l IFE: nº 4.454 - 30 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 Economia Brasileira Internacional Biblioteca Virtual do SEE
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Ampliação do mercado livre possivelmente será antecipada O governo estuda antecipar em dois anos o horizonte de abertura parcial do mercado livre para pequenos e médios consumidores industriais e comerciais, de 2028 para 2026. A antecipação deve constar do PL que o governo está elaborando sobre a reforma do setor elétrico, que deve ser apresentado ao Congresso após a entrega do PL da privatização do controle da Eletrobras. Hoje podem consumir energia no mercado livre empresas dos setores industrial e comercial com demanda mínima de 3 MW. Também podem participar do mercado livre empresas com demanda mínima de 500 kW desde que comprem energia de projetos de fontes alternativas. De acordo com a proposta do MME colocada em consulta pública em agosto, a abertura do mercado livre seria gradual até 2028. A partir de 2020, poderiam migrar empresas com demanda de pelo menos 2 mil MW, contratando energia de qualquer fonte. Esse patamar seria novamente reduzido para 1 mil MW, em 2021, e 500 kW, em 2022. Em 2024, o patamar mínimo seria de 400 kW. E, em 2028, esse número seria reduzido para 75 kW. Outra mudança em estudo pelo governo, em relação à minuta colocada em consulta pública é a inclusão no texto do PL de uma determinação para que a EPE realize estudos sobre o impacto no setor de uma eventual liberação total do mercado de energia, incluindo clientes residenciais. (Valor Econômico – 30.11.2017) 2 Abraceel: PL gera economia de R$ 2 bi por ano para segmentos industrial e comercial Estudo da Abraceel indica que a proposta do governo de reforma do setor colocada em consulta pública pode fazer com que os segmentos industrial e comercial, com a abertura do mercado livre passem a economizar R$ 2 bilhões por ano na tarifa de energia. As contas da entidade consideram a entrada de 24 mil empresas, ou uma carga adicional estimada de 4.399 MW médios, no ambiente de livre negociação até 2028. A Abraceel calculou o potencial de economia caso todos os consumidores do país tivessem possibilidade de migração para o mercado livre. Nesse caso, a economia na tarifa de energia poderia atingir quase R$ 9 bilhões por ano. Para Danilo Marchesi, sócio da consultoria EIG, há espaço para o governo promover uma abertura do mercado livre mais rápida do que aquela prevista na minuta colocada em audiência pública. (Valor Econômico – 30.11.2017) 3 Repetitivo sobre tributação de tarifas de energia será julgado pelo STJ O STJ definirá se as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica compõem a base de cálculo do ICMS. O tema será julgado como recurso repetitivo por solicitação da PGE-RS. Por esse motivo, o trâmite de processos sobre o tema ficará suspenso em todo país, inclusive nos juizados especiais, conforme proposta do relator da ação na 1ª Seção, ministro Herman Benjamin. Como o STF já decidiu que a discussão é infraconstitucional, caberá ao STJ dar a última palavra sobre o assunto. Isso só poderá mudar se for apresentado e aceito recurso pelo STF com base constitucional. A TUSD é paga pelo consumidor que adquire energia elétrica diretamente dos agentes de comercialização ou de geração no mercado livre de energia elétrica. O assunto é importante para os Estados e estima-se impacto de R$ 14 bilhões por ano na arrecadação. As procuradorias estaduais já solicitaram julgamentos de Incidente de Resolução de Demandas Repetitivas nos tribunais da segunda instância. No STJ há divergência sobre o tema. Por isso, no início do mês, a PGE-RS pediu que seja julgado como repetitivo o processo pela 1ª Seção, o que foi aceito. O Estado ainda poderia ser obrigado a restituir R$ 7,5 bilhões referentes aos últimos cinco anos de recolhimento do ICMS, segundo cálculos da Secretaria da Fazenda. (Valor Econômico – 30.10.2017) 4 BNDES: Banco deverá aumentar desembolsos para energia em 40% este ano 5 Revisão de bandeiras e metodologia do PLD serão discutidos na Agenda Regulatória 2018-2019 A diretoria da Aneel aprovou na última terça-feira, 29 de novembro, a Agenda Regulatória para o biênio 2018-2019, cuja pauta traz os temas de maior relevância a serem trabalhados pelo órgão ao longo dos dois próximos anos. Os alvos de atuação listados pela Aneel em sua agenda de trabalho são fruto de contribuições enviadas em audiência pública por associações e concessionárias de geração e distribuição do setor, além de entidades como o ONS. Entre os temas estão a revisão da regulamentação sobre prestação e remuneração de serviços ancilares no SIN; revisão da metodologia das Bandeiras Tarifárias; revisão dos procedimentos para registro e aprovação de estudos de viabilidade e projeto básico de empreendimentos hidrelétricos; atualização das versões dos programas computacionais utilizados nos processos de planejamento, programação da operação e formação do preço do mercado de curto prazo; definição de limites mínimo e máximo do PLD; e aperfeiçoamento da metodologia aplicável à estimativa de dados de medição. Dos 77 temas da Agenda Regulatória 2018-2019, 63 resultarão na publicação de atos normativos nos próximos dois anos, sendo que grande parte desses temas se refere à revisão de Resoluções vigentes. Uma parcela menor, de 18 temas, implicará de fato na publicação de novos normativos. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 6 Audiência debate controle de frequência complementar do setor elétrico Foi aprovada nesta terça-feira (28/11), durante reunião pública da Diretoria, audiência pública para discutir elaboração de normativo para tratamento regulatório dos despachos de usinas termelétricas que visam ao controle de frequência complementar do sistema elétrico. Atualmente, existem os controles primário, que consiste naquele realizado por meio de reguladores automáticos de velocidade das unidades geradoras, para limitar a variação da frequência quando ocorre desequilíbrio entre a carga e a geração e o controle secundário de frequência, que é aquele realizado por unidades geradoras participantes do Controle Automático de Geração. A proposta é de criação de uma classificação adicional de serviço ancilar nos seguintes termos: controle realizado por unidades geradoras de usinas termelétricas despachadas centralizadamente, a partir de reserva de potência operativa, destinado a recuperar as reservas de potência operativa primária e secundária e a capacidade de intercâmbio entre áreas de controle, para restabelecimento da segurança operativa do sistema elétrico. De acordo com a proposta, a valoração desse serviço deve ser fundamentada em declaração dos agentes geradores em base semanal e o despacho realizado pelo ONS para atendimento ao serviço precisa ser efetuado observando a otimização dos recursos. Essas declarações englobariam tanto custos relacionados à redução da eficiência das unidades geradoras, quanto custos com manutenções advindas do despacho modulado. Também será necessário definir a condição indispensável de celebração de Contrato de Prestação de Serviços Ancilares com o ONS pela UTE para prestação e possibilidade de remuneração do serviço ancilar. (Aneel – 29.11.2017) 7 Isenção de tributos sobre bandeiras é aprovada na Comissão da Câmara A Comissão de Finanças e Tributação da Câmara dos Deputados aprovou no último dia 22/11, o projeto de lei que torna isenta os tributos federais que incidem sobre a cobrança das bandeiras tarifárias. A proposta agora segue para apreciação na CCJC. No texto, o autor do projeto, deputado Fábio Garcia (PSB-MT), argumenta que o consumidor não pode arcar com o aumento dos custos da geração de energia já que os fatores que levam ao encarecimento previsto no sistema de bandeiras tarifárias estariam alheios ao controle ou culpa dele. Diz ainda que o pagamento do valor adicional das bandeiras somente ocorrem diante de condições hidrológicas desfavoráveis ou "equívocos no planejamento do setor". Cita ainda como fatores, “deficiências na execução das obras para o setor, restrições energéticas ou elétrica que impedem a eficiente operação do sistema”. Pelas regras vigentes, a cada mês as condições de operação do sistema são avaliadas pelo ONS que define a estratégia de despacho de acordo com as condições dos reservatórios. Se o CVU da unitário a ser demandada for menor que R$ 211,28 por MWh, a bandeira é verde; a partir daí até R$ 422,56 por MWh, a bandeira a ser aplicada é a amarela. Se for igual R$ 422,56 por MWh e menor que R$ 610/MWh por MWh, a bandeira será vermelha no patamar 1. Para custo igual ou superior a R$ 610,00 por MWh, será vermelha no patamar 2. (Brasil Energia – 29.11.2017) 8 Aumento de tarifa de energia elétrica em Roraima é debatido por Minas e Energia 9 CCEE: liquidação do MCSD de outubro registra 100% de adimplência A CCEE concluiu nesta quarta-feira. 