l IFE: nº 4.437 - 01 de novembro de 2017 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Leilões Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Grandes
Consumidores Economia Brasileira Internacional Biblioteca Virtual do SEE
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Aumento nos subsídios na conta de luz aumentarão 26% em 2018 Os subsídios pagos pelos consumidores na conta de luz devem subir 26% em 2018, para R$ 16,4 bilhões, de acordo com uma proposta apresentada ontem pela diretoria da ANEEL para o orçamento da CDE. O orçamento total da CDE proposto pela ANEEL é de R$ 17,9 bilhões, alta de 13% na comparação ao volume de R$ 15,989 alcançados este ano. Ao registrar um volume de despesa muito maior que o de receita, o déficit constituído acaba sendo repassado, na forma de cotas, para as distribuidoras e, por sua vez, assumido pelos consumidores de todo o país. Se o orçamento de 2018 fosse comparado com o montante aprovado originalmente pela ANEEL para 2017, a alta seria ainda maior. O montante previsto inicialmente era de R$ 13,038 bilhões, mas precisou ser revisto. Em maio deste ano, a gestão da CDE, até então responsabilidade da Eletrobras, foi assumida pela CCEE, que estimou um déficit de R$ 2,1 bilhões ao monitorar mensalmente as entradas e saídas de recursos no fundo. Segundo a Aneel, isso aconteceu pela realização a maior de despesas da CCC e pelos benefícios tarifários concedidos aos usuários dos serviços de distribuição, além da frustração de algumas receitas decorrente de decisões judiciais. A constituição de uma reserva técnica de R$ 500 milhões não prevista no orçamento e a redução do orçamento do programa Luz para Todos, porém, permitiu que a estimativa de déficit fosse reduzida em R$ 1 bilhão. Por isso, e pela proximidade do fim do exercício, a Aneel decidiu manter o orçamento de 2017 inalterado por enquanto, mas determinou que a CCEE atualize a estimativa de déficit ou superávit depois de realizar as receitas e despesas de outubro e novembro. Esse montante deverá ser considerado na aprovação do orçamento de 2018. (Valor Econômico – 01.11.2017) 2 Aneel: Subsídios na conta de luz podem custar 35% mais ao consumidor em 2018 Os consumidores brasileiros poderão ver crescer em 35% o custo de subsídios embutidos na conta de luz em 2018, segundo relatório divulgado em reunião de diretoria da Aneel nesta terça-feira. A estimativa da agência consta de proposta para o orçamento do próximo ano da CDE, encargo cobrado nas tarifas de eletricidade para custear os subsídios. A Aneel prevê que será preciso cobrar 12,6 bilhões de reais em encargos nas contas para custear os subsídios em 2018, contra 9,35 bilhões neste ano. O impacto tarifário médio desse repasse às contas de luz será de 2,15 por cento se considerados todos os consumidores, de acordo com a agência reguladora. A agência apontou uma projeção de que a CDE poderá ter déficit de cerca de 1 bilhão de reais em 2017, devido a uma frustração de receitas após grupos de consumidores conseguirem liminares para não pagar o encargo referente aos subsídios. Fora os custos dos subsídios do próximo ano, a ANEEL ainda aprovou repassar aos consumidores um adicional de 3,8 bilhões de reais em 2018 devido a custos do setor elétrico que foram cobertos pelo Tesouro Nacional em 2013, sob a condição de que fossem posteriormente devolvidos. Os diretores da ANEEL ressaltaram, no entanto, que a agência cobrou recentemente que a estatal Eletrobras devolva cerca de 3 bilhões de reais a fundos do setor elétrico até 15 de novembro, por entender que houve repasses a mais a uma subsidiária da empresa entre 2009 e 2016. O valor devido pela Eletrobras é maior que o possível déficit dos fundos previsto para este ano, e poderia também reduzir a necessidade de cobranças junto aos consumidores em 2018. A estatal, no entanto, tem recorrido e falado inclusive de acionar a Justiça caso seja necessário para evitar a cobrança. (Reuters – 31.10.2017) 3 Aneel: Recursos excedentes de fundo de reserva são liberados para aliviar caixa de empresas A diretoria da Aneel acatou em parte o pedido de socorro das distribuidoras com relação ao impacto no caixa pelo pagamento da exposição ao Fator de Ajuste de Garantia Física (GSF na sigla em inglês) na liquidação mensal do mercado de curto prazo. De acordo com cálculos da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), essa exposição pode chegar a R$ 6 bi até o fim do ano. A autarquia autorizou o uso dos recursos excedentes da Conta de Energia de Reserva (Coner), fundo criado para remunerar projetos contratados em leilões de energia de reserva e que estima-se estar superavitário em quase R$ 1 bi, para aliviar as despesas de caixa das distribuidoras. A agência, contudo, negou o pedido de adiamento, do início para o fim do mês, da liquidação mensal do mercado de curto prazo, o que daria mais fôlego de caixa para as distribuidoras. Na reunião da diretoria da agência, foi levantada a possibilidade de parcelamento por 90 dias do pagamento das despesas pelos agentes devedores da liquidação do mercado de curto prazo. Uma proposta nesse sentido foi apresentada pela Santo Antônio Energia, e ainda será discutida entre os agentes da CCEE, que é responsável pela liquidação. Ao Valor, o presidente do conselho da CCEE, Rui Altieri, explicou que cada pleito de parcelamento dos valores precisa ser aprovado pelos credores da liquidação, como já aconteceu em outras ocasiões. "Não temos como fazer sem a concordância da contraparte", disse. "As distribuidoras precisam apresentar a proposta e dizer em quantas vezes querem parcelar o montante. Vamos chamar os credores. Se eles concordarem, vamos mandar para a Aneel", explicou, completando que, até o momento, não houve apresentação de proposta nesse sentido. (Valor Econômico – 01.11.2017) 4 Abradee: Nelson Leite comenta decisão da Aneel 5 Aneel: debate sobre uso da Coner para cobertura do risco hidrológico A Aneel aprovou abertura de audiência pública para discutir a alteração temporária dos limites do nível de segurança da Coner. A proposta tem como objetivo utilizar os recursos excedentes da conta para compensar o déficit no caixa das distribuidoras provocado pelo aumento do GSF. A medida será adotada de forma cautelar para a liquidação financeira referente ao mês de setembro. Entre os meses de agosto e setembro de 2017, o déficit da Conta Bandeiras ocasionado pelo aumento do risco hidrológico chegou a R$ 3,1 bilhões, causando um impacto financeiro no segmento de distribuição de energia elétrica. Para mitigar o problema, a Agência propôs a diminuição do nível de segurança da Coner para incrementar o valor do excedente que será repassado aos usuários de energia de reserva. Com a adoção da medida cautelar, o valor do nível de segurança da Conta será reduzido resultando no aumento do excedente, que será creditado aos usuários de energia de reserva na próxima liquidação financeira, conforme Regras de Comercialização. (Aneel – 31.10.2017) 6 Abradee: estudo sobre medidas que compensem déficit de distribuidoras A Abradee recebeu bem a decisão da ANEEL de autorizar o repasse de recursos da Coner para a Conta Bandeira, para amenizar o déficit previsto este ano de R$ 6,2 bilhões com o risco hidrológico das distribuidoras. O repasse deve ser de R$ 1 bilhão e ajudará na liquidação financeira do MCP de setembro, que será realizada na semana que vem. Mas, segundo Nelson Fonseca Leite, presidente da Abradee, a medida não será suficiente para cobrir toda as despesas até o fim do ano. Por isso, a associação está estudando medidas para sanar a situação. Uma das medidas a ser discutida diretamente com a CCEE é o parcelamento do saldo devedor das distribuidoras na liquidação em um prazo de 90 dias. O período é considerado suficiente para entrada dos recursos arrecadados com a bandeira vermelha patamar 2, que está em R$ 5 a cada 100 kWh consumidos. O parcelamento é visto como de rápida implementação, pois não necessita de aval da Aneel, apenas da concordância da CCEE. Leite lembrou que os recursos entrarão proporcionalmente a necessidade de cada distribuidora na Conta Bandeira, com isso, cada empresa terá ou não um déficit diferente. Com isso, são necessárias soluções individualizadas. Por isso, o passo seguinte seria o pedido pelas distribuidoras, que virem a necessidade, de uma Revisão Tarifária Extraordinária específica para cobrir esse custo advindo do GSF. O executivo falou após participar de evento da FGV realizado no Rio de Janeiro nesta terça-feira, 31 de outubro. (Agência CanalEnergia – 31.10.2017) 7 MME: acionamento fora da ordem de mérito deverá ser necessário Com o cenário de escassez hídrica, fica cada vez maior a chance de um acionamento das termelétricas fora do modelo de acionamento por ordem de custo da operação da mais baixa e para a mais alta. Na