l IFE: nº 4.445 - 16 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
Regulação e Reestruturação do Setor 1 GESEL: Palestra de Paulo Gomes (ONS) Nesta sexta, dia 17/11, às 09.30 h, na sala 234, Paulo Gomes, do ONS, ministrará palestra no âmbito do curso de pós-graduação ministrado pelo GESEL. A apresentação terá como tema “Os desafios do Sistema Integrado Nacional”. (GESEL-IE-UFRJ – 16.11.2017) 2 Entrevista com Isaac Dyner Rezonzew (Universidad Jorge Tadeo Lozano - Colômbia) Isaac Dyner Rezonzew, decano de Ciências Naturais e Engenharia da Universidad Jorge Tadeo Lozano na Colômbia, concedeu entrevista ao GESEL para falar sobre o impacto das novas tecnologias relacionadas à geração distribuída. Isaac Dyner Rezonzew esteve no Brasil no último mês de outubro, a convite do GESEL. Como parte das comemorações dos 20 anos do grupo, pesquisadores de diversos países foram chamados para o Workshop Internacional Geração Distribuída: Experiências Internacionais e Análises Comparativas, realizado em parceria com o EKLA-KAS (Programa Regional Segurança Energética e Mudança Climática na América Latina da Fundação Konrad Adenauer). Aproveitando o ensejo, o GESEL também organizou com os visitantes uma série de eventos (palestras, workshops, aulas, reuniões), em diferentes instituições do Setor Elétrico Brasileiro. Para ler a entrevista na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ - 16.11.2017) 3 Custo de capital regulatório das distribuidoras é debatido em audiência A diretoria da Aneel propôs nesta terça-feira que uma taxa utilizada para definir a remuneração de distribuidoras de eletricidade seja elevada em 6,5 por cento ante uma proposta anterior da área técnica do órgão. Em reunião da diretoria colegiada da agência, foi aprovada a abertura de uma audiência pública sobre a proposta, que prevê que as revisões tarifárias entre 2018 e 2020 utilizem um custo médio ponderado de capital (WACC, na sigla em inglês) de 9,76 por cento para as distribuidoras, ou 7,71 por cento no valor real após impostos. A Reuters publicou no final de outubro que o número deveria ser revisto e ficar mais próximo do WACC do ciclo passado de revisões tarifárias, com informação da associação Abradee. Mas a Aneel chegou a apontar a possibilidade de não alterar o WACC em 2018, devido às incertezas associadas à realização de eleições presidenciais no Brasil no próximo ano. O diretor Tiago de Barros, relator do processo sobre o tema na agência reguladora, ressaltou que séries históricas utilizadas no cálculo “demonstram maior volatilidade em anos eleitorais”, o que levou-o a questionar “a conveniência e oportunidade” de rever o indicador justamente em 2018. (Reuters – 15.11.2017) 4 Segundo Abradee, redução do WACC reduzirá capacidade de investimentos 5 Diretoria da Aneel fixa tarifa para cálculo de compensação financeira A TAR sobre o cálculo da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) para geração hidrelétrica foi fixada em R$ 74,03/MWh (reais por megawatt-hora). O valor aprovado, com vigência a partir de 1º/1/2018, apresentou um reajuste de 2,54% em relação ao praticado este ano de R$ 72,20/MWh. A decisão da diretoria da Aneel ocorreu hoje (14/11) em reunião pública. O Decreto n° 3.739, de 2001, estabeleceu a criação da TAR, que multiplicada pelo montante da energia de origem hidráulica efetivamente verificada (em MWh), gera o valor total da energia produzida para fins da compensação financeira. De acordo com a Lei n° 7.990, de 1989, a compensação financeira é destinada aos Estados e Municípios pelo aproveitamento de seus recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica. O novo valor da TAR, que vigorará até 31/12/18, terá impacto sobre os recursos que serão pagos pelas geradoras de energia elétrica à União, aos estados, ao Distrito Federal e aos municípios como compensação financeira pelo alagamento de áreas destinadas a usinas hidrelétricas. A Agência fixou também o Preço Médio da Energia Hidráulica (PMEH), de acordo com a Lei Complementar nº 158/2017. O valor do PMEH foi definido em R$ 123,19/MWh, com vigência a partir de 1º/1/2018. A Agência poderá ainda alterar o valor do PMEH, caso haja alteração na proposta de regulamentação da Lei Complementar nº 158/2017. (Aneel – 14.11.2017) 6 ANA: debate sobre flexibilização da cota de Ilha Solteira Representantes do poder público e dos setores elétrico, de navegação e produtivo vão se reunir no próximo dia 22, na Agência Nacional de Águas, para reavaliar as condições dos reservatórios das bacias dos rios Paranaíba e Grande e a proposta do ONS de flexibilização da cota mínima do lago da hidrelétrica de Ilha Solteira (SP), que é de 325,4 metros. O assunto começou a ser discutido em 17 de outubro, quando o ONS sugeriu flexibilizar a cota da usina, mas não há consenso por causa dos impactos da medida na navegação da hidrovia Tietê-Paraná. O operador do sistema propôs reduzir as descargas para preservar o nível dos reservatórios localizados nas cabeceiras das bacias dos dois rios, que formam o rio Paraná. Os representantes das empresas de navegação argumentam, porém, que cotas abaixo de 325,40 podem impossibilitar a navegação na hidrovia Tietê-Paraná, como ocorreu na crise hídrica de 2014/2015, quando o corredor fluvial ficou fechado por vinte meses. A ANA tem coordenado desde o mês passado o debate sobre ajustes nas vazões defluentes e níveis mínimos dos reservatórios das UHEs Jupiá, Porto Primavera e Ilha Solteira, em razão das chuvas abaixo da média na região. Duas outras reuniões aconteceram nos dias 31 de outubro e 9 de novembro. A decisão foi adiada porque as precipitações de novembro apontaram condições mais favoráveis de acumulação de água nas barragens dessas usinas. (Agência CanalEnergia – 14.11.2017) 7 MME: enquadrados projetos de transmissão como prioritários O MME aprovou na última terça-feira, 14 de novembro, como prioritário, um projeto de titularidade da Transmissora Serra da Mantiqueira, correspondente ao Projeto de Transmissão de Energia Elétrica relativo ao Lote 19 do leilão nº 5/2015 da Aneel. A Interligação Tibagi também recebeu parecer positivo do MME pelo Projeto de Transmissão de Energia Elétrica, relativo ao Lote 5 do Leilão nº 5/2016 da Aneel, compreendendo, uma Linha de Transmissão Nova Porto Primavera – Rosana, em 230 kV, entre outras obras nos Estados do Paraná e São Paulo. Outro projeto aprovado como prioritário é de posse da Interligação Itaquerê e refere-se ao Lote 6 do leilão nº 5/2015 da Aneel, assim como outro projeto enquadrado de titularidade da Interligação Itapura, relativo ao Lote 25 do Leilão nº 05/2016 da Aneel. (Agência CanalEnergia – 16.11.2017)
