas e Energia, Fernando Filho, para expor sua "profunda preocupação" com o processo de licenciamento da linha. Cai Hongxian disse que a emissão das licenças estava atrasada e pediu "intervenção" do ministro, "de modo a possibilitar que o processo de licenciamento evolua de maneira mais célere". Em outra carta endereçada à Aneel, os chineses também pediram a intervenção da agência para agilizar a emissão das licenças, sob o argumento de que devem investir R$ 10 bilhões no projeto e gerar cerca de 15 mil empregos diretos durante dois anos. Trata-se do maior projeto de linha de transmissão do País, uma malha que vai passar pelos Estados do Pará, Tocantins, Goiás, Minas Gerais e Rio de Janeiro. Pelocontrato, a linha de transmissão tem que estar em operação em dezembro de 2019, quando Belo Monte deverá ter suas turbinas operando a plena carga. (O Estado de São Paulo – 24.02.2017) 3 Licenciamento ambiental da linha de transmissão de Belo Monte não está atrasado Apesar das queixas da State Grid, o fato é que licenciamento ambiental deste projeto [a linha de transmissão de Belo Monte] não está atrasado. Dados do Ibama apontam que a XRTE apresentou o estudo de impacto ambiental do projeto em março de 2016, mas naquela mesma data, informou que a linha impactava sete unidades de conservação que não estavam mencionadas no documento. Por isso, o Ibama pediu uma nova versão, que foi apresentada apenas em junho de 2016, sendo aceita no mês seguinte. Por conta disso, o prazo legal para início das obras, que era março deste ano, passou para agosto de 2017. Além do projeto da XRTE, há outra linha de transmissão em construção para distribuir a energia de Belo Monte para a região Sudeste. O empreendimento de 2,1 mil quilômetros de extensão pertence à Belo Monte Transmissora de Energia (BMTE), concessionária formada pela State Grid e por subsidiárias da Eletrobrás. Essa linha, que já está em construção e tem previsão de entrar em operação em fevereiro do ano que vem, enfrenta atrasos em alguns lotes de obras. Na semana passada, o BNDES aprovou a liberação de R$ 2,56 bilhões em financiamento para a concessionária. (O Estado de São Paulo – 24.02.2017) 4 Artigo de André Nahur (WWF-Brasil): “Eficiência energética: a oportunidade em meio ao aumento na conta de luz” Em artigo publicado no site IFE GESEL, André Nahur, biólogo e coordenador do programa Mudanças Climáticas e Energia do WWF-Brasil trata de ineficiência energética no Brasil e como evita-la. Ele conclui afirmando acreditar que há boas oportunidades em cada crise e esperamos que esta bandeira amarela possa também acenar novas e mais sustentáveis alternativas para o setor elétrico. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 06.03.2017)
Energias Renováveis 1 Actis lança companhia de geração solar A Atlas Renewable Energy, companhia de energia solar que o fundo britânico Actis está lançando na América Latina, tem como meta atingir de 1,3 GW a 1,5 GW de potência instalada em cinco anos na região. Desse total, de 40% a 50% dos projetos devem ficar localizados no Brasil, disse Michael Harrington, sócio da Actis responsável pela área de energia em Londres. A Actis anunciou ontem a compra dos projetos da americana SunEdison na América Latina, incluindo 578 MW em projetos em operação ou construção, além de mais de 1 GW em carteira de projetos em fase de desenvolvimento. Pelo acordo, a Actis vai investir US$ 525 mi na Atlas. Dos projetos já contratados pela SunEdison e que irão para a Atlas, estão dois complexos de geração solar fotovoltaica no Brasil, que foram vendidos pela americana nos leilões de energia de reserva (LER) de 2015: Juazeiro Solar, com 119 MW, e São Pedro 60 MW. Os dois projetos ficam na Bahia. No mais recente boletim sobre expansão da oferta da Aneel, de fevereiro, a probabilidade de os dois projetos serem concluídos era classificada como "média", uma vez que as obras ainda não tiveram início. "Estamos trabalhando para cumprir os prazos dos projetos. Nosso compromisso é em tentar garantir que sejam executados, implementaremos todos os esforços necessários para isso. O prazo é apertado, mas nossa equipe está se esforçando", disse Harrington. (Valor Econômico – 02.03.2017) 2 ABDI trabalha para setor produzir 30gw em 2025 De olho na competitividade do setor de energia eólica no Brasil, a Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial (ABDI) criou um Grupo de Trabalho para formular propostas e contribuir com a definição dos temas estratégicos para o setor e para a indústria no médio e longo prazos. A perspectiva do GT é atingir 30GW em 2025, considerando 25,1GW previstos no Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2025) e 5GW que poderão ser exportados pela indústria brasileira. Na reunião realizada em Brasília, o GT validou o documento Plano Nacional de Desenvolvimento Setorial em Energia Eólica na Perspectiva da Indústria. Subsídios para uma Agenda Estratégica, que elenca 12 temas sensíveis, tais como estímulos à demanda, financiamento, linhas de transmissão, exportação, cadeia produtiva, P&D e Inovação, dentre outros. Composto por especialistas da ABDI, do Ministério da Indústria, Comércio Exterior e Serviços (MDIC), da Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos (ApexBrasil), da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq) e da ABEEólica, o Grupo formatou o documento após discussões em duas reuniões, realizadas em setembro e em dezembro do ano passado. De acordo com o presidente da ABDI, Guto Ferreira, a proposta do grupo é discutir, propor e criar subsídios para a formulação de um Plano Nacional de Desenvolvimento Setorial em Energia Eólica na Perspectiva da Indústria. "Ao longo do segundo semestre de 2016, reunimos especialistas