l IFE: nº 4.413 - 26 de setembro 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
Regulação e Reestruturação do Setor 1 GESEL: Visita ao Complexo de Lajes Nesta sexta-feira, dia 29 de setembro, o GESEL realizará visita técnica ao Complexo de Lajes, da Light Energia, no âmbito do “Curso de Conceitos Gerais do Setor Elétrico” que o Grupo ministra na Empresa de Pesquisa Energética (EPE). O curso é direcionado para o público-alvo de colaboradores da EPE sem formação específica em energia elétrica. (GESEL-IE-UFRJ – 26.09.2017) 2 MME: Horário de verão deste ano está mantido O governo decidiu manter o horário de verão em 2017. A medida foi confirmada hoje (25/9) pelo MME. Com a decisão, os moradores das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste deverão adiantar os relógios em 1 hora a partir do dia 15 de outubro. Na semana passada, o final de horário de verão chegou a ser cogitado pelo governo, após estudos mostrando perda na efetividade da medida, em razão das mudanças nos hábitos de consumo de energia. De acordo com o ONS, a temperatura é quem determina o maior consumo de energia e não a incidência da luz durante o dia, fazendo com que, atualmente, os picos de consumo ocorram no horário entre 14h e 15h, e não mais entre 17h e 20h. O governo informou que, para 2018, deve fazer uma pesquisa para decidir se mantém ou não o horário diferenciado nos próximos anos. (Ambiente Energia – 26.09.2017) 3 Aneel: ampliação de limite da microgeração hídrica para 5 MW em discussão A Aneel decide nesta terça-feira (26/9) se aumenta ou não o limite de potência para que microusinas hidrelétricas se enquadrem no sistema de conpensação tarifária da microgeração distribuída. Atualmente, são enquadrados empreendimentos de até 3 MW, conhecidas pela sigla CGH. A ideia seria elevar o limite para 5 MW, que vale para todas as outras fontes renováveis. O tema foi objeto de audiência pública entre 6/7 e 4/8. O resultado da audiência será discutido em reunião ordinária da diretoria da agência. Nota técnica aponta que foram recebidas 91 contribuições de 51 agentes. Desse total, 37% tratam-se de solicitações de modificação na norma que fogem do tema da audiência. Das 63 contribuições aplicáveis, 79% foram contra a alteração na regra, por conta da estabilidade regulatória. Os 21% restantes referem-se a contribuições que defendem alterações na norma neste momento. Dessa forma, a área técnica entende que “não seria razoável que a agência atendesse especificamente à demanda pela elevação do limite aplicável à fonte hidráulica em detrimento de diversas outras solicitações ainda não tratadas pela Aneel em razão da necessidade de estabilidade regulatória e da previsão de revisão, para 2019”. Na resolução 687 de 2015 da agência, a última que atualizou as regras da micro e minigeração (instituída pela 482/2012), já está prevista uma revisão em 2019, que começaria a ser estudada e discutida no primeiro semestre de 2018. Caso, entretanto, a diretoria decida ampliar a capacidade máxima da microgeração distribuída hídrica antecipadamente, a recomendação técnica é que seja vedada a possibilidade de enquadramento de empreendimentos de geração previamente existentes. (Brasil Energia – 25.09.2017) 4 Abiape: Indefinição em decreto sobre valor de outorgas cria incerteza 5 Abiape: Menel argumenta que o valor do UBP seja definido por lei Entre os impactos, o mais significativo é o valor que será definido para o UBP. Da forma como está determinado, avaliou, o setor estará sujeito a uma decisão monocrática, mas que também passa pelo Ministério da Fazenda, pois os valores vão para o Tesouro Nacional. Menel apontou que seria mais adequado apontar qual seria esse custo por meio de uma lei em prol da segurança dos agentes, pois há possibilidade de negociação no processo de estabelecimento de lei. Esse valor poderia ser indexado a algum índice de dentro do setor que tenha correlação com a atividade, por exemplo, à Taxa Atualizada de Referência (TAR). “O setor queria um índice de correção que fosse previsível, mas na hora que passa para a Aneel, que tem decisão monocrática, há um grau de insegurança, perde a previsibilidade que, em suma, deve ser fundamental na formação do custo de produção, e essa é uma grande preocupação”, comentou o executivo. (Agência CanalEnergia – 25.09.2017) 6 Abiape: Outros agentes apoiam que haja maior previsibilidade no custo do UBP O presidente executivo da Associação Brasileira Pequenas Centrais Hidrelétricas e Centrais Geradoras Hidrelétricas, Paulo Arbex, aponta que o decreto veio para detalhar a lei e para incluir mais taxas sobre o segmento, quando trata da oferta de renovação da concessão ou autorização. Ele critica o texto, que impõe duas cobranças sobre as PCHs com o pagamento da UBP e da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH). O executivo da AbraPCH reclama ainda da falta de isonomia que o governo tem imposto às usinas hidrelétricas em comparação com as outras fontes. “O que define que água é bem público e o ar não é?”, questionou. Ele fez coro a Menel e defendeu que haja mais previsibilidade na questão da cobrança do UBP. Para o presidente executivo da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa, Leonardo Sant’Anna, de fato existe a necessidade de regulamentar a questão, mas a indefinição quanto ao valor a ser pago por cada usina mexe com a previsibilidade das regras, inclusive porque alguns agentes estão com as autorizações vencidas. “Delegar a definição futura à Aneel nos parece manter certo grau de incerteza para o empreendedor”, observa Santana. O executivo da Abragel acredita que faltou uma conversa prévia com os agentes e maior sensibilidade na construção dessa solução. Assim como Menel, ele acredita que ideal seria o uso de “alguma variável, de alguma métrica já existente no setor elétrico”, como já é feito no cálculo da compensação financeira. (Agência CanalEnergia – 25.09.2017)