prática, se o CMSE autorizar isso em reunião marcada para hoje, poderá determinar o funcionamento de qualquer termelétrica, independentemente do custo de operação, por medida de segurança energética. Segundo o secretário-executivo do MME, Paulo Pedrosa, a medida deverá ser necessária quando as chuvas retornarem, para permitir a recuperação do nível de armazenamento dos reservatórios hidrelétricos. "Até agora vínhamos resistindo ao despacho fora da ordem de mérito", disse Pedrosa. "Muito possivelmente será necessário quando a chuva vier e o preço cair, porque vamos poder ter um cenário de preços mais baixos que não despachariam térmicas, mas com reservatórios também muito baixos. E isso poderia levar a uma fragilidade para os anos seguintes." Não se sabe se o tema está na pauta da reunião do CMSE de hoje, que vai fazer uma atualização da situação do sistema elétrico brasileiro. Com relação à operação de termelétricas mais caras no sistema, Pedrosa disse que o objetivo do governo não é alcançar a modicidade tarifária "à marretada", nem iludir o consumidor. "Há uma tendência de aumento do custo da energia", disse. O secretário-executivo do ministério comentou ainda que "se as pessoas voluntariamente reduzirem seu consumo em 5%, isso é mais do que suficiente para que não se use algumas térmicas caríssimas e todo mundo ganha". (Valor Econômico – 01.11.2017) 8 MME define garantia física de PCHs em SC, MG E GO 9 PCHs: associações defendem sua ampliação na matriz energética nacional Em um momento de baixas históricas nos volumes dos grandes reservatórios de água, associações do setor elétrico defenderam, nesta terça-feira, a ampliação de PCHs como alternativa para garantir o suprimento de energia. As PCHs têm tamanho e potência relativamente reduzidos e são instaladas próximas aos centro consumidores. “Se o país não tem energia competitiva, a economia não progride. A gente tem que parar de pensar só em grandes. Precisamos parar de olhar só grande. Não vamos aumentar a eficiência na nossa economia se não privilegiamos os microempreendedores” - disse o diretor-executivo da Abrapch, Paulo Arbex. As PCHs são hoje responsáveis por cerca de 3,5% de toda a capacidade instalada de geração de energia do sistema interligado nacional. As associações defendem esse modelo e alegam que os riscos ambientais e os custos proporcionais das PCHs são menores que os das grandes hidrelétricas. Isso porque as pequenas usinas ficam próximas ao mercado consumidor - por isso não precisa construir grandes linhas de transmissão - e os reservatórios bem menores. “Não existe PCH distante, todas são perto do mercado consumidor. Elas têm baixo riscos de atrasos de licenciamento e construção. São melhores em termos ambientais, porque é a que menos emite CO². A energia não é intermitente. E o bem é revertido para a União sem indenização e a indústria é 100% nacional” - disse o presidente do conselho de administração da ABRAGEL, Luiz Otávio Koblitz. (O Globo – 31.10.2017) 10 MME: unificação de programas de eficiência energética 11 Ministério dos Transportes passa a integrar CNPE Até o final deste ano, início de 2018, mais tardar, o Ministério de Transportes vai ganhar assento no CNPE. A medida corrige assim uma lacuna histórica. O assunto já está pacificado internamente entre os integrantes do colegiado, faltando agora o processo burocrático para formalizar o ingresso da pasta, informou o secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME, Eduardo Azevedo. Em reunião prevista para o início de dezembro, haverá a respectiva deliberação, alterando a composição do grupo. Na sequência, essa iniciativa precisa ser oficializada por meio de decreto do Palácio do Planalto já que o CNPE é órgão de assessoramento da Presidência da República, segundo esclarece Azevedo. O rito é um tanto demorado, mas é necessário obedecer o protocolo integralmente. “O Ministério dos Transportes é o principal demandante de combustíveis líquidos. A definição de um modal, por exemplo, muda completamente esse planejamento. Então é necessário que a pasta esteja representada nas discussões”, justifica Azevedo. (Brasil Energia – 31.10.2017) 12 Aneel fixa CVU para pagar empresa por importação de energia A Aneel fixou em R$ 424,50/MWh o custo variável unitário (CVU) a ser ressarcido à Eletrobras referente à importação de energia do Uruguai. Esse valor será aplicado pela CCEE no processo de contabilização do mês de setembro. A informação está no despacho publicado no Diário Oficial da União desta terça-feira (31/10). A publicação diz ainda que a câmara de comercialização deverá considerar na contabilização do Encargo de Serviços do Sistema (ESS), a diferença entre o PLD para cada período de cálculo e o CVU indicado. Dados do ONS mostram que na segunda-feira (30/10), foi importado do Uruguai, por meio das estações conversoras de Rivera e de Melo, total de 587 MW médios. (Brasil Energia – 31.10.2017) 13 Brasil formaliza associação ao AIE O governo brasileiro formalizou a associação à AIE como país não membro da instituição, durante solenidade realizada nesta terça-feira, 31 de outubro, no Ministério das Relações Exteriores. O status de associado vai permitir ao país intensificar sua interação com a AIE, por meio de uma maior oferta de treinamento e cursos, visitas de especialistas estrangeiros para diagnósticos de setores específicos e o acesso a estudos de ponta da AIE. Em discurso durante a cerimônia, o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, destacou que a inclusão entre os países aceitos como associados é oportuna, “num momento em que o Brasil tem trabalhado para melhorar ainda mais sua posição no cenário energético global com característica única de multiplicidade das fontes de energia renovável em sua matriz.” O diretor executivo da AIE, Fatih Birol, destacou, entre outras coisas, que o Brasil tem uma das fontes de eletricidade mais limpas do mundo. Birol também destacou o pioneirismo brasileiro nos leilões de contratos de longo prazo de energia renovável. O executivo deu ênfase, também, à mudança na condição do país de importador para exportador de petróleo. Com discurso mais improvisado, apesar do texto em papel, o ministro de Relações Exteriores, Aloysio Nunes, destacou que o Brasil se associa à entidade em um momento critico na historia mundial, em referência indireta a posicionamentos de países como os EUA que são considerados um retrocesso nos compromissos de redução das emissões de gases de efeito estufa. (Agência CanalEnergia – 31.10.2017)
Empresas 1 Eletrobras: Venda da companhia incluirá solução para Angra 3, diz secretário A modelagem da privatização do controle da Eletrobras, em elaboração pelo governo e que deve ser lançada nas próximas semanas em forma de medida provisória, contemplará uma solução para a retomada das obras da usina nuclear de Angra 3, paralisadas há pouco mais de dois anos. Segundo o secretário-executivo do MME, Paulo Pedrosa, mesmo com a inclusão de uma solução para a conclusão do empreendimento, os ativos de geração de energia nuclear não farão parte da privatização da companhia elétrica. "Esperamos que, nesse processo de privatização, Angra e o projeto nuclear [brasileiro] precisarão ser segregados. E esse processo de segregação pode nos permitir uma solução para Angra 3", afirmou Pedrosa, durante participação em seminário promovido pela FGV, no Rio. "Temos que buscar uma solução para Angra [a retomada das obras de Angra 3] que tenha viés de eficiência", completou o secretário-executivo, destacando que a Eletrobras já começou a pagar pelo financiamento da construção da usina, mesmo sem o empreendimento ter iniciado a operação até o momento. Com 67% das obras concluídas, Angra 3 ainda demanda investimentos da ordem de R$ 17 bi para ser concluída. Com relação à modelagem da privatização do controle da Eletrobras, Pedrosa contou que fechou na segunda-feira com o secretário-executivo do Ministério da Fazenda, Eduardo Guardia, o texto da MP sobre o tema. A ideia é que o documento seja levado na próxima semana para discussão entre os ministros de Minas e Energia, Fazenda e Planejamento. (Valor Econômico – 01.11.2017) 2 Eletrobras: Privatização irá à Câmara por projeto de lei O presidente Michel Temer enviará a proposta de privatização da Eletrobráspor meio de projeto de lei e não por medida provisória (MP), afirmou o líder do governo na Câmara, deputado Aguinaldo Ribeiro (PP-PB). Segundo ele, ainda não há previsão de envio da matéria. "O governo não iria mandar um assunto polêmico desses por MP. Falei com o presidente, que me garantiu que será por projeto de lei", disse o parlamentar paraibano ao Broadcast Político. Segundo ele, o projeto deve ser enviado até o fim deste ano, mas não deu data exata para isso. Inicialmente, o governo queria enviar a proposta de privatização da Eletrobrás