e representantes do setor e já temos o esboço desse plano na perspectiva da indústria. (O Estado de São Paulo – 24.02.2017) 3 Próximo passo para a meta da ABDI O próximo passo para atingir a meta da ABDI [do setor de energia eólica produzir 30gw] é apresentar e discutir o teor das medidas propostas com demais representantes do governo federal, do setor produtivo e com outros atores interessados no desenvolvimento da cadeia produtiva, de modo a reforçar a competitividade da indústria brasileira dedicada a fornecer bens e serviços para o setor de energia eólica", comentou o presidente da associação, Guto Ferreira. O sucesso da energia eólica é confirmado pela contratação de mais de 14GW no ambiente regulado entre 2009 e 2015, uma taxa de crescimento não observada em outras experiências no mundo. Alguns fatores explicam a vantagem da produção brasileira de energia eólica, como ventos mais favoráveis, especialmente no nordeste brasileiro, complementação com a geração hidrelétrica e a possibilidade de "estocagem indireta" de energia por meio dos reservatórios das usinas hidrelétricas. "Essas características permitem ao Brasil lidar melhor com a intermitência da geração eólica, que é o principal limitante de sua difusão em sistemas predominantemente termelétricos observados em outros países", observou o presidente da ABDI. De acordo com o especialista em Desenvolvimento Produtivo e coordenador técnico da iniciativa na ABDI, Jorge Boeira, a agenda estratégica proposta pelo grupo tem como objetivo auxiliar a discussão e a atualização de políticas públicas de fomento do setor. "O texto não é definitivo e deve ser encarado muito mais como um documento a ser atualizado continuamente, de forma a contemplar as oscilações do mercado e do ambiente de negócios para o setor", explicou Boeira. (O Estado de São Paulo – 24.02.2017) Para a presidente executiva da ABEEólica, Elbia Gannoum, o desenvolvimento da energia eólica no Brasil não é apenas uma questão de planejamento energético, mas um assunto estratégico para o País, especialmente para o setor industrial. "A energia eólica é hoje uma das fontes de energia elétrica mais competitiva. Além disso, não apenas a eólica faz bem para o bolso, como também para o meio ambiente". Elbia lembrou que, para cumprir o Acordo do Clima, o Brasil precisa de mais eólicas. "O país tem um dos melhores ventos do mundo e um potencial muito maior do que o que precisamos de energia. É, portanto, uma possibilidade de energia limpa, sustentável, de baixíssimo impacto ambiental e que ainda possui uma cadeia produtiva 80% nacionalizada, tendo sido responsável pela geração de mais de 160 mil postos de trabalho. Todos os esforços para que as eólicas continuem a crescer são bem-vindos e farão bem ao Brasil. Unir forças em torno do desenvolvimento da eólica é necessário", defendeu a presidente. (O Estado de São Paulo – 24.02.2017) 5 Na China, governador do Rio Grande do Norte assina acordo para o RN fabricar painéis solares O governador do Rio Grande do Norte Robinson Faria se reuniu nesta segunda-feira (27) na cidade de Xangai, na China, com diretores da indústria fabricante de placas fotovoltaicas para produção de energia solar Chint Eletrics Co. Na ocasião, foi assinado um protocolo de intenções para a construção de uma fábrica em território potiguar. Painéis solares fotovoltaicos são dispositivos utilizados para converter a energia da luz do Sol em energia elétrica. “A nossa missão comercial a China é bem-sucedida e a assinatura deste acordo de cooperação tecnológica e estratégica com a Chint vai gerar emprego e renda em nosso estado e atrair novos investimentos”, destacou Robinson. Aos empresários chineses, o governador apresentou um vídeo que trata das potencialidades econômicas do Rio Grande do Norte e falou sobre as opções turísticas e da segurança jurídica que o estado oferece aos investidores. Robinson também visitou a estação de trem na cidade de Hangzhou, onde o grupo Chint Eletrics Co tem uma fábrica. São 150 mil metros de placas fotovoltaicas que geram 40% da energia consumida pela estação. Segundo a assessoria de comunicação do governo, a Chint possui instalações na Índia, Alemanha e Estados Unidos e vai atuar na América do Sul, América Central e África com a produção da fábrica no RN. “A Chint é uma das maiores empresas do mundo no setor e atua numa área de forte demanda para o desenvolvimento econômico, como a de energia, e que é básica para as demais atividades econômicas”, explicou Robison. (G1 – 28.02.2017) 6 Actis fala sobre seu crescimento no país A Actis já investiu na Atlantic Energias Renováveis, que opera 240 MW em energia eólica e tem outros 400 MW em fase de implantação. "Temos sucesso na construção de projetos de energia no Brasil. Já fizemos isso antes com a Atlantic e queremos replicar", disse Michael Harrington, sócio da Actis responsável pela área de energia em Londres. Segundo ele, um dos maiores desafios que a empresa enxerga no Brasil no setor de energia solar é a questão do risco cambial. "Outro aspecto é o conteúdo local para assegurar financiamento. Mas todos os mercados têm suas dinâmicas, somos muito otimistas sobre o Brasil e a América Latina", afirmou. A estratégia de crescimento da Atlas vai envolver parcerias em novos projetos, além do desenvolvimento dos que já estão na sua carteira. Os principais mercados para a companhia incluem Brasil, México, Uruguai e Chile. No Brasil, a SunEdison foi assessorada pela Clean Energy Latin America (CELA) para executar a venda dos ativos para a Actis. A SunEdison teve uma passagem turbulenta no Brasil, depois de firmar uma parceria bilionária com a Renova Energia e desfazer o negócio poucos meses depois. (Valor Econômico – 02.03.2017) 7 