Empresas 1 Eletrobras: Anúncio de mais cortes em investimentos Para se desalavancar financeiramente, a Eletrobras espera conseguir a venda de ativos de transmissão, geração eólica e participações em grandes hidrelétricas. A holding tem uma alta alavancagem financeira, de 4,1 vezes a relação dívida líquida sobre o Ebitda. Sua meta é reduzir essa relação para menos de 3 vezes no fim de 2018. A companhia contava com isso para atingir a meta deste ano, de 4 vezes, contudo só alcançará o objetivo com corte de custos, que inclui desligamento de pessoal e uma grande redução dos investimentos, que já recuaram de R$ 8,5 bi, no ano passado, para R$ 3,7 bi até setembro. A expectativa é encerrar o ano com aportes de pouco mais de R$ 5 bi. A Eletrobras espera obter expressivo corte do número de funcionários para atingir a meta de baixar os custos. O Plano de Aposentadoria Extraordinária (PAE) teve a adesão de 2.108 empregados, o que permitirá economizar R$ 877 mi ao ano. Outro plano de demissões, que prevê adesão de 2.500 funcionários, no Rio, Brasília, Recife e Florianópolis, será lançado em dezembro e encerrado em agosto de 2018. O plano da empresa é obter R$ 4,6 bi com a venda de ativos. A estratégia vai além da privatização das seis distribuidoras federalizadas, prevista para ocorrer em abril de 2018. O programa inclui a venda de participações em sociedades de propósito específico (SPEs) que controlam eólicas e linhas de transmissão, cuja modelagem de venda deve ser aprovada pelo conselho de administração da estatal em 24 de novembro; e o exercício de "tag along" (direito de venda pelo mesmo preço obtido pelo controlador) em grandes hidrelétricas como Belo Monte, Santo Antônio, Jirau e Teles Pires, se os sócios majoritários decidirem vender suas respectivas participações. (Valor Econômico – 16.11.2017) 2 Eletrobras: O destino das SPEs Das 178 SPEs da Eletrobras, 77 devem ser vendidas. Das 101 restantes, a empresa ficará com 48. No caso das outras 53 SPEs, 15 serão incorporadas, já que a estatal se tornou majoritária porque o sócio privado deixou de investir, o que não era objetivo inicial. As demais 38 empresas serão dissolvidas A Eletrobras prevê ainda a transferência de concessões cujas obras ainda não foram iniciadas e que já tenham cronograma previsto com a Aneel. A transferência desses projetos não traz dinheiro para o caixa, mas, por outro lado, livra a empresa de novos compromissos de investimentos. É o mesmo caso das distribuidoras que serão vendidas pelo valor simbólico de R$ 50 mil cada uma. A estatal não terá mais a obrigação de honrar com despesas decorrentes da operação dessas empresas, que são deficitárias e que já não têm concessão. Segundo o diretor financeiro e de relações com investidores da Eletrobras, Armando Casado, a estatal continuará operando as seis distribuidoras no Norte e Nordeste - como prestadora de serviço, de janeiro até abril. De acordo com o presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Jr., o "data room" das distribuidoras deve ser aberto ainda em novembro. Ele disse haver interesse de investidores pelas companhias. Na hipótese de alguma distribuidora não receber ofertas no leilão em abril, o executivo disse que existe um procedimento no qual a Aneel poderá intervir na empresa, em processo semelhante ao ocorrido com as distribuidoras do antigo Grupo Rede. Em outro movimento que vai aumentar a capacidade de geração de energia, a Eletrobras prevê concluir no primeiro trimestre de 2018 as obras da hidrelétrica de São Manoel, e no fim do próximo ano as obras da hidrelétrica de Sinop. Até dezembro deste ano a empresa vai colocar em operação o primeiro linhão de transmissão que escoará energia da hidrelétrica de Belo Monte, no rio Xingu (PA), para o Sudeste. Ferreira Jr. acredita que a empresa irá pagar dividendos sobre os resultados de 2017. (Valor Econômico – 16.11.2017) 3 Eletrobras: Governo enviará ao Congresso na próxima semana projeto para privatização O governo brasileiro está acelerando o processo de privatização da Eletrobras (ELET5.SA) e espera que o plano seja aprovado pelo Congresso Nacional no primeiro trimestre de 2018, disseram dois representantes do governo na quarta-feira. O secretário-executivo do Ministério da Fazenda, Eduardo Guardia, e o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, disseram que o governo espera enviar ao Congresso na próxima semana o projeto de lei sobre privatização da estatal elétrica. Coelho Filho disse que a Câmara dos Deputados pode aprovar o projeto até o fim do ano e o Senado deve concluir a apreciação em fevereiro ou março. O ministro disse ainda que os detalhes-chave do processo de privatização serão submetidos a uma assembleia de acionistas que o governo espera agendar para junho ou julho do próximo ano. O governo brasileiro já decidiu privatizar a empresa por meio de uma oferta de novas ações que irá diluir a participação da União para menos de 40 por cento. Os direitos de voto serão limitados a 10 por cento para os novos investidores individuais, uma forma de garantir que o capital da Eletrobras fique pulverizado após a privatização, segundo Guardia. (Reuters – 15.11.2017) 4 Eletrobras: Privatização pode render R$ 12 bilhões para o Tesouro em 2018 5 Eletrobras: Aporte de recursos serão destinados a Eletronuclear até o fim do ano para pagamento de juros ao BNDES Enquanto cuida do seu processo de privatização, a Eletrobras terá que fazer um aporte de recursos para sua subsidiária Eletronuclear até o fim deste ano. O repasse será para que a empresa tenha condições de arcar com os pagamentos dos juros de um empréstimo contraído junto ao BNDES para a construção da usina de Angra 3. A informação foi dada nesta terça-feira pelo presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Júnior. Desde outubro a Eletronuclear vem pagando ao BNDES R$ 30 mi por mês relativos aos juros do empréstimo de R$ 3,5 bi concedidos pelo BNDES para a construção da usina que teve suas obras paradas por causa de irregularidades descobertas durante as investigações da Operação Lava-Jato. O presidente da Eletrobras espera que até o fim do ano o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) tome alguma decisão a respeito do futuro da usina. — O que resolve esse problema é concluir a usina. Não tem nenhum dano econômico-financeiro adicional pois tudo que tinha que ser feito de baixa contábil foi feito — afirmou Wilson Ferreira. O presidente da Eletrobras lembrou que na busca de parceiros privados para a conclusão das obras será preciso, entre outras coisas, aumentar o valor da tarifa de Angra 3. Segundo o executivo, a tarifa da usina está na faixa de R$ 211 o megawatt/hora (MWh), e teria que ser pelo menos o dobro. Cerca de 63% das obras da usina estão concluídas. Wilson Ferreira lembrou que, mesmo com esse aumento, a tarifa de energia de Angra 3 continuará sendo mais barata do que a de várias usinas térmicas que operam atualmente no sistema. O valor fica em torno de R$ 699 megawatt/hora (MWh), mas em alguns casos chega a R$ 1.000 o MWh.,— Qualquer parceria que for feita com eventuais candidatos será uma parceria minoritária, não é para operação. Por isso tem que ter um ajuste na tarifa. Senão ele (o investidor) não vem — destacou Wilson Ferreira. (O Globo - 14.11.2017) 6 Santo Antônio Energia: Prejuízo triplica no acumulado do ano A Santo Antônio Energia, consórcio responsável pela operação da usina hidrelétrica de Santo Antônio, em Porto Velho (RO), registrou um prejuízo líquido de R$ 845,7 milhões nos nove meses encerrados em setembro, mais que triplicando o resultado negativo do mesmo período do ano passado. A receita da companhia cresceu 9,6% nos nove meses, para R$ 2,2 bilhões. O custo com venda de energia elétrica aumentou 98,85% no período, para R$ 1,2 bilhão. (Valor Econômico – 14.11.2017) 7 Cemig: Prejuízo líquido é de R$83,7 mi no terceiro trimestre A Cemig registrou um surpreendente prejuízo no terceiro trimestre, com o resultado sendo impactado pelo refinanciamento de dívidas tributárias e provisões para perdas com investimentos, disse a estatal elétrica mineira em relatório divulgado na quarta-feira. O prejuízo da Cemig no trimestre encerrado em 30 de setembro foi de 83,7 milhões de reais, ante lucro 433,5 milhões de reais no mesmo período do ano passado e estimativa de analistas ouvidos pela Thomson Reuters de um lucro de 210 milhões de reais. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) recuou 92 por cento em relação ao mesmo período do ano passado, para 100,6 milhões de reais, também abaixo da estimativa de analistas ouvidos pela Reuters de 657 milhões de reais. A margem Ebitda caiu 22,42 pontos percentuais para 1,97 por cento na comparação anual. Na apresentação do resultado, a empresa disse que a adesão ao plano de regularização de créditos tributários, o chamado Refis, resultou em pagamento de 588 milhões de reais, que impactou o resultado do trimestre. Além disso, a empresa fez provisões de 122 milhões de reais para perdas com investimentos. Os custos totais cresceram 31 por cento no período, com forte aumento das despesas operacionais com a compra de eletricidade e gás para revenda. A Cemig está em meio a um processo para vender cerca de 8 bilhões de reais em ativos para pagar dívidas. Na segunda-feira, a empresa disse que recebeu propostas não vinculantes para sua participação na empresa de energia do Rio de Janeiro,a Light SA. A empresa fechou o trimestre com dívida líquida de 12,77 bilhões de reais, 2,81 por cento inferior a dívida no fim de setembro do ano passado. (Reuters – 15.11.2017) 8 Energisa: Lucro dispara no terceiro trimestre para R$134,1 mi A elétrica Energisa reportou lucro líquido de 134,1 milhões de reais no terceiro trimestre, alta de 111,8 por cento na comparação com igual período do ano passado, segundo demonstração de resultados divulgada nesta quarta-feira. A geração de caixa medida pelo lucros antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) ajustado, porém, recuou 12,9 por cento, para 517,9 milhões de reais. No trimestre, o endividamento líquido da empresa avançou 4,8 por cento, para 6,13 bilhões de reais, enquanto os investimentos caíram 8,1 por cento, para 467,7 milhões de reais. A receita operacional bruta foi de 5,41 bilhões de reais, alta de quase 20 por cento ante igual trimestre de 2016. A energia total comercializada pela companhia no terceiro trimestre foi de 7,28 mil GWh, alta de 5,2 por cento. “As concessões do Centro-Oeste foram as principais responsáveis pelo crescimento nas vendas, motivadas pelas temperaturas mais elevadas e retomada da atividade industrial”, explicou a empresa. A Energisa é o sexto maior grupo distribuidor de energia do Brasil em consumo, atendendo nesse segmento aproximadamente 6,6 milhões de consumidores em nove Estados. A companhia controla, atualmente, nove distribuidoras localizadas em Minas Gerais, Sergipe, Paraíba, Rio de Janeiro, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Tocantins, São Paulo e Paraná. (Reuters – 15.11.2017) 9 Celesc: Lucro líquido cai 51,2% no terceiro trimestre O lucro líquido da Celesc caiu 51,2% no terceiro trimestre para R$ 59,3 milhões. Contudo, no acumulado dos nove primeiros meses, a empresa catarinense conseguiu reverter o prejuízo de R$ 29,3 milhões, registrado em 2016, para um lucro de R$ 61,5 milhões. O Ebtida da companhia caiu 28,8% no último trimestre, comparado com igual anterior, para R$ 140,9 milhões; com margem de 7,7%. No ano, o Ebtida acumula R$ 435 milhões, com alta de 178,7%; e margem de 9%. A receita operacional bruta ficou em R$ 2,991 bilhões, com crescimento de 20,5%, no terceiro trimestre. A Celesc acumula receita bruta de R$ 8,305 bilhões de janeiro a setembro, com alta de 7,1% sobre os mesmos meses anteriores. A receita líquida da Celesc, excluindo receita de construção, cresceu 27% no trimestre para R$ 1,433 bilhão. No ano, a alta chega a 16,7% para R$ 4,131 bilhões. A Celesc investiu, em geração e distribuição, R$ 117,3 milhões no terceiro trimestre, 4,5% a mais que em igual trimestre passado. A empresa soma investimentos de R$ 328,6 milhões em 2017, com crescimento de 5%. A energia distribuída na área de concessão da Celesc D teve crescimento de 3,5% no terceiro trimestre, com destaque para a classe de consumidores livres que cresceu 20,7% com relação a igual trimestre anterior. Nos nove primeiros meses do ano, a elevação é de 3%, com destaque para a classe residencial e os consumidores livres que cresceram 1,1% e 28,4%, respectivamente. (Agência CanalEnergia – 14.11.2017) 10 Chesp: Reajuste anual levará a aumento médio de 10,27% A Companhia Hidroelétrica São Patrício foi autorizada pela Agência Nacional de Energia Elétrica a aplicar aumento médio de tarifas de 10,27%, com efeito médio de 14,22% para os consumidores atendidos em alta tensão e de 9,53% para os clientes em baixa tensão. As novas tarifas serão aplicadas a partir de 22 de novembro. Os itens que mais contribuíram para o reajuste foram os custos do transporte de energia, de 8,04%; o impacto de 7,73%, resultante da retirada das tarifas de componentes financeiros do período anterior; e o efeito da inclusão de 4,32% em componentes financeiros do processo tarifário atual. A Chesp atende 36 mil consumidores em municípios do interior de Goiás. (Agência CanalEnergia – 14.11.2017) 11 DME Distribuição: Aumento médio de 15,38% em tarifas As tarifas da DME Distribuição terão aumento médio de 15,38%, com impacto de 15,80% para os consumidores atendidos em baixa tensão e de 14,61% para o segmento de alta tensão. Os novos índices serão aplicado a partir de 22 de novembro de 2017. O reajuste anual reflete o aumento dos custos de transmissão, com peso de 7,30%, e a redução de 2,62% dos encargos setoriais e de 0,07% do custo de aquisição de energia. A distribuidora atende 74,5 mil unidades consumidoras na cidade de Poços de Caldas (MG). (Agência CanalEnergia – 14.11.2017) 12 Renova: Conclusão do processo de venda de ativos é comemorada A Renova deu por concluído o seu processo de revisão de plano de negócios. Desde o inicio de 2016 a companhia vinha em um processo de redução de capacidade instalada contratada que culminou com o anúncio da venda do complexo eólico Umburanas à Engie Brasil Energia, transferência de PPAs no mercado regulado e no livre. De acordo com o presidente da geradora, Carlos Figueiredo, agora a Renova possui uma estrutura de capital equacionada para o tamanho da companhia. Entre os próximos passos, a empresa prevê terminar o processo de aumento de capital que a injeção de R$ 1,4 bilhão que a Brookfield poderá fazer e aí partir para o desenvolvimento de novos projetos que estão em seu pipeline de projetos. Contudo, a empresa não entrará nos leilões de geração marcados para os dias 18 e 20 de dezembro. Isso porque a Aneel determinou a proibição da Renova nessa disputa por conta da transferência do complexo Umburanas. De qualquer forma, até mesmo para o A-4 a empresa enfrentaria restrição de escoamento na região. A empresa apresentou uma redução de dívida líquida de 54% ante o mesmo período do ano passado. Encerrou o trimestre com R$ 1,24 bilhão. Do endividamento bruto de R$ 1,26 bilhão, 68,3% é junto ao BNDES por empréstimo ponte, a segunda maior parcela, com 24,3% é de capital de giro e 7,4% é devido ao BNB mais Finep. Assim que entrar o empréstimo de longo prazo do BNDES para o projeto Alto Sertão III há a substituição dos 68,3% que passam a figurar como empréstimos de longo prazo junto ao banco de fomento federal. (Agência CanalEnergia – 14.11.2017) 13 Ômega Geração: Geradora se prepara para duas novas aquisições, mas descarta leilões A Ômega Geração estuda duas novas aquisições de ativos de geração que, segundo o presidente da companhia, Antônio Bastos, estão em “negociações avançadas”, podendo ser anunciadas ainda no quarto trimestre do ano. Nesta terça-feira, 14 de novembro, a empresa divulgou os resultados financeiros do terceiro trimestre, com lucro líquido de R$ 12,3 mi, aumento de 132% na comparação com o mesmo período de 2016. Em nove meses, porém, a empresa acumula um prejuízo de R$ 2,1 mi. Até o final de dezembro, a Ômega pretende concluir a incorporação do parque eólico Delta 3 (MA-220 MW), praticamente dobrando a atual capacidade instalada da companhia de 255 MW. O novo ativo tem um potencial de incrementar mais de R$ 100 mi ao Ebitda da empresa. No terceiro trimestre de 2017, potencial