l IFE: nº 4.459 - 07 de dezembro de 2017 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Tarifa de energia medida por horário de pico começará a valer a partir de janeiro A modalidade de “tarifa branca” de energia elétrica, em que o custo varia de acordo com o dia da semana e horário de consumo, estará disponível para parte dos consumidores brasileiros a partir de janeiro de 2018. Nesta primeira fase, a adesão poderá ser feita por consumidores da classe de baixa tensão com consumo médio mensal superior a 500 KWh. Com a tarifa branca, o consumidor pagará valores mais altos de tarifa nos horários de maior demanda por energia no sistema, entre 19h e 21h dos dias úteis. Por outro lado, o consumo fora deste horário se torna mais barato. O mecanismo também estabelece horários com custos intermediários: uma hora antes do início do horário de pico, entre 18h e 19h, e depois, entre 21h e 22h. A partir de janeiro de 2019, a tarifa branca estará disponível para os consumidores com média de consumo superior a 250 kWh por mês. Em 2020, a nova modalidade de consumo será oferecida para os demais consumidores, com exceção dos de baixa renda beneficiados pela tarifa social, subsidiada pelo sistema tarifário tradicional. De acordo com a Abradee, a primeira fase de implementação da tarifa branca estará disponível para cerca de quatro milhões de unidades consumidoras, que representam 5% dos consumidores atendidos pelas distribuidoras no país. (Valor Econômico – 06.12.2017) 2 Abradee: principal problema da tarifa branca é não ser obrigatória Para a Abradee, a tarifa branca deve gerar custos adicionais para distribuidoras que não serão imediatamente reconhecidos nas contas de luz. Os benefícios pretendidos com o novo modelo de cobrança envolvem a racionalização do consumo e a postergação de investimentos voltados para o reforço da infraestrutura para garantir a segurança no fornecimento de energia. Segundo o presidente da Abradee, Nelson Leite, o principal problema da tarifa branca é não ser obrigatória, o que coloca em dúvida a real eficácia da medida. (Valor Econômico – 07.12.2017) 3 Tarifa branca: Estudo de consultoria prevê queda no faturamento das distribuidoras A implementação da tarifa branca - que garante descontos no consumo de energia fora do horário de pico - a partir de 2018 pode trazer prejuízos aos consumidores de energia, por meio de desequilíbrios econômico-financeiros nas distribuidoras, avalia, em estudo, a consultoria TR Soluções. No caso da Cemig, por exemplo, o faturamento das distribuidoras com o mercado de baixa tensão pode ter queda de 3,01%, considerando a adesão de todos aqueles consumidores que tenham identificado vantagens na mudança, que será opcional. Isso será revertido em um aumento na tarifa de energia para todos os consumidores. Segundo Paulo Steele, sócio-diretor da TR Soluções, o problema está no caráter opcional da adesão à tarifa branca. A tendência é que os consumidores só decidam pela adesão no caso de economia no custo da energia. Ou seja, serão aqueles que conseguem concentrar o consumo de energia fora do horário de pico, obtendo uma tarifa mais baixa. Os consumidores que concentram a carga no horário de pico continuarão pagando a tarifa normal. É daí que vem a diferença de faturamento. A tarifa branca será disponibilizada a partir do ano que vem para os consumidores de baixa tensão - residenciais e comerciais, por exemplo - que utilizam mais de 500 KWh por mês. Em 2019, o limite vai baixar para um consumo mensal de 250 KWh. No ano seguinte, todos poderão aderir. A ideia da tarifa branca é dar preços diferenciados dependendo do horário de consumo. No pico de carga, a energia custa mais cara. Nos demais horários, o valor cobrado será menor. (Valor Econômico – 07.12.2017) 4 Tarifa branca: Consultoria questiona infraestrutura do setor para implementação de nova modalidade 5 Falta de eficácia na comunicação dificulta conhecimento sobre sistema de bandeiras Na visão dos autores de estudo realizado pelo Instituto Qualibest, que mostrou que pequena parcela da população conhece de fato o funcionamento do sistema de bandeiras tarifárias, o desconhecimento sobre o assunto está ligado a formas não eficazes de comunicação do sistema e da bandeira vigente, seja pelos canais empregados ou mesmo pela forma adotada. “Acreditamos que se o consumidor tivesse maior conhecimento do funcionamento do sistema, dos impactos sobre seu consumo de energia elétrica e houvesse uma ampla e efetiva divulgação da bandeira vigente para o mês, o consumidor teria mais recursos para tomar medidas de redução de consumo e reduzir seus custos”, indica César Sá, sócio e diretor de Operações da WeSee. Sá explica que o público participante da pesquisa acredita que a Aneel poderia utilizar mais as mídias tradicionais para divulgar a questão das bandeiras tarifárias. Os dados da pesquisa, realizada com 893 internautas, responsáveis pelos pagamentos das contas das residências, indicaram que 73% disseram ler as informações presentes nas contas mensais de luz. Desse total, 48% afirmaram conhecer e saber como as bandeiras funcionam; 45% responderam que as conhecem, mas não sabem exatamente o que elas são; e 7% afirmaram não conhecê-las. Para os que disseram conhecer o sistema, de acordo com o QualiBest, os entrevistadores solicitaram que descrevessem em poucas palavras o significado das bandeiras: 31% da amostra total efetivamente conhecem o funcionamento do sistema. (Brasil Energia – 05.12.2017) 6 BNDES prevê investimentos de R$ 158 bi no setor elétrico até 2020 O BNDES estima que os investimentos no setor elétrico chegarão a R$ 158 bi até 2020. Esse valor está inserido no total previsto de R$ 901 bi dentro da perspectiva do banco de fomento. As projeções foram divulgadas nesta quarta-feira (6/12) pelo presidente da instituição, Paulo Rabello de Castro, que participou de encontro com empresários franceses em evento na sede da Firjan, no Rio de Janeiro. Em outubro, o banco de fomento divulgou que os desembolsos para área de energia elétrica, de janeiro a outubro, somaram cerca de R$ 10,1 bi, montante 43% superior ao apurado em igual período do ano passado. Já nos últimos 12 meses, encerrados em outubro, os desembolsos para o setor de energia atingiram R$ 25,5 bi, mas representando uma queda de 25% com relação aos 12 meses anteriores. (Brasil Energia – 06.12.2017) 7 Instalação de um medidor de luz em cada residência rural é aprovada por CCJ A Comissão de Constituição e Justiça e de Cidadania da Câmara aprovou PL (PL 6837/13) que obriga a instalação de pontos de distribuição de energia elétrica e medidores individuais em todos os domicílios rurais, mesmo que estejam situados em uma só propriedade. Pela proposta, do deputado Padre João (PT- MG), cada domicílio rural será considerado uma unidade consumidora autônoma de energia. O texto altera a Lei 10.438/12. O relator, deputado Luiz Couto (PT-PB), foi favorável ao texto, e explicou que apenas se quer conceder benefícios sociais a moradores de propriedades rurais que por lei não podem ter suas contas reduzidas apesar de terem todas as características de consumidores de baixa renda. Atualmente, ressalta Padre João, a Aneel determina que cada propriedade rural conte apenas como uma unidade consumidora residencial, que receberá energia elétrica por meio de apenas um ponto (Resolução 414/10). Segundo o deputado, esse entendimento causa grandes transtornos, pois é comum que em uma mesma propriedade haja diversas moradias, habitadas por diferentes famílias. Além disso, destaca o parlamentar, com a medição concentrada, o consumo de várias famílias é registrado como procedente de apenas uma unidade consumidora, o que altera o enquadramento para o recebimento dos descontos correspondentes à tarifa social de energia elétrica. O texto foi modificado pela Comissão de Agricultura, Pecuária, Abastecimento e Desenvolvimento Rural para que os custos da individualização das contas sejam pagos pela Conta de Desenvolvimento Energético. Além disso, para o caso de comprovada impossibilidade técnica de individualização, a emenda concede desconto de tarifa, acumulável com outros previstos na legislação, limitando o total dos benefícios a 65% do desconto da tarifa social de energia. (Agência Câmara – 06.12.2017) 8 MME: enquadrados projetos de transmissão como prioritários