Empresas 1 GESEL: leilão de usinas hidrelétricas da Cemig não beneficia consumidor O coordenador do GESEL - Grupo de Estudos do Setor Elétrico da Universidade Federal do Rio de Janeiro disse que a venda [das usinas hidrelétricas da Cemig] não deve ser benéfica ao consumidor. Nivalde de Castro afirmou que o Governo deveria pedir menos pela outorga para não inflacionar o custo da energia que será repassado: “você poderia fazer um leilão para cobrir somente custo de operação e manutenção. Em vez de obter R$ 11 bilhões, obteria R$ 4 bilhões, mas não oneraria a sociedade brasileira por mais 30 anos a um preço de energia mais caro, quando a energia gerada por essas usinas tem valor médio de R$ 40 e não de R$ 150”. (Jovem Pan – 26.09.2017) 2 Cemig: Estatal apresentará à União nova proposta de acordo por hidrelétricas, diz deputado A elétrica mineira Cemig vai apresentar uma nova proposta de negociação ao governo federal para tentar evitar a licitação da concessão de quatro hidrelétricas da empresa cujos contratos venceram, disse nesta segunda-feira o deputado federal Fábio Ramalho (PMDB-MG). O leilão da concessão das usinas está agendado para 27 de setembro, mas a Cemig vem tentando suspender o certame na Justiça ou por meio de um acordo. A União pretende arrecadar ao menos 11 bilhões de reais com a cobrança de bônus de outorga junto aos investidores que vencerem a disputa pelos ativos. Ramalho, que é coordenador da bancada mineira no Congresso Nacional, não antecipou os detalhes da proposta, mas disse que esta visa possibilitar à Cemig “preservar suas usinas”. (Reuters – 25.09.2017) 3 Cemig: Companhia vai emitir R$ 1 bi em ações Endividada e sem avançar no plano de venda de ativos, a estatal mineira Cemig anunciou que vai fazer um aumento de capital de até R$ 1 bi por meio da emissão de novas ações preferenciais e ordinárias. Segundo a companhia, a operação terá a finalidade de "robustecer a estrutura de capital e o caixa da companhia", ajudando a reduzir a alavancagem financeira. Para garantir que haverá demanda no mercado, a Cemig vai emitir ações com desconto de cerca de 20% em relação ao preço de fechamento de ontem, a R$ 6,57. O Valor apurou que a proposta não teve aprovação unânime no conselho de administração. A Andrade Gutierrez, sócia minoritária da companhia, já anunciou sua saída do capital da elétrica. Com o desconto no aumento de capital, sua fatia de 20% das ações ordinárias deve ser vendida por um valor mais baixo. O aumento de capital de R$ 1 bi se dará pela emissão de até 200 milhões de novas ações, sendo até 66,849 milhões de ordinárias (ON) e até 133,150 milhões de preferenciais (PN). Os atuais sócios da companhia terão preferência na subscrição da operação na proporção de suas participações, sendo 0,15887 de nova ação para cada uma que tiverem no dia da assembleia geral extraordinária (AGE) que vai tratar do assunto - convocada para 26 de outubro. Isso significa que o governo de Minas Gerais, que tem 51% das ações ordinárias, vai fazer um aporte de recursos na companhia. Segundo o diretor financeiro da estatal, Adézio Lima, o governo deve injetar R$ 230 mi na empresa. (Valor Econômico – 26.09.2017) 4 Cemig: R$ 2,6 milhões são destinados a projeto de eficiência no Minas Tênis Clube 5 AES Tietê: SPEs são compradas para construção de complexo solar Boa Hora A AES Tietê concluiu nesta segunda-feira a compra de três sociedades de propósito específico (SPEs), donas de autorizações para construção do complexo solar de Boa Hora. O valor total da aquisição foi de 75 milhões de reais, “sujeito a ajustes usuais em operações dessa natureza, o que as partes esperam que ocorra em 45 dias após a data do fechamento da operação, pago com recursos disponíveis em caixa”. Conforme o fato relevante, o complexo solar foi outorgado no 8º Leilão de Energia de Reserva em 13 de novembro de 2015, com energia contratada por 20 anos a 291,75 reais por MWh, com início de operação previsto para 1º de novembro de 2018. As três SPEs vendedoras de ações são European Energy, Eólica Tecnologia Ltda e Solar Tecnologia. (Reuters – 25.09.2017) 6 AES Tietê: Empresa compra complexo solar do Grupo Cobra A AES Tietê celebrou um acordo para ficar com o complexo Bauru Solar, do espanhol Grupo Cobra, que tem 180 megawatts-pico (MWp) de potência, por até R$ 650 mi. O projeto, que está em fase avançada de construção, deve entrar em operação até maio do ano que vem. A aquisição vai contribuir com a estratégia de crescimento da AES Tietê, que tem como objetivo compor 50% de seu Ebitda com fontes não hidráulicas até 2020. Além disso, a localização do complexo solar no estado de São Paulo deixará a companhia mais próxima de cumprir a obrigação de expansão da geração no estado, disse ao Valor o presidente da empresa, Ítalo Freitas. Quando a AES adquiriu a Cesp Tietê do governo de São Paulo, há quase 20 anos, assumiu também a obrigação de expandir seu parque gerador em São Paulo em cerca de 400 MW. Segundo Freitas, considerando este complexo solar, o parque Boa Hora - que está em processo de transferência da licença para o estado e deve ocupar a área próxima da hidrelétrica de Água Vermelha -, e outras PCHs, faltará apenas cerca de 100 MW em expansão. O prazo original para o cumprimento da expansão era até 2007, mas a companhia tem negociado com o governo paulista desde então uma prorrogação. "Já tem um tempo que precisamos concluir isso. O governo de São Paulo está muito aberto e vendo todo o investimento que estamos fazendo. Esse projeto mostra que temos toda a vontade de cumprir a obrigação", disse Freitas. (Valor Econômico – 26.09.2017) 7 AES Tietê mira em leilões e em expansão A AES Tietê está preparada para participar dos dois leilões de energia nova previstos para dezembro, do tipo A-4 e A-6. Segundo o executivo, a prioridade é contratar novos projetos de energia solar em São Paulo. A companhia tem a possibilidade de expandir o complexo Bauru Solar, além de ter outros 90 MW em Água Vermelha, adicionais aos 91 MW do contrato do parque solar Boa Hora. Depois de concluir a obrigação da expansão, a Tietê vai aumentar os esforços para diversificar as fontes de energia, voltando a olhar projetos de energia eólica. Quanto ao complexo Bauru Solar, localizado em Guaimbê, interior de São Paulo, o acordo prevê a aquisição em duas etapas. Na primeira, a AES Tietê vai investir até R$ 470 mi em debêntures a serem emitidas entre setembro de 2017 e março de 2018, por cinco SPEs subsidiárias do Grupo Cobra. Esses recursos serão utilizados para financiar a construção do complexo solar, que está, neste momento, na fase de instalação das estruturas metálicas. As placas solares, compradas na China, estão sendo trazidas ao Brasil. Num segundo momento, depois da conclusão da obra, a AES Tietê deve desembolsar outros R$ 180 mi, por meio de um aumento de capital nas SPEs do complexo solar. Com isso, vai comprar a participação acionária residual que o Grupo Cobra tiver no ativo. "É um negócio interessante. Será como nós emprestarmos o dinheiro em vários tranches. Ao final da construção, veremos as condições do projeto e vamos transformar essa dívida em propriedade do ativo", disse Freitas. O complexo solar teve