por MP. Temer, porém, recuou após o excesso de medidas provisórias ser alvo de críticas de parlamentares da base aliada e do próprio presidente da Câmara, Rodrigo Maia (DEM-RJ), que classificou o envio dessas matérias como um ato autoritário. Se a proposta fosse enviada por MP, a privatização teria efeito imediato, mas temporário, até que a matéria fosse aprovada pela Câmara e Senado. O PL, por sua vez, só terá validade após a proposta ser aprovada por deputados e senadores e sancionada pelo presidente da República. O governo conta com a venda da Eletrobrás para melhorar o caixa da União. O Orçamento para 2018 divulgado ontem pela equipe econômica prevê receitas de R$ 12,2 bi com a descotização de usinas da empresa, que será possível com o aumento de capital da empresa via mercado. Na entrevista em que detalhou o Orçamento, ontem, o ministro do Planejamento, Dyogo Oliveira, argumentou que o governo não "venderá barato" seu patrimônio ao privatizar a Eletrobras, porque a União não irá se desfazer das suas ações. Ele lembrou que o anúncio da privatização elevou o valor das ações da companhia. (O Estado de São Paulo – 31.10.2017) 3 ISA Cteep: Empresa espera solução para impasse de indenizações na MP da Eletrobras A lei que vai definir os termos da privatização da Eletrobras precisará trazer uma solução satisfatória para acabar com a judicialização referente ao pagamento das indenizações por ativos antigos de transmissão, disse ontem Reynaldo Passanezi, presidente da transmissora ISA Cteep, em conversa com jornalistas depois de participar de evento da Apimec para investidores e analistas. A judicialização a que ele se referiu envolve as ações propostas por consumidores de energia na Justiça questionando o pagamento das indenizações por ativos antigos de transmissão não amortizados, que somam mais de R$ 60 bi, ao longo de oito anos por meio da tarifa. Esses ativos são aqueles que tiveram as concessões renovadas antecipadamente pela MP 579, em 2012. A forma de pagamento foi definida por uma portaria do MME em abril do ano passado. A ISA Cteep já fez o lançamento contábil da sua fatia das indenizações no balanço de 2016, que soma R$ 12 bi, considerando atualizações e ajustes. As indenizações também permitiram que a Eletrobras apurasse lucro no exercício do ano passado. Dos R$ 60 bi, cerca de metade deve ser pago à companhia estatal. Segundo Passanezi, a MP que vai tratar da privatização da companhia deve incluir uma proposta de solução para esse impasse, valendo também para as outras transmissoras afetadas pela briga na Justiça. Ele espera que a ISA Cteep possa decidir se vai ou não querer aderir à essa futura solução. (Valor Econômico – 01.11.2017) 4 ISA Cteep: Companhia está com fôlego para investir 5 State Grid: Oferta para adquirir ações da CPFL é lançada no mercado A State Grid abriu nesta terça-feira, 31 de outubro, a oferta pública para aquisição de ações da CPFL Energia, que ainda estão no mercado. A companhia chinesa quer fechar o capital social do grupo brasileiro, para isso, terá que adquirir 45,36% do capital ainda em mãos de investidores. O preço por ação ordinária é de R$ 25,51, o mesmo pago aos controladores, e será atualizado pela taxa Selic no fechamento da operação. A OPA ficará aberta até o dia 30 de novembro. A State Grid tem em vista 461.749.929 ações ON ainda com investidores, segundo informações do edital. Com isso, a empresa gastará R$ 11,78 bilhões para comprar as ações, antes da atualização. Os principais investidores ainda na CPFL são BNDESpar, com 6,74% do capital social; Bradespar, com 5,25%; e, Previ, com 9,69%. O restante dos 23,69% do capital estão pulverizados no mercado, de acordo com o documento disponibilizado. A State Grid pagou em janeiro ao bloco controlador R$ 14,19 bilhões por 54,64% da CPFL. As duas operações, juntas, portanto devem chegar a R$ 25,97 bilhões. (Agência CanalEnergia – 31.10.2017) 6 Celg-D: Aneel barra proposta de converter compensações em investimento A diretoria da Aneel indeferiu nesta terça-feira, 31 de outubro, o pleito da Enel Brasil de autorizar a Celg Distribuição a converter recursos – decorrentes de compensações por violação de indicadores de qualidade – em investimento na área de concessão da concessionária goiana. O assunto foi discutido em audiência pública entre 13 de abril e 12 de maio de 2017. A distribuidora pedia a aplicação do regime excepcional por 5 anos. Para tanto, a Enel argumentou que mecanismo semelhante foi permitido para as concessionárias do grupo Eletrobras e também para concessionárias Celpa, Cemat e Celtins. Segundo a Enel, os recursos seriam aplicados em melhorias da rede, com o objetivo único de melhorar a qualidade do serviço de fornecimento de energia elétrica para os consumidores do Estado de Goiás. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD) da Aneel realizou análise técnica do pleito e recomendou à diretoria que autorizasse a conversão dos recursos em investimento. Contudo, a diretoria da Aneel entendeu que o caso da Celg é diferente das concessionárias citadas. Segundo agência, em nenhum momento estava previsto essa possibilidade no edital de licitação da Celg. A Enel arrematou a concessão da Celg em novembro de 2011, pelo valor de R$ 2,18 bi, representando um ágio de 28%. “Apesar de a SRD concluir que a Celg Distribuição atenderia tais requisitos, esta relatoria entende que a situação dessa distribuidora é diferente […]”, escreveu o diretor relator André Pepitone. “A Enel participou de um processo licitatório e posteriormente assinou o termo aditivo ao contrato de concessão nº 063/2000 conhecedora tanto da gravidade da situação financeira da concessionária, quanto do nível de comprometimento dos recursos com o pagamento das compensações aos consumidores”, destaca o voto do relato. (Agência CanalEnergia – 31.10.2017) 7 Amazonas Distribuidora: Tarifa será reajustada em 12,6% Os consumidores atendidos pela Amazonas Distribuidora terão as tarifas de energia elétrica reajustas em 12,6% a partir da próxima quarta-feira, 1º de novembro. O reajuste foi aprovado pela diretoria da Aneel, em reunião pública realizada nesta terça-feira, 31 de outubro. A concessionária atende aproximadamente 968 mil unidades consumidoras localizadas no estado do Amazonas. O efeito médio a ser percebido pelos consumidores será de 17,13%, segundo a Aneel, sendo 12,68% para os clientes conectados em baixa tensão e 25,17% para clientes conectados na alta tensão. Ao calcular o reajuste, conforme estabelecido no contrato de concessão, a agência considera a variação de custos associados à prestação do serviço. O cálculo leva em conta a aquisição e a transmissão de energia elétrica, bem como os encargos setoriais. (Agência CanalEnergia – 31.10.2017) 8 Enel Ceará: Alta de 18,2% no lucro líquido acumulado em 2017 A Enel Distribuição Ceará apresentou alta de 18,2% no lucro líquido acumulado nos nove primeiros meses do ano, chegando a R$ 328,55 mi, na comparação com o período anterior. A empresa relacionou o resultado à alta do Ebtida e aos menores custos financeiros. O Ebtida da empresa alcançou R$ 593,5 mi, com crescimento de 14,8%, em razão, principalmente, da maior receita e de menores provisões para inadimplência. O resultado Ebitda foi parcialmente compensado pelo aumento com os custos de material e serviços em decorrência dos reajustes contratuais devido à inflação e da maior atividade de operação e manutenção, resultado da implementação do plano de melhoria da qualidade da companhia. A receita bruta da Enel Ceará cresceu 7,9% para R$ 4,938 bi até setembro, em decorrência, dos reajustes tarifários de 2016 e 2017 e à maior contabilização de créditos regulatórios, devido ao maior custo de compra de energia no ano, que serão incluídos no reajuste de 2018. A empresa salientou que o aumento da receita mais do que compensou a queda de 1,6% no volume de venda e transporte de energia. O Ebit da empresa cresceu 16,1% para R$ 465,03 mi, influenciado diretamente pelo ebtida. A dívida líquida cresceu 2,4% para R$ 929,14 mi, como resultado do menor fluxo de caixa, devido a maiores investimentos e custos operacionais, sendo parcialmente compensado por menores taxas de juros e menor inflação no país. Os investimentos somaram R$ 472,67 mi de janeiro a setembro, com alta de 42,5%, principalmente em razão da conexão de novos clientes e modernização/digitalização da rede de distribuição. Os indicadores de qualidade DEC e FEC apresentaram, respectivamente, 9,30 horas (-0,4%) e 5,91 vezes (+16,8%) nos primeiros nove meses de 2017, que são índices melhores do que os estipulados pela Aneel. (Agência CanalEnergia – 31.10.2017) 9 Enel Rio: Prejuízo de R$ 253,73 mi de reais até setembro A Enel Distribuição Rio reportou prejuízo de R$ 253,73 mi nos nove primeiros meses do ano, alta de 27,5% sobre igual período