29 de novembro, a liquidação financeira dos termos de cessão dos contratos regulados decorrentes do MCSD relativa ao mês de outubro de 2017. A operação envolveu R$ 111,1 milhões e contou com 100% de adimplência, com 53 agentes de distribuição participando da liquidação, sendo 22 devedores e 31 credores. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 10 SBSE 2018 acontecerá em maio, em Niterói (RJ) 11 Artigo de Adair Turner: "Os limites da precificação do carbono" Em artigo publicado no Valor Econômico, Adair Turner, presidente do conselho de administração do Institute for New Economic Thinking, trata de energias novas, o meio ambiente e o seus mercados. Segundo o autor, a fixação do preço do carbono, dizem, evita os perigos da escolha de vencedores, gera uma busca, pautada pelo mercado, pela melhor resposta tecnológica e garante reduções de emissões ao menor custo. Mas os preços explícitos de carbono não tiveram praticamente qualquer papel na pressão baixista sobre o custo da energia solar ou na obtenção de uma diminuição igualmente drástica do custo da energia eólica e das baterias.. Ele conclui que em um mundo em que os preços da energia poderão cair de forma generalizada, um preço significativo do carbono é essencial para garantir que o caminho viável para um futuro de baixo carbono de baixo custo não seja obstruído pela queda dos preços dos combustíveis fósseis. A alta dos preços da energia baseada no carbono, além disso, fortaleceria proveitosamente os incentivos à eficiência energética, o que reduziria o perigo dos "efeitos-rebote", pelos quais a queda dos custos da energia aumenta o consumo de energia. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 30.11.2017)
Empresas 1 Eletrobras: Ministério diz que privatização será por aumento de capital e oferta secundária de ações O Ministério de Minas e Energia informou a Eletrobras que propôs ao presidente da República que a empresa seja privatizada mediante uma operação de aumento de capital, que poderá ser seguida por uma oferta secundária de ações pertencentes à União, disse a empresa em fato relevante na noite de quarta-feira. “A proposta deste Ministério prevê que a desestatização dar-se-á por meio de aumento de capital mediante subscrição pública de ações ordinárias, sendo vedado à União, direta ou indiretamente... subscrever novas ações decorrentes do aumento de capital”, disse o ministério em nota enviada à Eletrobras, acrescentando que a proposta foi levada ao presidente Michel Temer. (Reuters – 30.11.2017) 2 Eletrobras: Novo diretor de geração é anunciado A Eletrobras informou nesta terça-feira (28/11) que o engenheiro Antônio Varejão de Godoy foi nomeado para assumir, interinamente, a Diretoria de Geração da companhia. Antônio de Godoy é empregado de carreira da Chesf desde 1986, onde exerceu diversos cargos, inclusive os de presidente, diretor de engenharia e construção e membro do conselho de administração. (Brasil Energia – 29.11.2017) 3 Eletrobras: Audiência discute consequências da privatização na segurança da região Amazônica A Comissão de Relações Exteriores e de Defesa Nacional debate os reflexos da proposta de privatização do sistema Eletrobras na segurança estratégica da região Amazônica. “A Eletrobras é a maior empresa de energia elétrica da América Latina e suas subsidiárias somadas representam o maior player empresarial do setor elétrico brasileiro, responsáveis por um terço da energia elétrica gerada e cerca de 50% de todo sistema de transmissão de energia elétrica do País”, afirma a deputada Jô Moraes (PCdoB-MG), que pediu a realização da audiência. A parlamentar lembra que a Eletronorte, uma das subsidiárias da Eletrobras, possui forte atuação na região Amazônica, conhecida pela biodiversidade, por cursos d’água abundantes, pelas riquezas minerais e pela maior área de fronteira do País. Além disso, a empresa opera as usinas hidrelétricas de Tucuruí e de Belo Monte. “Quais os impactos para a segurança nacional da eventual operação dessas duas usinas estratégicas por empresas estrangeiras?”, questiona Jô Moraes. “A proposta de privatização do sistema Eletrobras acarretará na entrega das usinas hidrelétricas a empresas privadas, na insuficiência de fornecimento às regiões que ainda não foram interligadas ao sistema nacional, como é o caso de Roraima, na paralisação da universalização da energia, como é o caso dos estados do Norte e alguns do Nordeste”, lista a deputada. (Agência Câmara – 29.11.2017) 4 Eletrobras: Três frentes parlamentares suprapartidárias protestam contra a privatização 5 CPFL: Índices da B3 serão alterados após realização de oferta da companhia Os índices da B3 dos quais a CPFL Energia faz parte serão ajustados após a realização da oferta pública para aquisição de ações (OPA) da companhia. O leilão da OPA pela alienação de controle da CPFL será realizado nesta quinta-feira (30), às 15h, e os acionistas interessados poderão se habilitar até às 18h de hoje. Segundo comunicado, serão alterados não somente o Ibovespa, mas também os seguintes indicadores de bolsa: o Índice Brasil Amplo (Ibra), o Índice de Energia Elétrica (IEEX), o IBrX Brasil, o Índice de Governança Corporativa Trade (IGCT), o Índice de Ações com Governança Corporativa (IGCX), o Índice Governança Corporativa - Novo Mercado (IGNM), o Índice de Sustentabilidade Empresarial (ISE), Índice de Ações com Tag Along Diferenciado (ITAG), o Índice Valor BM&FBovespa (IVBX), o Índice MidLarge Cap (MLCX) e o Índice Utilidade Pública (UTIL). De acordo com o comunicado, considerando as condições previstas no edital de OPA, entre elas a aquisição da totalidade das ações ordinárias da CPFL, a quantidade teórica dos papéis da elétrica nas carteiras dos índices será reduzida conforme o número de ações adquiridas no leilão, após o fechamento do pregão de amanhã. Somente estarão aptos a realizar a habilitação para o leilão de amanhã aqueles que realizaram negociação com as ações da CPFL até a última sexta-feira (24). Atualmente, a CPFL tem participação de 1,025% no Ibovespa. A primeira prévia da nova carteira teórica do índice será divulgada em 1º de dezembro, mas os ajustes por conta da oferta da CPFL já serão feitos amanhã. Por volta das 14h30, a CPFL liderava as baixas do Ibovespa, em queda de 6,11%, a R$ 25,49. O valor é cerca de 8,6% inferior aos R$ 27,69 oferecidos pela controladora da CPFL, a chinesa State Grid, na OPA. (Valor Econômico – 29.11.2017) 6 CPFL Piratininga: Investimentos de R$ 15,2 mi na região de Itu A CPFL Piratininga investiu R$ 15,2 mi na modernização, manutenção e expansão da rede elétrica no acumulado do ano até setembro de 2017 nas cidades de Itu, Salto e Porto Feliz. O valor representa um crescimento de 51,9% em relação ao mesmo período de 2016, contribuindo para aumentar o nível de conforto e qualidade do serviço para os mais de 141 mil clientes atendidos na região. Segundo a concessionária, R$ 4,3 mi foram empregados na ligação de consumidores na área urbana e rural, por meio da instalação de novos medidores e extensão da rede elétrica, fator que possibilitou o acréscimo de 2 mil novos consumidores nos três municípios ao longo de 2017 até setembro. Em manutenção e melhorias, foram investidos aproximadamente R$ 6 mi. Deste montante, a companhia destinou R$ 4,5 mi em ações como manutenção programada ou emergencial, substituição de transformadores e no plano de manutenção. Por sua vez, os investimentos em melhoramentos nas redes primária e secundária e instalação de novos equipamentos somaram R$ 1,5 mi. Ainda foram aportados outros R$ 3,15 mi na ampliação da capacidade de subestações e linhas de transmissão e em adequação de capacidade da rede de distribuição, tornando o sistema elétrico da região mais flexível e robusto. Quanto ao desenvolvimento de projetos especiais ou focados em smart grid (redes inteligentes). Para essas ações, a distribuidora dedicou em torno de R$ 1,6 mi de investimento. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 7 CPFL Paulista: Investimentos de R$ 14 mi em São José do Rio Preto até setembro A CPFL Paulista destinou R$ 14 mi em reforços e melhorias de seu sistema elétrico no acumulado do ano até setembro de 2017, em São José do Rio Preto. O valor representa um crescimento de 14,7% em relação ao mesmo período de 2016, contribuindo para a qualidade do serviço que atende 213 mil clientes na cidade. A companhia informou que do montante, R$ 5,1 mi foram utilizados em ligação de consumidores na área urbana e rural, por meio da instalação de novos medidores e extensão da rede elétrica. Isso possibilitou o acréscimo de 4,1 mil novos clientes ao deste ano. Para atender a demanda do mercado e garantir a qualidade dos serviços, a distribuidora ainda investiu outros R$ 2,5 mi em ampliação da capacidade de subestações e linhas de transmissão e em adequação de capacidade da rede de distribuição, tornando o sistema elétrico da cidade mais flexível e robusto. Em manutenção e melhorias, foram investidos mais de R$ 5,6 milhões. Deste valor, a concessionária destinou em torno de R$ 2,2 mi em ações como manutenção programada ou emergencial e substituição de transformadores. Por sua vez, os investimentos em melhoramentos nas redes primária e secundária e instalação de novos equipamentos somaram R$ 3,4 mi. A CPFL Paulista segue no desenvolvimento de projetos especiais e focados em smart grid (redes inteligentes). Para essas ações, a empresa dedicou em torno de R$ 800 mil de investimento na cidade. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 8 Copel: Prejuízo é revertido em lucro de R$ 383,3 mi no trimestre A Companhia Paranaense de Energia (Copel) registrou lucro líquido de R$ 383,3 mi no terceiro trimestre deste ano, revertendo o resultado negativo de R$ 87,2 mi obtido no mesmo período do ano anterior. Na mesma base de comparação, a receita da companhia cresceu 25%, passando de R$ 2,9 bi para R$ 3,6 bi. A reversão em resultado positivo foi possível por conta de melhoras tanto na linha operacional, como na financeira. O resultado operacional teve alta de 80,8%, para R$ 461,4 mi, enquanto o prejuízo financeiro foi menor em 34,7%, para R$ 143,2 mi. O balanço da companhia, que estava previsto para o dia 14 de novembro, foi divulgado muito após o término da temporada do terceiro trimestre. Segundo comunicado da Copel, o atraso foi devido à questões relacionadas às demonstrações financeiras da termelétrica de Araucária”, que é controlada por uma das subsidiárias da empresa. No parecer do auditor independente, a Deloitte apresentou uma ressalva relativa a “determinado investimento efetuado pela controlada Araucária em um fundo de investimento multimercado que detém cotas em outros fundos de investimentos os quais, por sua vez, detêm investimentos em companhias de capital fechado, cujo lastro principal é um empreendimento imobiliário.” O investimento é de R$ 157 milhões e está apresentado na rubrica “títulos e valores mobiliários” no ativo circulante. A administração da Copel está em processo de análise desse investimento para concluir qual seria a classificação e mensuração apropriada, de acordo com as normas contábeis adotadas no Brasil. A empresa também contratou especialistas independentes para conduzir uma investigação interna. (Valor Econômico – 29.11.2017) 9 Copel: Certificados de depósitos de ações de emissão da Sanepar serão vendidos A Copel anunciou nesta quarta-feira, 29 de novembro, que irá vender certificados de depósitos de ações (units) de emissão da Companhia de Saneamento do Paraná. Os papeis a serem ofertados pelo grupo representam, cada um, uma ação ordinária e quatro ações preferenciais da Sanepar, totalizando inicialmente 5.251.954 units detidas pela Copel Holding e 1.149.763 units detidas pela Copel Comercialização. Segundo comunicado divulgado ao mercado, a Copel poderá acrescer em até 15% o total de Units na oferta – ou seja, em até 2.458.197 units de titularidade da companhia, sendo 2.016.699 da Copel Holding e 441.498 da Copel Comercialização. Caso esse acréscimo ocorra, decorrente de um eventual excesso de demanda, ele se dará nas mesmas condições e ao mesmo preço das units inicialmente ofertadas. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 10 RGE Sul: Aporte de R$ 14,82 mi é feito em São Leopoldo A RGE Sul investiu R$ 14,82 mi em obras que abrangem todos os quesitos do sistema elétrico de São Leopoldo, cidade com um parque industrial globalizado, diversas empresas multinacionais e um expressivo setor comercial e de serviços. De janeiro a setembro foram efetuadas as trocas de 2.276 postes e a construção 13,2 Km de rede elétrica. O trabalho da concessionária no município está focado na melhoria da distribuição de energia para os mais de 88 mil clientes, conforme ressalta o Consultor de Negócios da RGE Sul, Thiago Oliveira. “É um grande volume de investimentos e os valores foram aplicados em todos os pontos do sistema de energia elétrica de São Leopoldo. O resultado é um serviço ainda melhor para a população”. Do total aportado, R$ 2,7 mi foram destinados a equipamentos e, principalmente, troca de postes de madeira por novas unidades de concreto, que são mais resistentes e reduzem os riscos de interrupção no fornecimento, principalmente em dias de tempestades e ventos fortes. Mais R$ 3,24 mi foram empregados em novas ligações urbanas e rurais, de núcleos habitacionais e substituição de medidores de baixa, média e alta tensão, além de reforma e modernização das redes envolvidas. A distribuidora aplicou outros R$ 4,6 mi em obras para adequações das redes, troca de transformadores, manutenção de religadores e reguladores de tensão, reforma de redes de distribuição, substituição de cabos de linhas já existentes. Também foram investidos R$ 4,28 mi na melhoria dos níveis de tensão, com foco na instalação de novos componentes e novas fontes de abastecimento. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 11 Eletropaulo: Empresa quer emitir ações e convoca assembleia para mudar estatuto A Eletropaulo convocou, em edital divulgado na noite de ontem (29), assembleia geral extraordinária (AGE) para o dia 2 de janeiro de 2018, às 10h30. A AGE discutirá a redução do número de membros do conselho de administração de 11 para 9, mudança de três conselheiros e alteração no estatuto social, com o objetivo de prever emissão de ações. De acordo com o edital de convocação, três novos membros do conselho serão eleitos, em substituição a cinco: Berned Raymond da Santos Ávila, Francisco José Morandi Lopez, Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira, Vincent Winslow Mathis e Wilfredo João Vicente Gomes. Sobre a alteração no estatuto social, a empresa submeterá à aprovação a possibilidade de emitir ações, debêntures conversíveis ou bônus de subscrição. Entre as mudanças do estatuto, também está a dispensa da necessidade de prévia autorização do conselho para contratos de compra de energia e permitir a outorga de instrumentos de mandato, com prazo superior a um ano, nos casos de contratos de garantia com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), geradores, transmissores e distribuidores. Por meio de fato relevante, a Eletropaulo confirmou ontem que avalia a possibilidade de realização de uma oferta pública de distribuição de ações, dentre outras alternativas disponíveis para o financiamento de suas atividades e compromissos no curso normal dos seus negócios. A empresa esclarece, no entanto, que não há, nesta data, qualquer definição quanto à efetiva realização de uma oferta, tampouco sobre estrutura e volume. (Valor Econômico – 30.11.2017) 12 Alubar: Companhia expande com foco em transmissão Na primeira semana de janeiro, a Alubar iniciará as obras civis de ampliação de sua unidade em Barcarena, onde fabrica cabos elétricos de alumínio e de cobre. Em janeiro de 2019 deverá inaugurar o novo galpão e a instalação do novo laminador, que está