autorização outorgada no leilão de energia de reserva (LER) realizado em 31 de outubro de 2014, com energia contratada por 20 anos ao preço médio de R$ 218,85 por megawatt-hora (MWh). Segundo Freitas, o projeto tem um retorno "adequado" às exigências dos investidores estrangeiros, "ao mesmo tempo em que traz o benefício de atender a obrigação da expansão". (Valor Econômico – 26.09.2017) 8 Equatorial: Emissão de debêntures e análise da S&P A Equatorial Energia prepara emissão de pelo menos R$ 400 milhões em debêntures de infraestrutura. Os papéis terão prazo de sete anos e taxa prefixada entre 0,1% e 0,5% ao ano, além do retorno do Tesouro IPCA com vencimento em agosto de 2024. Os recursos serão usados para implantação de linhas de transmissão. A Standard & Poors (S&P) analisou a proposta de emissão de debêntures da Equatorial Energia e atribuiu rating brA+ na escala nacional. A nota está um degrau abaixo do rating de crédito corporativo da companhia. Na visão da S&P, apesar de o grupo vir apresentando sólido desempenho financeiro, as métricas de crédito do grupo deverão mostrar certa deterioração nos próximos anos com os investimentos para construir as linhas de transmissão. “Em nossa opinião, essa deterioração se dará de maneira mais acentuada nos anos de 2019 e 2020, quando os investimentos nesses ativos devem se concentrar, mas com rápida recuperação em 2021, ano em que a maioria das linhas de transmissão já estará em operação”, escreveu a S&P em relatório divulgado nesta segunda-feira, 25 de setembro. (Valor Econômico – 26.09.2017 e Agência CanalEnergia – 25.09.2017) A CPFL modificou o retorno dos R$ 700 milhões em debêntures de infraestrutura. O bookbuilding passa de 25 de setembro para 5 de outubro. Para a primeira série, os juros serão limitados à taxa interna do Tesouro IPCA 2022, subtraída de 0,05%, e uma taxa máxima de IPCA mais 4,42%. (Valor Econômico – 26.09.2017) 10 Coelce: Distribuidora estuda emitir dívida para captar R$ 500 mi A Coelce, distribuidora de energia elétrica do Grupo Enel com atuação no estado do Ceará, estuda captar R$ 500 milhões no mercado de capitais, via emissão de dívida. A documentação passará por análise prévia da Associação Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiro e de Capitais (Anbima). Caso seja concretizada, a operação será a quarta emissão de debêntures da companhia, segundo comunicado protocolado na Comissão de Valores Mobiliários na última sexta-feira, 22 de setembro. No comunicado, a Coelce não qual será o destino dos recursos. Sabe-se que a debêntures serão do tipo simples, não conversíveis em ações, com garantia quirografária. Esse tipo de garantia não oferece privilégio ou preferência sobre o ativo do emissor. O debenturista concorre em igualdade de condições com outros credores não preferenciais, em caso de falência da companhia. O valor de emissão é limitado ao capital social integralizado da companhia emissora. Ainda sem data para ser realizada, as debêntures poderão ser emitidas em até duas séries, em regime de colocação pública. “Oportunamente, será publicado aviso, nos termos do artigo 53 da Instrução CVM 400, contendo informações sobre: as demais características da oferta; os locais para obtenção do prospecto preliminar da oferta; as datas estimadas e locais de divulgação da oferta; e as condições, o procedimento e a data para realização do procedimento de coleta de intenções de investimento”, diz o documento assinado Aurélio Ricardo Bustilho de Oliveira, diretor Financeiro e diretor de Relações com Investidores da empresa. (Agência CanalEnergia – 25.09.2017) 11 Energisa MS: Companhia obtém êxito no mercado de capitais e coloca R$ 300 milhões no caixa A concessionária de energia elétrica Energisa Mato Grosso do Sul concluiu com sucesso a operação de captação de recursos para reforço do capital de giro da companhia. A empresa conseguiu captar junto a investidores do mercado de capitais R$ 300 milhões, com a missão de 30 mil debêntures simples, não conversíveis em ações, com valor nominal de R$ 10 mil por título. Segundo comunicado enviado à Comissão de Valores Mobiliários (CVM), a operação foi realizada no dia 15 de setembro. Os títulos têm vencimento em 15 de setembro de 2022, com remuneração de 107,5% do CDI (Certificado de Depósito Interfinanceiro). A empresa ofereceu dois tipos de garantia: quirografária, ou seja, o debenturista concorre em igualdade de condições com outros credores não preferenciais, em caso de falência da companhia; e fidejussória, fiança prestada geralmente pelos acionistas controladores ou por empresa ligada ao grupo. (Agência CanalEnergia – 25.09.2017) 12 CEA: Falta energia elétrica em distrito de Macapá até 5 dias na semana, diz morador As reclamações sobre interrupção do fornecimento de energia no Bailique, distrito ribeirinho localizado a 180 quilômetros de Macapá, são constantes. Na sexta-feira (22), a interrupção chegou a oito horas seguidas. Segundo um morador, a oscilação causa prejuízos aos comércios e casas. “Em uma semana a gente fica sem energia durante quatro ou cinco dias. Quando temos energia direto à noite, agradecemos”, disse o morador José Ribamar Loredo. A Companhia de Eletricidade do Amapá (CEA) informou que a instabilidade do solo, ocasionada pelo fenômeno das terras caídas, prejudica a estabilidade da rede e do fornecimento da energia elétrica para a região. De acordo com Loredo, a comunidade está indignada porque estaria sem assistência técnica eficiente da CEA. Ele recorda que já perdeu equipamentos elétricos devido as constantes quedas de energia. A CEA detalhou que há um estudo para melhorar o fornecimento de energia no Bailique, em parceria com o Instituto de Pesquisas Cientificas e Tecnológicas do Estado do Amapá (Iepa). A orientação do Iepa, informou a CEA, é que os postes sejam instalados a mais de 100 metros das margens do rio e que o material de concreto seja substituído por fibra de vidro, que flutua na água e pode ser reaproveitado. Mas a orientação ainda está em fase de discussão. (G1 – 25.09.2017) 13 Ômega Geração: Mudança na Diretoria Financeira A Ômega Geração anunciou mudança no comando da sua Diretoria Financeira. Ricardo Alberto Oliveira dos Santos deixará a companhia após mais de três anos no cargo e será substituído pelo economista Marcelo Habibe a partir de 1º de outubro, conforme aprovação do Conselho de Administração da empresa. Habibe conta com mais de 15 anos de experiência na área financeira, tendo passado por companhias como Brookfield, Vale e Fibria Celulose. Ainda nesta segunda-feira (25), a companhia anunciou a contratação do banco BTG Pactual para exercer a função, já a partir de hoje, de formador de mercado de ações ordinárias da companhia negociadas no âmbito da bolsa B3. A atuação se dará pelo período de 12 meses, prorrogável mediante acordo por escrito entre as partes, com o objetivo de fomentar a liquidez dos papeis. (Agência CanalEnergia – 25.09.2017)