anterior. Segundo a companhia, o resultado reflete a menor atualização financeira do valor dos ativos indenizáveis, que não são depreciados até o final da concessão e que serão reembolsados pelo governo federal. O valor é corrigido mensalmente com base na inflação, que apresentou queda no período, reduzindo o montante a ser reembolsado. O prejuízo é também resultado de maiores despesas financeiras para custear capital de giro e investimentos. A receita bruta da distribuidora aumentou 12% para R$ 6,126 bi de janeiro a setembro, devido à maior contabilização de créditos regulatórios, resultado do maior custo de compra de energia nos primeiros nove meses de 2017, que serão incluídos no reajuste tarifário de 2018. O resultado foi parcialmente compensado pela queda de 2,4% no volume de venda e transporte de energia e pelo reajuste tarifário 2017, que reduziu as tarifas dos consumidores em 6,51% em média. A queda no volume de energia vendida e transportada pela Enel Rio é explicada pela redução de 7,8% no volume de venda de energia no mercado regulado, como resultado da desaceleração econômica do estado. Houve compensação pelo aumento de 25,4% na venda e transporte de energia para o mercado livre como resultado do aumento do número de consumidores que migraram do mercado regulado para o livre. O Ebtida da empresa cresceu 53,5% no período para R$ 337,49 mi, em razão, principalmente, da maior receita no período e menores provisões para inadimplência. O Ebit teve alta superior a 100% passando de R$ 32,19 mi para R$ 122,39 mi entre 2016 e 2017. A influência da alta do Ebtida na rubrica foi compensada devido à maior depreciação e amortização associada à maior base de ativos, decorrente do aumento dos investimentos no período para modernização da rede de distribuição. (Agência CanalEnergia – 31.10.2017) 10 Enel Rio: Investimentos e dívida crescem Os investimentos da Enel Rio cresceram 57,9% para R$ 902,24 milhões até setembro. A maior parte dos investimentos foi destinada à digitalização e modernização da rede de distribuição e à conexão de novos clientes. Os indicadores de qualidade DEC e FEC tiveram melhoria de 22,6 e 20,6%, respectivamente, em decorrência dos investimentos realizados na rede, relacionou a empresa. A dívida líquida da empresa chegou a R$ 3,767 bilhões no final de setembro, com alta de 26,6%, em função de uma geração de caixa operacional nos últimos 12 meses que não cobriu completamente todos os custos operacionais, investimentos e juros de dívida neste período. A alta também ocorreu devido ao acúmulo de juros em empréstimos obtidos junto ao controlador Enel Brasil e novos empréstimos com bancos e com a holding para financiar o plano de investimentos e o capital de giro da companhia. O impacto foi compensado, parcialmente, pela amortização de parte da dívida e encargos nos últimos 12 meses. Carlos Zorzoli, Country Manager da Enel no Brasil, ressaltou o fim do primeiro ciclo de investimentos na modernização da rede e, consequente, melhoria dos indicadores de qualidade. “Despesas financeiras mais elevadas para financiar capital de giro e fortes investimentos ainda estão afetando os resultados da empresa. No entanto, o aditivo do contrato de concessão assinado em março, bem como um ajuste esperado nos investimentos, enquanto aguardamos novas medidas regulatórias que reflitam a real situação da área de concessão, deverão contribuir para a melhoria do desempenho da empresa no médio prazo”, afirmou em comunicado à imprensa. (Agência CanalEnergia – 31.10.2017) 11 Aneel: autorizado ajuste de R$ 31 milhões na Parcela B da Boa Vista A diretoria da Aneel autorizou o ajuste de R$ 31,1 milhões na Parcela B da Boa Vista Energia, a ser considerado no próximo processo de tarifário, com vigência a partir de 1 de novembro de 2017, em razão da designação da empresa como responsável pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica no interior do estado de Roraima. Segundo a ANEEL, esse acréscimo representa um impacto estimado de 10,37% nas tarifas da Boa Vista no seu próximo reajuste tarifário, ao se ter como referência a receita verificada considerando o mercado realizado entre novembro de 2016 a outubro de 2017 em toda a área de atuação (capital e interior). (Agência CanalEnergia – 31.10.2017) 12 Aneel aprova reajustes tarifários para cooperativas de SC A Diretoria da Aneel aprovou hoje (31/10), durante Reunião Pública, os reajustes tarifários anuais das seguintes cooperativas: Cooperativa de Eletrificação Anita Garibaldi Ltda (Cergal), Cooperativa de Eletricidade Jacinto Machado (Cejama), Cooperativa Distribuidora de Energia Vale do Araçá (Ceraçá), Cooperativa de Eletricidade Grão Pará (Cergapa), Cooperativa Pioneira de Eletrificação (Coopermila), Cooperativa Pioneira de Eletrificação (Coopera) e Cooperativa de Energia Treviso (Certrel) a vigorar a partir do dia 01/11/2017. Confira os índices que serão aplicados às contas de luz dos consumidores, sempre nesta ordem: consumidores residenciais, baixa tensão residências, alta tensão indústrias e efeito médio. Cergal: 22,43%; 22,65%; 24,05%; 23%. Cejama: 4,57%; 4,54%; 17,01%; 10%. Ceraçá: 12,09%; 12,90%; 19,44%; 13,96%. Cergapa: 12,56%; 12,54%; 3,25%; 10%. Coopermila: 5,59%; 5,60%; 14,24%; 9,99%. Coopera: 5,21%; 5,21%; 14,27%; 10,79%. Certrel: 39,46%; 39,44%; 10,24%; 21,34%. (Aneel – 31.10.2017) 13 Consumidores da Amazonas Energia têm tarifas ajustadas Os consumidores atendidos pela Amazonas Distribuidora de Energia (AME) terão as tarifas reajustadas a partir do dia 1/11/17. Os novos percentuais foram aprovados hoje (31/10) pela Diretoria da Aneel durante reunião pública. A concessionária atende aproximadamente 968 mil unidades consumidoras localizadas no estado do Amazonas. Ao calcular o reajuste, conforme estabelecido no contrato de concessão, a Agência considera a variação de custos associados à prestação do serviço. O cálculo leva em conta a aquisição e a transmissão de energia elétrica, bem como os encargos setoriais. (Aneel – 31.10.2017)
Leilões 1 Aneel homologa resultado de leilão de hidrelétricas da Cemig A diretoria da Aneel homologou nesta terça-feira, 31 de outubro, o resultado do leilão de geração nº1/2017, realizado no dia 27 de setembro, na B3, em São Paulo. O leilão licitou os contratos de concessão de quatro hidrelétricas que antes eram de propriedades da Cemig. A Spic Pacific Hydro arrematou a UHE São Simão (1.700 MW), mediante proposta financeira de R$ 7,18 bi a título de pagamento de bônus de outorga. A Engie arrematou as UHEs Jaguara (424 MW), por R$ 2,17 bi, e Miranda (408 MW), por R$ 1,36 bi. A Enel Brasil ficou com a UHE Volta Grande (380 MW), por R$ 1,41 bi. O leilão alcançou 9,73% de ágio médio, com R$ 12,130 bilhões de bonificação pelas Outorgas. As concessões foram incluídas no Programa de Parcerias de Investimentos (PPI) e qualificadas como prioridade nacional no setor de energia. Os contratos têm prazo de 30 anos e foi declarado vencedor de cada lote o proponente que ofertou o maior valor de bonificação. O valor do Custo de Gestão dos Ativos de Geração (GAG) total é fixo. (Agência CanalEnergia e ANEEL – 31.10.2017) 2 AbraPCH debate participação de PCHs nos leilões de energia Lideranças do segmento de pequenas usinas hidrelétricas defenderam em seminário na Câmara dos Deputados o aumento da participação da fonte nos leilões de expansão nos próximos anos. O presidente da Associação Brasileira de Pequenas Centrais Hidreletricas e Centrais Geradoras Hidrelétricas, Paulo Arbex, lembrou que os investidores nessas usinas passaram os últimos 15 anos “a pão e água”. Arbex destacou que o preço dos leilões de energia nova não representa o custo efetivo da fonte. O executivo citou uma série de vantagens de PCHs e CGHs, entre elas a redução da necessidade de novos investimentos em grandes linhas de transmissão. Ele destacou que usinas hidráulicas menores tem também “a menor pegada de carbono entre as fontes renováveis.” As emissões de gases de efeito estufa pelo setor elétrico cresceram 700% de 1990 a 2014. No Nordeste, disse o presidente da AbraPCH, há um potencial significativo para novas usinas, com 860 MW em PCHs e 811 MW em CGHs. Apesar disso, a fonte foi a menos contratada em 12 anos, com 1.721 MW. “Nossa proposta é contratar o que for possível”, defendeu Arbex. (Agência CanalEnergia – 31.10.2017) 3 Agragel defende papel das PCHs na segurança energética em seminário Na manhã desta terça-feira, 31 de outubro, aconteceu a terceira edição do seminário “Energias Renováveis e o Futuro das PCHs e das CGHs” que fomentou a discussão sobre a participação de PCHs (usinas entre 5 MW e 30 MW) e de CGHs (usinas até 5 MW) na matriz elétrica. O evento foi organizado pela AbraPCH, em parceria com a Frente Parlamentar em Defesa das PCHs e da Microgeração. Em apresentação, Luiz Otávio Koblitz, presidente