sendo fabricado na Itália e elevará sua capacidade em 60%, para 82 mil toneladas anuais. Com investimento de R$ 100 mi, a empresa se prepara para atender às encomendas dos leilões de transmissão. Ano passado, o governo alterou as regras e elevou a rentabilidade dos projetos, o que atraiu novos players e mais concorrência. Anteriormente, a empresa chegava a ter um cliente respondendo por 40% dos pedidos. Agora o maior cliente terá 10% das encomendas, o que dilui o risco e amplia a fonte de financiamento dos projetos, que deverão passar a depender menos do BNDES, o que deve reduzir o ciclo de investimentos pela menor burocracia. "Novas empresas ingressaram no setor, como o BTG Pactual, a Equatorial Energia, Vinci e deveremos ter outros novos estreantes, como empresas indianas, que deverão reforçar a multiplicidade de agentes", destaca Mauricio Gouvea, diretor executivo da empresa. A Alubar, única que processa produtos de alumínio no Estado, opera a 90% de sua capacidade e, com as vendas para as empresas que venceram os leilões do segundo semestre do ano passado e de abril deste ano, já está com a capacidade da ampliação tomada. "O leilão desse ano e do próximo ano devem manter o setor aquecido nesse patamar", aponta. Transmissão responde por 60% dos pedidos, com o restante direcionado para o setor de distribuição. O carro elétrico é outro motivo de atenção da empresa. (Valor Econômico – 30.11.2017) 13 Celpa: Empresa sai do último lugar do ranking e vira o jogo Adquirida em 2012 pela Equatorial, a Celpa deixou o ranking de pior distribuidora do país, investiu R$ 3,5 bi e se prepara para novos desafios. A empresa, que está traçando seu orçamento para o próximo ano, deve investir entre R$ 600 mi e R$ 700 mi neste ano, com destaque para o controle de perdas e inadimplência. O índice de perdas, que em 2012 chegava a 36,5%, caiu para 28%, sendo que no Brasil a média está em 15%. A taxa de reincidência de fraudes está em 39%. Na baixa tensão, que serve aos consumidores residenciais, em 2012, dois terços das casas tinham algum tipo de desvio reduzindo suas contas de luz. Esse percentual caiu pela metade. "Na economia informal, há pessoas que trabalham fazendo esse tipo de fraude, há um sentimento em muitas pessoas ainda de que a energia é de graça", afirma Nonato Castro, que antes de assumir a presidência da Celpa estava à frente da diretoria de distribuição da Cemar, no Maranhão. A Celpa emprega 30 motoboys que circulam nas principais cidades para verificar ligações clandestinas ou algum outro problema em postes ou nas residências. Um ponto de atenção está na região Oeste do Estado, estão Santarém e Altamira, com pouco mais de cem mil clientes. Entre 2014 e 2016, os leilões de novos linhões de transmissão para a região não receberam propostas. O problema só foi resolvido neste ano, quando a Equatorial, principal acionista da Celpa, ingressou no setor de transmissão e foi vencedora da construção de linha de transmissão na região. A ideia é que sua construção seja antecipada em um ano e esteja pronta em 2021. (Valor Econômico – 30.11.2017) 14 Light: Emissão de até R$600 mi em notas promissórias é aprovada O Conselho de Administração da Light aprovou em reunião nesta quarta-feira a realização de uma emissão de notas promissórias comerciais da companhia no valor total de até 600 milhões de reais, para distribuição pública com esforços restritos, segundo ata do encontro divulgada pela empresa. A data de emissão das notas será a data da efetiva subscrição, e elas terão prazo de vencimento de no mínimo 361 dias e no máximo 397 dias a partir da emissão. De acordo com a ata da reunião, a Light celebrará contrato de distribuição das notas com garantia firme de colocação para 400 milhões de reais e de melhores esforços de colocação para 200 milhões de reais. Será admitida uma distribuição parcial das notas, no valor mínimo de 400 milhões de reais. (Reuters – 29.11.2017) 15 Enel Distribuição Rio: Chamada pública para projetos de eficiência energética é realizada A Enel Distribuição Rio abriu chamada pública para inscrição de projetos de eficiência energética no estado do Rio. Clientes da área de concessão da companhia e empresas podem submeter projetos até o dia 15 de janeiro por meio do site. Na próxima quinta-feira (30/11), a distribuidora realizará um workshop na sede do grupo Enel, em Niterói, para tirar dúvidas sobre os processos de inscrição e seleção de projetos. De acordo com a companhia, os projetos selecionados serão desenvolvidos ao longo de 2018 e devem ter foco em ações que envolvam consumo consciente de energia, eficiência nas instalações elétricas e atividades educacionais. (Brasil Energia – 29.11.2017) 16 EDP Brasil: Empresa é excluída de carteira de fundo norueguês A EDP Brasil é uma das 11 empresas que foram excluídas da carteira de investimento do Storebrand Asset Management, considerado um dos maiores fundos de previdência privada da Noruega, com mais de US$ 80 bi de ativos sob gestão. Foram retiradas companhias carboníferas ou que trabalham com a geração a carvão em diversos países. Em março, o fundo de pensão do governo norueguês, controlado pelo Norges Bank, decidiu excluir do seu portfólio de aplicações ações e títulos de empresas que possuem empreendimentos a combustíveis fósseis, especialmente carvão mineral. Os novos critérios, de 2013, estabelecem um novo marco para o setor financeiro e apressam o êxodo de investimentos na indústria do carvão. O combustível fóssil é considerado incompatível com os objetivos climáticos anunciados no Acordo de Paris da ONU. Em comunicado o fundo norueguês afirmou que, dois anos depois do Acordo de Paris, "o Storebrand considera como dever desafiar as empresas envolvidas com o carvão, considerando que as usinas de carvão são a maior fonte de emissão de dióxido de carbono”. Os 14,300 mil MW em construção pelas empresas excluídas excedem toda a capacidade instalada no Reino Unido e na Irlanda. O presidente da Storebrand, Erik Saugestad, disse que essa medida é considerada "um aviso" para as empresas que projetam e constroem termelétricas a carvão. "Para os produtores de energia, estamos dizendo limpem suas fontes de energia ou percam clientes e investidores', disse o executivo, em comunicado à imprensa. Até o fechamento desta matéria a EDP não havia se pronunciado. (Brasil Energia – 29.11.2017) 17 Iracema Transmissora: S&P reafirma rating de emissão com perspectiva negativa A S&P Global Ratings reafirmou na última segunda-feira, 27 de novembro, o rating ‘brAA-’ atribuído à primeira emissão de debêntures senior secured da Iracema Transmissora de Energia S.A, no valor de R$ 109 milhões e com vencimento em 2035. A perspectiva do rating é negativa. Na análise do rating espera-se que a Iracema continue apresentando taxas de disponibilidade acima de 99% nos próximos anos e que suas despesas operacionais não apresentem aumento significativo, garantindo a previsibilidade de sua geração de caixa disponível para o serviço da dívida. O projeto deverá apresentar ainda um ICSD – Índice de Cobertura do Serviço da Dívida – médio em torno de 1,5x ao longo da vida das debêntures e um mínimo de cerca de 1,3x em 2029. A S&P Global Ratings reafirma o rating ‘brAA-’ da primeira emissão de debêntures senior secured da Iracema, refletindo a limitação deste ao rating brasileiro. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 18 Comerc Energia: Previsão é de crescimento de 30% na carteira de clientes em 2017 Mesmo com os preços da eletricidade no mercado livre mais próximos ao do mercado cativo na comparação entre 2017 e o ano anterior, a comercializadora Comerc Energia espera fechar o exercício com um crescimento de 30% na sua carteira de clientes, chegando a 910 geradores e consumidores atendidos. Os números contabilizados pela empresa este ano são positivos: alta de 32% no faturamento sobre 2016, totalizando R$ 1,78 bi; e crescimento de 60% no total de unidades consumidoras geridas em relação ao ano passado, fechando em 1.600 pontos. Com uma participação de 15% no mercado livre, a comercializadora estima que a redução do custo com energia elétrica de toda a sua base de clientes atinja R$ 1,79 bi este ano – valor que seria dispendido caso as empresas ainda estivessem no mercado regulado. De acordo com o presidente da Comerc Energia, Cristopher Vlavianos, são cerca de 3 mil MWmédios gerenciados pela empresa, ou 5% da energia consumida no país, fruto de investimentos de cerca de R$ 10 mi nos últimos dois anos em processos internos e em sistemas de gestão e autoatendimento dos clientes. O executivo destaca a abertura de novos mercados este ano, entre os quais a Zona Franca de Manaus, onde a Comerc abriu escritório e gerencia mais de 36 MWmédios. Nos 10 primeiros meses do ano, os 14 clientes locais e suas 16 unidades obtiveram uma economia de R$ 25,4 mi, ou 25%, em média, em relação aos preços do mercado cativo. O grupo de clientes da Comerc em todo o país reúne fábricas, shopping centers, grandes condomínios comerciais, além de mais de 90 geradores, produtores independentes e autoprodutores, somando mais de 5,1 mil MW de potência. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 19 Transmissão deve encontrar financiamentos para além do BNDES A visão de que o segmento de transmissão pode ser financiável pelo mercado e não pelo BNDES encontra respaldo na opinião dos agentes financeiros. De acordo com o líder de Project Finance do BNP Paribas, Thiago Sendelbach, segmentos em que há mais estabilidade são onde se faz mais transações. Energia elétrica é apontada como a principal quando o tema é infraestrutura. Ele citou justamente o volume de projetos de transmissão que está no mercado em decorrência dos últimos leilões realizados. “Este é um setor estável e de riscos conhecidos. Em nossa visão, com os leilões no final do ano devemos encontrar oportunidades em renováveis também, mais em solar do que em eólicas que já tem financiamento do BNDES”, comentou ele em sua participação no evento. Segundo a líder de Infraestrutura no Brasil da International Finance Corporation (IFC), Cheryl Hanway, há um bom volume de projetos no mercado e que encontram condições favoráveis no momento. Ela reforça a perspectiva de que há projetos de transmissão e renováveis como os que devem recorrer ao mercado para se financiarem. E ainda, que este momento exige dos investidores a criação de novas estruturas para a captação de recursos, pois bons projetos sempre encontrarão funding para a sua implantação. A IFC é uma instituição multilateral pertencente ao Grupo Banco Mundial e voltada ao desenvolvimento do setor privado e em sua avaliação, o segmento de transmissão é um segmento óbvio para ser atendido, pois dentro de infraestrutura é o que apresenta menos risco. “Esta é uma área onde existe oportunidades e está num bom momento para se testar novas estruturas de financiamento”, afirmou. O executivo do BNP Paribas comentou ainda que a maior pergunta que se tem é se o mercado de capitais vai se transformar na maior fonte de financiamento projetos de infraestrutura. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017)
Leilões 1 BNDES: Reembolso será ampliado até início do contrato de concessão Os leilões de energia nova A-4 e A-6 marcados para dezembro serão os primeiros o setor elétrico a ocorrerem sob uma regra do BNDES que deverá levar a uma agilização no processo de análise de projetos. Dentro da meta de ter 50% dos pedidos por financiamento analisados em até 180 dias, a instituição passará a reembolsar os investimentos feitos pelos empreendedores desde a assinatura do contrato de concessão. Anteriormente entrava nessa regra apenas os aportes feitos em até seis meses do enquadramento do projeto no banco. A diretora de energia da entidade, Marilene Ramos, explicou que essa regra levava a uma antecipação do pedido por parte dos investidores, uma vez que os projetos eram apresentados à instituição com baixo grau de maturidade, o que dificultava a análise e gerava demandas por parte do BNDES. Com a alteração dessa regra a expectativa é de que os empreendedores apresentem pedidos com projetos já mais desenvolvidos e que levarão à aceleração de análises e aprovações. “Pela nossa política operacional só podíamos reembolsar investimentos feitos em até seis meses do enquadramento do projeto, então, assim que começavam os desembolsos com projeto executivo, licenciamento ambiental e outros itens, o investidor corria para enquadrar com o BNDES, com isso os projetos chegavam com baixo nível de desenvolvimento”, comentou a executiva após sua participação no 9º Fórum Brasileiro Anual de Energia e Infraestrutura, promovido pela Euromoney Seminars. “Agora vamos reembolsar os investimentos desde a assinatura de concessão desde que sejam itens financiáveis, pois assim quando esses projetos chegarem estarão mais maduros. Essa regra já vale para o próximo leilão de geração de energia em dezembro”, confirmou ela. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do Sul sofreram diminuição de 0,3% nos níveis em relação ao dia anterior e se encontram com 60,8% da capacidade, segundo dados do ONS relativos a última terça-feira, 28 de novembro. A energia armazenada no dia ficou em 12.220 MW mês e a energia afluente está em 123% da MLT. A usina de G.B Munhoz opera com 62,20% da capacidade. Já na região Sudeste/Centro-Oeste os níveis permaneceram os mesmos, deixando os reservatórios com 18,6% da capacidade. A energia armazenada está em 37.774 MW mês e a energia afluente em 100% da MLT. A usina de Furnas trabalha com 9,72% da capacidade e Nova Ponte, com 12,40%. No Nordeste do país os níveis apresentaram elevação de 0,1% e os reservatórios se encontram com 5,4% da capacidade. A energia armazenada ficou em 2.798 MW mês no dia e a energia afluente está em 20% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica Sobradinho apresenta 2,62% da sua capacidade. No submercado Norte houve recuo de 0,1% nos níveis e os reservatórios operam com 16,8% da capacidade. A energia armazenada chegou a 2.526 MW mês e a ENA ficou em 58% da MLT. A hidrelétrica Tucuruí se encontra com 24,49% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 2 Goldman Sachs vê 13% de risco de racionamento de energia no país O risco de um racionamento de energia chegou a 13% neste ano, considerando o cenário em que as chuvas atinjam 90% da média histórica no período chuvoso, de acordo com o Goldman Sachs. Em relatório assinado pelos analistas Bruno Pascon, Victor Hugo Menezes e Gabriel Francisco, o banco vê ainda a possibilidade de um corte de 8% na carga de energia do país. Se os níveis das afluências caírem para 70% da média, o risco seria de 56%. Caso cheguem a 60% da média, o racionamento de energia seria inevitável, na visão dos analistas. Como a diversificação da matriz energética do país cresceu desde o último racionamento, em 2001, o corte necessário na carga deve ser de 8%, abaixo da redução de 20% vista naquela época. Ainda assim, o impacto seria relevante nas contas das empresas do setor, com redução de 22,5% no resultado antes de lucro, impostos, depreciação e amortização em 2018. A relação entre dívida líquida e Ebitda teria alta de 0,5 vez. Se as chuvas atingirem de 90% a 100% da média histórica, o sistema elétrico brasileiro pode acomodar um crescimento médio anual de 5% na demanda entre 2018 e 2021, e os preços de energia no mercado à vista ficariam entre R$ 175/MWh e R$ 215/MWh. Os analistas sugerem uma série de medidas para ajudar a mitigar o risco de um racionamento, como iniciativas que incentivam eficiência energética, a imposição de tarifas mais elevadas durante finais de semana e feriados, e a extensão do horário de verão, que termina em fevereiro, até abril, o que contribuiria para a redução da demanda durante o período de pico de carga. Para cada 1 ponto percentual de redução da demanda, os riscos de racionamento podem ser reduzidos entre 0,6% e 4,8%, segundo os analistas. (Valor Econômico – 29.11.2017)