Leilões 1 Participação de solar do leilão de reserva de 2015 é anulada pela justiça Mais uma usina solar contratada em leilão pode ter sua outorga revogada, mas não por dificuldade financeira para sua viabilização e sim porque caiu liminar que assegurava sua participação na concorrência. Negociada no leilão de reserva de novembro de 2015, o último a contratar energia da fonte, a usina Nova Cruz (30 MW, RN), da ADX Consultoria e Engenharia, só participou da concorrência porque estava amparada por uma decisão da 29ª Vara Federal do Rio de Janeiro. Na fase de cadastramento para o leilão, a EPE identificou inconformidade no projeto e chegou a abrir, por três vezes, novos prazos para correção dos dados, finalmente inabilitando a usina. A ADX alegou à Justiça que não conseguiu acesso ao sistema da EPE para realizar as alterações e, com liminar, conseguiu não só participar do leilão como negociar a energia do projeto por R$ 292/MWh. Desde então, a EPE vinha tentando reverter a decisão. Em agosto, o TRF-2 reconheceu a atuação correta da EPE na análise do processo de habilitação e revogou a decisão que lastreava a participação da ADX no leilão. A Aneel foi formalmente informada pela EPE e abriu processo na última semana para analisar os próximos passos. A usina deveria entrar em operação em novembro de 2018. O leilão no qual foi contratada é considerado o que tem menos chances de atrasar ou dar problemas: além de ter negociado energia com um prazo de entrega de três anos, ofereceu uma das tarifas mais sustentáveis para os projetos, em média a R$ 297/MWh. (Brasil Energia – 25.09.2017)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste diminuíram em 0,2% os níveis em relação ao dia anterior e se encontram com 26,2% da capacidade, segundo dados do ONS relativos ao último domingo, 24 de setembro. A energia armazenada está em 53.289 MW mês e a energia afluente em 63% da MLT. A usina de Furnas trabalha com 20,66% da capacidade e São Simão, com 30,70%. No submercado Nordeste, os reservatórios baixaram 0,1% para 9,9% da capacidade. A energia armazenada ficou em 5.136 MW mês no dia e a energia afluente está em 25% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. Sobradinho opera com 5,59% da capacidade. Na região Norte houve diminuição de 0,3% e os reservatórios operam com 37,4% da capacidade. A energia armazenada chegou a 5.629 MW mês e a ENA ficou em 58% da MLT. A hidrelétrica Tucuruí está com 59,56% da capacidade. Já no Sul do país os níveis recuaram em 0,3%, deixando os reservatórios com 39% da capacidade. A energia armazenada no dia ficou em 7.842 MW mês e a energia afluente está em 22% da MLT. A usina de Passo Fundo opera com 85,20% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 25.09.2017) 2 Consultoria Thymos Energia: Armazenamento médio deve ficar em 24% ao final de setembro Um clima bastante seco na área das hidrelétricas brasileiras e projeções de chuva abaixo da média nos próximos meses devem fazer com que o ano de 2018 comece já com pressão nas contas de luz, que poderão ter cobranças adicionais, segundo projeções oficiais e especialistas ouvidos pela Reuters. As preocupações vêm em um momento em que o governo já conversa sobre a possibilidade de promover uma campanha a partir da reta final deste ano com o objetivo de incentivar a população a reduzir o consumo, diante da perspectiva de custo elevado para atender à demanda em meio à menor oferta de geração hídrica. A consultoria Thymos Energia estima que o nível médio de armazenamento das hidrelétricas ao final de setembro deverá ser de cerca de 24%, praticamente o mesmo visto em igual época de 2001, quando o país precisou recorrer a um racionamento de eletricidade. A situação atual só não é pior porque o Brasil depende menos de energia hídrica do que no passado e conta com melhor infraestrutura de transmissão. (G1 – 25.09.2017) 3 Consultoria Thymos Energia: 2018 deve começar com bandeira vermelha ou amarela Com o clima seco, a perspectiva ainda é de demora na recuperação dos lagos das usinas mesmo com a retomada das chuvas, disse o analista de energia da Thomson Reuters, Claudio Vallejos, ouvido pela Reuters. "A baixa umidade do solo agrava a situação hídrica... temos o fim de setembro mais seco desde 2010 no Nordeste e no Sul, e o segundo mais seco desde 2010 no Sudeste e no Norte", apontou ele. Na prática, isso significa que é preciso mais chuva para recuperar o nível de armazenamento das usinas, uma vez que as primeiras precipitações serão absorvidas pelo solo excessivamente seco. Para o sócio da consultoria Thymos Energia, João Carlos Mello, a atual projeção de hidrologia desfavorável gera a perspectiva de que 2018 já comece com bandeira tarifária vermelha ou amarela nas contas de luz, o que eleva os custos para os consumidores. "Mesmo que venha uma chuvarada, um toró, tipo Arca de Noé, nem assim você consegue salvar, em termos de custo... vai ter um custo maior (para a energia) em 2018. Não sei se vai ser bandeira vermelha ou amarela, mas acho que não vai ser verde em 2018", disse Mello. Dessa forma, os consumidores e indústrias sofrerão com custo adicional mesmo no período úmido, em que deveria haver maior oferta hídrica. (G1 – 25.09.2017) 4 CCEE: Custo de operação deve ser alto até março ou abril de 2018 De acordo com projeções atualizadas nesta segunda-feira pela CCEE, o cenário hídrico desfavorável deve manter o custo de operação do sistema em níveis elevados até março ou abril de 2018. As projeções da CCEE são de que o custo de operação do sistema poderá exigir acionamento de bandeira vermelha nas contas de luz até ao menos novembro deste ano. Entre dezembro e março de 2018, com a chegada de alguma chuva, as simulações da CCEE indicam um custo de operação que significaria bandeira amarela nas contas de luz, em todas regiões. Ainda segundo as projeções da CCEE, a bandeira amarela ainda poderia ser acionada em abril devido a uma recuperação mais lenta esperada para as hidrelétricas do Nordeste. As simulações da CCEE apontam os reservatórios do Nordeste podem fechar novembro com apenas 7% de armazenamento. (G1 – 25.09.2017)