da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa, propôs a contratação de 2 mil MW da fonte por ano. Para Koblitz, da Abragel, as PCHs podem suprir as dificuldades atuais das usinas hidrelétricas. Ele disse que existe um potencial de 19 mil MW fora do bioma amazônico, distribuído em cerca de 1900 projetos, que têm a vantagem do baixo risco de atrasos no licenciamento e na construção. Desses, 7.021 MW estariam disponíveis no curto prazo, com 1.856 MW em empreendimentos prontos para participarem de leilões de geração. O dirigente acredita que a expansão “deve ser por meritocracia”, com PCH e biomassa em primeiro lugar; energia solar distribuída em seguida; hidrelétrica, eólica e solar em terceiro lugar e cogeração e usinas a gás natural por último. Koblitz alerta que o Brasil terá de se preparar para o aumento do consumo de energia no futuro, não apenas pela recuperação da economia, como pelo avanço do carro elétrico. “Como a gente pode projetar o setor elétrico achando que isso não vai mudar?”, questiona. (Agência CanalEnergia – 31.10.2017) 4 Aneel lembra do potencial ainda não explorado das PCHs Na manhã desta terça-feira, 31 de outubro, aconteceu a terceira edição do seminário “Energias Renováveis e o Futuro das PCHs e das CGHs” que fomentou a discussão sobre a participação de PCHs (usinas entre 5 MW e 30 MW) e de CGHs (usinas até 5 MW) na matriz elétrica. Durante o evento, o superintendente de Concessões de Geração da Agência Nacional de Energia Elétrica, Hélvio Guerra, lembrou que existem 7 mil MW em potencial ainda não explorado, dividido em 500 empreendimentos que podem ser licitados. Isso equivale, segundo ele, à capacidade somada das hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau e a metade de Belo Monte. Dos 500 projetos, informou Guerra, em torno de 20% têm licença ambiental de instalação e Declaração de Reserva de Disponibilidade Hídrica emitidas. Quando se fala nesse potencial, disse, está se falando em R$ 60 bilhões em investimentos. Ele lembrou que Goiás, Paraná e Santa Catarina são os estados com maior potencial para construção desse tipo de usina. “Todos os índices socioeconômicos, sem exceção, crescem nos municípios onde tem PCHs”, afirmou o superintendente . Ele admitiu que há impactos negativos, mas ressalvou que eles são suplantados pelos efeitos positivos das pequenas centrais. (Agência CanalEnergia – 31.10.2017)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do Nordeste tiveram diminuição em 0,3% nos níveis em relação ao dia anterior e se encontram com 6% da capacidade, segundo dados do ONS relativos a última segunda-feira, 30 de outubro. A energia armazenada ficou em 3.129 MW mês no dia e a energia afluente está em 17% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica Sobradinho apresenta 2,88% da sua capacidade. Já na região Sul os níveis sofreram elevação significativa de 1,6%, deixando os reservatórios com 47,3% da capacidade. A energia armazenada no dia ficou em 9.500 MW mês e a energia afluente está em 74% da MLT. A usina de Passo Fundo opera com 84,43% da capacidade. No Sudeste/Centro-Oeste do país os reservatórios apresentaram alteração negativa de 0,1% para 17,7% da capacidade. A energia armazenada está em 36.010 MW mês e a energia afluente em 65% da MLT. A usina de Furnas trabalha com 11,45 % da capacidade e Nova Ponte, com 14,69%. Já no submercado Norte houve recuo de 0,4% e os reservatórios operam com 21,2% da capacidade. A energia armazenada chegou a 3.189 MW mês e a ENA ficou em 49% da MLT. A hidrelétrica Tucuruí se encontra com 32,31% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 31.10.2017) 2 Diretor de Itaipu assume vaga no Conselho de Administração do ONS O diretor-geral brasileiro de Itaipu, Luiz Fernando Leone Vianna, assumiu uma vaga efetiva no Conselho de Administração do ONS, órgão que coordena a geração e a transmissão de energia elétrica em todo o Brasil. Vianna integra o conselho como “representante de notório saber, para representar a sociedade civil”. A nomeação foi sugerida pelos próprios conselheiros do Operador, que participaram de reunião ordinária na última segunda-feira, 30 de outubro, no Rio de Janeiro. Visto o diretor ter integrado o conselho na atribuição de convidado, sua participação na nova função começou já na presente data, logo após a confirmação de seu nome. Engenheiro eletricista de formação, Vianna comandava a Copel antes de ser nomeado em 14 de março para a Diretoria Geral brasileira de Itaipu. O Conselho de Administração do ONS, que antes era composto por 14 conselheiros e seus suplentes, mais um representante do MME, conta agora com mais dois assentos: um representante do órgão responsável pelo planejamento do setor, a EPE, e um representante de notório saber para representar a sociedade civil. Os dois últimos assentos decorrem de mudanças na governança do Operador Nacional do Sistema, conforme decreto do MME publicado em agosto deste ano. (Agência CanalEnergia – 31.10.2017)
1 BNDES e Agência Francesa: Acordo é firmado para parceria em eficiência energética O presidente do BNDES, Paulo Rabello de Castro, e o diretor-geral da Agência Francesa de Desenvolvimento (AFD), Rémy Rioux, assinaram Memorando de Entendimento, com o objetivo de promover a cooperação entre as instituições. O documento propõe compartilhar experiências em finanças verdes e sobre o papel e o futuro dos bancos de desenvolvimento. Também está na pauta linha de crédito e co-financiamento com foco em na adaptação e/ou mitigação climática e cooperação para aplicar o acordo de Paris no âmbito da Convenção da ONU sobre Mudanças Climáticas. Este é o segundo instrumento dessa natureza firmado entre as duas instituições. O primeiro memorando, assinado em 2012, originou a contratação, em 2014, de uma linha de crédito com a AFD no valor de US$ 206 mi. Os recursos, já totalmente desembolsados, financiaram cinco parques eólicos, a construção de uma termoelétrica movida a biomassa e a expansão de uma outra, bem como a modernização de duas hidrelétricas. “Vocês, no Brasil, e o BNDES, em particular, são um instrumento muito poderoso de desenvolvimento. Temos muito o que aprender aqui, até porque o nosso novo governo (do presidente Emmanuel Macron) tem a abertura internacional como uma das prioridades”, afirmou Rioux durante o encontro com Rabello, na sexta-feira, 15. O presidente do BNDES afirmou que o momento é oportuno, porque “o Brasil já começa a superar uma fase difícil, de recessão, e vai precisar sair em busca de novas fontes de financiamento e novas estratégias de atuação”. (Ambiente Energia – 01.11.2017) 2 CMCC: Biocombustíveis são a solução para o controle da emissão de carbono O uso de biocombustíveis como alternativa para a redução da emissão de carbono foi defendido por participantes de audiência pública da Comissão Mista Permanente de Mudanças Climáticas nesta terça-feira (31). A substituição dos combustíveis fósseis pelos biocombustíveis reduz em mais da metade a emissão de CO2, podendo os índices serem ainda maiores dependendo do tipo de biocombustível. Miguel Ivan Lacerda de Oliveira, diretor da Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, defendeu na audiência a valorização dos biocombustíveis e seu uso para a baixa da emissão de carbono na atmosfera. Ele disse que atualmente 1/3 dos municípios brasileiros têm uma pequena ou grande usina de etanol ou biodiesel. De acordo com Lívio Teixeira de Andrade Filho, coordenador-geral de Fontes Alternativas da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético, a biomassa, matéria prima para a produção de biocombustíveis, é “bastante competitiva e tem grande potencial no Brasil”. Ele informou que a energia proveniente do bagaço da cana, um tipo de biomassa, representa 7% da oferta energética brasileira. Nos últimos cinco anos, a produção energética a partir do bagaço da cana cresceu 65%. Com 400 unidades produtoras, o etanol é a segunda maior fonte de energia no Brasil, atrás apenas das hidrelétricas. É o que aponta Eduardo Leão de Sousa, diretor-executivo da União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica). Ele argumentou que desde a implementação do Proálcool, em 1975, até 2015, o etanol já substituiu o consumo de quase 400 bilhões de litros de gasolina. Eduardo destacou ainda o uso do etanol como essencial para o cumprimento do Acordo de Paris, que prevê uma redução das emissões de 37% nas emissões de CO2 no Brasil até 2025. (Agência Câmara – 31.10.2017)