Coober: cooperativas facilitam geração da própria energia elétrica No dia 1º de março completa um ano que entrou em vigor a alteração nas regras para para facilitar o acesso de consumidores à geração da própria energia. A mudança favoreceu o surgimento de cooperativas e elevou consideravelmente o número de consumidores que passaram a produzir e injetar energia no sistema de distribuição de suas cidades. Até hoje, a Aneel registrou mais de 8,3 mil conexões de consumidores que geram e distribuem energia, com um crescimento exponencial em relação ao mesmo período do ano anterior, quando havia pouco menos que 2 mil conexões. Dentre as novas conexões está a da Cooperativa Brasileira de Energia Renovável (Coober), em Paragominas, no Pará, na qual 23 cooperados são beneficiados com a geração de uma microusina fotovoltaica com capacidade de gerar 75 kilowatts-pico. Para Raphael Vale, presidente da Coober, a possibilidade de gerar energia organizado em forma cooperativa é uma revolução para a economia brasileira. “Nós estamos falando de uma quebra de paradigma grande. Você deixa de ser consumidor de energia e passa a ser produtor e consumidor, passa a ser prosumidor”. Segundo Raphael Vale, a Coober foi idealizada no período entre a publicação da mudança da resolução, em 24 de novembro, e a data em que entrou em vigor. “A linha do tempo da Coober é muito rápida. Dia 24 de fevereiro constituímos a cooperativa, em abril definimos o terreno, em maio recebemos um estudo de viabilidade”. Ele explica que esse estudo de viabilidade foi fornecido pela Confederação Alemã das Cooperativas que enviou um consultor e um técnico para avaliar a produção de energia no local escolhido. “Em julho começaram as obras, em agosto estava pronta a microusina”, complementa. Ainda no ano de 2016, os cooperados já começaram a colher os frutos do investimento e no mês de dezembro receberam os primeiros créditos em forma de desconto nas contas de energia elétrica. Atualmente, dos 23 cooperados, 21 receberam o crédito e praticamente só pagam o custo de disponibilidade. “Os dois cooperados que não foram beneficiados não possuem unidade de consumo na área de abrangência da distribuidora local”, explica Raphael. A Aneel estima que, no ano de 2024, mais de 1,2 milhão de consumidores passarão a produzir sua própria energia, o equivalente a 4,5 GW de potência instalada, mas para o cooperado Raphael Vale, ainda há alguns desafios a serem enfrentados para que esta estimativa seja alcançada. “O setor financeiro tem que entender que a geração distribuída de energia precisa dele para se expandir. E aí eu acredito mais uma vez no modelo cooperativo. As cooperativas de crédito estão aí e estão aptas a financiar”, conclui. (Agência Brasil – 01.03.2017) 8 Pesquisa da Embrapa identifica microalgas que geram biocombustíveis Pesquisa de biocombustíveis realizada em Brasília pela Embrapa Agroenergia identificou espécies de microalgas que podem ser cultivadas em resíduos líquidos de processamento em agroindústrias, gerando matéria-prima renovável. Além dos combustíveis, podem ser gerados, entre outros produtos, rações e cosméticos. Os estudos duraram três anos e também identificaram espécies na biodiversidade brasileira. Os estudos utilizaram a vinhaça, formada na produção de açúcar e etanol de cana, e o pome (palm oil mill effluent), gerado no processamento de dendê, aproveitado na fertirrigação das plantações. De acordo com técnicos da Embrapa, utilizá-los como meio para produzir microalgas deverá agregar valor às cadeias produtivas da cana e do dendê, produzindo mais biomassa e óleo para obter energia e bioprodutos. A produtividade pode ser de dez a 100 vezes maior que de cultivos agrícolas tradicionais. Isso chamou a atenção de setores que necessitam de grandes quantidades de matéria-prima, como biocombustíveis. Segundo a Embrapa Agroenergia, já existem no Brasil pelo menos quatro empresas produzindo microalgas: duas no Nordeste, com foco em nutrição humana e animal, e outras duas no interior de São Paulo, atendendo indústrias de cosméticos e também de rações, além de projetos para tratamento de efluentes. (Agência Brasil – 05.03.2017) 9 Brametal diversifica atuação e entra no segmento de geração solar Maior fabricante de torres para linhas de transmissão do Brasil, a Brametal planeja entrar na cadeia de geração de energia solar. A companhia firmou parceria com a Araxá Solar para fornecer equipamentos para usinas solares de grande porte. A empresa espera que a medida contribua para um aumento de 10% a 15% do faturamento em 2018. Para este ano, a expectativa é que o faturamento bruto fique em linha com 2016, de cerca de R$ 470 mi. A parceria com a Araxá consiste no desenho e fabricação de trackers para grandes usinas solares. O tracker é uma estrutura metálica inteligente que suporta o painel fotovoltaico e que o direciona de acordo com a posição do sol, ampliando a capacidade de produção de energia da usina. "Em vez de fazermos acordo de transferência de tecnologia, resolvemos desenvolver uma solução própria", afirma Ricardo Brandão, diretor da Brametal. Ele ressalta que a solução desenvolvida em parceria com a Araxá Solar tem um diferencial importante, por ser 100% nacional, o que a enquadra na linha Finame (para financiamento de máquinas e equipamentos) do BNDES. Os suportes chegam a representar até 15% do custo total da usina solar. Segundo o presidente da Araxá Solar, Rodolfo Pinto, os suportes desenvolvidos pelas duas empresas serão customizados às necessidades dos geradores. Além de implantação de soluções turn-key (em que o fornecedor entrega o projeto concluído, pronto para ser operado), a Araxá realiza estudos e consultorias especializadas, tanto para a viabilidade e