de geração de caixa medido pelo Ebitda alcançou R$ 46,7 mi, contra R$ 18,5 mi no mesmo período do ano anterior, aumento de 152%. Em nove meses, Ebitda está positivo em R$ 86,5 mi, contra R$ 68,4 mi em 2016, alta de 26%. Segundo o balanço financeiro da companhia, um dos componentes que levaram ao aumento de despesas foram gastos com due diligente de ativos. Na comparação trimestral, os custos aumentaram de R$ 12,5 mi para R$ 15,5 mi de um ano para o outro. “O DNA da companhia é estar sempre olhando as oportunidades e a gente está avaliando algumas”, disse o novo diretor financeiro da Ômega, Marcelo Habib. “Não podemos abrir nada ainda, mas o time está focado em avaliar algumas oportunidades interessantes”, acrescentou o CFO. Habib explicou que não faz parte do foco da empresa concorrer em leilões, portanto, a empresa não participará dos certames de geração programados pelo governo para ocorrem em dezembro. “A gente só pensa em projetos operacionais”, afirmou. No terceiro trimestre, a receita líquida da companhia somou R$ 153,4 milhões, duas vezes maior do que foi em igual período em 2016. (Agência CanalEnergia – 14.11.2017) 14 EDP Espírito Santo: Chamada Pública para Projetos de Eficiência Energética é lançada A EDP Espírito Santo divulgou nesta terça-feira, 14 de novembro, que está dando início à edição 2017 da Chamada Pública de Projetos para propostas voltadas à eficiência energética nos 70 municípios da área de concessão. A empresa disponibilizará um total de R$ 3,8 milhões para incentivar projetos que tenham como objetivo a conservação e o uso racional da energia elétrica, e que serão aplicados pela distribuidora no próximo ano. As iniciativas devem abranger unidades consumidoras públicas e privadas, promovendo a transformação por meio da eficiência energética, estimulando o desenvolvimento de novas tecnologias e a criação de hábitos e práticas racionais de uso da energia elétrica. A Chamada Pública da empresa disponibiliza os recursos visando a melhoria das instalações, envolvendo ações de substituição de equipamentos ineficientes, sistemas de controle e automação de processos e geração de energia com fontes incentivadas, afim de reduzir o consumo e demanda de energia. Os interessados podem submeter suas inscrições no site da empresa, até o dia 29 de dezembro. No portal é possível acessar o edital da Chamada Pública, documentos correspondentes ao assunto. Os projetos serão avaliados por uma comissão julgadora formada por colaboradores da empresa, que irão analisar conforme critérios estabelecidos no edital publicado. (Agência CanalEnergia – 14.11.2017) 15 Empreendedores se mobilizam para viabilizar UHEs médias, apesar de entraves ambientas Os empreendedores de projetos hidrelétricos começaram a se mobilizar para a retomada dos empreendimentos. Nos últimos anos, UHEs vem enfrentando dificuldades para se viabilizarem em leilões principalmente por conta de entraves no licenciamento de projetos. Na última terça-feira, 14 de novembro, as empresas Brookfield, Cemig, Copel, CPFL, CTG Brasil, EDP, Engie, Neoenergia, Odebrecht e Voith promoveram o seminário “Incentivo ao desenvolvimento das hidrelétricas no Brasil”, no Rio de Janeiro (RJ). De acordo com Gil Maranhão, diretor de novos negócios da Engie, o encontro é um resultado de um ano e meio de conversas entre empresas sobre o que aconteceu com o mercado de UHEs no Brasil. A partir daí o grupo começou a se organizar de forma mais efetiva. “Nossa disposição é fazer com que o mercado de UHEs volte”, aponta. A EPE é uma parceira desse movimento. O presidente da EPE, Luiz Augusto Barroso, considerou a união dos empreendedores positiva e lembrou que apesar do número modesto de UHEs no PDE, a EPE trabalha para revitalizar o desenvolvimento das hidrelétricas. A Apine abraçou a causa dos empreendedores e também quer colaborar para destravar os projetos. O presidente da associação, Guilherme Velho, lembrou que os leilões de dezembro tiveram um percentual muito baixo em UHEs cadastradas, o que mostra um desequilíbrio entre as fontes convencional e as renováveis complementares, que cadastraram dezenas de GW. Segundo ele, foi criada uma meta dentro do plano de ação da Apine para identificar os entraves, porque não foram projetos novos projetos, já que existe um potencial identificado. Ele acredita que os esforços para suplantar os obstáculos atuais podem fazer com que no curto prazo as usinas médias sejam viabilizadas, já que há um potencial que pode ser destravado e desenvolvido. “A oferta de hidrelétricas está muito pequena”, ressalta. (Agência CanalEnergia – 14.11.2017)
Leilões 1 Aneel: aprovado edital do Leilão de Geração “A-4” de 2017 A Diretoria da Aneel aprovou hoje (14/11), durante Reunião Pública, edital do Leilão nº 04/2017, denominado “A-4” de 2017, destinado à contratação de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração a partir das fontes hidrelétrica, eólica, solar fotovoltaica e termelétrica a biomassa, com início de suprimento em 1º de janeiro de 2021. O certame será realizado no dia 18/12/2017 na sede da CCEE, em São Paulo. Serão negociados Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) na modalidade por quantidade, com prazo de suprimento de 30 anos para empreendimentos hidrelétricos (CGH, PCH e UHE menor ou igual a 50 MW de potência instalada) e por disponibilidade, com prazo de suprimento de 20 anos, diferenciados por fontes, para empreendimentos de geração a partir de eólica, solar fotovoltaica termelétrica a biomassa. De acordo com a decisão da Agência, será utilizado como critério de classificação a margem de escoamento da transmissão e, além disso, não poderão participar os empreendimentos que entrarem em operação comercial até a data de publicação do Edital. O Leilão será realizado em duas fases, sendo que na primeira será considerada a capacidade de escoamento remanescente do Sistema Interligado Nacional. No caso de ofertas em cada uma das fontes, será alocada necessariamente demanda para cada um dos produtos disponíveis. (Aneel – 14.11.2017) 2 Aneel aprova edital do Leilão de Geração “A-6” A Diretoria da ANEEL aprovou hoje (14/11), durante Reunião Pública, Edital do Leilão nº 05/2017-ANEEL — “Leilão A-6” de 2017 —, cujo objeto é a contratação de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração de energia elétrica de fontes hidrelétrica, eólica e termelétrica (a carvão, a gás natural em ciclo combinado e a biomassa), com início de suprimento de energia elétrica em 1º de janeiro de 2023. O certame será realizado no dia 20/12/2017 na sede da CCEE, em São Paulo. Serão negociados Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) por quantidade, com prazo de suprimento de 30 anos para empreendimentos hidrelétricos; por disponibilidade, com prazo de suprimento de 20 anos para empreendimentos eólicos e por disponibilidade, com prazo de suprimento de 25 anos, diferenciados por fontes, para empreendimentos de geração a partir de termelétrica a biomassa, a carvão e a gás natural em ciclo combinado. De acordo com a decisão da Agência, não poderão participar os empreendimentos que entrarem em operação comercial até a data de publicação do Edital. Foi definido o patamar de 30% da energia habilitada do empreendimento como o mínimo a ser destinado ao mercado regulado. Serão aceitas propostas para quatro produtos distintos: um produto por quantidade e três por disponibilidade, sendo os produtos por disponibilidade divididos em um produto para fonte eólica, outro para o qual disputarão as fontes termoelétrica a biomassa e a carvão e um terceiro produto para a fonte termoelétrica a gás natural. A EPE registrou o cadastramento de 1.092 projetos, totalizando 53.424 