Empresas 1 Estatal que absorverá Itaipu e Eletronuclear será tratada no PL da Eletrobras O PL que o governo enviará ao Congresso Nacional com as regras e as condições de privatização da Eletrobras trará também o detalhamento de criação da nova estatal que absorverá Itaipu Binacional e Eletronuclear. De acordo com o diretor-geral brasileiro da usina, Luiz Fernando Vianna, o texto, atualmente em fase de finalização na Casa Civil, será encaminhado à Câmara dos Deputados “nos próximos dias”, antes do início do recesso parlamentar, previsto para ocorrer, no limite do prazo regimental, até o dia 22 de dezembro. “Será criada uma nova empresa para abrigar tanto Itaipu, que não pode ser privatizada por conta do Tratado, e a Eletronuclear, que a constituição impede de ser vendida. O Projeto de Lei vai detalhar a formação dessa nova empresa, junto com toda a questão do modelo de venda do controle da Eletrobras”, disse o executivo. Segundo ele, não haverá qualquer mudança estrutural ou comercial na empresa binacional com a saída da Eletrobras e a migração para a futura estatal energética do governo federal. O executivo destacou que, mesmo com a crise hídrica pela qual atravessa o país, Itaipu Binacional deverá fechar 2017 com a quarta melhor produção de eletricidade desde o início da operação da usina, há 33 anos, com aproximadamente 95 milhões de MWh gerados. A performance, segundo Vianna, ocorre mesmo com o rebaixamento do nível da represa para 217 metros – dois metros inferior ao nível considerado normal. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 2 Itaipu: Nada muda com a privatização da Eletrobras, diz diretor O diretor-geral brasileiro da Itaipu Binacional, empresa dona da hidrelétrica de Itaipu, Luiz Fernando Vianna, afirmou nesta quarta-feira (6) que nada mudará para a companhia com relação à privatização do controle da Eletrobras. A holding é responsável pelo relacionamento comercial, operacional e regulatório de Itaipu no mercado brasileiro. A ideia do governo é separar Itaipu e Eletronuclear da privatização da Eletrobras e criar uma estatal para cuidar dessas duas empresas. A nova estatal ficaria, então, responsável pela relação de Itaipu com o mercado brasileiro. “Não muda [nada com a privatização da Eletrobras]. Itaipu é regida por um tratado. Nosso tratado fala que Itaipu é representada, no sistema brasileiro, pela Eletrobras e, no Paraguai, pela Ande. A perspectiva do MME é criar uma estatal e deixar embaixo dessa estatal a Eletronuclear e Itaipu”, disse o executivo, a jornalistas, antes de participar de palestra na FGV, no Rio. “Todo o relacionamento com Aneel, ONS e CCEE é feito por intermédio da Eletrobras. Isso seria feito [agora] pela nova estatal”, completou ele. Vianna disse que o projeto de lei sobre a desestatização do controle da Eletrobras deve “estar na praça” nos próximos dias, indicando que acredita que o documento seja apresentado ao Congresso ainda este ano. Segundo ele, a expectativa é que o projeto seja votado no primeiro semestre de 2018, apesar de ser um ano eleitoral. (Valor Econômico – 06.12.2017) 3 Eletrobras: Ministério prorroga prazo para serviços de distribuidoras A Eletrobras informa que o Ministério de Minas e Energia (MME) prorrogou nesta quarta-feira (6), por meio da portaria nº 468, o prazo para a prestação de serviços das distribuidoras associadas à estatal. Em comunicado, a Eletrobras diz que a Distribuidoras Amazonas Distribuidora de Energia (Amazonas Energia), Companhia de Eletricidade do Acre (Eletroacre), Centrais Elétricas de Rondônia (Ceron), Companhia Energética do Piauí (Cepisa), Companhia Energética de Alagoas (Ceal) e Boa Vista Energia (Boa Vista Energia) poderão atuar para a empresa até 31 de julho de 2018 ou até a assunção de um novo concessionário — o que ocorrer primeiro. A estatal ainda ressalta que a continuidade da prestação dos serviços pelas distribuidoras depende de aprovação da assembleia geral de acionistas da empresa, marcada para 28 de dezembro. (Valor Econômico – 06.12.2017) 4 Eletrobras: Cepel terá de buscar novos patrocínios após privatização 5 Transferência do Cepel e do Procel para a EPE é sugerido por distribuidoras Preocupados com a situação do Cepel e do Procel com a privatização da Eletrobras, as distribuidoras de energia defendem que ambos sejam transferidos para a Empresa de Pesquisa Energética. Segundo o presidente da Abradee, Nelson Leite, essa transferência deve ser feita com os recursos correspondentes aplicados tanto ao Cepel quanto ao Procel. O governo tem anunciado nos últimos meses que está finalizando a proposta de venda do controle da estatal, mas admite que o PL que trata da privatização da estatal só deverá ser discutida no Congresso Nacional no ano que vem. Oficialmente, ainda não há uma definição sobre a situação do centro de pesquisas e do programa, que são administrados pela Eletrobras. A única decisão que ficou clara desde o início foi a separação da hidrelétrica de Itaipu e das usinas nucleares de Angra, que não podem ser incluídas no processo de desestatização. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 6 Coelce: Fitch atribui rating à proposta de 5ª emissão A agência de classificação de risco Fitch Ratings atribuiu o Rating Nacional de Longo Prazo Prazo ‘AAA(bra)’, com Perspectiva Estável, à proposta de 5ª emissão de debêntures da Coelce. O montante é de R$ 500 mi e o pagamento será efetuado em três séries, com vencimentos finais em 2022 para a primeira; em 2024, para a segunda; e em 2027 para a terceira. Os recursos serão destinados ao reforço de capital de giro e investimentos da companhia. O rating da Coelce e de sua proposta reflete a qualidade de crédito da Enel Américas S.A. (Enel Américas, IDR (Issuer Default Rating – Rating de Probabilidade de Inadimplência do Emissor) de Longo Prazo em Moedas Estrangeira e Local ‘BBB+’ (BBB mais)/Perspectiva Estável), sua controladora indireta. A avaliação considera os fortes vínculos estratégicos, financeiros e legais entre a companhia e a Enel Américas, de acordo com a metodologia Parent and Subsidiary Rating Linkage da agência. O rating da Coelce incorpora os atuais e futuros benefícios para o grupo Enel Brasil provenientes do perfil de crédito do acionista controlador, a Enel Américas, por meio de uma maior flexibilidade financeira. O forte vínculo entre o grupo Enel Brasil e a Enel Américas é evidenciado, dentre outros, pela inclusão da Enel Brasil e subsidiárias relevantes, incluindo a Coelce, em cláusulas de cross default em dívidas da Enel Américas. Além disso, a Enel Américas proveu apoio financeiro de R$ 2,2 bilhões à Enel Brasil na aquisição da Celg Distribuição S.A. (Celg D), concluída em fevereiro de 2017, por meio de aumento de capital e empréstimos de mútuo, e provê suporte financeiro no âmbito da Ampla Energia e Serviços S.A. (Ampla), outra concessionária de distribuição de energia da Enel Brasil. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 7 Coelce: Rating da empresa absorve aspectos positivos do grupo Enel, analisa Fitch Em bases consolidadas, a Enel Brasil possui histórico de robusto fluxo de caixa das operações (CFFO), com média anual de R$ 1,6 bi de 2013 a 2016, com pico de R$ 2,4 bi em 2016 e isso influencia nos resultados da Coelce. No entanto, devido aos elevados investimentos, o FCF vem sendo pressionado. Ainda que o FCF tenha ficado positivo em R$ 325 mi em 2016, após ter permanecido negativo nos dois anos anteriores, a expectativa da Fitch é de que este permaneça negativo de 2017 a 2020, com pico de R$ 1,0 bi negativo neste ano. A Agência estima que a Enel Brasil será capaz de gerenciar a sua alavancagem financeira líquida consolidada limitada em 3,0 vezes, em bases sustentáveis, a médio prazo, mesmo considerando a incorporação da estrutura de capital mais enfraquecida da Celg, a aquisição de Volta Grande, prevista para ser concluída ainda este ano, e os relevantes investimentos planejados nas subsidiárias do grupo. As relações de dívida total/EBITDA e dívida líquida/EBITDA foram de 1,8 vez e 1,2 vez, respectivamente, em 2016. Mesmo em base pro forma, incorporando a compra da Celg na estrutura consolidada, os índices de 2,6 vezes e 2,0 vezes permaneceriam conservadores. O rating da Coelce considera que o grupo Enel Brasil manterá seu perfil de liquidez em patamares satisfatórios, a partir de novas dívidas para financiar as obrigações com vencimento a curto prazo e da flexibilidade no pagamento de dívidas de mútuo, que representavam 100% da dívida no âmbito da holding ao final de setembro de 2017. Em 31 de dezembro de 2016, o caixa e as aplicações financeiras consolidadas, de R$ 1,2 bi, da Enel Brasil cobriam de forma adequada a dívida de curto prazo de mesmo valor em 1,0 vez. A dívida total consolidada nesta data era de R$ 3,4 bi. O rating incorpora a manutenção da elevada flexibilidade financeira do grupo Enel Brasil proveniente do vínculo e de suportes do acionista controlador. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 8 CPFL Energia: Delistagem da B3 é incerta, diz CEO A deslistagem da CPFL Energia da bolsa de valores de São Paulo (B3) ainda é incerta e a decisão pode demorar até 18 meses, disse a jornalistas André Dorf, presidente da companhia, durante evento com investidores. A partir desta quarta-feira, 6 de dezembro, a State Grid passou a deter 94,75% dos papéis da elétrica brasileira, três dias úteis após conclusão da Oferta Pública de Aquisição (OPA), finalizada em 30 de novembro, ao preço de R$ 27,69 por ação. A expectativa do mercado é que a State Grid faça uma nova operação para comparar o restante das ações e, consequentemente, deslistar a empresa do Novo Mercado da B3. Dorf negou que essa seja a intenção dos chineses e disse que essa decisão ainda não foi tomada. Pelas regras do Novo Mercado, uma empresa listada precisa manter um percentual mínimo de ações em circulação no mercado (free float) de 15%. Portanto, caso a deslistagem não aconteça, State Grid obrigatoriamente precisaria vender cerca de 10% das ações que possui na CPFL para cumprir a regra. Neste cenário, a companhia poderia fazer um ReIPO. “Não tem decisão tomada e não há pressa para essa decisão. A única exigência que a gente tem, pelo regulamento do Novo Mercado, é ter um free float mínimo, mas tem um prazo para fazer esse ajuste, que é de 18 meses a contar de agora”, explicou Dorf. Após a OPA, a empresa que possuía 461,7 milhões ações em circulação em mercado, agora passa a ter em “free float” de 53,3 milhões. Sobre a perda de valor da ação dias antes da conclusão da OPA, Dorf acredita que isso ocorreu porque alguns acionistas remanescentes perderam o prazo para se preparar para a Oferta. “A hipótese que gente tem é que [os acionistas] perderam o prazo para se preparar para o leilão. Daí viu que o leilão chegou, que possivelmente a empresa perderia liquidez, e se antecipou.” (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 9 CPFL Energia: Transmissão de nicho é preparada Dorf disse que a CPFL não decidiu se participará dos leilões de geração e transmissão previstos para serem realizados em dezembro, mas que a empresa está estudando todas as oportunidades de crescimento. “A gente, por obrigação, está olhando tudo, aquisições e leilões, mas estamos avaliando [nossa participação no leilão], não temos uma decisão tomada”, disse. Como sua controladora State Grid já atua no segmento de transmissão, Dorf explicou que a atuação da CPFL nesse mercado será de maneira bem seletiva. “É o que a gente chama de transmissão de nicho, são linhas curtas, normalmente em áreas de nossa influência, que tem sinergia, muito diferente da State Grid que atua em linhões. O nosso apetite para o leilão é em transmissão de nicho”. Sobre os investimentos em geração renovável, Dorf explicou que a única preocupação é com a alavancagem da CPFL Renováveis. “Temos que avaliar as condições financeiras de cada empresa.” Sobre investimentos em distribuição, a empresa disse estar atenta as oportunidades nas áreas onde já atua. “A gente busca sempre sinergia com o ativo operacional que a gente tem. Isso tem muito a ver com a região Sudeste e com o Estado do Rio Grande do Sul.” (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 10 CPFL Paulista: R$ 17,2 mi são aplicados em Morro Agudo até setembro A CPFL Paulista anunciou nesta terça-feira, 5 de dezembro, um aporte no valor de R$ 17,2 mi, que serão empregados na atualização e expansão do sistema elétrico de Morro Agudo no acumulado de 2017 até setembro. Os recursos contribuem para aumentar a qualidade do fornecimento de energia para os 11,6 mil clientes atendidos no município. Foram utilizados em torno de R$ 240 mil para ligação de consumidores na área urbana e rural, por meio da instalação de novos medidores e extensão da rede elétrica, o que possibilitou o acréscimo de 231 novos clientes na cidade. Para atender a demanda do mercado e garantir a qualidade dos serviços, a distribuidora ainda dedicou outros R$ 16,2 mi na ampliação da capacidade de subestações e linhas de transmissão e em adequação de capacidade da rede de distribuição, tornando o sistema elétrico das cidades mais flexível e robusto. Estes aportes estão associados à Subestação Morro Agudo, inaugurada pela CPFL Geração em setembro deste ano. Para manutenção e melhorias, foram investidos aproximadamente R$ 667 mil. Deste montante, a concessionária reservou em torno de R$ 207 mil para ações como manutenção programada ou emergencial e substituição de transformadores. Já o melhoramentos nas redes primária e secundária e instalação de novos equipamentos angariaram R$ 460 mil. A concessionária segue no desenvolvimento de projetos especiais ou focados em smart grid (redes inteligentes). Para essas iniciativas, foram aplicados R$ 115 mil. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 11 CPFL Paulista: R$ 15,2 mi são destinados à rede elétrica de Araçatuba e região A CPFL Paulista (SP) divulgou seus investimentos de R$ 15,2 mi na modernização, manutenção e expansão do sistema elétrico de Araçatuba, Getulina, Lins, Penápolis e Santo Antônio de Aracanguá, durante o acumulado do ano até setembro. O valor representa um crescimento de 14,5% em relação ao mesmo período de 2016, contribuindo para aumentar o nível de conforto e qualidade do serviço para os mais de 165 mil clientes atendidos na região. Foram aplicados em torno de R$ 3,85 mi na 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 2,7 mil novos clientes na região. Para suportar o crescimento do mercado e garantir a qualidade dos serviços, a distribuidora ainda dedicou outros R$ 4,6 milhões na ampliação da capacidade de subestações e linhas de transmissão e em adequação de capacidade da rede de distribuição, tornando o sistema elétrico das cidades mais confiável. Em manutenção e melhorias, foram destinados aproximadamente R$ 5 mi. Deste montante, a concessionária investiu em torno de R$ 1,5 mi em ações como manutenção programada ou emergencial e substituição de transformadores. Já os recursos para melhoramentos nas redes primária e secundária e instalação de novos equipamentos somaram R$ 3,5 mi. A concessionária segue no desenvolvimento de projetos especiais ou focados em smart grid (redes inteligentes). Para essas ações, foram utilizados R$ 1,75 mi de investimentos na região. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 12 Brookfield: Companhia pode deter até 62,7% da Renova com o aporte de R$ 1,4 bi O aporte primário de capital da Brookfield na Renova Energia ao valor de R$ 1,4 bi aprovado pelo conselho de administração da empresa no final de novembro poderá levar a companhia a deter entre 53,1% a 62,7% das ações ordinárias da companhia. Essa é uma estimativa da geradora apresentada à CVM, já que o percentual final da fatia da Brookfield ao término do processo de aumento de capital deverá variar em função da decisão dos acionistas minoritários de acompanhar o aumento de capital. A operação em questão não envolve cessão onerosa de direitos de subscrição dos controladores da companhia, mas sim, uma cessão gratuita de tais direitos pelos atuais controladores. Os limites inferior e superior apontados pela Renova dependem do comportamento dos demais acionistas. A empresa explicou que na hipótese de um cenário de aumento de capital de R$ 1,4 bi, ao preço base de R$6,00 por Unit, considerando as ações cedidas pelos acionistas controladores, sem que haja acompanhamento dos minoritários no processo de aumento de capital, indica que a Brookfield deterá o índice mais elevado. Por sua vez, caso haja o acompanhamento integral dos minoritários no processo a compradora deterá o limite inferior apontado. Contudo, destacou a Renova, como o processo ainda encontra-se em fase de negociação inicial ainda não é possível indicar o prazo para que a operação seja finalizada nem qual deverá ser a participação da Brookfield”. Apenas após a conclusão desse acordo de investimento e cumprimento de condições precedentes usuais em transações dessa natureza, mas que ainda não estão devidamente determinadas, se iniciará o processo de aumento de capital, cujos prazos ainda não são passíveis de determinação”, apontou. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 13 Cemig: R$ 190 mi serão pagos em proventos em dezembro A Cemig efetuará, no dia 28 de dezembro, o pagamento de R$ 190 milhões em proventos aos seus acionistas, referentes a segunda parcela dos juros sobre o capital próprio, o que corresponde a R$ 0,1509 por ação. Fazem jus ao provento os acionistas que detinham ações negociadas na B3 no dia 26/12/2016. As ações passaram a ser negociadas “ex-direitos” no dia 27/12/2016. A Cemig também pagará R$ 101,9 milhões aos acionistas referentes a segunda parcela dos dividendos do exercício de 2016, o que corresponde a R$ 0,1217 por ação. Fazem jus ao provento os acionistas que detinham ações preferenciais (CMIG4) negociadas na B3 no dia 12/05/2017. As ações passaram a ser negociadas “ex-direitos” no dia 15/05/2017. O comunicado foi publicado na Comissão de Valores Mobiliários (CVM) na última terça-feira, 5 de dezembro. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 14 Ampla: Conselho propõe aumento de capital de R$ 1,2 bi O conselho de administração da Ampla Energia e Serviços aprovou a proposta da administração da companhia para aumentar em R$ 1,2 bi o seu capital social, que passaria ser de R$ 2,4 bi. A capitalização se dará por meio da emissão de 68.571.429 novas ações ordinárias, ao preço de subscrição de R$ 17,50 por papel, a ser integralizado mediante a capitalização de créditos detidos pelo acionista controlador, a Enel, contra a companhia. Segundo comunicado publicado no site da CVM, o aumento de capital proposto visa o fortalecimento da estrutura de capital da companhia com a melhoria do índice de alavancagem financeira, redução das despesas financeiras com dívidas e consequente melhoria do resultado da companhia, redução do risco de não cumprimento de obrigações contratuais oriundas dos contratos de dívidas financeiras e melhoria do perfil de endividamento. Os recursos do aumento de capital proposto são oriundos de mútuos financeiros intercompanhia concedidos à Ampla pelo controlador Enel Brasil desde 2015, os quais foram destinados a reforço de capital de giro e financiamento de investimentos da Companhia. A capitalização dos mútuos visa a uma melhor adequação da estrutura de capital da companhia. Por isso, as novas ações a serem emitidas serão integralmente subscritas e integralizadas pela acionista Enel Brasil. A proposta será analisada na próxima Assembleia Geral Extraordinária que foi convocada para o dia 20 de dezembro. Nessa oportunidade os acionistas avaliarão ainda a proposta da administração para alteração do artigo 22 do Estatuto Social e exclusão do seu parágrafo único, transferindo da Assembleia Geral para o Conselho de Administração a competência para autorizar a emissão de debêntures pela companhia. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 15 Everest: Comercializadora aposta na retomada da economia para ganhar mercado em 2018 A Everest Comercialização de Energia inicia suas atividades apostando na retomada da economia do país para ganhar mercado em 2018. A empresa passou por reestruturação, troca de acionistas e recebeu um aporte de capital inicial (valor não revelado), com o objetivo de dar robustez e segurança as suas operações no mercado de energia. A comercializadora nasce com um projeto de cogeração de energia no interior de São Paulo. Segundo Renato Fessel Bertani, sócio administrador da Everest, a meta é ampliar a atual carteira de clientes de 8 MW (em medida de consumo) para 40 MW no próximo ano. “Há uma sinalização de queda de preço em 2018 que poderá favorecer o cenário de migração, por outro lado nossos clientes têm demostrado aumento do consumo”, disse Bertani, que conta com clientes dos setores de cerâmica, autopeças e moveleiro. A Everest também está habilitada para operar na BBCE, plataforma eletrônica de comercialização de energia. Inicialmente, sua atuação ficará concentrada no interior do estado de São Paulo, em Joinville (SC) e em Cuiabá (MT). A ideia da empresa não é só atuar em comercialização, mas também investir em fontes próprias de geração. A primeira usina está prestes a operar e está localizada no município de Ibaté (SP). Com um investimento adicional de R$ 2 mi, a usina que fica em uma destilaria e utiliza cavaco de madeira e bagaço de cana como combustíveis, pretende exportar até 1,2 MW para a rede, de uma capacidade total de 2 MW. “A Everest focará em propor soluções integradas customizadas que visam principalmente colaborar com a gestão sustentável da energia e benefícios econômicos de empresas nos ambientes cativos e livre”, disse o executivo. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 16 GE fornecerá turbinas para duas PCHs no MS A Atiaia Energia contratou a GE Renewable Energy para equipar as PCHs Areado e Bandeirante, ambas no Mato Grosso do Sul. O projeto de Areado inclui o fornecimento e instalação de duas unidades S-Kaplan, com produção total de 18,6 MW. O comissionamento deve ser concluído em setembro de 2019.Para o projeto de Bandeirante, a GE será responsável pelo fornecimento e instalação de três unidades com potência de 9.65MW, modelo S-Kaplan, um gerador horizontal e um regulador de velocidade. Quando pronta, a operação terá produção total de 28 MW. A execução do contrato ocorrerá até agosto de 2019. (Brasil Energia – 06.12.2017)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste tiveram elevação de 0,1% nos níveis em relação ao dia anterior e se encontram com 19,6% da capacidade, segundo dados do ONS relativos a última terça-feira, 5 de dezembro. A energia armazenada está em 39.820 MW mês e a energia afluente em 91% da MLT. A usina de Furnas trabalha com 9,94% da capacidade e São Simão, com 20,06%. No Norte do país os níveis apresentaram recuo de 0,2% e os reservatórios se encontram com 15,7% da capacidade. A energia armazenada chegou a 2.367 MW mês e a ENA ficou em 38% da MLT. A hidrelétrica Tucuruí se encontra com 23,04% da capacidade. Já o submercado Nordeste segue com os crescimentos dos dias anteriores e teve na presente data elevação de 0,2% nos níveis, com os reservatórios operando com 6,4% da capacidade. A energia armazenada ficou em 3.323 MW mês no dia e a energia afluente está em 22% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica Sobradinho apresenta 2,92% da sua capacidade. Na região Sul os níveis abaixaram em 0,5%, deixando os reservatórios com 58% da capacidade. A energia armazenada no dia ficou em 11.650 MW mês e a energia afluente está em 84% da MLT. A usina de Passo Fundo opera com 82,75% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 2 BBCE negocia R$ 465,7 mi em novembro, queda de 26,6% ante outubro A plataforma eletrônica de negociação de contratos de energia BBCE registrou em novembro 2.531 MW negociados, queda de 26,6 por cento ante outubro e quase metade frente o recorde de 4.070 MW observado em setembro. Em novembro, foram registrados 1.226 contratos, com movimentação total de 465,7 milhões de reais, informou a BBCE nesta quarta-feira. A plataforma oferece negociação eletrônica de contratos para empresas que atuam no mercado livre de eletricidade, como comercializadoras de energia, geradores e grandes consumidores, que podem fechar o suprimento em negociações bilaterais, em vez de serem atendidos pelas empresas de distribuição. No acumulado de 2017, a negociação chega a 22.736 MW, com 11.130 contratos firmados e 4,7 bilhões de reais movimentados. “A BBCE é um ambiente de negociação que oferece agilidade, liquidez e compliance aos negócios. Essas qualidades são responsáveis por atrair cada vez mais agentes negociando