1 Questão indígena ainda é o principal obstáculo para novas usinas no Tapajós Detentor de uma das cinco maiores disponibilidades de geração hídrica do mundo, com cerca de 10% dos recursos existentes no planeta, o Brasil possui cerca de 70% desse potencial na região Norte, com destaque para o Estado do Pará, cuja território ainda é coberto em mais de 50% por área florestal preservada. Dois dos maiores projetos no segmento estão na reta final: a Usina de São Manoel, na fronteira com Mato Grosso, licitada em 2013, está iniciando sua operação comercial neste segundo semestre, enquanto a Hidrelétrica de Belo Monte, na região de Altamira, deve concluir o acionamento das turbinas até o primeiro semestre de 2020. Já o principal rio de aproveitamento futuro, o Tapajós, na região de Santarém, tem no turismo uma das suas principais atividades econômicas, o que traz outro obstáculo para que o projeto das duas maiores hidrelétricas que poderão ser construídas no Brasil saia do papel. Os dois maiores projetos hidrelétricos do Brasil, ambos no rio Tapajós, são a Usina de São Luiz, com 8 mil MW de potência e investimentos estimados em R$ 26 bilhões, e a de Jatobá, com 2,3 mil MW de capacidade instalada e um aporte previsto de R$ 10 bilhões. No Plano Decenal de 2026, publicado recentemente, o governo aponta que a obra não deverá sair até o horizonte da publicação, mas não descarta que seja retomada e que os estudos de linhas de transmissão para escoar a energia do empreendimento devam ser aprofundados. A decisão sobre o empreendimento deverá ser tomada pelo próximo presidente da República. (Valor Econômico – 30.11.2017) 2 Greenpeace: Impactos de usinas do Norte sobre o turismo é incerto e não há estímulos às renováveis Detentor de uma das cinco maiores disponibilidades de geração hídrica do mundo, com cerca de 10% dos recursos existentes no planeta, o Brasil possui cerca de 70% desse potencial na região Norte, com destaque para o Estado do Pará, cuja território ainda é coberto em mais de 50% por área florestal preservada. Dois dos maiores projetos no segmento estão na reta final: a Usina de São Manoel, na fronteira com Mato Grosso, licitada em 2013, está iniciando sua operação comercial neste segundo semestre, enquanto a Hidrelétrica de Belo Monte, na região de Altamira, deve concluir o acionamento das turbinas até o primeiro semestre de 2020. Na região do rio Tapajós, a população local elegeu o turismo e a gastronomia como as principais cadeias a serem desenvolvidas. Alter do Chão tem atraído milhares de turistas principalmente no período de seca, quando as praias não ficam inundadas. O impacto da usina sobre o turismo é incerto. "Essa é uma questão que não está respondida, as hidrelétricas na Amazônia trazem muitos impactos, enquanto não criam incentivos para a energia solar, que é a principal tendência no mundo e teria muito espaço com a geração distribuída", diz Danicley de Aguiar, especialista na região do Greenpeace. O governo local reconhece o problema. "O turismo é a vocação natural da região e a usina tem impacto sobre isso", destaca o secretário de Desenvolvimento Econômico, Adnan Demarchi. Na região de Altamira, a Usina de Belo Monte opera comercialmente desde abril de 2016 e já está com 12 turbinas em operação, com a décima terceira em testes liberados pela Aneel desde 30 de outubro. (Valor Econômico – 30.11.2017)
Energias Renováveis 1 Enel continua a se expandir após inauguração de Nova Olinda Os planos de expansão da Enel Green Power, braço de renováveis da italiana Enel, no Brasil não arrefecem. Após inaugurar a maior usina solar da América Latina, até o momento, no Piauí (Nova Olinda, de 210 MW), a companhia está apta a entrar em leilão com projeto 420 MW, no mesmo estado. "Queremos construir nova usina solar, maior ainda e mais tecnológica. O novo recorde (de capacidade instalada) será aqui no Piauí", disse o gerente global da Enel Green Power, Antonio Cammisecra, durante a cerimônia de inauguração de Nova Olinda. De acordo com o executivo, a companhia acompanha "com paixão" as discussões sobre a reforma do setor elétrico, observando oportunidades de crescimento não apenas no mercado regulado como também no livre. O enorme complexo solar inaugurado nesta terça-feira (27/11), que ocupa área de 690 mil hectares, teve investimentos de US$ 300 mi. Parte do montante foi financiado com apoio do BNB. O estado do Piauí renunciou a R$ 80 mi em taxas fiscais para incentivar o empreendimento. Ainda no Piauí, a companhia tem um projeto "grande" na região de Lagoa do Barro. "O mais lógico para nós seria ampliar projetos, mas dependendo da conexão podemos desenvolver novas áreas", diz Cammisecra. Há uma capacidade remanescente de transmissão no Piauí equivalente a 1.770 MW, para 5.880 MW cadastrados para leilão A-4. Para continuar crescendo no Brasil, a companhia pode adotar estratégia que começou a implantar em mercados como EUA e México, buscando investidores de longo prazo, como fundos de investimentos, para vender participações em seus projetos. (Brasil Energia – 29.11.2017) 2 EGP: Produção nacional de placas é equívoco, diz Enel Para o CEO Global da Enel Green Power, Antonio Cammisecra, uma produção nacional de placas fotovoltaicas é um movimento equivocado. De acordo com ele, a competitividade e eficiência dos equipamentos chineses é muito forte e nacionalizar outras partes da cadeia industrial solar pode agregar mais ao setor. “Ter a produção nacional de placas, acho isso um erro. A China ganhou essa guerra. A parte de transformadores ou inversores tem muito mais valor”, explica Camisecra, que participou da inauguração do parque solar Nova Olinda (PI – 292 MW), na última terça-feira, 28 de novembro. Na usina solar, as placas foram fornecidas pela chinesas Jinko Solar e os inversores são de um fornecedor italiano. Já as partes não específicas do projeto, como cabos, parte elétrica e mão de obra, são nacionais. O executivo da EGP cita um estudo europeu que apontou que as melhores oportunidades de trabalho na indústria fotovoltaica estão atividades de longo prazo, em áreas como a engenharia, a operação e os estudos de potencial dos empreendimentos. “Muitos trabalhos de alto nível no longo prazo”, reforça. Cammisecra lembra ainda que antigamente o valor das placas representava de 90% a 95% do investimento em um projeto solar e hoje esse fica em torno de 30%. Segundo ele, isso mostra a rápida queda dos preços das placas e que ela não é o custo mais representativo do empreendimento, hoje ocupado por itens como sistemas de segurança, cabos, inversores e a contrição da subestação. A usina solar de Nova Olinda utilizou nesse projeto uma nova tecnologia nos seguidores, em que ele atuam de modo wi-fi, não precisando se conectar com os sistema central por meio de cabos que ficariam conectados em todos as linhas dos módulos. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 3 Blue Sol: Primeira franquia de Recife é inaugurada A Blue Sol inaugura na próxima quinta-feira, 30 de novembro, a sua primeira unidade franqueada em Recife (PE), que vai atender ao estado de Pernambuco, além de Paraíba e Alagoas. A operação acontecerá sob o comando do franqueado Felipe Tadeu Oliveira do Nascimento, que decidiu investir na área de energia solar fotovoltaica por enxergá-la como extremamente promissora. O empresário, que atuava na área de construção civil, acredita no crescimento e potencial do mercado de energia solar fotovoltaica. “Acompanho este setor. É um tema que me interessa. Observo a ascensão deste mercado de energia limpa e renovável e, por isso, enxerguei como uma oportunidade de negócio e resolvi empreender neste nicho, que é uma grande tendência mundial”, comentou o franqueado. A franquia está sediada no bairro Madalena e a expectativa de Nascimento, que estará à frente da unidade, é que sejam superados os 65 projetos previstos para o primeiro ano de atividades com vendas e instalações. “Estamos otimistas. O negócio é promissor e a região Nordeste, assim como Brasil todo, tem público para aquisição da energia solar seja em residência ou empresa”, acredita. O investimento realizado foi de aproximadamente R$ 250 mil e a expectativa é de que o retorno ocorra em até 24 meses. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 4 Plenário da Câmara aprova RenovaBio A Câmara dos Deputados aprovou na última terça-feira (28/11) o projeto de lei 9.086/17 que cria a Política Nacional de Biocombustíveis, o RenovaBio. O texto foi aprovado com emendas e agora será remetido ao Senado. O RenovaBio é esperado pelo mercado por causa do espaço para novos negócios a partir de créditos para descarbonização da matriz energética. O relator do projeto, o deputado João Fernando Coutinho (PSB-PE), apresentou emendas e acatou sugestões em plenário, como a exclusão de mudanças na lei sobre Política Energética Nacional, que dispensavam os empreendedores de biocombustíveis de apresentar licença para a obtenção de autorização para exercer a atividade econômica. Pelo texto, o RenovaBio estabelecerá metas anuais de redução da emissão de gases poluentes para a comercialização de combustíveis, levando em conta o quanto cada tipo contribuirá para a redução das emissões na atmosfera em um período de dez anos. O programa esteve em audiência pública até março deste ano e as contribuições serviram de base para a nova lei, aprovada pela Câmara. O documento lista os caminhos para que o país atinja as metas do compromisso nacionalmente definido (NDC) sob o Acordo de Paris. Até 2030, o país deve elevar a participação de energias renováveis na matriz energética para 45%. Como componente desse compromisso, foi definida a meta específica de expansão da bioenergia, a 18% de participação na matriz energética. Isso envolve a expansão do etanol e do biodiesel, assim como a ampliação comercial de novos biocombustíveis e o endereçamento da energia elétrica oriunda da biomassa. (Brasil Energia – 29.11.2017) 5 JPMorgan: RenovaBio e mercados de energia devem sustentar açúcar em 2018 Mercados de energia altistas e políticas construtivas para o setor de biocombustíveis no Brasil, via RenovaBio, devem dar suporte aos preços do açúcar em 2018, afirmou nesta quarta-feira a estrategista de commodities agrícolas do JPMorgan, Tracey Allen. Após “um dos anos mais sombrios em muitos” para as commodities agrícolas, o mercado de açúcar pode estar prestes a um período mais positivo adiante, afirmou Tracey durante o seminário anual da Organização Internacional do Açúcar (OIA), em Londres. “A alta sustentada nos preços globais de energia realmente está, na minha opinião, dando algum suporte aos mercados de commodities agrícolas, particularmente àqueles que podem ser usados na produção de etanol”, afirmou ela. Políticas de apoio aos biocombustíveis no Brasil, que podem impulsionar o uso de álcool no país, também são vistas como algo construtivo para os preços do açúcar, pois incentivam as usinas a usarem mais cana para a fabricação do etanol, em detrimento do adoçante. “Com as mudanças na política de combustíveis, particularmente no Brasil, mesmo neste ambiente de preços, estão sendo enviados sinais muito fortes para o uso industrial de cana na produção de etanol no futuro”, disse Tracey. Na terça-feira, a Câmara dos Deputados aprovou o projeto de lei do RenovaBio, prevendo o uso crescente de etanol e biodiesel nos próximos anos para reduzir as emissões de gases do efeito estufa. No entanto, o saldo global entre oferta e demanda de açúcar deve se normalizar antes de o investimento começar a fluir de volta e o setor retornar à rentabilidade, concluiu a analista. (Reuters – 29.11.2017)
Gás e Termelétricas 1 Petrobras e Abraget sugerem unificação dos leilões de energia nova e existente Propostas apresentadas pela Petrobras e Abraget sugerem a unificação dos leilões de energia elétrica e um regime mais previsível de despacho de usinas a gás no planejamento de operação do sistema elétrico. Inexistente em outros mercados do mundo, a separação entre energia nova e energia velha surgiu com a mudança do modelo setorial em 2004 para incentivar novos empreendimentos da fonte, mas gerou “um efeito colateral meio perverso” de desestimular projetos já implantados, na avaliação do gerente executivo de Energia da estatal, Marcelo Cruz. “Se todas as térmicas a gás natural que estiverem descontratadas conseguirem cumprir as demandas do edital, ela têm que entrar no mesmo leilão. Não tem isso de energia nova, energia existente. Isso é coisa do passado. No passado aqui no Brasil, porque no resto do mundo não houve nem esse passado. Energia não tem idade,” afirma o presidente da Abraget, Xisto Vieira Filho. Segundo o executivo, esse é o item mais importante levantado pelos geradores nas discussões com o governo sobre a harmonização de regras entre os setores de gás e energia elétrica. O principal argumento da estatal de petróleo, que é ao mesmo tempo o maior gerador de energia a gás e o maior fornecedor do insumo no país, é de que a regra atual está calcada em um raciocínio voltado para o mercado hidrelétrico, onde os empreendimentos têm investimento inicial elevado, mas, ao longo do tempo, o custo operacional é baixo. Somadas, operação e manutenção representam de 85% a 90% do custo total do empreendimento. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 2 Abraget: propostas para eficiência do setor Visando melhoras no setor, a Abraget apresenta diversas propostas. Há uma lista extensa de temas em discussão com o governo, a EPE e a Aneel. Ela inclui questões como eliminação ou adequação da cláusula de penalidades do contratos das termelétricas por falta de combustível; prazos de contratos de gás em horizonte rolante, ou seja, com possibilidade de reformulação dos termos do contrato antes do término; possibilidade de declaração sazonal da inflexibilidade pelas térmicas; inclusão no CVU e na receita fixa das usinas de um fator que reflita o impacto da variação cambial sobre o preço dos combustíveis e a flexibilização da declaração dos parâmetros do CVU. Um dos pontos considerados importantes pela associação é a adoção de procedimentos de programação da operação pré-despacho, com remuneração de custos de combustível específica para despachos diferentes daqueles previstos nos contratos. Os geradores defendem ainda adaptações nos programas computacionais usados pelo ONS para que eles passem a considerar a logística de transporte do gás natural liquefeito até a planta de regaseificação; a realização de leilões coordenados das térmicas e dos gasodutos; a gestão de contratos de gás por meio de comprador único; remuneração diferenciada por serviços e produtos; estocagem de gás natural e o compartilhamento de terminais de regaseificação para reduzir custos dos investidores. (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 3 Siemens fecha acordo de R$ 470 milhões para térmica a gás em Coari A Siemens, por meio das empresas Guascor e Dresser-Rand, fechou contrato de R$ 470 milhões com a Amazonas Energia para construir uma UTE a gás em Coari (AM). Com 40 MW de capacidade instalada o empreendimento deverá iniciar a operação comercial no fim do ano que vem e o prazo para execução das obras é de um ano. O consórcio é um produtor independente de energia e venceu o processo licitatório realizado no ano passado pela Aneel. A usina tem o compromisso de fornecer 23,4 MW para a região por um período de 12 anos. O diretor-geral da Guascor, Yuri Sanches, explicou que a usina utilizará turbinas em ciclo fechado e será a primeira térmica em região isolada a utilizar esse tipo de tecnologia. Com o repasse da usina, o diretor-presidente da Amazonas Energia, Tarcísio Estefano Rosa, disse que a companhia agora poderá focar na atividade principal da empresa, que é a distribuição. A 600 quilômetros de Manaus, a cidade que receberá a térmica tem acesso ao gás natural da bacia do Solimões, que produziu, no ano passado, média de 4,8 milhões de m³/dia. (Brasil Energia – 29.11.2017) 4 Aneel: liberada unidades geradoras de térmica no Pará para operação comercial A Aneel liberou para operação em teste as unidades geradoras UG8 a UG11, totalizando 1.424 kW de capacidade instalada da usina de geração termelétrica denominada UTE São Sebastião da Boa Vista – CEPA, segundo despacho publicado pela Aneel nesta quarta-feira, 29 de novembro. O empreendimento está localizado em São Sebastião da Boa Vista (PA). (Agência CanalEnergia – 29.11.2017) 5 Usinas nucleares de Angra encontram-se em risco devido a corte no orçamento da União Por causa de um gargalo orçamentário, pode faltar elemento combustível de urânio para as usinas nucleares de Angra a partir de 2019, segundo a diretoria da Eletronuclear e técnicos do Ministério da Ciência e Tecnologia. Quem fornece o urânio usado nos reatores é a estatal INB. Parte da receita dela vem da venda desse material, e o resto da União. Para atingir a meta fiscal, o governo cortou o orçamento da INB, e o limite de dispêndio caiu – por isso, mesmo com dinheiro da venda de urânio em caixa, ela fica impedida de gastar. O fornecimento