1 Câmara: Comissões aprovam proposta que define prioridades para águas da integração do rio São Francisco As Comissões de Desenvolvimento Urbano e de Minas e Energia aprovaram proposta que define os usos prioritários das águas originadas do processo de integração do rio São Francisco. Pelo texto, as águas deverão servir para atender, na ordem abaixo, as seguintes necessidades: abastecimento humano; dessedentação animal (mitigação da sede dos animais); irrigação agrícola; saneamento público; piscicultura; e demais usos. Por orientação do relator, deputado Afonso Florence (PT-BA), o texto aprovado é na maior parte um substitutivo acatado anteriormente pela Comissão de Integração Nacional, Desenvolvimento Regional e da Amazônia para o projeto de Lei 483/15, do deputado Adail Carneiro (PP-CE). O novo texto faz modificações pontuais no projeto original. Em relação à abrangência da medida, o substitutivo propõe a retirada da limitação geográfica aos estados do Nordeste, para permitir que as medidas previstas atinjam todos os estados impactados pelas obras de transposição do rio, como Minas Gerais. O texto também redefine a ordem de prioridades, colocando a dessedentação animal no segundo lugar da lista, para acompanhar a Lei da Política Nacional de Recursos Hídricos (9.433/97), que a posiciona como prioridade em situações de escassez de água, logo após o consumo humano. Por fim, o texto aprovado exclui o dispositivo que pretendia proibir o uso das águas da transposição para geração de eletricidade sem que antes fossem garantidas as utilizações prioritárias. (Agência Câmara – 25.09.2017)
Energias Renováveis 1 EDF: Quatro usinas solares da EDF em MG iniciam operação comercial Quatro usinas de energia solar fotovoltaica da francesa EDF Energies Nouvelles em Minas Gerais receberam autorização para iniciar a operação comercial a partir desta terça-feira. As usinas fazem parte do complexo Pirapora, no município mineiro de mesmo nome, e as unidades geradoras liberadas para produção somam uma capacidade instalada de quase 62 MW, segundo despachos da Aneel no DOU. A empresa ainda tem como sócia nas usinas a canadense Canadian Solar, fabricante de equipamentos que também ficou responsável por fornecer as placas fotovoltaicas dos empreendimentos. A EDF anunciou no final de 2016 e em meados deste ano a aquisição de uma fatia majoritária em usinas do complexo Pirapora junto à Canadian Solar. Todas as usinas que iniciaram operação nesta terça-feira têm contratos de venda da produção por longo prazo fechados em um leilão realizado pelo governo brasileiro em 2015 para viabilizar projetos solares. (Reuters – 25.09.2017) 2 SP: Cimenteiras utilizarão lixo como combustível As cimenteiras com unidades fabris no estado de São Paulo estão se movimentando para começar a usar resíduos sólidos urbanos como combustível em seus fornos de clínquer. Além de visarem com a medida ganhar pontos em suas políticas de sustentabilidade, aumentando a chamada pegada de carbono, a ideia é usar um combustível muito mais barato do que o coque de petróleo, o principal combustível do setor. A iniciativa foi possível graças à publicação da resolução 38, da Secretaria Estadual do Meio Ambiente, no último dia 2/6, que estabelece diretrizes e condições para o licenciamento e a operação da atividade de recuperação de energia proveniente do uso de CDRU, sigla para combustível derivado de resíduos sólidos urbanos. Antes da publicação, as cimenteiras só podiam utilizar como alternativa ao poluente coque resíduos industriais preparados e pneus inservíveis. A expectativa é a de que muitos aterros privados comecem a produzir os CDRUs com seus lixos, em sociedade com empresas especializadas que passariam a operar em suas instalações com plantas dedicadas para a preparação. A expectativa é a de que principalmente a Votorantim Cimentos, mas também a Intercement, consumam grande parte dos CDRUs, tendo em vista o plano agressivo de aumentar a participação de combustíveis alternativos das cimenteiras e a alta disponibilidade de resíduos domésticos. (Brasil Energia – 25.09.2017) 3 Atlético Mineiro: Time implantará usina solar de 1 MW em MG O Atlético Mineiro fechou uma parceria com a Solatio para implantar uma usina fotovoltaica em Jaíba, norte de Minas Gerais. O projeto terá área de três hectares de área total, com 3.840 módulos e potência nominal de 1 MW. A geração da usina representaria uma poupança de 10% do consumo total do clube, por 20 anos, anunciou o clube. A Solatio é patrocinadora do clube alvinegro desde fevereiro deste ano. (Brasil Energia – 25.09.2017) 4 Cemig: mapeamento de biomassa em Minas Gerais em preparação Com recursos de P&D da Aneel, a Cemig está na reta final da elaboração de um levantamento bastante abrangente do potencial de recursos de biomassa para geração de energia elétrica. O mapeamento foi iniciado em 2014 e vai, além de identificar as principais fontes e respectivas estimativas de volume, traçar metas de aproveitamento ao longo do tempo. Resíduos de cana e esterco bovino se destacam com oferta abundante em território mineiro, conforme apontam os dados coletados até o momento. Foram encontrados 52 empreendimentos que geram energia a partir da biomassa. Desse total, 82% utilizam o bagaço de cana. A maioria usa a energia para consumo próprio, podendo haver excedente eventual para negociação no mercado livre. No pacote de estudos da Cemig está previsto também o desenvolvimento de um aplicativo que permitirá aos interessados em geral fazer o cálculo da quantidade de energia que pode ser produzida, bastando fornecer área e tipo de cultura. O Triângulo Mineiro, Alto Paranaíba e Noroeste estão entre as regiões do estado com maior vocação para cogeração, devido à intensa atividade agropecuária. (Brasil Energia – 26.09.2017) 5 MME: garantias físicas de energia para eólicas da Enel Green na Bahia O MME definiu os valores médios do montante da garantia física de energia da usina eólica EOL Boa Vista da Lagoinha, segundo despacho publicado na última segunda-feira, 25 de setembro, no DOU. O valor estipulado foi de 17,9 MW para a usina de titularidade da Enel Green Power, localizada em Morro do Chapéu (BA) e com potência instalada de 30 MW. No mesmo município e também de titularidade da Enel Green está localizada a EOL Ventos de Santo Abraão, com potência instalada de 28 MW e que teve definido em 17,7 MW o montante médio da garantia física de energia. Outra usina contemplada pelo despacho do MME é a PCH Boa Vista II, com potência instalada de 29,9 MW em Varginha (MG), e que teve definido em 15,15 MW médios o montante de garantia física de energia. (Agência CanalEnergia – 26.09.2017)