MW de potência instalada. Desse montante, 953 projetos referem-se a empreendimentos eólicos, 66 de PCHs, 4 de UHEs, 42 de Termelétricas a Biomassa, 4 de Termelétricas a Carvão e o restante (23) de termelétricas a Gás Natural. (Aneel – 14.11.2017)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste tiveram diminuição de 0,1% nos níveis em relação ao dia anterior e se encontram com 18,1% da capacidade, segundo dados do ONS relativos a última segunda-feira, 13 de novembro. A energia armazenada está em 36.809 MW mês e a energia afluente em 103% da MLT. A usina de Furnas trabalha com 9,06% da capacidade e Nova Ponte, com 12,67%. Na região Nordeste os níveis tiveram recuo de 0,1%, deixando os reservatórios com 4,8% da capacidade. A energia armazenada ficou em 2.490 MW mês no dia e a energia afluente está em 9% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica Sobradinho apresenta 2,06% da sua capacidade. No Norte do país os níveis apresentaram alteração negativa de 0,3% e os reservatórios se encontram com 18,6% da capacidade. A energia armazenada chegou a 1.918 MW mês e a ENA ficou em 48% da MLT. A hidrelétrica Tucuruí se encontra com 27,51% da capacidade. No submercado Sul os níveis recuaram em 0,1% e os reservatórios operam com 58,4% da capacidade. A energia armazenada no dia ficou em 10.776 MW mês e a energia afluente está em 139% da MLT. A usina de Passo Fundo opera com 83,62% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 14.11.2017) 2 EPE: Até 2050, potencial em UHEs pode ser de 52 GW No longo prazo, o Brasil pode ter um potencial de cerca de 52 GW em hidrelétricas. Levantamento para o Plano de Expansão do Longo Prazo 2050 da EPE mostra que esse montante está distribuído em 196 usinas. De acordo com Thiago Barral, Superintendente de projetos de geração da EPE, o potencial abrange empreendimentos que estão de alguma forma sob algum monitoramento na Aneel. “São os que hoje contam como eixo disponível ou com estudo de viabilidade ou projeto básico em desenvolvimento ou aprovado”, explica Barral, que participou de seminário de Incentivo ao Desenvolvimento às Hidrelétricas. O levantamento excluiu as PCHs e as CGHs, abordando apenas usinas com mais de 30 MW. Foram incluídos ainda projetos binacionais e estudos com dez anos ou mais. Uma filtragem nos projetos mostra que apesar do alto valor de 52 GW, apenas um quarto do total, cerca de 12 GW, não sofreria interferência direta por estar localizado em terra indígena, quilombola ou em unidade de conservação ambiental. Mesmo assim, esses aproveitamentos enfrentam problemas com a justiça, licenciamento ambiental ou o desinteresse do empreendedor pela usina. Segundo Barral, nenhum entrave apresentado caracteriza impedimentos definitivos para as usinas, mas trazem carga de complexidade e demandam ações para melhorar sua viabilidade. O setor tem visto uma dificuldade muito grande de manter o percentual de participação de UHEs na matriz no mesmo ritmo observado no passado com a demanda atual. “Existe um potencial, mas não só a EPE, como os investidores privados, estão esbarrando em dificuldades”, observa. (Agência CanalEnergia – 14.11.2017)
1 Ibama: Seminário em Brasília discutirá eficiência energética e cidades inteligentes As novas tendências de eficiência energética na arquitetura e no planejamento das médias e grandes cidades serão temas do seminário “Eficiência Energética e Cidades Inteligentes”, que ocorrerá na próxima sexta-feira (17), a partir das 9h30 na sede do Ibama, em Brasília. O evento será voltado especialmente a profissionais de arquitetura e engenharia civil e também para os de setores ligados à contratação e compras públicas. O seminário contará com as palestras da assessora técnica da Secretaria de Mudança do Clima e Florestas do MMA, Alexandra Maciel, que apresentará balanço sobre o Programa Transformação do Mercado de Eficiência Energética no Brasil; e do chefe do Departamento Econômico da Embaixada de Israel, Alex Bekker, que irá falar sobre as cidades inteligentes. O seminário integra o Projeto 3E, que promove capacitação e sensibilização para a busca da eficiência energética em prédios públicos, buscando mecanismos de garantia para financiamento de projetos de eficiência energética. A expectativa é contribuir para uma economia de até 106,7 TWh de eletricidade nos próximos 20 anos, com a redução de emissões de gases de efeito estufa em até 3 milhões de toneladas de CO2. (Agência CanalEnergia – 14.11.2017)
Energias Renováveis 1 CCEE: Produção eólica cresceu 28% em relação a 2016 A produção de energia eólica no acumulado de janeiro a setembro deste ano foi 28% superior à geração da fonte no mesmo período do ano passado, saindo de 3,3 mil MW médios para 4,3 mil MW médios. Os dados constam no InfoMercado mensal, da CCEE. De acordo com a câmara de comercialização, as eólicas representaram 7% de toda a geração elétrica no período apurado, enquanto as hidrelétricas – incluindo PCHs – responderam por 72,3% do total e as térmicas, por 20,7%. Ao final de setembro, a CCEE contabilizou 476 eólicas em operação comercial no país que somavam 12.127 MW de capacidade instalada, incremento de 24,8% frente ao potencial das 381 unidades geradoras da fonte existentes em setembro do ano passado. O parque eólico nacional, quando dividido por estado, mostra que o Rio Grande do Norte foi o principal responsável pela geração desta fonte no período pesquisado, com 1.408 MW médios de energia entregues em 2017. Em seguida, aparece a Bahia com 877 MW médios produzidos, o Ceará, que alcançou 609,5 MW médios, o Rio Grande do Sul, com 600 MW médios, e o Piauí, com 496 MW médios. Os dados consolidados de setembro confirmam ainda o Rio Grande do Norte com a maior capacidade instalada, somando 3.455 MW, aumento de 17% em relação a setembro de 2016 quando a capacidade instalada era de 2.956 MW. Em seguida aparece a Bahia com 2.264 MW, o Ceará com 2.036,2 MW, o Rio Grande do Sul com 1.778 MW e o Piauí com 1.355 MW de capacidade. (Brasil Energia – 14.11.2017) 2 SP: recorde no uso de fontes renováveis em 2016 O Balanço Energético do Estado de São Paulo referente a 2016, publicado na última segunda-feira, 13 de novembro, pela Secretaria de Energia e Mineração, mostra que pela primeira vez a participação das energias renováveis na matriz energética paulista atingiu a marca de 60,8%. Até então o maior registro havia sido em 2009, quando as energias renováveis somaram 59,1% da matriz paulista. O menor índice ocorreu em 1981 com apenas 33,4% de fontes limpas. Em 2015 as energias renováveis representaram 58% do consumo. “Entre os principais fatores que garantiram o aumento do índice de renovabilidade da matriz em relação ao ano anterior estão a retomada das chuvas, que causaram o desligamento das térmicas a gás, a diminuição da atividade econômica em decorrência da crise e a estabilidade do setor sucroalcooleiro”, explicou o secretário de Energia e Mineração, João Carlos Meirelles. A redução no consumo dos derivados de petróleo e de carvão mineral, principalmente no setor siderúrgico, colaborou com o aumento da participação dos recursos renováveis. Nos últimos 10 anos o Estado de São Paulo fortaleceu em 17,2% a produção dos diversos tipos de energéticos, o que colabora para a segurança do setor de energia estadual. Em 2007 a suficiência energética era de 50 milhões tonelada de óleo equivalente (toe) passando para 58,6 milhões de toe em 2016. A produção de gás natural no período avançou 17 vezes, o consumo de eletricidade apresentou um aumento de 11,7%, e a oferta de etanol cresceu 28,5%. (Agência CanalEnergia – 14.11.2017) 3 AES Tietê: acordo para investimento de até R$ 650 mi em complexo solar da Cobra Brasil