do elemento combustível às usinas está garantido para o ano que vem, mas a produção para 2019 está em risco, segundo Leonam Guimarães, presidente da Eletronuclear. A saída seria que, à medida que a INB recebesse, o governo suplementasse o orçamento. Isso precisaria ser feito com a anuência do Congresso, porque aumentar o orçamento por decreto equivale a dar uma pedalada fiscal. Importar é inconstitucional e, ainda que fosse permitido, não dá mais tempo. A coluna apurou que o Ministério de Ciência e Tecnologia também tem receio de passar o limite do dispêndio que a INB é autorizada a ter. O ONS estima que, se as usinas ficarem paradas em 2019, haverá um custo adicional de R$ 1,4 bilhão. (Folha de São Paulo – 30.11.2017) Economia Brasileira 1 PIB deve ter pequena aceleração no terceiro trimestre Novamente puxado pelo consumo das famílias, e desta vez também pelos investimentos, o PIB brasileiro deve registrar uma pequena aceleração no terceiro trimestre, ante o segundo. A média de 26 consultorias e instituições financeiras consultadas pelo Valor Data é de crescimento de 0,3% no período entre julho e setembro, ante os três meses anteriores, quando a expansão foi de 0,2%, ante o primeiro trimestre, feitos os ajustes sazonais. O intervalo das estimativas vai de zero a aumento de 0,9%. Na comparação com o mesmo trimestre do ano passado, a expectativa é de crescimento de 1,3%. No segundo trimestre, houve expansão de 0,3% no confronto. O IBGE divulgará amanhã o PIB do período. Segundo economistas, as projeções para o terceiro trimestre embutem um grau maior de incerteza, uma vez que o IBGE vai incorporar às Contas Nacionais os resultados definitivos do PIB de 2015, recentemente revisado de queda de 3,8% para recuo de 3,5%, o que deve alterar os resultados trimestrais de 2016 e de 2017. No lado da demanda, a média das estimativas dos economistas indica que o consumo das famílias deve crescer 0,3% ante o segundo trimestre. (Valor Econômico – 30.11.2017) 2 IBGE: Taxa de desemprego é de 12,2% no trimestre até outubro A taxa de desemprego encerrou o período de agosto a outubro em 12,2%, conforme pesquisa divulgada nesta quinta-feira pelo IBGE. O resultado ficou 0,4 ponto percentual acima do registrado no mesmo período do ano passado (11,8%) e 0,6 ponto percentual abaixo do período de maio a julho deste ano (12,8%). O IBGE considera essas bases de comparações as mais corretas estatisticamente. A taxa ficou em linha com a média das projeções de 22 instituições financeiras e consultorias ouvidas pelo Valor Data. A previsão, na média, era que a taxa seria de 12,2% no período, um pouco melhor que o apurado no trimestre encerrado em setembro (12,4%). O intervalo ia de 12,1% até 12,5%. Segundo a pesquisa, país tinha 90,677 milhões de pessoas ocupadas de agosto a outubro, aumento de 1% frente ao trimestre imediatamente anterior deste ano. Isso representava 868 mil de pessoas a mais empregadas (formal ou informalmente). Confrontado ao mesmo intervalo de 2016, o contingente de ocupados subiu 1,8%, o que significa 1,662 milhão de pessoas a mais trabalhando. Desta forma, a população desempregada — formada por pessoas que procuraram emprego, sem encontrar — somou 12,74 milhões, 4,4% abaixo do trimestre encerrado em julho. Isso significa que 586 mil pessoas saíram da fila de emprego. O número de desempregados ainda é 5,8% maior, no entanto, do que no mesmo período de 2016 (acréscimo de 698 mil pessoas). (Valor Econômico – 30.11.2017) 3 Queda de inflação e juro reduz encargos da dívida O dólar comercial fechou o pregão do dia 29 sendo negociado a R$3,2395, com variação de +0,72% em relação ao início do dia. Hoje (30) começou sendo negociado a R$3,2394 — sem variação em relação ao fechamento do dia útil anterior — e segue uma tendência de alta, sendo negociado às 11h30 no valor de R$3,2696, variando +0,93% em relação ao início do dia. (Valor Econômico – 29.11.2017 e 30.11.2017)
Internacional 1 Repsol avisa que a possibilidade de competição de gás contra gás O presidente da empresa espanhola Repsol, Antonio Brufau, advertiu que um cenário está se aproximando em que os tipos de gás competirão uns com os outros, e seus preços não serão mais indexados ao petróleo, como é atualmente o caso. "As cláusulas que tradicionalmente temos, por exemplo, ligadas ao petróleo ou a produtos petrolíferos, estão desaparecendo, e o que está mais em voga e que é visto como mais clássico no futuro é a competição gás-gás", afirmou. Ele afirmou que as fórmulas aplicadas hoje em contratos para os quais o preço do gás são indexados aos custos internacionais de outras energias, como o petróleo, mudarão e estarão diretamente ligadas ao gás de uma região contra outra. Brufau disse que esta será uma das mudanças a médio e longo prazo que ocorrerão no mercado do gás, um hidrocarboneto que "é a energia do século 21". Essas mudanças começaram a ocorrer impulsionadas por uma série de fatores, um deles o gás de xisto ou indústria não convencional, que atualmente representa 20% da produção, "mas quer queira ou não, ele terá uma maior peso nos próximos anos", disse ele. Segundo Brufau, outro fator que começou a ter um impacto no mercado de gás é o afloramento "com muita violência" de gás natural liquefeito (GNL), que é transportado comprimido em petroleiros, devido ao fato de que, atualmente, as "grandes descobertas são muito longe dos mercados". (Cambio – Bolívia – 29.11.2017) 2 Argentina: esterco de vaca produz energia para alimentar uma cidade de 5.000 habitantes A Adecoagro inaugurou uma usina de geração elétrica que utiliza como fonte o biogás produzido pela fermentação do esterco de vaca. O "biodigestor" foi instalado no megatambo que a empresa tem em Christophersen, no sul da província de Santa Fé, e tem uma capacidade de 1,4 MW, suficiente para fornecer eletricidade para uma cidade de 5.000 habitantes. O evento contou com a presença do ministro do Agronegócio, Luis Miguel Etchevehere, que cortou a fita junto com o CEO e co-fundador da Adecoagro, Mariano Bosch, gerente de lácteos Ernesto Pittaluga e autoridades da província e do município. O ministro não escondeu sua surpresa e entusiasmo sobre as características do empreendedorismo, que é absolutamente revolucionário em suas dimensões e modernidade. (Clarín – Argentina – 29.11.2017) 3 Espanha: preço da eletricidade aumenta mais na Espanha do que na UE devido à seca Os estragos da seca têm um impacto direto na conta de eletricidade. O preço da eletricidade paga pelas famílias espanholas foi um dos mais altos da União Européia durante o primeiro semestre do ano. Entre janeiro e junho, cresceu 5,1% em relação ao mesmo período de 2016, bem acima dos 0,5% que se recuperaram na zona do euro e -0,5% que caíram na UE. Além disso, o custo por 100 quilowatts-hora ainda está entre os mais caros da Europa, antes e depois dos impostos. Os especialistas acusam o sistema de ser muito opaco. O motivo do aumento do preço da eletricidade espanhola reside na seca, destacam fontes do setor elétrico. Os reservatórios estão com os níveis baixos. Houve pouco vento e isso levou a um menor uso de energia hidrelétrica e eólica. Para substituí-los, o gás ou as plantas de ciclo combinado foram utilizadas. E eles são ainda mais caros porque em outros países eles têm gás ou eles o recebem da Rússia por gasodutos. Por outro lado, na Espanha, é liquidificado, transportado e depois regasificado para o seu uso, e é por isso que é mais caro. Também custa mais porque o gás é cotado para o petróleo, cujo preço subiu rapidamente depois que os países produtores concordaram em limitar a produção. Esses são os motivos desse aumento. Com impostos incluídos, a Espanha registrou um custo de 23 euros por 100 quilowatts-hora no primeiro semestre de 2017. Este preço foi apenas excedido em 30,5 euros da Alemanha e Dinamarca e 28 euros da Bélgica. (El País – Espanha – 30.11.2017) 4 Espanha: Ministro presume comportamento vantajoso em pontos de demanda elétrica do mercado ibérico em relação ao resto da Europa
Biblioteca Virtual do SEE 1 TURNER, Adair. "Os limites da precificação do carbono". Valor Econômico, Rio de Janeiro, 30 de novembro de 2017. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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