estruturação dos projetos como para o desenvolvimento de projetos básico e executivo e engenharia do proprietário. (Valor Econômico – 06.03.2017) 10 Usinas a biomassa com florestas dedicadas não devem sair do papel Quase quatro anos após serem contratadas no leilão de energia nova A-5 de 2013, as grandes usinas térmicas movidas a cavaco de madeira de eucalipto, de florestas dedicadas, enfrentam dificuldades para sair do papel. Com 150 MW cada, os projetos Canto do Buriti (PI) e Campo Grande (BA), apresentavam na época um novo modelo de negócio, com plantio de florestas voltado exclusivamente para o abastecimento das usinas. A Canto do Buriti, porém, está em processo de revogação da autorização, enquanto a Campo Grande tem uma viabilidade considerada “baixa” pela fiscalização da Aneel. A primeira não chegou nem a assinar os contratos de comercialização de energia no ambiente regulado, tampouco possuía parecer de acesso ou contrato de conexão ao sistema de transmissão. A questão vem à tona no momento em que se discute, na esfera federal, a "limpeza" dos contratos considerados inviáveis, especialmente os contratados em leilões de energia de reserva, como forma de reduzir a sobreoferta de energia e ter um quadro mais realista do que pode ser disponibilizado para o sistema elétrico. (Agência CanalEnergia – 03.03.2017) 11 Módulo fotovoltaico HIT da PanasonicTM adotado para o novo Prius PHV da Toyota Motor A Panasonic Corporation anunciou hoje que desenvolveu recentemente o "Módulo fotovoltaico para automóveis HIT TM", que foi adotado pelo novo Prius PHV lançado em fevereiro de 2017 pela Toyota Motor Corporation (denominada daqui por diante Toyota Motor). Além disso, foram adotadas as baterias automotivas de íons de lítio prismáticas da Panasonic para as baterias do propulsor, assim como no Prius PHV lançado em 2012. A Panasonic Corporation trabalhou no desenvolvimento de novas aplicações para células solares por meio do uso efetivo de tecnologias de alto desempenho e confiabilidade, e conhecimento que foi acumulado ao longo das etapas de desenvolvimento, fabricação e venda de módulos fotovoltaicos para uso residencial, público e industrial. As células solares da Panasonic têm uma estrutura única que combina um substrato cristalino de silício com uma película de silício amorfa, e apresenta uma alta eficiência de conversão e excelentes características térmicas. Células solares automotivas convencionais podem gerar até várias dezenas de watts e têm sido usadas apenas para a carga auxiliar de baterias de 12 V e para fontes de energia para a ventilação de carros estacionados. Além disso, a Panasonic desenvolveu tecnologias para laminar vidro curvo tridimensional para se adaptar ao elegante design da carroceria do novo Prius PHV, conseguindo instalar os módulos no teto sem prejudicar o design avançado. Eventualmente, isto contribuirá para a melhoria do desempenho ambiental do veículo. A Panasonic se esforçará para expandir o uso do "Módulo fotovoltaico para automóveis HITTM" e contribuirá para com a criação de uma sociedade ambientalmente sustentável no campo automotivo, assim como nos campos residencial e industrial. (O Estado de São Paulo – 03.03.2017)
Gás e Termelétricas 1 Petrobrás tenta reverter perda milionária com gás Mudança em conta de fornecimento de gás para o Norte pode ter impacto de R$ 830 milhões A intervenção da Aneel em uma intrincada conta de fornecimento de gás para a Região Norte do País poderá resultar em um prejuízo neste ano estimado pela própria estatal em R$ 830 milhões. O rombo financeiro, conforme apurou o ‘Estado’, está atrelado a mudanças nas regras do fornecimento de gás que a Petrobrás faz anualmente para a Amazonas Energia, distribuidora do grupo Eletrobrás que abastece Manaus e demais cidades da Região Norte do País. Na semana passada, em uma tentativa de reverter a situação, a Petrobrás encaminhou um “pedido de reconsideração” à Aneel. A principal queixa da petroleira diz respeito a alterações que foram feitas no volume de gás contratado pela Amazonas Energia. Pelo acordo assinado entre as empresas em 2006 – que passou a vigorar em 2010 –, a Petrobrás tem de abastecer as usinas da Amazonas Energia com um volume fixo de 5,5 milhões de m³ de gás por dia, pelos próximos 20 anos. Esse pagamento é feito com um subsídio obtido pela Amazonas Energia, por meio da cobrança de um encargo na conta de luz, a chamada CDE, que tem seu orçamento fiscalizado e definido pela Aneel. (O Estado de São Paulo – 04.03.2017) 2 Aneel reajustou volume de gás que entende necessário para as usinas Ao definir o orçamento da CDE e normatizar os subsídios incluídos no encargo neste ano, a Aneel reajustou o volume de gás que entende necessário para as usinas e definiu que a quantidade que será coberta pelo encargo será de 4,1 milhões de m³ por dia. Nas contas da Petrobrás, isso vai lhe custar R$ 600 milhões. “Como pode um instrumento firmado em 2006 ser subvertido por uma nova interpretação conferida pela agência, após o transcurso do prazo de mais de dez anos de sua celebração? Onde está a estabilidade jurídica?”, questionou a Petrobrás, em documento ao qual o Estado teve acesso. Segundo a petroleira, o abastecimento fixado em 5,5 milhões de m³/dia é “direito adquirido” em contrato e “não pode sofrer afronta por lei, muito menos por ato administrativo”. Foi com base nesse volume de gás, disse a empresa, que se firmaram os investimentos para construir o gasoduto de 800 km que liga a cidade de Coari a Manaus, no Amazonas. O segundo rombo da Petrobrás diz respeito a um calote da Amazonas Energia, que chega a R$ 7,38 bilhões em dívidas já reconhecidas, em valores históricos. Neste ano, a Petrobrás tinha previsão de receber parcela R$ 230 