Gás e Termelétricas 1 EPE: Oferta de gás deve aumentar em 16 milhões m³/dia até 2026 A oferta de gás natural no país deve ter um aumento de até 16 milhões de m³/dia até 2026, de acordo com projeções da Empresa de Pesquisa Energética. Em palestra realizada nesta segunda-feira, 25 de setembro, durante o “Seminário de Gás Natural” do Instituto de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, no Rio de Janeiro (RJ), o superintendente de Gás Natural e Biocombustíveis da estatal, Giovani Machado, explicou que o aumento da oferta da camada pré-sal será significativo no período. Na contrapartida do aumento da oferta virá a queda na importação da Bolívia, em uma redução que pode cair até 10 milhões de m³/dia nas futuras renovações de contratos. “Haverá a manutenção do contrato de 30 milhões de m³/dia até 2019 e nas renovações posteriores uma redução que poderá chegar a 10 milhões de m³/dia”, diz. Recentemente, a EPE lançou, em parceria com o IBP, uma nota técnica conjunta sobre o panorama de gás na Bolívia. Há a possibilidade de interconexão futura com os países vizinhos, mas isso ainda estaria atrelado ao andamento do mercado de gás não convencional, o shale gas, na Argentina. As projeções da EPE não captam a entrada do terminal de GNL no Sergipe na malha integrada. O terminal vai suprir a UTE Porto de Sergipe I (SE – 1.500 MW) que deve entrar em operação em 2020 e faz parte do complexo termelétrico Governador Marcelo Déda. Ainda segundo ele, há um debate sobre o impacto da demanda de gás caso toda a necessidade de complementação de geração por conta de ponta, sazonalidade ou intermitência seja suprida por gás natural. “É pouco provável que isso aconteça, estamos fazendo testes”, avisa. Esse cenário traz a discussão sobre qual o papel dos terminais de GNL. “Não está claro se há espaço para todos, dependeria da competitividade do gás”, observa. (Agência CanalEnergia – 25.09.2017) 2 "Gás para Crescer": Programa será encaminhado ao Congresso até o fim do ano Um projeto de lei ou medida provisória sobre o programa “Gás para Crescer” será encaminhado pelo governo ao Congresso Nacional até o fim do ano, disse nesta segunda-feira a diretora de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do MME, Symone Araújo. O texto criará novas regras para fomentar o setor no país, por meio da entrada de mais ofertantes e mais demandantes de gás. “A consolidação das propostas foi feita, e mandamos a proposta de aprimoramento para Casa Civil”, disse Symone, acrescentando que após isso ocorrer o texto será encaminhado ao Parlamento. “O encaminhamento vai ser neste semestre, esperamos a aprovação o mais rápido possível, mas a aprovação vai depender do movimento do próprio Congresso”, adicionou ela, ao afirmar que o governo ainda não definiu “o formato” para o encaminhamento, se MP ou projeto de lei. A diretora evitou estimar um prazo para o projeto ser aprovado pelos parlamentares. “O programa tem três grandes resultados: um novo desenho do mercado de gás, um aperfeiçoamento de regras tributárias e uma integração entre gás e o setor elétrico... hoje tem um ofertante de gás e poucos demandantes, e queremos muitos dos dois lados”, disse ela em evento do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP). Symone acrescentou que algumas medidas para estimular o setor de gás já são discutidas paralelamente ao programa, como a criação de um diferenciamento tributário para transporte de gás no Brasil. O debate está sendo feito dentro do Confaz, conselho que reúne os secretários de Fazenda dos Estados. (Reuters – 25.09.2017) 3 Pré-sal: Competitividade do gás dependerá do novo marco A competitividade do gás natural do pré-sal dependerá das regras do novo marco legal do setor. Cálculo apresentado nesta segunda-feira (25/9) pelo diretor senior da IHS Markit, Ricardo Pedregal, mostra que o preço do insumo, a partir da unidade de processamento de gás (UPGN) deve chegar a US$ 6,4 por milhão de BTU, mas, após passar pelo sistema de transporte até o city gate, poderá chegar a US$ 9,5 por milhão de BTU. Isso porque há o custo relacionado ao transporte que vai de US$ 1,5 a US$ 2, conforme as regras atuais. Mas com possível mudança na tributação, conforme discutido no Gás para Crescer, a competitividade pode ser maior. Isto porque o custo seria melhor equacionado, caso entre em vigor a nova proposta de cobrança do transporte na entrada e saída da molécula. Pedregal explicou que existem estudos de algumas empresas que pretendem usar o gás logo após sair da UPGN sem precisar passar pelo duto de transporte. Para ele, o insumo proveniente de campos como Carcará e Sagitário, que estão mais próximos dos pontos de conexão, além de não ter gás carbônico e alta pressão, pode ter um custo mais aderente à proposta do governo de usar térmicas na base para suprir a intermitência das fontes renováveis. O consultor, que participou do Seminário sobre Gás Natural do IBP, disse ainda que o ideal seria que o governo apostasse em uma inflexibilidade de 100% para dar mais competitividade ao gás destinado para a geração de energia elétrica na base, proporcionando incentivo à produção. (Brasil Energia – 26.09.2017) 4 Repsol: Empresa quer acelerar projeto de gás natural Ao mesmo tempo em que mira oportunidades de ampliar sua carteira de ativos no Brasil, a partir da 14ª Rodada de blocos exploratórios, de amanhã, a petroleira espanhola Repsol trabalha para tirar do papel um dos seus principais projetos no mundo: o megacampo de gás natural de Pão de Açúcar (BM-C-33), na Bacia de Campos. A intenção da companhia é iniciar a produção na primeira metade da próxima década e, para isso, concentra-se na confirmação das reservas e na captação de clientes que permitam viabilizar um dos principais projetos de gás do país. Sócia da Petrobras em dois dos principais campos do pré-sal (Sapinhoá e Lapa), a Repsol Sinopec, joint venture formada pelas petroleiras espanhola e chinesa, é, atualmente, a quarta maior produtora de óleo e gás do país, com uma produção da ordem de 100 mil barris diários de óleo equivalente, segundo dados da ANP. Presidente da Repsol Sinopec Brasil, Leonardo Junqueira, destaca que o consórcio responsável pelo projeto, operado pela Statoil, ainda está quantificando a reserva, mas que a estimativa é que o BM-C-33 tenha um potencial de produção de cerca de 15 milhões de metros cúbicos diários (m3 /dia) de gás. Junqueira pontua que Pão de Açúcar se trata de um projeto "complexo", já que o mercado de gás nacional ainda não é maduro. As