Energias Renováveis 1 Enel e Iberdrola: Usinas eólicas no Nordeste liberadas para operação comercial Cinco usinas de energia eólica do grupo italiano Enel Green Power e uma usina da espanhola Iberdrola, todas no Nordeste, receberam autorização para iniciar a operação comercial a partir desta terça-feira, segundo despachos da Aneel no DOU. As usinas da Enel, em Campo Formoso, na Bahia, formam o complexo Delfina, e tiveram liberadas para gerar energia máquinas que somam um total de 124 MW em capacidade instalada. Já o parque da Iberdrola, Lagoa 1, foi construída em Santa Luzia, na Paraíba, e as máquinas autorizadas a operar somam 31,5 MW. (Reuters – 31.10.2017) 2 Engie: venda de eólicas e PCH à Companhia Energética de Petrolina por R$ 322 mi A Engie Brasil Energia anunciou nesta terça-feira o fechamento da venda de dois parques eólicos e uma pequena hidrelétrica à Companhia Energética de Petrolina (CEP), transação originalmente anunciada em dezembro, disse a empresa em fato relevante. De acordo com a controlada do grupo francês Engie no Brasil, a operação foi consagrada pela liquidação financeira da primeira das três parcelas de pagamento pelos ativos, no valor líquido de cerca de R$ 322 mi. “A companhia reafirma que a operação integra a estratégia de rotação e otimização de seu parque gerador, de forma a permitir a expansão em ativos que ofereçam maior grau de sinergia entre si”, disse a Engie no comunicado. A transação envolveu a pequena hidrelétrica Areia Branca, de 20 MW, em Minas Gerais, a eólica Beberibe, de 26 MW, no Ceará, e a eólica Pedra do Sal, de 18 MW, no Piauí. (Reuters – 31.10.2017) 3 AES Tietê inaugura centro de operações para ampliar o uso da energia solar em São Paulo O secretário estadual de Energia e Mineração, João Carlos Meirelles, representou o governador Geraldo Alckmin nesta quarta-feira, 25 de outubro, na inauguração do Centro de Operações de Geração de Energia da AES Tietê, na cidade de Bauru. O Centro de Operações é o mais tecnológico do Brasil operando remotamente todas as usinas e eclusas da companhia, para garantir a alta disponibilidade dos sistemas. Foram investidos mais de R$ 20 mi, que contemplam a implantação de um datacenter, sistema de geração solar fotovoltaico, microrrede inteligente, controle de segurança de barragens, sistema de monitoramento das bordas dos reservatórios e a operação dos ativos da companhia. “Escolhemos a cidade de Bauru para a instalação desse centro de operações não só pela sua localização estratégica, mas principalmente pelo capital humano existente”, disse o presidente da AES Brasil, Julian Nebreda. (Ambiente Energia – 31.10.2017) 4 AES Tietê anuncia novos projetos fotovoltaicos Durante o evento de inaugurção do seu Centro de Operações de Geração de Energia, a AES Tietê reforçou o anúncio de seus novos projetos de fonte solar. “Temos um projeto de 90 megawatts em Ouroeste e os 180 megawatts de Guaimbê, que em breve estará em geração. Isso fará de São Paulo o estado com maior produção solar do Brasil”, destacou o presidente da AES Tietê, Ítalo Freitas. Estes novos projetos estão diretamente ligados ao objetivo da empresa de diversificação das fontes de energia, e do Governo do Estado de assegurar a expansão da geração de energia próxima do centro de carga. (Ambiente Energia – 31.10.2017) 5 Entrevista com David Lobo: “Grupo Nordex leva nova fábrica para o Piauí” Enquanto o mercado se prepara para um leilão que promete ser bastante competitivo estão cadastrados 26 GW só da fonte eólica , a fabricante de aerogeradores Nordex/Acciona está construindo uma fábrica de torres no Piauí. O estado é uma das novas fronteiras para o setor, principalmente a partir do esgotamento da malha de transmissão em locais já bastante explorados, por terem um recurso bastante competitivo, como Rio Grande do Norte e Bahia. Vimos que há um grande potencial ali, na região Sul/Sudeste do Piauí. Acreditamos na retomada dos investimentos, diz o diretor comercial da companhia no Brasil, David Lobo. A fábrica de torres ficará dentro do complexo eólico Lagoa do Barro, da Atlantic Renováveis. O diretor conta que o grupo Nordex chegou a considerar trazer as torres de uma fábrica em Areia Branca, no Rio Grande do Norte, mas avaliou que a instalação na região seria mais estratégica. Nesta entrevista, Lobo também comenta sobre as mudanças no cenário para o setor, inclusive mencionando um interesse maior de empreendedores por informações sobre turbinas importadas. Para o diretor, no mercado eólico mais apertado e ainda mais competitivo como o atual, tem mais chance de sobreviver quem estiver com a cadeia de suprimentos bem estruturada. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (Brasil Energia 31.10.2017)
Gás e Termelétricas 1 Petrobras visa ampliar campos de gás Pedro Parente, presidente da Petrobras, explicou que o acordo de intenção para formar uma aliança estratégica com a BP, anunciada na manhã desta terça-feira, visa a ampliar os ativos na área de gás. Além disso, o executivo lembrou ainda que pretende fazer parceria com a companhia na área de comercialização de petróleo e derivados. “Um dos objetivos foi alcançado com o leilão do pré-sal com a exploração das duas áreas (Cabo Frio Central e Peroba). Mas há também um interesse no que diz respeito ao gás, que é aumentar a participação do gás no portfólio da Petrobras. Ao fazer parceria com uma empresa que tem campos com muita quantidade de gás, e se ela estiver disposta a ceder parte desse campo num processo de troca, a gente aumenta a participação. E um modelo que envolve a troca de ativos. Mas está muito preliminar. E também numa eventual parceria na área de comercialização, com a compra e venda de derivados e petróleo bruto. Eles têm uma experiência grande” — disse Parente. No evento, Parente destacou a importância na busca de alianças estratégicas e venda de ativos, cuja meta é chegar a US$21 bilhões até o fim de 2018. Ressaltou que, no caso do Comperj, em Itaboraí, está em conversa com os chineses. Em relação à Braskem, Parente disse que está em conversas com a Odebrecht para mudar o acordo de acionistas da gigante da petroquímica com o objetivo de se desfazer da empresa. Ele, porém, afirmou que ainda não tem informação sobre um eventual interesse da holandesa LyondellBasell. “No nosso planejamento , queremos sair da área de petroquímica . E estamos dispostos a vender nossa participação na Braskem. E para isso estamos trabalhando com a Odebrcht na mudança do acordo de acionistas. Isso caminha bem, mas ainda não está concluído. E quando estiver concluído, podemos conversar”. (O Globo – 31.10.2017) 2 Infraestrutura deveria ser assegurada pelo PL de gás O PL que irá alterar o marco do gás natural deveria assegurar, já de saída, o acesso à infraestrutura de gás aos novos agentes e não apenas dar a possibilidade negociada por parte dos proprietários. É o que aponta o gerente de Planejamento Estratégico e Competitividade da Abegás, Marcelo Mendonça, como condição para ampliar de fato o número de outros produtores no setor. "Essa acesso já deveria ser assegurado aos agentes", disse ele. Mendonça ressaltou que várias mudanças são necessárias para a adequação do mercado à nova realidade e acrescentou que alguns pontos precisam de um enfoque mais detalhado. "O que faltou nas discussões foi justamente o gás release que permitirá, de antemão, que os agentes possam ofertar mais", ressaltou. Mendonça cita ainda que esforços adicionais para o desenvolvimento de novos campos de exploração e produção também seriam fundamentais para ampliar a oferta. (Brasil Energia – 31.10.2017) 3 Segundo fontes, Engie e Pátria estão entre os interessados em gasodutos da Petrobras A francesa Engie e a brasileira Pátria Investimentos estão entre os 20 grupos interessados em uma participação controladora na rede de gasodutos da Petrobras no Nordeste, disseram quatro pessoas com conhecimento do assunto. A estatal Petrobras receberá a primeira rodada de propostas não vinculantes para uma fatia de 90 por cento na TAG, até o fim de novembro, disseram as pessoas. Outros concorrentes pela TAG, que detém 4.500 quilômetros de dutos para gás natural que cobrem a região Nordeste do Brasil, são o Canada Pension Plan Investment Board, a EIG Global Energy Partners e a Mubadala Development, da Abu Dhabi, acrescentaram as fontes. O fundo soberano de Cingapura GIC Pte, que comprou uma participação minoritária em uma rede de gasodutos na região Sudeste do Brasil, vendida pela Petrobras no ano passado, também está analisando uma possível oferta, disseram as fontes. A venda da TAG é parte importante do programa de desinvestimentos da Petrobras, que deve somar 21 bilhões de dólares entre 2017 e 2018, uma vez que a companhia busca reduzir sua dívida. Uma das fontes disse que a Petrobras almeja alcançar um preço acima dos 5,2 bilhões de dólares pagos por um grupo liderado pela Brookfield Asset Management por outra rede de gasodutos, a Nova Transportadora do Sudeste. (Reuters – 31.10.2017) 4 Cuiabá poderá ter gás fornecido por distribuidora de MT O governo avalia uma solução inusitada para viabilizar o acionamento da termelétrica de Cuiabá (MT), cuja geração está paralisada há meses devido à