milhões, mas o pagamento ficou fora do orçamento da Aneel. O Ministério de Minas e Energia, contudo, determinou a inclusão dessas parcelas no orçamento da agência. Procurada pela reportagem, a Petrobrás disse que não comentaria o assunto. A Aneel afirmou que, em reunião pública na terça-feira, vai discutir a inclusão da parcela da dívida no orçamento da CDE. Quanto à redução do volume de gás, disse que está em fase de fiscalização. (O Estado de São Paulo – 04.03.2017) 3 Petrobras e Total selam aliança de US$ 2,22 bi A Petrobras e a Total informaram que assinaram na última quarta-feira, 1º de março, os contratos de compra e venda de ativos e de colaboração estratégica nas áreas de exploração de petróleo e gás. O acordo envolve a transferência de participações em blocos de exploração no Brasil, entre eles dois em áreas do pré-sal (Iara e Lapa) e no exterior. Com as transações firmadas ontem, a Total pagará à Petrobras o valor global de US$ 2,225 bi, composto de US$ 1,675 bi à vista, pelos ativos e serviços, uma linha de crédito que pode ser acionada pela Petrobras no valor de US$ 400 mi, representando parte dos investimentos da Petrobras nos campos da área de Iara, além de pagamentos contingentes no valor de US$ 150 mi. O acordo prevê a cessão de direitos de 22,5% da Petrobras para a Total na área da concessão de Iara, no Bloco BM-S-11. Segundo a Petrobras, a parceria com a Total trará como benefícios a desoneração de investimentos e a incorporação de soluções tecnológicas para o seu desenvolvimento a serem estudadas em conjunto, maximizando a rentabilidade e o volume de óleo a ser recuperado. A BG E&P Brasil – companhia subsidiária da Royal Dutch Shell plc, com 25% e a Petrogal Brasil, com 10%, também fazem parte desse consórcio. A Petrobras continuará como operadora e a deter a maior participação nessa área, com 42,5%. O acordo também prevê a cessão de direitos de 35% da Petrobras para a Total, assim como a operação, na área da concessão do campo de Lapa, no Bloco BM-S-9, ficando a Petrobras com 10%. O campo de Lapa encontra-se em fase de produção, tendo iniciado sua operação em dezembro de 2016. A BG E&P Brasil – companhia subsidiária da Royal Dutch Shell plc, com 30% e a RepsolSinopec Brasil, com 25%, também integram esse consórcio. Segundo a Petrobras, a Total, como operadora deste campo, trará benefícios para o consórcio, ao incorporar sua experiência em projetos de águas profundas para as próximas fases do desenvolvimento desafiador de Lapa, que possui características distintas dos demais campos do pré-sal em operação. Para a Total, as novas parcerias com a Petrobras reforçam sua posição no Brasil, através da sua participação em novos campos da Bacia de Santos e da sua entrada na promissora cadeia de valor do gás natural. A Total é uma empresa integrada de energia, sendo uma das principais empresas internacionais do setor de óleo e gás natural e a segunda maior operadora de energia solar do mundo, com a SunPower. (Agência CanalEnergia – 02.03.2017) 4 GE estende contrato com termelétrica para US$ 1,1 bi A americana GE Power Services assinou um contrato de prestação de serviços com a Centrais Elétricas do Sergipe (Celse) no valor de US$ 216 mi, prevendo operação e manutenção (O&M), além de soluções digitais que poderão melhorar a eficiência da termelétrica Porto do Sergipe, que terá 1,516 mil MW de potência. O contrato é uma extensão do negócio fechado entre a GE e a termelétrica em outubro passado, envolvendo US$ 900 mi e o fornecimento de todos os equipamentos necessários para a construção da usina. Com isso, o contrato total da GE com a Porto do Sergipe vai para US$ 1,116 bi, ou R$ 3,458 bi, considerando o fechamento do câmbio de sexta-feira. A termelétrica Porto do Sergipe teve a energia contratada no leilão A-5 de maio de 2015 e tem previsão de entrada em operação em janeiro de 2020. A duração do novo contrato da GE com a Celse é de 25 anos, disse, em entrevista ao Valor, o gerente-geral da GE Power Services para a América Latina, Ramon Paramino. Segundo ele, as tecnologias que serão implementadas vão permitir a otimização da usina em seu nível mais elevado. Dessa forma, será possível alcançar uma taxa de disponibilidade de até 96,5%. O contrato inclui ainda soluções de segurança, que mantêm os dados do cliente seguros e impedem ataques cibernéticos. “Achamos que, desde a integração da Alstom, temos expertise em geração, e podemos ter soluções completas. Poucas companhias podem fazer isso", disse Paramino. Ele destacou que, com a tecnologia da GE, será possível monitorar a termelétrica e analisar os dados operacionais. "Podemos elevar a performance da unidade a outro nível", afirmou, completando que isso permite que seus clientes maximizem os retornos. "Vemos que o mercado brasileiro está se recuperando", disse Paramino. Segundo ele, a GE vê o país como um mercado "muito importante" e está comprometida a ajudar o país a melhorar sua geração de energia. (Valor Econômico – 02.03.2017) Economia Brasileira 1 Mercado reforça projeção para inflação, juro e câmbio, traz Focus Os analistas do mercado financeiro não mudaram suas estimativas para inflação, juros e câmbio, de acordo com o último boletim Focus do BC. Havia uma expectativa em torno das novas projeções após a divulgação da ata do Comitê de Política Monetária (Copom), na semana passada, que reforçou a ideia de que o BC poderia acelerar a queda do juro básico, dependendo de variáveis como a expectativa de inflação. No Focus apresentado nesta segunda-feira, foi mantida a projeção de alta de 4,36% no IPCA em 2017 e de 4,50% em 2018. Os analistas fizeram uma ligeira revisão para baixo na expectativa para o resultado do IPCA de fevereiro, que será divulgado nesta