mudanças regulatórias do mercado brasileiro, no entanto, prometem criar um ambiente favorável ao desenvolvimento do campo. "A alteração no marco regulatório do setor de petróleo, a alteração no marco regulatório de gás e a alteração no setor elétrico, somando tudo isso à transição para uma economia de baixo carbono, vão permitir a entrada de um projeto de gás não associado como Pão de Açúcar", disse. O executivo explicou, ainda, que fornecer o gás ao setor termelétrico é uma das alternativas avaliadas para viabilizar a produção local. (Valor Econômico – 26.09.2017) 5 MME: UTE Ceni e CGH Serra Velha é enquadrada junto ao Reidi O Ministério de Minas e Energia autorizou na última sexta-feira, 22 de setembro, o enquadramento ao Regime Especial de Incentivos ao Desenvolvimento da Infraestrutura do projeto da usina de geração termelétrica denominada UTE Ceni, compreendendo uma unidade geradora de 30.000 kW de capacidade instalada. As obras acontecerão no município de Nova Independência (SP) e o período de cumprimento do projeto é de março deste ano até janeiro de 2018, demandando investimentos na ordem de R$ 42,6 milhões, sem a incidência de impostos. Outro projeto enquadrado pelo ministério é relativo à CGH Serra, com sua unidade geradora de 990 kW de capacidade, localizada em Agrolândia (SC). O período de execução das obras vai de janeiro deste ano até dezembro de 2018, demandando recursos na ordem de R$ 5,4 milhões. (Agência CanalEnergia – 25.09.2017) 6 Engie Brasil: Software da Elipse otimiza desempenho operacional de termelétrica Instalado no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda (SC – 857 MW), o software Elipse E3 vem modernizando o sistema SCADA existente na usina Jorge Lacerda C – UTLC. A primeira etapa a ser vencida foi a de substituir o sistema originalmente instalado, responsável pelo controle das estações de trabalho (ETs). Um sistema que utilizava vários supervisórios, constituído por um ambiente gráfico baseado no software Full Graphics, com diversas rotinas desenvolvidas nas linguagens UNIX e C. Devido a estas variáveis, o sistema apresentava dificuldades de operação. Para contornar estas questões, em 2004, a Engie Brasil Energia, passou a utilizar o Elipse E3 junto à UTLC. Diferente do sistema antigo, a solução da Elipse Software permite agregar novas funcionalidades de forma confiável. Utilizando tecnologias provenientes de vários países europeus, o Complexo está conectado ao SIN. Além de gerar energia, é o maior consumidor de carvão mineral produzido na região carbonífera de Santa Catarina. O Complexo Jorge Lacerda utiliza, hoje, 10 cópias do E3 que são acessados via quatro salas de comando, sendo duas na UTLA, uma na UTLB e outra na UTLC. As unidades 1 e 2 da UTLA são controladas e monitoradas pelo E3, enquanto a 3 e 4 são apenas monitoradas. O software também permite monitorar o sistema de óleo lubrificante das turbinas, equipamentos responsáveis por acionar os geradores de energia das usinas, exibindo as temperaturas do óleo, pressões e status das bombas. (Agência CanalEnergia – 26.09.2017) 7 Eletrobras: Consultoria é contratada para definir modelo de retomada de Angra 3 A subsidiária de geração nuclear da estatal Eletrobras fechou a contratação de uma consultoria para viabilizar a conclusão da usina nuclear Angra 3, atualmente com a construção paralisada. Segundo publicação da Eletrobras Eletronuclear no Diário Oficial da União desta segunda-feira, a companhia pagará pelos serviços um valor global de 3,86 milhões de reais à A&M Capital Projects & Infraestrutura. A contratada deverá realizar “serviços de consultoria para estabelecer o novo modelo para retomara e conclusão do projeto de Angra 3, com viés econômico-financeiro e estrutura de gestão”, segundo a descrição no Diário Oficial. A contratação foi realizada sem licitação, conforme aprovado pelo diretor-presidente em exercício da Eletronuclear, Leonam dos Santos Guimarães. A publicação não diz o prazo para conclusão dos serviços contratados. Procurada, a Eletrobras não comentou de imediato. Em maio, o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, disse que a conclusão de Angra 3 deve exigir até mais 9 bilhões de reais e cinco anos de trabalho. A Eletrobras e o governo brasileiro têm buscado parcerias para viabilizar a retomada da construção da usina nuclear, e há atualmente negociações com coreanos, franceses, chineses e russos para um eventual investimento no empreendimento. As obras de Angra 3 foram paralisadas ainda no final de 2015, em meio a acusações de corrupção contra as empresas contratadas para a montagem da usina e a atrasos de pagamentos pela Eletrobras. (Reuters – 25.09.2017) Economia Brasileira 1 Liberação de R$ 12,8 bi vai esperar venda de hidrelétricas da Cemig O governo decidiu adotar uma atitude mais cautelosa e vai esperar o leilão de quatro usinas hidrelétricas não renovadas pela Cemig para liberar os R$ 12,8 bi que considerou possível de serem descontingenciados das dotações orçamentárias deste ano. O Palácio do Planalto acolheu a recomendação feita pelos secretários de Orçamento Federal, George Soares, e do Tesouro Nacional, Ana Paula Vescovi, na mensagem que acompanhou o relatório de avaliação de receitas e despesas do quarto bimestre, divulgado na semana passada. Os secretários aconselharam, "como medida prudencial", que R$ 11,1 bi não sejam liberados imediatamente, tendo em vista a necessidade de confirmação do resultado esperado do leilão das quatro usinas. O leilão das hidrelétricas está marcado para amanhã. De acordo com fontes do governo, vários grupos interessados depositaram garantias para participar do leilão, o que indica que haverá concorrência. Isso, na avaliação das fontes, pode resultar em ágio no momento da venda das usinas. Ou seja, a receita final do governo poderá ultrapassar o valor estimado inicialmente de R$ 11,1 bi. Mesmo que ocorra ágio, fontes do governo disseram ao Valor que não existe a possibilidade de o governo liberar mais do que os R$ 12,8 bi aos ministérios. Se a receita for maior do que a estimada, a liberação dependerá da edição de um relatório extemporâneo de receitas e despesas. A alternativa seria o governo aguardar o próximo relatório, que será divulgado no dia 22 de novembro. (Valor Econômico – 26.09.2017) 2 Brasil: déficit em conta corrente de US$ 302 mi em agosto O BC computou um déficit nas transações correntes de US$ 302 mi em agosto. O montante é inferior àquele estimado pela autoridade monetária para o período, de US$ 1,2 bi, e marca o segundo déficit consecutivo