dentro da plataforma, hoje já atingimos a média de 70 empresas participando diariamente de transações”, disse o presidente da BBCE, Victor Kodja, em nota. (Reuters - 06.12.2017) 3 Armazenamento esperado para dezembro ao longo do Brasil O armazenamento esperado para os reservatórios equivalentes ao final do mês de dezembro mostra alguma melhora em relação a novembro no Sudeste/Centro-Oeste, onde a energia armazenada deve passar de 18,7% para 24,3%, e no Nordeste, onde o aumento deve ser de 5,5% para 13,9%. Na região Sul, o nível se mantém estável, de 60% para 60,1%, e no Norte a projeção é de queda de 16,1% para 12%. Os números foram apresentados pelo ONS nesta quarta-feira, 6 de dezembro, na reunião mensal do CMSE. Para o reservatório da hidrelétrica de Três Marias é esperado armazenamento de 18,9% no fim do mês, enquanto Sobradinho deve atingir 10,6%. As duas usinas estão localizadas na bacia do rio São Francisco, que tem previsão de volume maior de chuva nos próximos dias. Em nota divulgada após a reunião, o CMSE informou que o risco de déficit de energia em 2017 é igual a 0% nos subsistemas SE/CO e NE. Para 2018, o risco é de 0,6% e 0%, respectivamente. O comitê afirmou que o abastecimento de energia do SIN está garantido, e que as usinas termelétricas continuarão a ser acionadas pelo critério de custo. Para os próximos três meses, a probabilidade da ocorrência de chuvas abaixo de média é de 45% no Norte, Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste. Existe, porém, chance de 25% de que elas ocorram acima da média e de 30% dentro da média nessas regiões. O CMSE aprovou a permanência das usinas termelétricas Flores (80 MW) e Iranduba (25 MW) para garantir o atendimento ao Sistema Manaus, até a entrada em operação do quarto transformador da subestação Manaus, previsto para março de 2019. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 4 Consultoria Dcide: Preços trimestrais no mercado livre caem 0,53% Os preços trimestrais para as fontes convencional e incentivada no mercado livre registraram leve queda para a semana de 3/12 a 9/11. Os dados são do Boletim Semanal da Curva Foward, elaborado pela consultoria Dcide. O preço de referência para contratos de fonte convencional para fornecimento no trimestre de janeiro a março caiu 0,53% na semana, sendo cotado a R$ 149,96/MWh. Em relação ao mês anterior, houve queda de 52,15% no preço desses contratos. Já na comparação com o preço de referência para o trimestre de janeiro a março de 2017, durante a primeira semana de dezembro do ano passado, houve crescimento de 10,44%. Para contratos de longo prazo da energia convencional, fechados para o período de 2019 a 2022, o preço registrou queda de 0,01% na semana, ficando em R$ 157,67/MWh. Em relação ao mês passado, houve queda de 1,67%. Quando comparado à igual período no ano passado (para contratos de fornecimento de 2019 a 2022), o preço subiu 3,25%. Já os preços da energia incentivada em contratos de fornecimento para o trimestre caíram 1,16% na semana, para R$ 215,90/MWh. No caso de contratos de longo prazo de energia incentivada, com fornecimento entre 2019 e 2022, houve uma crescimento de 1,38%, na comparação semanal, indo para R$ 206,73/MWh, em média. (Brasil Energia – 06.12.2017)
1 Meio Ambiente proíbe construção de novas UHEs e PCHs no rio Paranapanema A Comissão de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável aprovou projeto de lei do deputado Milton Monti (PR-SP) que proíbe a construção de novas usinas hidrelétricas ou PCHs no Rio Paranapanema, situado na divisa entre São Paulo e Paraná. O projeto (PL 7324/17) recebeu parecer favorável do deputado Nilto Tatto (PT-SP), que concordou com os argumentos de Monti. Segundo o autor da proposta, a implantação de novas usinas de geração poderá provocar danos ambientais ao rio, que já abriga 11 barragens. Entre os danos estão a realocação das populações ribeirinhas e pequenos agricultores das regiões que serão inundadas pelo reservatório das usinas, a destruição da cobertura vegetal natural, o assoreamento do leito e alterações no regime hidráulico do rio. “Apesar de ser uma fonte de energia renovável e não emitir poluentes, a energia hidrelétrica não está isenta de impactos ambientais e sociais”, reconheceu Tatto. “Como bem ressalta o autor da proposta, o rio Paranapanema não comporta mais novos empreendimentos”, concluiu. Segundo a ANA, a Bacia do Paranapanema, que inclui rios menores, atinge 247 municípios, dos quais 115 localizados em São Paulo e 132 no Paraná. A população afetada pelo rio é de cerca de 4,7 milhões de habitantes. O PL 7324/17 tramita em caráter conclusivo e será analisado agora pelas comissões de Minas e Energia; e Constituição e Justiça e de Cidadania. (Agência Câmara – 06.12.2017) 2 Especialistas apresentam opções para fornecer mais água ao canal do Rio São Francisco Especialistas apresentaram opções para fornecer mais água ao canal do Rio São Francisco, evitando o colapso no fornecimento de água a várias cidades nordestinas. Participantes da audiência pública na Comissão de Desenvolvimento Regional e Turismo (CDR) afirmaram, nesta quarta-feira (6), que estão em risco o abastecimento de água para consumo humano, a irrigação e a geração de energia elétrica no Nordeste. A ideia de transpor as águas do Rio Tocantins para o Rio São Francisco existe há mais de 30 anos. O senador Elmano Férrer (PMDB-PI), que apresentou o pedido para o debate, alegou que tem faltado planejamento hídrico no Brasil. Ele afirmou que está muito preocupado com a situação do abastecimento de água para consumo humano, geração de energia elétrica e irrigação da fruticultura no Nordeste, colocando em risco centenas de empregos. “Contratos já firmados com empresas, no exterior. E faltando água! Na iminência de um colapso na produção em Petrolina [Pernambuco] e em Juazeiro da Bahia”, disse. Rafael Ribeiro Silveira, do Ministério da Integração Nacional, disse que no momento existem seis possibilidades de estudo. Mas a escolha do projeto final ainda vai demorar cerca de 12 meses. “No estudo do melhor traçado, que seja mais viável técnica, economicamente e ambientalmente”, justificou. O engenheiro Hypérides Macêdo, consultor de Recursos Hídricos, apresentou algumas opções para alimentar os canais do São Francisco com águas do Tocantins. Ele afirmou que uma das maiores dificuldades do planejamento é a diversificada composição do solo nordestino. O engenheiro disse que seria melhor não fazer uma nova grande transposição, mas apenas alimentar os canais, que foram construídos com uma dimensão muito maior do que o rio São Francisco tem condições de abastecer. (Agência Senado – 06.12.2017)
Energias Renováveis 1 EPE: Brasil aproveita somente 14% do potencial técnico da bioeletricidade sucroenergética Dados da EPE compilados pela União da Indústria de Cana-de-Açúcar (UNICA) revelam que o potencial de técnico da bioeletricidade de cana para o SNI é de 17,3 GW médios, algo próximo a 4 usinas do porte da hidrelétrica de Belo Monte. Entretanto, no ano passado, as usinas sucroenergéticas produziram 4,1 GW médios, dos quais 1,7 GW médios foram direcionados para o autoconsumo no parque fabril e 2,4 GW médios destinados à rede. Isto possibilitou que a bioeletricidade respondesse por 8,8% da Oferta Interna de Energia Elétrica (OIEE) do País, atrás apenas da hidroeletricidade, que terminou o ano representando 68,7% da OIEE. Na avaliação do gerente em Bioeletricidade da UNICA, Zilmar Souza, o aproveitamento do potencial técnico da bioeletricidade sucroenergética para a rede é de apenas 14% do seu total. O executivo foi um dos palestrantes do seminário “O potencial do biogás de resíduos agroindustriais”, realizado na segunda quinzena de novembro (27/11) pelo BNDES, em sua sede, no Rio de Janeiro (RJ). Representante da UNICA, Zilmar Souza (Ao centro), durante evento no RJ “Temos uma avenida de oportunidades para aproveitar da melhor maneira possível as qualidades da bioeletricidade feita a partir da biogás da vinhaça, da palha e do bagaço de cana. Além de ser um fonte limpa e renovável, traz segurança energética e desenvolvimento socioeconômico, gerando emprego e renda próximo ao centros de consumo e grandes cidades”, avalia o especialista. A partir de dados da EPE, Zilmar