semana, de 0,44% para 0,43% de aumento. Para a Selic, as previsões de taxa a 9,25% ao fim deste ano e a 9% no encerramento de 2018 também seguiram as mesmas. A taxa está, atualmente, em 12,25%. Ficaram inalteradas ainda as projeções para o câmbio, de dólar a R$ 3,30 no término deste calendário e a R$ 3,40 no fim do próximo ano. Os analistas Top 5 - que mais acertam as previsões - mantiveram as estimativas de médio prazo para o IPCA em 4,05% e 4,24% de aumento neste ano e no próximo, mas reduziram suas expectativas para a Selic, de 9,50% para 9% em 2017 e de 9,25% para 8,75% em 2018. (Valor Econômico – 06.03.2017) 2 Juros futuros de longo prazo têm maior alta em três meses Os juros futuros de longo prazo tiveram nesta quinta-feira a maior alta em três meses, puxados pelo salto dos “yields” (retorno ao investidor) dos Treasuries - títulos do Tesouro americano - e do dólar diante do fortalecimento de expectativas de aperto monetário nos EUA já neste mês. As taxas de curtíssimo prazo ficaram perto da estabilidade ou tiveram a alta limitada, influenciadas pela ata do Copom, que manteve à mesa chances de aceleração de corte da Selic no Copom de abril. De forma geral, analistas viram a ata como um fator a endossar a sinalização de que a Selic pode cair mais. Por outro lado, ficou a impressão de que o colegiado do BC quis resguardar algum grau de flexibilidade, devido a incertezas com a política monetária americana e o ajuste fiscal no Brasil, por exemplo. Goldman Sachs e BofA viram a ata como “dovish” (voltada ao afrouxamento monetário). Para o economista sênior do Haitong Brasil Flávio Serrano, ao manter “em aberto” na ata o cenário para intensificação do corte de juros, o BC acabou dando mais argumentos para uma redução mais intensa da Selic. “O BC concentrou a discussão sobre a intensificação, e não na extensão do ciclo. Isso significa que ele considera de fato acelerar o ritmo de cortes”, afirma. Por ora, porém, o economista do Haitong mantém estimativa de corte de 0,75 ponto percentual na próxima decisão de política monetária, nos dias 11 e 12 de abril. Serrano entende que em abril é provável que esses elementos ainda não estejam tão claros, mas que na reunião de maio, nos dias 30 e 31, haverá elementos para o BC tomar a decisão sobre cortar em 1 ponto percentual ou manter o atual ritmo. (Valor Econômico – 02.03.2017) 3 FGV: Indicador de incerteza da economia é o menor desde maio de 2015 4 Para analistas, PIB caiu 0,6% no 4º tri, menos que no anterior Com resultados ainda negativos em praticamente todos os componentes, o PIB do país encerrou o último trimestre de 2016 com queda de 0,6% sobre os três meses imediatamente anteriores, feito o ajuste sazonal, de acordo com a média de 23 estimativas colhidas pelo Valor Data com consultorias e instituições financeiras. A retração é ligeiramente menor que a observada entre julho e setembro, de 0,8%, na mesma comparação. As projeções para o dado que será divulgado amanhã pelo IBGE variam de recuo de 0,4% a contração de 0,9%. No ano, a economia deve ter encolhido 3,5%, após cair 3,8% em 2015. Para os primeiros três meses de 2017, a média de 15 projeções indica alta de 0,2% para o PIB, a primeira após oito trimestres consecutivos de queda. A avaliação de que a atividade inverterá o sinal já neste início de ano, porém, não é consenso: há duas estimativas negativas e duas que preveem estabilidade. Do lado da oferta, os principais responsáveis pela retração do PIB no quarto trimestre de 2016 serão a indústria e os serviços, para os quais se espera contração de 0,7% e de 0,6%, nessa ordem, no confronto com o trimestre encerrado em setembro. O primeiro setor, impulsionado pelas exportações de veículos especialmente em novembro e dezembro, apresentará desempenho ligeiramente melhor do que o observado de julho a setembro, quando caiu 1,3%. Os serviços, que sofrem os efeitos negativos defasados do desemprego e da menor disponibilidade de renda, ainda devem recuar na mesma magnitude do terceiro trimestre. (Valor Econômico – 06.03.2017) 5 Inflação apresenta dinâmica favorável e BC espera IPCA de 3,8% em 2017 O Copom avaliou que a inflação apresenta dinâmica favorável, com sinais de menor persistência. Além disso, o processo de queda de preços está mais difundido na economia e indica desinflação nos componentes mais sensíveis ao ciclo econômico e à política monetária, como o preço dos serviços. “Isso aumenta a confiança na sua continuidade”, afirmou o colegiado do BC na ata da reunião da semana passada, divulgada nesta quintafeira. O Copom também chamou a atenção para a queda no preço dos alimentos, movimento que constitui choque de oferta favorável e que pode ter efeitos secundários na inflação. “Notadamente, pode contribuir para quedas adicionais das expectativas de inflação e da inflação em outros setores da economia”, afirmou o colegiado no trecho da ata dedicado a avaliar o balanço de riscos. Todos os participantes do comitê concordaram que as perspectivas para a inflação evoluíram de maneira favorável e, em boa parte, em linha com o esperado desde a reunião do Copom em janeiro. “O amplo conjunto de medidas de núcleo da inflação acompanhado pelo Copom aponta para inflação em níveis compatíveis com a meta de 4,5% para 2017 e 2018. As expectativas de inflação seguem ancoradas”, informou o documento. No cenário em que a Selic fica estável em 13% e o câmbio permanece em R$ 3,10 - que o BC evitou classificar expressamente de cenário de referência -, a estimativa para o IPCA em 2017 está em 3,8% e, para 2018, em 3,3%. Na ata anterior, essas projeções estavam em torno de, respectivamente, 4% e 3,4%. Já no cenário de mercado, que considera câmbio entre R$ 3,30 e R$ 3,40 e Selic em 9,5% neste ano e em 9% em 