após quatro meses de saldo positivo. A projeção para 2017 é de déficit de US$ 16 bi, ou 0,8% do PIB. Em agosto de 2016, o déficit tinha somado US$ 648 mi. Para 2018, o déficit deve ir a US$ 30 bi. De janeiro a agosto, o déficit acumulado somou US$ 3,013 bi, ante déficit de US$ 13,086 bi em igual período de 2016. (Valor Econômico – 26.09.2017) 3 Investimentos dos governos estaduais recuam 15,9% no ano 4 IPC-S: deflação em SP, Rio e Porto Alegre na 3ª prévia de setembro Três de sete capitais avaliadas pela FGV encerram a terceira medição de setembro com deflação e houve inflação mais branda em outras duas. Em São Paulo, o Índice IPC-S saiu de baixa de 0,10% para recuo de 0,11% da segunda para a terceira quadrissemana do mês. Em Porto Alegre, o indicador foi de baixa de 0,16% para decréscimo de 0,22% e, no Rio de Janeiro, de declínio de 0,09% para queda de 0,27%. A inflação desacelerou em Brasília (0,43% para 0,16%) e em Belo Horizonte (0,35% para 0,22%). Em contrapartida, o IPC-S em Salvador mudou de direção (-0,03% para 0,11%) assim como em Recife (-0,02% para 0,07%). Na capital baiana, as tarifas de eletricidade residencial e ônibus urbano subiram, pressionando o IPC-S. Já na capital pernambucana, o indicador sofreu influência, especialmente, de gás de bujão (3,27% para 6,22%). (Valor Econômico – 26.09.2017) A cotação do dólar na manhã de hoje (26/09) gira em torno de R$3,1622, registrando uma alta de 0,16%, após fechar o dia anterior (25/09) a R$3,1567 e variação de 0,95%. (Valor Econômico – 26.09.2017)
Internacional 1 Bolívia: duas empresas têm interesse na construção de 3 parques eólicos, de 93 MW A Asociación Accidental Siemens Gamesa e Vestas Mediterranean S.A. estão interessadas na construção dos parques eólicos Warnes, San Julián e El Dorado, os três em Santa Cruz, Bolívia. A ENDE realizou ontem a abertura de propostas. A firma escolhida realizará o desenho, provisão, montagem, instalação e, além disso, colocarão em funcionamento os aerogeradores eólicos. Os três parques eólicos produzirão um total de 93 MW quando conectados ao SIN, sendo 21 MW em Warnes, 36 MW em San Julián e 36 MW em El Dorado. A ENDE está levando adiante os processos de licitações públicas internacionais, de acordo com as normas internas e convênios do financiador do projeto, Danida Business Financing (DBF). O investimento total previsto pelo Governo para os parques é de 192,8 milhões de dólares, dos quais aproximadamente 113,3 milhões de dólares foram financiados pela agência dinamarquesa e 15,8 milhões são doações do governo dinamarquês. O restante, 63,6 milhões de dólares, são parte da ENDE. (Página SIETE – Bolívia – 26.09.2017) 2 Paraguai: Villa Hayes ganha 3 transformadores chineses com custo de US$ 11 mi No sábado, chegou ao Paraguai três autotransformadores de 500 e 220kV provenientes da China destinados a Subestação da Villa Hayes para melhorar o serviço de energia elétrica oferecido pela ANDE. Os transformadores foram adquiridos dentro do projeto de Construção do Sistema de Transmissão de 500 kV Yacyretá – Ayolas – Villa Hayes. São da marca Siemens, de 200 MVA de potência cada um, e custo de investimento total de 11 milhões de dólares. Após a chegada Paraguai, foram transferidos para a Subestação Villa Hayes, onde iniciarão o processo de colocação e logo estarão em serviço para uma melhor utilização da energia de Yacyretá, além de aumentar a confiabilidade do sistema. Este projeto pretende ser concluído em 2018 e é gerenciado pelo Consórcio Siemens-Rieder 500 KV (Siemens e Rieder & Cia), onde é possível graças a um investimento do Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) e da Corporação Andina de Desenvolvimento (CAF). (ABC Color – Paraguai – 25.09.2017) 3 ABB comprará negócios da General Electric por US $ 2,6 bi A fabricante de redes elétricas ABB comprará o negócio da General Electric Industrial Solutions por US 2,6 bilhões, em uma aposta que poderá melhorar os as finas margens da divisão nos próximos cinco anos, disse a companhia de engenharia suíça na segunda-feira. A ABB, com sede em Zurique, vê potenciais benefícios anuais de US $ 200 milhões no âmbito do acordo, que inclui um pacto para o uso a longo prazo da marca GE e uma parceria estratégica. Em 2016, o negócio da GE teve vendas de US $ 2,7 bilhões. Os produtos da GE incluem interruptores, componentes para controle de iluminação e equipamentos de alimentação para interruptores. A ABB procura penetrar no mercado dos EUA e acessar a maior base instalada de instalações elétricas da GE em todo o mundo. A ABB está suspendendo seu programa de recompra de ações de US $ 3 bilhões como parte do negócio, o que fortalecerá sua posição como o segundo maior fornecedor de componentes elétricos do mundo atrás do francês Schneider Electric. A ABB também tem como objetivo reduzir custos e aumentar a lucratividade na unidade da Geórgia baseada em Geórgia. "O principal motivo para a integração é que primeiro vamos melhorar esse negócio e, em seguida, tornar este negócio maior e melhor", disse o Chefe do Executivo da ABB, Ulrich Spiesshofer. A ABB espera custos de integração de US $ 400 milhões. (El Pais – Uruguai – 25.09.2017) 4 Portugal: António Mexia pretende continuar na presidência da EDP 5 França: Emmanuel Macron investirá 57 bi de euros em transição energética e outras 4 áreas O governo da França apresentou nessa segunda feira um plano de investimento de um montante de 57 bilhões de euros até 2022 destinado a financiar projetos de transição energética, ecológica, formação profissional e atividades do setor digital. Desse montante, um total de 45 bilhões corresponde a novos créditos. A maioria das medidas não são novas e foram anunciadas pelo governo nas últimas semanas. “Trata-se de dar potência e visibilidade a nossas prioridades de investimento”, declarou o primeiro ministro Edouard Philippe ao apresentar o plano. Emmanuel Macron dá prioridade para seus cinco anos de governo a investimento para transição ecológica, e destina a isso uma parte de créditos de 20 bilhões de euros. Fomentar as energias renováveis é o ponto chave do plano. A primeira prioridade, com 20 bilhões de euros, é o que o primeiro ministro chamou “a transição ecológica”, o que inclui renovação térmica de edifícios para reduzir a conta energética (9 bilhões), impulso as energias renováveis (7 bilhões), assim como obras de melhoria na rede rodoviária e ferroviária (4 bilhões). (El Comercio – Peru – 25.09.2017) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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