Souza também mostrou que o potencial de geração de energia elétrica para a rede a partir do biogás da vinhaça é de mais de 2 GW médios, o que representaria atender 5% do consumo nacional ou quase 11 milhões de residências ao longo do ano. Fonte: Única (Ambiente Energia – 06.12.2017) 2 Tereos deve fechar 2017 com investimentos de R$ 700 mi O grupo francês Tereos deve fechar este ano com investimentos de R$ 700 mi em etanol e açúcar no Brasil, contra pouco mais de R$ 600 mi no ano passado. A projeção é do presidente da empresa, Alexis Duval, que participou nesta quarta-feira (6/12) de encontro entre empresários brasileiros e franceses na Firjan. Duval avaliou que o mercado de combustíveis precisa de transparência e citou como bem sucedida a nova política de preços da Petrobras para os combustíveis que, para ele, tem ajudado nesse novo cenário de promover maior previsibilidade no setor. “É difícil investir quando não há previsões”, admitiu, lembrando que o mercado de etanol esteve prejudicado quando havia subsídios à gasolina e intervenção do governo nos preços. Além disso, Durval citou o RenovaBio – aprovado na Câmara dos Deputados no último dia 28/11 – que, para ele, será fundamental para ampliar os aportes no setor de etanol aumentando o espaço deste combustível na matriz brasileira. Dados da União Nacional da Cana-de-Açúcar (Única) divulgado no último dia 4/12, mostram que em outubro deste ano o volume de etanol consumido no Brasil alcançou 1,37 bilhão de litros, registrando crescimento de 14,8% em comparação ao mesmo mês de 2016. (Brasil Energia – 06.12.2017) 3 Senador Fernando Bezerra Coelho será relator do RenovaBio O senador Fernando Bezerra Coelho (PMDB-PE) foi designado relator pela Comissão de Assuntos Econômicos do Senado (CAE) para analisar o projeto de lei 160/2017 que institui o RenovaBio. O senador pernambucano – pai do atual ministro de Minas e Energia, Fernando Bezerra Coelho Filho - já declarou que pretende apresentar relatório favorável à aprovação da matéria na próxima terça-feira (12/12). Caso seja aprovado, o PL segue para votação no plenário, devendo ser posteriormente sancionado pelo presidente Michel Temer, possivelmente ainda este ano. O plenário da Câmara dos Deputados aprovou o texto do RenovaBio no último dia 28/11. Na ocasião, o relator do projeto, 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, permitindo a expansão do uso de novos biocombustíveis. (Brasil Energia – 06.12.2017) 4 Weg se prepara para contratações solares A Weg está se preparando para disputar contratos de fornecimento para usinas solares vencedoras do leilão A-4, que será realizado no próximo dia 18. Segundo o diretor de energias renováveis da companhia, João Paulo Gualberto, as negociações já iniciaram, mas ainda não há pré-contratos. O executivo projeta que as contratações comecem a ser fechadas a partir de 2019. “Já há muitas empresas consultando, mas a perspectiva é que não seja uma demanda altíssima, portanto a concorrência será grande”, comenta Gualberto. A avaliação é de que os projetos cadastrados, que somam 18,3 GW de capacidade, não só enfrentarão disputa acirrada entre si, como também concorrerão com outras fontes pela demanda, cuja distribuição entre tecnologias será definida pelo governo. Para ele, esse ambiente de grande competitividade pode levar empreendedores a 'bidar' abaixo de suas planilhas de custos, apostando em quedas de preço da tecnologia solar. O executivo lembra que empreendedores que foram muito otimistas em leilões passados, ou demoraram a fechar contratos de fornecimento, acabaram não conseguindo entregar os projetos. A Weg pretende fazer uma rodada de negociações com os vencedores do leilão no próximo ano. “Certamente seremos cotados após o resultado. Como esse leilão é rápido, com todas as licenças na mão, se constrói em um ano. Alguns empreendedores podem ter o processo de licenciamento mais avançado e querer antecipar a operação, para 2020. Então em 2019 já pode ter contratação”, projeta. 5 Weg: GD aposta na terceirização Para o mercado mais pulverizado da geração solar, a Weg aposta na atuação de sua rede autorizada de integradores treinados e certificados por ela. De acordo com o diretor de energias renováveis da companhia, João Paulo Gualberto, a companhia já entregou equipamentos ou soluções completas para projetos de geração distribuída que somam 70 MW, incluindo projetos de menor porte para clientes como Eletronorte, Engie, Chesf e Enel. Atualmente, a empresa conta com cerca de 100 integradores ativos, do total de 308 treinados e certificados. São considerados ativos os autorizados que tenham comprado mais de R$ 100 mil da Weg nos últimos seis meses. “Temos os kits fechados. Mas pode comprar. o que a gente evita é que o integrador Weg empregue equipamentos WEG. não exigimos exclusividade. é uma relação que é construída, temos 70 e tantos representantes da Weg, dando prioridade aos integradores. 308 treinados e em torno de 100 ativos. que compraram mais de R$ 100 mil nos últimos seis meses. (Brasil Energia – 06.12.2017) 6 Energia Consult faz engenharia de proprietário para 255 MW solares A Energia Consult está conduzindo a três projetossolares em construção, dentro do conceito de engenharia do proprietário: o complexo Aquiraz, de 81 MW de capacidade, no Ceará, e os complexos Juazeiro (120 MW) e São Pedro (54 MW), na Bahia. O projeto cearense é da construtora Steelcons, já os baianos são da Atlas Renewables, que os adquiriu da Sun Edison. As usinas devem entrar em operação em 2018. Para realizar o acompanhamento administrativo, técnico e comercial de todas as fases dos empreendimentos, a Energia Consult adotou um software de colaboração em nuvem, fornecido pela Construtivo, companhia de TI voltada para engenharia e construção. “Geralmente, temos visto em projetos de engenharia e construção de plantas solares, a utilização de sistemas de armazenamento de documentos com poucas ferramentas de gestão, e muitos controles montados por meio de planilhas em Excel”, diz o diretor da Energia Consult, Marcio Goulart. Para ele, o uso de software colaborativo contribui para o cumprimento de cronogramas e eventos porque permite que os diversos agentes envolvidos nos projetos – empreendedores, fornecedores e consultorias – tenham acesso simultâneo às informações atualizações das obras. “Ao final das reuniões, por exemplo, a ata é impressa, assinada e disponibilizada no sistema. (Brasil Energia – 05.12.2017) 7 Rosatom: Estatal de olho na fonte eólica A Rosatom também começa a se voltar para o nicho das fontes renováveis. Desde o ano passado, a estatal russa começou a desenvolver projetos eólicos e esse ano lançou uma subsidiária para abrigar esses projetos, a SC Nova Wind. Apesar de a atuação ser apenas no mercado russo, o presidente da Rosatom para a América Latina, Ivan Dybov, não descarta futuros empreendimentos internacionais. “Não excluímos a possibilidade de desenvolver no exterior”, revelou em entrevista a jornalistas nesta quarta-feira, 6 de dezembro. Apesar da disposição, o executivo sabe que uma eventual entrada no mercado brasileiro seria difícil, uma vez que é um mercado com bastante concorrência. Segundo ele, os players brasileiros são muito grandes, o que aumenta a disputa. Considerando que a fonte nuclear não será empecilho para o movimento mundial de inserção das fontes renováveis, Dybov acredita que as usinas nucleares devem fazer parte dos sistemas de grandes países e que a energia nuclear também deveria ser considerada uma fonte alternativa, já que ela não emite nenhum tipo de carbono. ‘“A nuclear oferece uma base estável de fornecimento de energia, em torno da qual é possível desenvolver energia de fontes variáveis”, avisa. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017) 8 Liberadas as unidades de geração eólica da Enel Green Power A Aneel decidiu liberar unidades geradoras de energia eólica da Enel Green Power para início de operação comercial a partir desta quarta-feira, de acordo com publicação no DOU. Foram liberadas unidades da usina Maniçoba, totalizando 30.000 kW de capacidade instalada, no município de Santa Sé (BA). A Aneel ainda liberou para operação comercial unidades eólicas da Ventos de Santo Alberto Energias Renováveis, com capacidade instalada total de 29.400 kW, no município de Curral Novo do Piauí (PI). (Reuters - 06.12.2017) 9 Eólicas para operação comercial A Aneel liberou para operação comercial as unidades geradoras UG1 a UG15, de 2.000 kW cada, totalizando 30.000 kW de capacidade instalada da usina de geração eólica denominadas EOL Maniçoba, de posse da Enel Green Power, segundo despacho publicado pela Aneel nesta quarta-feira, 6 de dezembro. A usina fica em Santa Sé (BA). Outra usina a receber a autorização da Aneel foi a EOL Ventos de São Vicente 09, que compreende as unidades UG1 a UG14, de 2.100 kW cada, formando 29.400 kW de capacidade instalada O empreendimento está localizado em Curral Novo do Piauí (PI). (Agência CanalEnergia – 06.12.2017)