2018, a projeção para o aumento do IPCA se situa em 4,2% neste calendário e fica estável em 4,5% para o próximo ano. (Valor Econômico – 02.03.2017) 6 IPC-Fipe termina fevereiro com deflação de 0,08% O IPC-Fipe registrou queda de 0,08% no fim de fevereiro, após deflação de 0,05% na terceira quadrissemana do mês. Em janeiro, o indicador tinha subido 0,32%. Com o resultado, o IPC-Fipe acumula alta de 0,24% no ano e de 4,43% em 12 meses. Quatro das sete classes de despesas do indicador registraram deflação na última apuração de fevereiro. O grupo Alimentação foi o que mais influenciou a retração do IPC-Fipe ao sair de baixa de 0,61% para recuo de 0,69%. Ele teve impacto negativo de 0,17 ponto percentual na formação do índice. Transportes passaram de decréscimo de 0,08% para queda de 0,17% e tirou outro 0,025 ponto do IPC-Fipe. Despesas pessoais também aprofundaram a deflação, de 0,02% para 0,13% da terceira para a quarta quadrissemana e contribuíram com -0,018 ponto. Vestuário amenizou a queda, de 0,48% para 0,42%, mas ainda assim tirou 0,028 ponto do IPC. Houve abrandamento no ritmo de alta em Educação (1,86% para 0,13%) e Saúde (de 0,81% para 0,69%). Habitação avançou mais, de 0,13% para 0,36%. O IPC-Fipe mede a inflação para famílias com renda de até dez salários mínimos que vivem na cidade de São Paulo. (Valor Econômico – 03.03.2017) 7 IPC-S desacelera na quarta leitura de fevereiro, aponta FGV Hoje, às 10h46, o dólar comercial caía 0,28%, a R$ 3,1046, alinhado a outros mercados emergentes, após abrir em leve alta. Ontem, a cotação da moeda americana recuou 1,19%, a 3,1134, desvalorização mais intensa desde 4 de janeiro (queda de 1,29%). (Valor Econômico – 03.03.2017 e 06.03.2017)
Internacional 1 Chile recebe US$ 100 milhões do BID para investimentos em energia sustentável O Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) concederá um empréstimo de US$ 100 milhões ao Chile, em apoio aos esforços do país para aumentar a eficiência energética e as energias renováveis e para a integração energética regional. O acordo, assinado em 1º de março, é de duas parcelas de US$ 50 milhões cada. O financiamento ajudará a aumentar a concorrência no mercado de energia, promoverá a eficiência energética e a diversificação do fornecimento de energia, com foco em energia limpa, além de expandir o comércio regional e o intercâmbio de energia. O Chile já elaborou planos para o futuro do sua matriz de energia, inclusive através de sua Lei de Transmissão de Energia Elétrica. O país trabalha para garantir uma capacidade de transmissão adequada em apoio ao desenvolvimento de um mercado competitivo, e também para permitir que a eletricidade limpa vá do local de geração para as regiões onde é necessária. Um passo importante nessa direção é a próxima interconexão da Rede Interligada do Norte (SING) com a rede do Sistema Interligado Central (SIC). O Chile pretende produzir um quinto do seu poder a partir de fontes de energia renováveis até 2025. (Brasil Energia – 03.03.2017) 2 GE Current anuncia novo presidente para América Latina A Current, powered by GE, startup de energia da GE, anuncia Pascoal Koutras como presidente para a América Latina. Entre os desafios assumidos por Pascoal estão a ampliação dos resultados estratégicos de Current, a diversificação do portfólio da companhia e também a integração de soluções de eficiência energética, como LED, energia solar e projetos digitais voltados para ambientes inteligentes. “Nosso objetivo é trabalhar próximo aos nossos clientes para analisar de forma personalizada o consumo de energia e fornecer dados sobre padrões e necessidades para aumentar sua produtividade e torná-los mais eficientes” explica o executivo. Em seu novo cargo, Pascoal também tem como objetivo ressaltar a importância de integrar aos novos sistemas de iluminação soluções digitais como forma de otimizar os ganhos e explorar ainda mais os benefícios proporcionados pelo uso da tecnologia LED. Sua trajetória na companhia começou em 2015 como Diretor Geral para o México, América Central e Caribe. Na posição, liderava uma equipe distribuída por toda a região para oferecer soluções mais econômicas e eficazes com uso da tecnologia LED, tanto para projetos de iluminação industrial, pública, varejista e corporativa. Brasileiro, Pascoal Koutras é formado em Engenharia Eletrônica, com especialização em Marketing e mestrado em Administração de Empresas. O executivo possui experiência profissional em gestão, vendas e marketing tendo atuado em diversos países da América Latina, como Chile, Colômbia, Panamá, Brasil e México. (Agência CanalEnergia – 02.03.2017) 3 Actis compra projetos da SunEdison na América Latina O fundo britânico Actis anunciou a compra de projetos da SunEdison na América Latina pelo valor de US$ 525 milhões. Assim a empresa lançou a Atlas Energias Renováveis na região que detém 1,5 GW em projetos solares fotovoltaicos. São 578 MW em projetos em operação, construção ou estágio avançado de desenvolvimento e cerca de 1 GW em estágio inicial. A operação foi assessorada pela Cela e envolveu projetos no Brasil, México, Uruguai e Chile. A estratégia de crescimento da Atlas tem como base desenvolvimento de parcerias bem como projetos próprios. A nova empresa é a quinta iniciativa de geração de energia do fundo na América Latina. A sede será em Santiago, no Chile, mas terá escritórios regionais no Brasil e no México. (Agência CanalEnergia – 02.03.2017) 4 Espanha quer atrair novos investimentos em renováveis 5 AES e gestora canadense compram empresa de energia solar A americana AES e a gestora canadense Alberta Investment Management Corporation (AIMCo) fecharam um acordo para compra da FTP Power (sPower), operadora e desenvolvedora de ativos de energia solar nos Estados Unidos, por US$ 853 mi, mais a assunção de US$ 724 mi em dívidas. Com a transação, a AES e a AIMCo ficarão, cada uma, com cerca de 50% da sPower, que está sendo vendida pela Fir Tree Parters. A sPower tem um portfólio que inclui 1.274 MW de projetos de energia solar e eólica em operação ou em construção, além de uma carteira de mais de 10.000 MW em projetos nos Estados Unidos. Os ativos operacionais ou em construção têm contratos de operação de tempo médio de 21 anos. Com o fechamento da operação, a AES terá 9.552 MW em projetos de energia renováveis em operação ou construção, incluindo solar, eólica, hidrelétricas e baterias para estocagem. A AES, que controla Eletropaulo e AES Tietê no Brasil, divulga seus resultados de 2016 na segunda-feira pela manhã. (Valor Econômico – 24.02.2017)