A AES Tietê fechou acordo para investir até R$ 650 mi com a Cobra do Brasil para financiar a construção do Complexo Bauru Solar em Guaimbê (SP), segundo comunicado da companhia na segunda-feira. A operação prevê investimento de até R$ 470 mi em debêntures a serem emitidas entre setembro de 2017 e março de 2018, por cinco SPEs, todas subsidiárias da Cobra do Brasil. Além disso, a AES Tietê poderá fazer novo investimento no montante previsto de R$ 180 mi, por meio de aumento de capital nas SPEs e aquisição da participação acionária residual detida pela Cobra do Brasil nas SPEs. As autorizações para implementação do complexo foram outorgadas às SPEs após o 6º Leilão de Energia de Reserva em outubro de 2014, com energia contratada por 20 anos ao preço médio de R$ 218,85/MWh, destacou a companhia. Ainda segundo a AES Tietê, os R$ 650 mi têm por base todos os custos para implementar a entrada em operação comercial do Complexo Bauru Solar e aquisição pela Companhia. “O acordo contribuirá para a estratégia de crescimento da AES Tietê de, até 2020, compor 50 por cento de seu Ebitda com fontes não hidráulicas com contratos regulados de compra e venda de energia elétrica de longo prazo”, concluiu a empresa. (Ambiente Energia – 15.11.2017) 4 Nordex transfere fábrica para atender o Complexo Eólico Lagoa do Barro no PI Com uma logística de transporte que envolve cerca de 300 caminhões, a Nordex desmonta sua fábrica de torres instalada dentro do Complexo Eólico Santa Vitória do Palmar, no Rio Grande do Sul. A partir de agora, a fábrica segue para mais um projeto e levará cerca de 20 dias para chegar ao seu próximo destino: o Complexo Eólico Lagoa do Barro, no sudoeste do Piauí. Além da estratégia de deslocamento, a tecnologia implantada na fábrica de torres é fornecida exclusivamente pelo Grupo e replicada no México, África do Sul e Argentina, países onde a empresa também atua. “Esse é o nosso diferencial competitivo. Possuímos flexibilidade na construção da fábrica dentro da obra e, com isso, economizamos na logística e também controlamos a evolução do projeto visando mitigar qualquer risco”, diz o Diretor Comercial do Grupo Nordex no Brasil, David Lobo. O Grupo Nordex fornecerá para o Complexo Eólico Lagoa do Barro 65 turbinas do modelo AW3000, com 3 MW de potência cada, rotor de 125 metros de diâmetro e pás de 61,2 metros, instaladas acima de torres de concreto de 120 metros de altura. É o aerogerador com maior diâmetro de rotor em operação no país. A empresa iniciará a montagem da sua nova fábrica de torres até o final de 2017. A previsão para o início das operações é maio de 2018. De olho nos próximos leilões de energia, a Nordex mantém nas regiões de Areia Branca, no Rio Grande do Norte, Itarema, no Ceará, Palmares do Sul e Santa Vitória do Palmar, no Rio Grande do Sul, a infraestrutura básica que permite montar uma fábrica de torres em um curto espaço de tempo. (Ambiente Energia – 15.11.2017) 5 Brasil: Escassez de chuvas aumenta atratividade da energia solar A perspectiva de aumento do custo da energia elétrica com a escassez de chuvas para abastecer o reservatório das usinas hidrelétricas está levando os consumidores a gerar sua própria energia, com a instalação de microusinas no sistema de geração distribuída, que permite ao cliente jogar a energia gerada no sistema elétrico e abater essa carga do seu consumo. Apenas em um ano, o número de conexões desse tipo mais do que dobrou no país, passando de 5.040 unidades em setembro do ano passado para 16.892 atualmente, um salto de 235%. Em capacidade de geração de energia, o avanço foi de 47,9 MW em setembro de 2016 para 187 MW agora, um aumento de 290%. Em Minas, líder nacional na geração distribuída, o número de microusinas saltou de 1.226 em setembro do ano passado para 3.700 agora. Juntas, essas usinas de geração distribuída tem capacidade para gerar 38,5 MW. Do total de usinas no sistema de geração distribuída instaladas no estado, 3,6 mil estão não área de concessão da Cemig. Segundo o engenheiro de Tecnologia e Normatização da Efficientia S.A, Márcio Eli Moreira de Souza, 99% das unidades são usinas solares fotovoltaicas. Para o técnico da subsidiária da Cemig, quatro fatores estimulam os investimentos na geração solar fotovoltaica: o custo crescente da tarifa de energia, o que leva mais gente a investir na geração própria de energia, a radiação solar no Brasil e mais especificamente em Minas, o diferimento do ICMS para sistemas de geração solar, e a Lei 20.840/ 2013, que reduz os custos de implantação da linha de transmissão para conexão da usina à rede da concessionária. Segundo Márcio Eli, nos últimos dois anos foram protocolados na Cemig consultas para instalação de projetos de geração distribuída que representam 240 MW de energia solar. Considerando o custo hoje de R$ 4 mi por cada MW instalado de geração fotovoltaica, esses projetos, se concretizados, vão representar investimentos de R$ 1 bi. (Ambiente Energia – 15.11.2017)
Gás e Termelétricas 1 Segundo Enel, liminar reforça segurança do ambiente de negócios no país A decisão do Tribunal Regional Federal de conceder liminar em favor da Enel contra a Petrobras, mantendo as condições originais do Programa Prioritário de Termeletricidade na UTE Enel Fortaleza (CE) foi considerada pela empresa italiana como um reforço à segurança jurídica do ambiente de negócios do país. A Petrobras quer alterar os valores do contrato de Gás Natural Liquefeito que supre a termelétrica. Em nota, a Enel frisou que “políticas públicas materializadas em programas como o PPT devem ser cumpridas, sobretudo quando destinadas a atrair investidores para contribuir com o desenvolvimento do País”. Segundo a nota, a liminar vai permitir a manutenção da disponibilidade e otimização do uso dos recursos energéticos, conforme decidido pelo CMSE e o ONS. (Agência CanalEnergia – 14.11.2017) A Aneel liberou para operação comercial as unidades geradoras UG1 a UG5, de 440 kW cada, totalizando 2.200 kW de capacidade instalada da usina de geração termelétrica denominada UTE CNH Pacarana, segundo despacho publicado nesta última terça-feira, 14 de novembro. O empreendimento está localizado em Espigão do Oeste (RO). Outra usina que recebeu autorização junto ao órgão regulador é a UTE CNH Urucumacuã, que poderá operar comercialmente as unidades UG1 e UG2, de 440 kW cada, somando 880 kW de capacidade instalada no município de Chupinguaia (RO). (Agência CanalEnergia – 14.11.2017) 3Angra 3: paralisação das obras causa prejuízo adicional à Eletrobras Com as obras paradas desde 2015, a usina nuclear de Angra 3 passou a dar em outubro, um prejuízo adicional de R$ 30 milhões à Eletrobras. O valor refere-se a parcelas de um financiamento tomado em 2010 com o BNDES para a construção do projeto, investigado pela Operação Lava Jato. As prestações são pagas pela Eletronuclear, estatal que gere o parque nuclear brasileiro, mas com o atraso nas obras, acabam virando responsabilidade da Eletrobras, disse nesta terça (14) o presidente da estatal, Wilson Ferreira Jr. Ferreira Jr diz que é necessário rever o modelo de financiamento do projeto, que contava com 8% de capital próprio e 92% de financiamento. Agora, diz ele, a parcela de dinheiro própria terá que subir para entre 30% e 40%. Assim, defendeu, é necessária a atração de outro investidor. O governo já conversou com russos, chineses e franceses, mas diz que o projeto só é viável com aumento na tarifa. O presidente da Eletrobras diz que uma tarifa viável giraria em torno dos R$ 400 por megawatt-hora, contra os cerca de R$ 240 por megawatt-hora hoje contratados. Em reunião marcada para o próximo dia 24, o conselho de administração da Eletrobras analisará o programa de venda de ativos da estatal, que prevê a transferência de 77 participações em empresas de geração e transmissão de energia, que têm valor contábil de R$ 4,6 bilhões. A empresa anunciou nesta segunda (13) lucro de R$ 550 milhões no terceiro trimestre de 2017, resultado considerado "muito bom" por seu presidente. (Folha de São Paulo – 14.11.2017)