um impasse entre a controladora, Âmbar Energia, da holding J&F, e a Petrobras. O secretário-executivo do MME, Paulo Pedrosa, sugeriu ontem que a estatal petroleira forneça o gás natural para um terceiro agente, que ficaria responsável pela venda de combustível para a térmica. Uma empresa que desponta como candidata à ser a "terceira via" do acordo é a MT Gás, distribuidora de gás estatal do Mato Grosso. O presidente da empresa, Emmanuel Figueiredo, contou que teve uma reunião na semana passada com Jorge Celestino, diretor de refino e gás natural da estatal para tentar viabilizar o negócio. "Existe um problema jurídico e contratual muito sério entre a Petrobras e a termelétrica", disse Figueiredo. "Não é razoável deixar uma termelétrica eficaz como essa parada. Estamos falando de pragmatismo e racionalidade." A usina, que esteve no centro da denúncia feita pelos irmãos Batista contra o presidente Michel Temer, está desde junho sem contrato de compra de gás natural pela Petrobras, que exerce seu direito de se recusar a fornecer o combustível à companhia por problemas comerciais e jurídicos. O CMSE tem repetido em suas reuniões recentes que está tentando viabilizar o gás com a Petrobras, uma vez que a termelétrica é considerada eficiente e competitiva, com custo mais baixo que outras em operação. "Vai haver maturidade das duas partes. Vamos dar cobertura institucional para que a térmica de Cuiabá volte a operar", disse Pedrosa. O envolvimento de um terceiro agente seria um plano "alternativo". Outra termelétrica que também se encontra parada por falta de combustíveis é a de Uruguaiana. Segundo Pedrosa, o objetivo do governo é que as duas usinas entrem em operação assim que possível. Segundo ele, no caso de Uruguaiana, há uma questão a ser resolvida em relação à carta-garantia que o importador do gás precisa ter para apresentar na Argentina. (Valor Econômico – 01.11.2017) 5 UTE Rio Grande leva gaúchos a Brasília O Estado do Rio Grande do Sul estará em peso em Brasília nesta quarta-feira, 1º de novembro, na tentativa de manter investimentos de R$ 3,3 bilhões no projeto da UTE Rio Grande, de 1.280 MW de potência. O governador Ivo Sartori e a bancada federal gaúcha, além de representantes dos trabalhadores e dos empresários do Estado, tentarão convencer o diretor-geral da ANEEL, Romeu Rufino, a recuar da decisão do colegiado da autarquia de revogar a autorização concedida para a construção do empreendimento. A usina, movida a gás natural importado, foi contratada em leilão feito em 2014 e deveria entrar em operação em 2019, mas sua controladora, a Bolognesi, teve dificuldades para executar as obras. A empresa conseguiu um novo prazo, até 2021. Em agosto passado, porém, pediu mais prazo e informou que tinha iniciado negociações com o grupo norte-americano New Fortress Energy, transação anunciada em setembro. Dias depois, porém, a ANEEL revogou a autorização da usina. A Bolognesi recorreu e a Aneel deve julgar o recurso neste mês. (O Estado de São Paulo – 01.11.2017)
Grandes Consumidores 1 Segundo setor químico, luz mais cara pode aumentar importados O encarecimento nas contas de luz pela Aneel devido ao nível baixo dos reservatórios deverá afetar a indústria química em 2018, segundo a ABIQUIM. A partir desta quarta (1º), serão cobrados R$ 5,00 adicionais para cada 100 kWh consumidos. Até outubro, quando também vigorava a chamada bandeira vermelha nível dois, eram R$ 3,50. Alguns segmentos eletrointensivos, como o de cloro e de gases industriais, poderão ter uma alta no número de importações já no primeiro semestre, afirma Fátima Ferreira, diretora da entidade. Cerca de 40% da demanda do setor químico no Brasil atualmente é atendida por estrangeiros, diz ela. A manutenção prolongada da bandeira vermelha dois deverá aumentar a fatia de importados - a ABIQUIM trabalha com uma previsão que aponta melhora nos reservatórios após março. Outros setores, como o têxtil, o calçadista e o de alumínio, descartam um impacto significativo por causa da tarifa de luz mais cara. "As indústrias de alumínio primário negociam diretamente com as geradoras. Pode ocorrer um impacto reduzido nas empresas menores, ligadas à rede", diz Milton Rego, da Abal (do setor). (Folha de São Paulo – 01.11.2017) Economia Brasileira 1 Tesouro: Devolução do BNDES contém dívida A secretária do Tesouro Nacional, Ana Paula Vescovi, defendeu a estratégia de devolução de recursos do BNDES à União e afirmou que a medida gera uma redução de 5,3 pontos porcentuais da dívida bruta em relação ao PIB ante a trajetória dos próximos 10 anos que ela teria sem os recursos. A conta considera os retornos já realizados e mais os R$ 130 bilhões que o Tesouro pleiteia, sob protestos da atual direção do banco, para o ano que vem. Nesse cenário, a dívida não ultrapassaria os 80% do PIB, diferente do publicada no divulgação do orçamento revisado. Em seminário sobre o tema dos subsídios no Tribunal de Contas da União, Ana Paula também defendeu a nova Taxa de Longo Prazo (TLP), que, para ela, será um marco no mercado de crédito e ainda ajudará a conter a dívida. Disse também que o governo está discutindo a questão dos fundos constitucionais e a possibilidade de uso da TLP nos créditos não rurais concedidos por eles, bem como a possibilidade de redução gradual da taxa de administração e um bônus adimplência de até 20% da taxa de administração para incentivar o banco administrador a reduzir perdas na concessão de financiamento com dinheiro desses fundos. A secretária informou ainda que o governo estuda melhorias no instrumento de seguro rural para mitigar o principal problema que é a inadimplência nos recursos do plano Safra. Ela destacou que a soma dos subsídios e gastos tributários ficou em torno de 6% do PIB nos últimos dois anos, bem acima do verificado em períodos passados, como os 2,4% do PIB verificados em 2003. Para ela, é preciso avançar na análise desse tipo de gasto e, para tanto, foi criado um comitê para isso no âmbito da Fazenda, mas com participação de outras áreas do governo. (Valor Econômico – 01.11.2017) 2 IBGE: Trabalho formal tem queda junto com nível geral de desemprego A informalidade continuou a ser o motor da melhora do mercado de trabalho em setembro. A taxa de desemprego voltou a cair no mês, segundo dados do IBGE, puxada pelo trabalho por conta própria e sem carteira assinada. Com isso, o número de empregos formais chegou ao patamar mais baixo da série histórica da Pnad Contínua, iniciada em 2012. Apesar da situação ainda frágil do mercado formal, economistas apostam em uma recuperação em 2018, à medida que a atividade ganhe corpo. Para a renda, a expectativa é de desaceleração no avanço real dos salários, com o fim do ciclo de queda acelerada da inflação. Já a massa de rendimentos deve seguir em alta, impulsionando o consumo. A taxa de desemprego caiu a 12,4% no trimestre encerrado em setembro, sexta retração consecutiva desde o pico de 13,7% registrado em março. Ao fim do segundo trimestre, o indicador estava em 13% e, em agosto, em 12,6%. O patamar atual ainda é 0,6 ponto percentual superior à taxa de 11,8% de setembro de 2016 e o número de desempregados soma 13 milhões. Foram geradas 1,1 milhão de vagas no terceiro trimestre, em relação aos três meses até junho. Desse total, 402 mil são trabalhadores por conta própria, 288 mil funcionários sem carteira e 191 empregados do setor público. Na contramão, o setor privado com carteira assinada perdeu 31 mil postos de trabalho no período. (Valor Econômico – 01.11.2017) 3 FGV: Sondagem aponta demanda interna aquecida 4 IBGE: Produção industrial sobe 0,2% em setembro e 1,6% no ano A produção da indústria brasileira subiu 0,2% na passagem de agosto para setembro, na série com ajustes sazonais, informou o IBGE. Este foi o melhor resultado para o mês de setembro desde 2013. A produção de agosto foi revisada de queda de 0,8% para recuo de 0,7%. No terceiro trimestre de 2017, a alta foi de 3,1%, ante igual período do ano anterior. O desempenho em setembro veio abaixo da média das estimativas de 27 instituições financeiras e consultorias ouvidas pelo Valor Data, que previam alta de 0,5%. O intervalo das projeções ia de uma queda de 0,2% até expansão de 1% Na comparação com setembro de 2016, a produção industrial registrou expansão de 2,6%. Com o resultado, a produção da indústria avançou 1,6% no acumulado de 2017. Nos 12 meses encerrados em setembro, a alta foi de 0,4%. Dos 24 ramos pesquisados pelo IBGE, oito apresentaram crescimento entre agosto e setembro. “Houve um crescimento concentrado”, disse o gerente de coordenação de Indústria do instituto, André Macedo. Entre as principais influências positivas, apareceram os segmentos de coque, produtos derivados do petróleo e biocombustíveis (6,7%) e produtos alimentícios (4,1%). Ambos reverteram os resultados negativos do mês anterior, de 1,5% e 4,8%, respectivamente. (Valor Econômico – 01.11.2017) 5 FGV: IPC-S tem alta de 0,33% em outubro A inflação medida pelo Índice de Preçõs ao Consumidor Semanal (IPC-S) ficou em 0,33% no fim de outubro, ou 0,04 ponto percentual acima da taxa registrada na apuração anterior, apontou a FGV. O indicador acumula alta de 2,64% no ano e de 3,15% em 12 meses. Segundo a FGV, metade das oito classes de despesa componentes do índice apresentaram acréscimo em suas taxas de variação, com a maior contribuição vindo de Habitação, que saiu de avanço de 0,40% na terceira prévia de outubro para 0,70% na leitura final do mês, com destaque para o item tarifa de eletricidade residencial (1,38% para 3,37%). (Valor Econômico – 01.11.2017) O dólar comercial fechou o pregão do dia 31 sendo negociado a R$3,2726, com baixa de -0,48% em relação ao início do dia. Hoje (01), começou sendo negociado a R$3,3,2660 — variação de -0,2% em relação ao fechamento do dia útil anterior — e segue uma tendência de alta, sendo negociado às 10h45 no valor de R$3,2910, variando +0,77% em relação ao início do dia. (Valor Econômico – 31.10.2017 e 01.11.2017)