Gás e Termelétricas A aprovação no plenário da Câmara do Deputados ainda em 2017 do PL 6.407/2013, que estabelece as novas diretrizes para o setor de gás, se torna cada vez mais difícil. O relatório do PL já com a incorporação de 11 novas emendas foi lido nesta quarta-feira (6/12) na Comissão de Minas e Energia pelo relator Marcus Vicente (PP/ES), mas por solicitação dos deputados Davidson Magalhães (PC do B -BA) e João Carlos Paolilo Barcelar Filho (PR-BA) o texto foi retirado da pauta antes de ser votado para que os parlamentares possam avaliar melhor a proposta apresentada. Os requerimentos dos dois parlamentares não eram esperados pelo relator. Com a mudança de percurso, a apreciação do texto na CME ficará adiada para a próxima quarta-feira (13/12) se não for solicitado nenhum pedido de vista. A sessão da CME foi realizada na parte da manhã, quando também ocorria a reunião do Fórum Nacional dos Secretários Estaduais de Minas e Energia, na sede do Ministério de Minas e Energia. Para evitar novas iniciativas que possam comprometer ainda mais o cronograma de tramitação do PL do Gás na Câmara, foi marcada uma reunião na terça-feira (12/12) para costurar um acordo político que garanta a apreciação do texto na CME, sem pedidos de vista. O plano do relator Marcus Vicente é solicitar urgência na tramitação do projeto, mas diante da proximidade do recesso parlamentar e da concorrência com a votação da reforma da previdência, são mínimas as chances de o PL do Gás ser votado no plenário da Câmara ainda em 2017. Sem tempo hábil, a votação no Senado Federal será transferida para 2018 e a preocupação passa a ser garantir a aprovação antes de o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, deixar o cargo para concorrer às eleições. (Brasil Energia – 06.12.2017) 2 Parte das emendas são acatadas por relator do PL do gás O deputado Marcus Vicente (PP/ES) incorporou 11 emendas das 31 apresentadas por parlamentares da Câmara na semana passada ao substitutivo final do Projeto de Lei 6.407/2013, que estabelece as novas diretrizes para o setor de gás. O texto foi lido nesta quarta-feira (6/12) na CME, junto com o relatório do parlamentar. Foram aprovadas algumas emendas na íntegra e outras parciais. A redação final, de acordo com fontes, terá contribuições apresentadas em nome da Abar, Abegás, Abrace, CNI, Fórum Nacional dos Secretários de Estado de Minas e Energia, Fórum das Associações Empresariais Pró-Desenvolvimento do Mercado de Gás Natural, Instituto Acende Brasil, Transportadores de Gás Natural, Petrobras e ministérios de Minas e Energia e Casa Civil. O acordo em relação à costura das emendas foi acertado na segunda-feira (4/12) entre os deputados Marcus Vicente e José Maria Macedo Júnior, membro da CME. Representantes do governo e o deputado Marcus Vicente entraram madrugada adentro nesta quarta-feira (6/12) trabalhando na redação final do substitutivo do Gás, que deve receber os últimos retoques nesta manhã. A alteração do artigo 25, que dispõe sobre a administração da questão do consumidor livre e dos códigos de redes, era um dos pontos de forte atrito com a Abegás. Para a instituição, a proposta de transferir essa questão para a ANP feria a atribuição garantida às companhias estaduais de gás na Constituição de 1998. Se o relatório for aprovado, o deputado Marcus Vicente tentará garantir regime de urgência na aprovação do PL, mas diante da proximidade do recesso parlamentar a votação em plenário ainda em 2017 é vista como cada vez mais difícil. (Brasil Energia – 06.12.2017) 3 Chamada pública é estudada por distribuidoras de gás As distribuidoras de gás natural avaliam a criação de uma chamada pública conjunta de contratação de fornecimento por região. A ideia é criar condições de competição para permitir a entrada de um insumo novo no mercado nacional a preços competitivos, segundo explicou à Brasil Energia, o presidente da Abegás, Augusto Salomon. De acordo com ele, o volume total a ser contratado neste modelo seria algo em torno de 45 milhões de m³/dia, que é demandado atualmente pelas distribuidoras do país. Mas será necessário superar algumas barreiras fiscais para que esse gás possa fluir entre os estados. O presidente exemplificou que o gás enviado hoje pela Bolívia é totalmente tributado no Mato Grosso do Sul, estado por onde o insumo entra no país, seguindo para São Paulo e estados do Sul, por exemplo. Outro problema é a alíquota do gás que tem uma taxa diferente para cada estado. Além do ICMS de importação, é preciso uniformizar essas alíquotas. Outra dificuldade apresentada pelo presidente da Abegás é a incerteza envolvendo a renovação do contrato de importação do gás da Bolívia, embora esteja aberto um espaço para que as distribuidoras busquem o insumo que necessitam. Por enquanto, há indicativo de que a Petrobras renovará o acordo com volume menor, mas ainda não se sabe com clareza qual será esse volume. A EPE estima, por exemplo, algo em torno de 20 milhões de m³/dia, dos atuais 30 milhões de m³/dia. Resolvida essa pendência, as empresas de gás saberão com exatidão qual será a capacidade que a Bolívia poderá ofertar. Aos bolivianos, interessa manter as mesmas bases do contrato atual. (Brasil Energia – 06.12.2017) 4 Rosatom aguarda definição em Angra 3 A gigante nuclear russa Rosatom, que assinou na última semana memorando de cooperação técnica com a Eletronuclear e a Eletrobras, para estudar potenciais negócios na área de energia nuclear no Brasil, aguarda a definição de um modelo de negócio para a retomada da construção da usina nuclear de Angra 3, de forma a obter um acordo para participar da conclusão da terceira usina nuclear brasileira. "Os planos existem, mas não dependem da gente. Dependem do cliente", disse ontem Ivan Dybov, presidente da Rosatom para América Latina. Enquanto o governo brasileiro não aprova um modelo de negócio para essa retomada da usina, que tem índice de conclusão de cerca de 65% e ainda demanda investimentos da ordem de R$ 13 bilhões, a Rosatom disputa com a chinesa CNNC e o consórcio franco-nipônico EDF / Mitsubishi o fechamento de uma parceria com a Eletronuclear para finalizar as obras da usina, que terá 1.405 MW de potência instalada, em Angra dos Reis (RJ). Sobre o memorando firmado com Eletronuclear e Eletrobras, ele explicou que o mais importante foi definir os principais vetores nos quais as companhias estarão trabalhando. Além de energia nuclear, Dybov destacou avanços no negócio de exportação de isótopos para o setor de medicina nuclear no Brasil, principalmente para o combate ao câncer. Segundo ele, o Brasil é o principal parceiro da América Latina para o qual a companhia exporta produção de isótopos. (Valor Econômico – 07.12.2017) Economia Brasileira 1 PIB per capita estaciona e bem-estar sobe O crescimento de 0,1% do PIB no terceiro trimestre, frente aos três meses anteriores, foi suficiente apenas para acompanhar o ritmo de crescimento da população no período. O PIB per capita - uma das medidas de padrão de vidas dos brasileiros - ficou estável de julho a setembro, após dois trimestres seguidos de expansão do indicador. Economistas avaliam, contudo, que a melhora em dados de emprego, renda e inflação sugere que a sensação de bem-estar das famílias segue em recuperação. Estimativa da consultoria LCA mostra que o PIB per capita (indicador que divide o PIB pelo número de habitantes) encolheu 9,1% durante a recessão, que durou do segundo trimestre de 2014 até o quatro trimestre de 2016, de acordo com o Comitê de Datação de Ciclos Econômicos (Codace) da FGV. Desde então, o indicador avançou 1,1% no primeiro trimestre e 0,5% no segundo, sempre frente aos três meses anteriores, com ajuste sazonal. No terceiro trimestre, ficou estável em R$ 31.150, valor anualizado. Segundo Rodrigo Nishida, economista da LCA e responsável pelos cálculos, o indicador ficou estável porque o IBGE revisou para cima o desempenho da economia nos últimos trimestres. Pelas projeções da consultoria, o PIB per capita pode ter um ligeiro recuo no quatro trimestre deste ano e voltar a crescer gradualmente a partir de 2018. "Nas nossas projeções essa baixa do PIB per capita ao longo da recessão deve ser totalmente recuperada apenas em meados de 2021", acrescentou o economista. (Valor Econômico – 07.12.2017) 2 Déficit nas previdências estaduais atinge R$ 82 bi O déficit da previdência dos Estados atingiu a marca de R$ 81,912 bi em 2016 e nove deles ainda descumpriram o limite de gasto com pessoal definidos pela Lei de Responsabilidade Fiscal (LRF). Esses dados foram apurados pelo Tesouro Nacional e mostram um retrato ainda mais preocupante do que o informado pelos governos estaduais com relação as finanças dos Estados, segundo versão final do Boletim de Finanças dos Entes Subnacionais, divulgado pelo Tesouro Nacional. Enquanto os Estados informaram em Relatório Resumido de Execução Orçamentária (RREO) um rombo de R$ 55,824 bi nas contas da Previdência em 2016, o Tesouro identificou, considerando os dados do Programa de Ajuste Fiscal (PAF), um déficit de R$ 81,912 bi. Os dados do déficit da Previdência dos Estados foram divulgados em um momento em que o governo tenta aprovar a reforma nas regras de concessão de aposentadoria e pensões. O boletim mostra que nove Estados estão acima do limite de gastos com pessoal em relação à receita corrente líquida, estipulado pela LRF. De acordo com a LRF, a despesa com pessoal dos Estados não pode exceder 60% da receita corrente líquida. Nos cálculos do Tesouro, Minas Gerais é o que mais ultrapassa o número (o gasto com pessoal representa 77% da receita corrente líquida). Em seguida, estão Rio de Janeiro (74,73%), Rio Grande do Sul (69,73%), Mato Grosso do Sul (65,49%), Paraíba (61,18%), Goiás (60,9%), Mato Grosso (60,66%), Paraná (60,65%) e Rio Grande do Norte (60,01%). Considerando os dados declarados pelos Estados, em vez dos calculados pelo Tesouro, apenas Rio (com 69,58%) e Rio Grande do Norte (62,06%) ultrapassariam o teto da lei. (Valor Econômico – 07.12.2017) 3 Câmara: Repasse permanente por compensação pela Lei Kandir é aprovado 4 BNDES: Previsão é de dobrar desembolsos em 5 anos Apesar de pressionado pelo governo a devolver R$ 130 bi ao Tesouro em 2018, o BNDES prevê em seu planejamento estratégico o crescimento dos desembolsos anuais para algo próximo de R$ 150 bi em 2022. O valor é o dobro dos pouco mais de R$ 70 bi previstos a serem desembolsados neste ano. As informações são do presidente do BNDES, Paulo Rabello de Castro, que participou ontem de evento na Firjan. Rabello disse que os números integram o planejamento a ser divulgado no início do próximo ano. Para ele, a previsão seria factível com a demanda e o funding do banco. "O banco não vai esperar ninguém e nem nada, nenhum livro texto escrito por um liberar perdido na rua de São Paulo que diga que temos que nos desenvolver esperando que o mercado apareça", disse o presidente do BNDES. "Existe [funding]. O mundo está repleto de recursos esperando bons intermediadores". Sobre a devolução de recursos ao Tesouro, Rabello apontou uma "desproporção" entre o demandado pelo governo e os desembolsos do BNDES. Segundo ele, o planejamento do banco prevê desembolsar algo como R$ 100 bilhões no próximo ano, enquanto o governo espera receber de volta R$ 130 bilhões. Rabello disse ainda que o futuro funding do banco pode ser formado, além de recursos de outras instituições de desenvolvimento, pela securitização da dívida do BNDES e pela venda de ações da carteira do BNDESPar. Ele não especificou quais ações da carteira poderão ser vendidas, mas apontou critérios. "Tudo será ponderado com base em três parâmetros: grau de maturação do investimento e oportunidade da venda, tendo em vista a cotação, além de darmos acesso a um maior número de investidores", disse. (Valor Econômico – 07.12.2017) 5 FGV: IGP-DI avança 0,80% em novembro puxado pelos preços no atacado O Índice Geral de Preços - Disponibilidade Interna (IGP-DI), calculado pela FGV, subiu 0,80% em novembro, após elevação de 0,10% um mês antes e de 0,05% em novembro de 2016. No acumulado do ano e em 12 meses, o indicador ainda está no campo negativo, com recuo de 1,15% e de 0,33%, respectivamente. O índice foi calculado com base nos preços coletados entre os dias 1º e 30 do mês passado. Com maior peso no IGP, de 60%, o Índice de Preços ao Produtor Amplo (IPA) deixou queda de 0,03% em outubro para avanço de 1,06% um mês depois. Entre os estágios dentro do IPA, Bens finais saíram de alta de 0,29% para 0,61% entre um mês e outro. O principal responsável por este movimento foi o subgrupo combustíveis para o consumo (1,06% para 10,02%). (Valor Econômico – 07.12.2017) O dólar comercial fechou o pregão do dia 06 sendo negociado a R$3,2309, com variação de -0,5% em relação ao início do dia. Hoje (07) começou sendo negociado a R$3,2476 — com variação de +0,52% em relação ao fechamento do dia útil anterior — e segue uma forte tendência de alta, sendo negociado às 10h15 no valor de R$3,2924, variando +1,38% em relação ao início do dia. (Valor Econômico – 06.12.2017 e 07.12.2017)
Internacional 1 México irá gerar a eletricidade mais barata do mundo A eletricidade mais barata do mundo será gerada, a partir de 2020, no estado mexicano de Coahuila. O gigante da energia Enel fez, no último leilão de energia elétrica de longo prazo realizado no México em meados de novembro, com um contrato que se compromete a gerar eletricidade a um preço de US $ 17,7 por Mw / h, o mais baixo do mundo, de acordo com dados da Bloomberg New Energy Finance. Sendo um pequeno projeto sobre as necessidades de eletricidade do México como um todo, os especialistas não esperam que ele tenha um impacto imediato sobre os preços pagos pelos consumidores. Por outro lado, abre uma veia importante para que o custo da energia de casas e empresas diminua consideravelmente em um futuro não tão distante. A eletricidade será gerada no parque eólico Amistad, localizado perto de Ciudad Acuña, de acordo com informações fornecidas pela empresa italiana. No preço oferecido, Paolo Romanacci, CEO da Enel para o México e América Central, afirma não ter incorporado antecipadamente os avanços tecnológicos esperados nos próximos três anos, antes do projeto entrar em operação definitivamente. O gerente não se surpreende pelo fato de que a eletricidade mais barata do mundo virá de um projeto eólico e não solar, uma constante nos últimos tempos. Sua previsão para o México, um mercado em que a empresa de energia italiana se concentrou no futuro, é que ambas as tecnologias limpas crescerão nos próximos anos acima das expectativas. O México, o Chile, os Emiratos Árabes Unidos e a Arábia Saudita competem recorrentemente em seus leilões para ver onde a eletricidade é gerada ao menor preço, de acordo com dados da Bloomberg. Em todos os casos, a energia vem das energias renováveis. (El País – Espanha – 07.12.2017) 2 Desempenho dos mercados europeus em novembro Os países com preços mais altos [de energia] foram a Bélgica, Itália e França. A Bélgica teve um par de dias muito caros, como 9 (122,61 € / MWh) e 14 (113,84 € / MWh) que, juntamente com o resto dos altos e baixos do resto do mês, o repete logo que A volatilidade dos preços se refere, estando em segunda posição após a primeira posição habitual na Alemanha. Os países com os melhores preços foram os países nórdicos, a Alemanha e os Países Baixos. Todos os países elevam os preços em relação ao mês anterior, aqueles que mais Alemanha e Bélgica e no lado oposto temos sido o Ibérico e o Reino Unido. Este último é o único país que neste mês teve melhores preços do que a média dos últimos 3 anos também para novembro. (Suelo Solar – Espanha – 06.12.2017) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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