A empresa americana de energia AES Corporation, que controla no Brasil a distribuidora Eletropaulo e a geradora Tietê, entregou um prejuízo líquido de US$ 949 mi no quarto trimestre do ano passado, 11 vezes maior do que a perda registrada em 2015. O montante é atribuível aos controladores da companhia, base para distribuição de dividendos. A receita total da AES de outubro a dezembro somou US$ 3,54 bi, um crescimento de 10% sobre igual intervalo no ano anterior. Apenas no Brasil, a americana teve receita de US$ 994 mi no trimestre, alta de 28,2% também no comparativo anual. No acumulado de 2016, a AES teve prejuízo de US$ 1,13 bi, revertendo lucro em 2015, enquanto a receita de janeiro a dezembro foi de US$ 13,59 bi, queda de 4% ante um ano antes; só no Brasil, o faturamento foi de US$ 3,75 bi no ano passado, recuo de 2,7% na comparação anual. Segundo a empresa, um dos efeitos sobre o resultado do trimestre foram as margens mais baixas na unidade de negócios estratégicos americana, em grande parte devido a menores preços no atacado e menores contribuições de clientes regionais. Além disso, a unidade no Brasil refletiu o impacto do fim de um contrato de compra de energia da AES Tietê em 2015, assim como reversão de uma responsabilidade legal da Eletropaulo também em 2015, que beneficiou os resultados daquele ano. A AES também informou ter alcançado as estimativas de resultados financeiros colocadas para 2016, entre elas a de entregar um caixa líquido consolidado das atividades operacionais de US$ 2 bi a US$ 2,9 bi — a empresa fechou o ano com US$ 2,88 bi. Para 2017, a companhia elétrica espera obter um caixa líquido de US$ 2 bi até US$ 2,8 bi e um fluxo de caixa livre consolidado na faixa entre US$ 1,4 bi e US$ 2 bi. (Valor Econômico – 27.02.2017) 7 Engie registra prejuízo 91% menor em 2016 O grupo franco-belga Engie (ex-GDF Suez), que controla no Brasil a Engie Brasil Energia (antiga Tractebel Energia), diminuiu o prejuízo líquido de 2016 em 91% na comparação com o ano anterior — saindo de uma perda de 4,62 bi de euros em 2015 para 415 mi de euros no ano passado. Segundo as demonstrações financeiras divulgadas nesta quinta-feira, a receita da companhia de janeiro a dezembro de 2016 foi de 66,64 bi de euros, uma queda de 4,6% ante o ano anterior. De acordo com a elétrica, a queda na linha da receita acompanhou fatores com a taxa de câmbio, em especial com o movimento desfavorável de moedas como a libra esterlina e o real. Além disso, o menor preço de algumas commodities afetaram as atividades do segmento de gás natural, as vendas de gás e eletricidade e as atividades de exploração e produção de energia. A Engie também informou baixas contábeis de 3,7 bi no ano passado, em parte compensadas por ganhos em vendas de ativos. As baixas incluem provisões mais elevadas para as centrais nucleares na Bélgica. (Valor Econômico – 02.03.2017) 8 Vestas volta ao topo do ranking de fabricantes eólicos, diz BNEF A Vestas recuperou o primeiro lugar no ranking anual de fabricantes de turbinas eólicas, segundo dados compilados pela Bloomberg New Energy Finance (BNEF). Aproximadamente 8,7GW de turbinas da companhia foram instaladas em 2016, cerca de 16% de todas as instalações eólicas onshore no ano passado. Segundo a BNEF, a Vestas retorna ao primeiro lugar graças a um forte impulso nos EUA. A fabricante continua buscando uma estratégia global, com projetos eólicos em operação em 35 países, mais do que qualquer outra fabricante de turbinas. A General Electric ficou em segundo lugar com 6,5GW, cerca de 0,6GW a mais do que em 2015. Embora a GE tenha perdido por pouco a sua tradicional liderança no mercado norte-americano para turbinas recém-contratadas da Vestas, a empresa conseguiu aumentar sua presença global para 21 países em 2016, de 14 em 2015. A Xinjiang Goldwind Science & Technology caiu do primeiro para o terceiro lugar, com 6,4GW instalados em 2016. Praticamente toda a capacidade da fabricante chinesa foi construída em seu mercado doméstico, onde a Goldwind ampliou ainda mais sua participação. A contração do mercado de turbinas da China teve um impacto claro sobre a Goldwind, pois as instalações gerais no país alcançaram 22,8GW em 2016, uma queda de 21% em relação ao recorde de 29GW em 2015. "O ranking deste ano mostra porque 2016 girou em torno de fusões na indústria de fabricantes de turbinas", disse David Hostert, chefe de pesquisa eólica na BNEF. (Agência CanalEnergia – 02.03.2017)
Biblioteca Virtual do SEE 1 NAHUR, André. “Eficiência energética: a oportunidade em meio ao aumento na conta de luz”. Folha de São Paulo. São Paulo, 5 de março de 2017. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. 2 RITTNER, Daniel. “Discussões aquecidas no mundo da energia”. Valor Econômico. São Paulo, 3 de março de 2017. 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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