Internacional 1 Chile e Argentina especificam a primeira troca de gás natural O Chile e a Argentina assinaram na segunda-feira a troca de 4 milhões de metros cúbicos de gás natural, o primeiro "swap" de energia que ambos os países realizam, de acordo com a Empresa Nacional do Petróleo (ENAP). A operação começou neste fim de semana com o embarque de dois milhões de metros cúbicos de gás natural da província argentina de Neuquén através de um gasoduto para o GNL Quintero Terminal, localizado na costa central chilena, onde foi utilizado para garantir o abastecimento residencial e industrial enquanto a manutenção da planta foi realizada. "Este intercâmbio de energia (embarques recíprocos de gás de diferentes pontos) marca um marco na troca de energia entre os dois países e abre a possibilidade de novos acordos que fortaleçam a relação de benefício mútuo entre ambas as nações", Marcelo Tokman, gerente da Enap. O Chile estava se preparando para enviar os 2 milhões de metros cúbicos de gás para a Argentina em uma operação que deve ser completada em 48 horas. As encomendas foram articuladas pela ENAP e pela ENARSA, empresa de energia estatal argentina, que coordenou a operação junto com outras empresas privadas que colaboraram. "Estamos orgulhosos de ser articuladores e coordenar os esforços de todas as empresas para testar esse sistema que nos permite usar a infra-estrutura existente em ambos os países", disse Alfredo del Carril, gerente de energia e energia da ENAP. A operação é realizada no âmbito do acordo de liberalização comercial alcançado este ano pelos presidentes Michelle Bachelet (Chile) e Mauricio Macri (Argentina). (Pagina Siete – Bolívia – 30.10.2017) 2 Biomassa ocupa o primeiro lugar no ranking do consumo final de energia O atual fornecimento de energia no Paraguai, de acordo com o vice-ministro de Minas e Energia, possui esta composição: hidrelétrica, 70,1% e biomassa, 29,1%; No entanto, na estrutura do consumo final, apenas 18% correspondem eletricidade, enquanto a biomassa representa 40,6% do total. Para o plano final de consumo de energia em 2016, o trabalho mais atualizado do vice-ministro na matéria, deve ser adicionada a parcela relacionada aos derivados do petróleo: 41,4%, que continua a ocupar o segundo lugar no ranking de uso de energia em a economia nacional. Se compararmos os dados fornecidos pelo Balanço Energético Nacional nos últimos três anos, concluiremos que o uso de produtos petrolíferos está crescendo. De fato, em 2014, o tamanho da fatia que traça o consumo final de energia no Paraguai foi de 37,5%, 39% em 2015 e 41,4% no ano passado. Esta tendência ascendente mostra que a adoção de políticas energéticas mais racionais, buscando, por exemplo, um uso maior da abundante energia hidrelétrica no país em Itaipu e Yacyretá e, portanto, a substituição de produtos petrolíferos, é uma simples expressão de desejos ou um mero exercício retórico do governo atual, de acordo com especialistas no assunto consultado pelo nosso jornal. (ABC Color – Paraguai – 30.10.2017) 3 Energia de Itaipu: obstáculos colocados pelos negociadores brasileiros Os números II.2 e II.3 do Anexo C do Tratado de Itaipu, os obstáculos colocados propositalmente pelos negociadores brasileiros no caminho do nosso país para o pleno uso de sua energia na usina, foi complementado com o NR Nº 5, de 26 de abril de 1973, proposta pelo então chanceler do Brasil, Mario Gibson Barboza, e aceita sem dúvida pelo colega Raúl Sapena Pastor. No instrumento, em um "desperdício de generosidade", o Brasil concedeu ao Paraguai uma margem de "tolerância" que era então de 100.000 kW, 14,3% do poder de uma unidade de Itaipu. A "tolerância" do Itamaraty, estritamente falando, é tolerada pela lei paraguaia, mais uma vez, como aconteceu com o NR Nº 1 de 1974, que dividiu o período de 20 anos em dois subperíodos de 10, graças ao súbito ataque de a lucidez dos negociadores stroessneristas, o 28 de janeiro de 1986, com o DM / T / NR Nº 5, atenuou a intolerância brasileira: de 100.000 kW a 350.000 kW. Eles não serão válidos, mas estarão adormecidos, na melhor das hipóteses, até 13 de agosto de 2023. (ABC Color – Paraguai – 01.11.2017) 4 Paraguai: Consumo elétrico industrial caiu com o aumento de taxas e burocracia 5 Paraguai: LT de 500 kV reduz perdas e contribui com o aumento de 25% De acordo com um relatório preparado pela binacional Itaipu, do lado paraguaio, com a implementação do novo sistema de transmissão, os fluxos de energia via 220 kV foram reduzidos, onde, além disso, as perdas técnicas também foram reduzidas, otimizando toda a operação no nível de transmissão do sistema interconectado nacional da ANDE. O relatório acrescenta que antes da entrada da linha de 500 kV, a demanda de pico da ANDE era de 2.427 MW de potência, enquanto em 2014 era 2.569 MW e assim cresceu sucessivamente até chegar em 2017, quando a demanda de pico registrada em 8 de março foi de 3.026. A contribuição da linha de 500 kV foi de 774 MW, ou seja, houve um aumento de 25% em relação a 2013. A contribuição das instalações do sistema em 500 kV para melhorar o serviço foi decisiva para atender a demanda desde o início, considerando que a participação dos ativos elétricos de Acaray e Yacyretá estava no limite de suas capacidades, há algum tempo, segundo o relatório de Itaipu. "O índice de alta disponibilidade do sistema proporciona um desempenho excepcional e uma grande confiabilidade, permitindo o aumento gradual da troca de energia Itaipú-ANDE pela LT 500 kV desde a sua colocação em operação, fornecendo atualmente cerca de 38% do consumo de eletricidade do sistema paraguaio, atingindo um total acumulado de mais de 15.250.000 MWh ", diz a entidade em seu relatório. Vale ressaltar que, de acordo com dados do binacional, entre janeiro e setembro deste ano, nosso país retirou 13,8% do total gerado pela usina, o que representa 23% da energia total gerada pelas unidades de 50 Hz. (ABC Color – Paraguai – 01.11.2017)
A má notícia da conta das emissões de gases-estufa é conhecida. Os compromissos de redução de emissões de gases-estufa que os países fizeram para o Acordo de Paris somam apenas um terço do esforço do que deveria ser feito para que se evitem os piores impactos da mudança do clima. A boa notícia é que a adoção de novas tecnologias com investimentos de menos de US$ 100 por tonelada podem reduzir as emissões em até 36 gigatoneladas de CO2 equivalente ao ano até 2030, o que seria suficiente para permitir que o aumento da temperatura fique no limite de 2º C. Estes dados constam da oitava edição do “Emissions Gap Report”, relatório divulgado nesta terça-feira em Genebra pela ONU Meio Ambiente (a agência das Nações Unidas conhecida pela sigla Unep) a alguns dias da próxima rodada de negociações climáticas em Bonn, na Alemanha, que inicia dia 6 de novembro. “Um ano depois do Acordo de Paris ter entrado em vigor, ainda nos encontramos na situação inaceitável de que não estamos fazendo o suficiente para salvar milhões de pessoas de um futuro miserável”, diz Erik Solheim, diretor-executivo da ONU Ambiente, em nota divulgada à imprensa. “Isto é inaceitável. Se investirmos nas tecnologias certas, se garantirmos que o setor privado está realmente comprometido, podemos ainda cumprir a promessa que fizemos aos nossos filhos de proteger o futuro deles. Mas temos que agir agora”, apela Solheim. (Valor Econômico – 31.10.2017)
Biblioteca Virtual do SEE 1 NEVES Lívia. “Entrevista com David Lobo: ‘Grupo Nordex leva nova fábrica para o Piauí’”. Brasil Energia. Rio de Janeiro, 31 de outubro de 2011. 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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