Grandes Consumidores 1 Eldorado: Lucro sobe cerca de 20 vezes no 3º tri, para R$ 346,8 mi A Eldorado Brasil, produtora de celulose de eucalipto da J&F Investimentos, registrou lucro líquido de R$ 346,8 milhões no terceiro trimestre, cerca de 20 vezes acima do ganho apurado um ano antes. A melhora na última linha do balanço deve-se ao avanço do resultado operacional e à linha financeira, que reflete um ganho com o impacto da variação cambial na parcela da dívida expressa em moeda estrangeira de R$ 208 milhões. A companhia divulgou nesta quarta-feira os números não auditados do período, assim como ocorreu no primeiro e no segundo trimestres. A publicação dos números revisados pelo auditor independente ainda depende da conclusão de investigações internas na companhia e em outras empresas da J&F, que assinou acordo de leniência com o Ministério Público Federal (MPF). De julho a setembro, a receita líquida da companhia totalizou R$ 825,5 milhões, 25% acima do registrado no mesmo intervalo do ano passado, enquanto o resultado antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês) subiu 52%, a R$ 501 milhões. A margem Ebitda ficou em 61%. O crescimento do Ebitda reflete a redução nos custos de produção da celulose e a importante melhora dos preços da fibra curta neste ano. No trimestre, o custo caixa de produção ficou em R$ 503 por tonelada, com queda de 14% na comparação anual, diante da diminuição da distância entre florestas e fábrica, aumento do uso de madeira própria e maior eficiência dos processos industriais e logísticos. Além disso, a Eldorado obteve receita líquida de R$ 28 milhões com a venda de energia no trimestre, com alta de 186% frente ao mesmo período do ano passado, que contribui diretamente para a redução do custo. (Valor Econômico – 16.11.2017) 2 Embasa economiza R$ 12 milhões no mercado livre A Empresa Baiana de Águas e Saneamento, a Embasa, companhia estadual responsável pelo serviço de água e esgoto na Bahia, obteve de janeiro a outubro deste ano uma economia de R$ 12 mi com a migração para o mercado livre de seis unidades consumidoras. Isso equivale a uma economia de 20% nos custos com energia. A migração, concluída em janeiro mas iniciada em maio de 2016, envolve três unidades consumidoras livres convencionais e três unidades consumidoras especiais. A economia com o ACL, em contratos de cinco anos, é ainda mais relevante considerando que no mesmo período a companhia negociou um desconto de 15% nas tarifas do mercado cativo. Portanto, os R$ 12 mi são adicionais a esses ganhos. A Embasa conta hoje com carga média de 88 MWm, sendo que somente 29 MWm foram migrados. Segundo o gerente de energia elétrica da Embasa, Thiago Oliveira, os 59 MWm restantes são classificados como consumidores especiais. “Como o PLD está em valores inviáveis para a migração, acompanhamos os preços de médio e longo prazo para verificar novas oportunidades”, diz. Segundo Oliveira, a economia obtida está acima do projetado em virtude do acionamento das bandeiras tarifárias, que não tinham sido consideradas nos estudos de viabilidade. Somente com isso, a Embasa deixou de gastar R$ 4 mi. Outra vantagem foi poder operar no horário de ponta sem diferenças de custos. A Embasa em 2016 consumiu 758,3 GWh e teve um gasto com energia elétrica de pouco mais de R$ 211 mi. Em 2017, a estimativa é de 769 GWh para uma despesa de R$ 226 mi. Atualmente energia elétrica é a segunda maior despesa da companhia, ficando atrás somente das despesas com pessoal. (Brasil Energia – 14.11.2017) Economia Brasileira 1 Novo Refis: R$ 7 bi adicionais na receita de Outubro A Receita Federal arrecadou pouco mais de R$ 7 bi somente em outubro com o Programa Especial de Regularização Tributária (Pert), o novo Refis, o que superou as mais otimistas previsões. No acumulado desde agosto, a arrecadação do Pert já supera R$ 15 bi, de acordo com dados preliminares do Siafi. Esta foi uma das principais razões para o forte crescimento das receitas tributárias federais em outubro, descontando-se o efeito da repatriação do ano passado. Como o Valor informou na última terça-feira, os dados do Siafi mostravam taxas de crescimento da arrecadação federal entre 9% e 12% acima da inflação, na comparação de outubro de 2017 com o mesmo mês de 2016, retirando-se da conta os R$ 45 bi da repatriação de ativos de brasileiros no exterior. Outros fatores como a alta nos combustíveis, a melhora da economia e o reajuste dos servidores também impactaram favoravelmente as receitas do governo. (Valor Econômico – 16.11.2017) 2 TCU alia-se a Tesouro na sistemática para a regra de ouro O TCU vai apoiar a sistemática da Secretaria do Tesouro Nacional relativa a aplicação da regra de ouro das contas públicas no caso dos investimentos das empresas estatais. O órgão vem analisando os métodos usados pelo Tesouro e pela Secretaria de Orçamento do Ministério do Planejamento, e logo vai informar publicamente o apoio ao modelo do Tesouro, que defende a exclusão das estatais do cálculo. Os órgãos ainda não tinham sido oficialmente informados sobre uma tomada de decisão do TCU, segundo apurou o Valor. O entendimento do Tesouro é que o método correto, aplicado no primeiro Relatório Resumido de Execução Orçamentária (RREO), divulgado em janeiro, considera só o governo federal, a chamada "abrangência do orçamento fiscal e da seguridade social", que delimita o setor público. Essa forma de apuração, portanto, não considera o chamado Programa de Dispêndios Globais (PDG), que é o orçamento de investimento das estatais, porque haveria não só dificuldade de apurar alguns indicadores, mas sobretudo pelo fato de que o conceito é que o correto é considerar o que é efetivamente financiado pela emissão de dívida pública, que é o crédito tomado pelo governo. A regra de ouro está no Artigo 167 da Constituição e define que as operações de crédito do Tesouro Nacional não podem ser maiores do que os gastos de capital (que incluem investimentos e amortizações da dívida). A medida busca evitar que o governo se endivide para bancar gastos correntes, como despesas de pessoal e custeio da máquina pública. (Valor Econômico – 16.11.2017) 3 FGV: IGP-10 abranda alta para 0,24% em novembro 4 FGV: IPC-S sobe 0,30% na segunda prévia de novembro O IPC-S, calculado pela FGV, aumentou 0,30% na segunda prévia de novembro, seguindo elevação de 0,36% na apuração anterior. Na leitura atual, seis das oito classes de despesa componentes do índice apresentaram decréscimo em suas taxas de variação. A maior contribuição partiu do grupo Alimentação (0,28% para -0,12%). (Valor Econômico – 16.11.2017) O dólar comercial fechou o pregão do dia 14 sendo negociado a R$3,3083, com variação de +1,12% em relação ao início do dia. Hoje (16), começou sendo negociado a R$3,3030 — variação de -0,16% em relação ao fechamento do dia útil anterior — e segue uma tendência de baixa, sendo negociado às 10h15 no valor de R$3,2772, variando -0,78% em relação ao início do dia. (Valor Econômico – 14.11.2017 e 16.11.2017)
Internacional 1 Argentina: Aumento da tarifa elétrica seria entre 20 e 30% Embora o governo mantenha os números finais da audiência pública que acontecerá nesta sexta-feira, tudo indica que o aumento nas cédulas da luz será menor do que o gás. Em vez dos 45% anunciados ontem por gás, o aumento das contas de distribuição de eletricidade seria de 20% a 30%, de acordo com as estimativas do setor privado. O Ministério da Energia informou que as empresas de distribuição de gás (Metrogas e Gas BAN) teriam uma recomposição de 45% pelo preço de seus serviços. Em contraste, para as empresas de distribuição de eletricidade, a melhoria - neste estágio - será de 19%. É por causa da chamada "distribuição de valor agregado" (VAD). Mas a maior incidência nas contas de eletricidade é o custo monômico da geração. Esse valor é sazonal - diferenças importantes no verão do inverno - e o Estado nacional subsidia-o em menor medida. O custo da geração de eletricidade é de cerca de US $ 74/75 por MWh (a unidade de medida). (Clarín – Argentina – 15.11.2017) 2 Argentina: Banco chinês financiará 85% de um parque solar em Jujuy O governo de Jujuy (na Argentina) está à beira do fechamento de um acordo com o Eximbank da China que contribuirá com cerca de US $ 331 mi para a construção do parque Solar na Puna jujeña com o objetivo de gerar 300 MW de energia fotovoltaica. Isso foi relatado por fontes do governo de Jujuy, que assinalou que a chegada de representantes da instituição financeira está sendo preparada para que o acordo final seja assinado no país antes do final do ano. O projeto Cauchari I, II, III para a geração de energia limpa custará cerca de US $ 410 mi, dos quais 331 milhões serão contribuídos pelo Eximbank, que representa 85% da planta solar total. O resto do financiamento será resolvido com o chamado "vínculo verde" emitido pelo governo de Jujuy em setembro passado. "Após a publicação de um decreto pelo governo nacional, a autorização para o financiamento definitivo para a criação do Solar Park já foi definida, então o contrato financeiro com o Eximbank será assinado", disse Mario Pizarro, secretário da Energia de Jujuy. Ele enfatizou que este acordo permitirá que a instituição financeira chinesa faça o primeiro pagamento para avançar com a construção do parque solar, que ocupará cerca de 800 hectares com painéis a quase 4.000 metros de altitude na região de Jujuy de Susques. (Inversor Energético – Argentina – 15.11.2017) 3 Argentina: Ministério da Energia anuncia obras de energia por US $ 600 mi em Misiones A província de Misiones (na Argentina) acaba de apresentar seu Plano de Obras Elétricas com o objetivo de duplicar a capacidade instalada no segmento e melhorar a qualidade do serviço. Para financiamento, a província governada por Hugo Passalacqua obteve um empréstimo do Foreign Trade Bank of China por US $ 600 mi, a uma taxa inferior a 4% e por um período de 15 anos. De acordo com o Ministério da Energia provincial, promove tanto a instalação de redes de alta e média tensão com potências de 500 e 123 Kw, bem como a montagem de novas estações de transformadores. "O principal objetivo é renovar a infraestrutura disponível, que em várias partes da província é obsoleta, o que favorece os cortes na oferta em momentos de consumo máximo", afirmou o chefe do ministério, Sergio Lanziani. Em particular, a ideia é trazer para Fracrán, no departamento de Guarani, a interconexão de 500 Kw que atualmente só se estende para a área de San Isidro, dentro do departamento da Capital. Com uma maior capacidade de transmissão, disse ele, Misiones poderá enfrentar com sucesso o aumento vertiginoso que a demanda de energia vem exibindo. (Inversor Energético – Argentina – 15.11.2017) 4 Espanha: As empresas elétricas ainda não se comprometem por escrito contra a pobreza energética 5 Espanha: O mundo consumirá 30% mais energia em 2040 e se afastará do cumprimento do Acordo de Paris Segundo a AIE, o mundo deve se preparar para um aumento de 30% na demanda de energia para 2040. Será como adicionar outra China e outra Índia à demanda global, adverte o relatório anual da agência. O setor de energia sofrerá mudanças profundas, com novos poderes de produção e uma mudança nas fontes de energia que darão luz e calor à humanidade. O desafio: evitar que as emissões de gases também cresçam, porque de acordo com a AIE, o mundo não está em um bom caminho para cumprir o Acordo de Paris. Com uma demanda crescente, o gás natural ganhará um papel de protagonista, o mundo não vai dizer adeus ao petróleo e as renováveis continuarão ganhando terreno, embora o grande desafio seja que eles continuem a melhorar sua eficiência tecnológica e sua rentabilidade. E os Estados Unidos manterão a liderança de combustíveis fósseis e seu comércio global: ele se estabelecerá como o principal produtor mundial de petróleo e gás até 2040, mesmo em um contexto de preços baixos, de acordo com a AIE. A agência calcula o aumento da produção de petróleo de xisto dos EUA em 8 milhões de barris entre 2010 e 2025. O país que tem maior participação no aumento da demanda será a Índia, cuja parcela no consumo de energia aumentará para 11% em 2040, observa a AIE. O Sudeste Asiático também será fortemente adicionado à demanda. Em geral, os países em desenvolvimento na Ásia representam dois terços do crescimento mundial da energia, com o restante do Oriente Médio, África e América Latina. Mais demanda implicará mais necessidades de investimento. A China precisará adicionar à sua infra-estrutura elétrica o equivalente a todo o sistema elétrico atual dos EUA até 2040. A Índia precisará adicionar um sistema de energia do tamanho da atual União Européia. (El País – Espanha – 16.11.2017)
A Volkswagen anunciou nesta quinta-feira que pretende investir € 10 bilhões para desenvolver carros elétricos na China, em um movimento para se adequar às novas regras que restringem a emissão de poluentes. O grupo, que inclui ainda a marca Audi, quer lançar 15 modelos nos próximos dois a três anos, e outros 25 depois de 2025, segundo revelou o chefe da montadora na China, Jochem Heizmann. A China estabeleceu metas para a produção e vendas dos chamados NEV (New Energy Vehicle), que devem ser cumpridas até 2019, o que provocou uma corrida das montadoras. Quem não cumprir as novas exigências terá que comprar créditos. Os NEVs são NEVs carros totalmente movidos a bateria e híbridos com acesso à rede elétrica. A Volkswagen já tem dez modelos de carros elétricos no mercado chinês, mas todos são importados e com volume de vendas pequeno. O objetivo do grupo, segundo Heizmann, é que até 2020 possam ser vendidos 400 mil carros elétricos por ano e 1,5 milhão por ano até 2025. (O Globo – 16.11.2017) 7 ENEL se prepara para fornecer soluções de mobilidade elétrica no mercado americano A Enel, através da sua filial norte-americana EnerNOC, anunciou a aquisição da eMotorWerks, localizada na Califórnia e um dos principais fornecedores norte-americanos de estações de recarga para veículos elétricos (EV), chamadas de JuiceBox, e proprietária e operadora da JuiceNet, uma plataforma de Internet das Coisas para o gerenciamento inteligente de recarga de veículos elétricos e outras instalações de armazenamento de energia distribuída. Através da plataforma JuiceNet, essas instalações podem ser controladas remotamente e agregadas para fins de balanceamento de rede, baseando-se em fluxos de eletricidade unidirecionais e bidirecionais (veículo a rede, conhecido pela sigla V2G). A aquisição da eMotorWerks marca a entrada da Enel no mercado de mobilidade elétrica dos EUA, um dos maiores mercados de veículos elétricos do mundo. “Os veículos elétricos têm potencial para ser uma das tecnologias mais disruptivas que a rede elétrica moderna viu nascer nos últimos cem anos”, disse Francesco Venturini, Responsável pela divisão de e-Solutions da Enel. (Ambiente Energia – 14.11.2017) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
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