l IFE: nº 4.462 - 12 de dezembro de 2017 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Leilões Oferta e Demanda de Energia Elétrica Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 GESEL e RedeSist apresentam resultados de P&D na Aneel No âmbito do P&D “Avaliação do Programa de P&D da Aneel de 2008-2015: Formulação de Propostas de Aprimoramento”, realizado pelo GESEL em parceria com EDP (empresa proponente), AES, CPFL e Energisa, será realizada na sede da Aneel, em Brasília, uma reunião com a Superintendência de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética (SPE). O Prof. Marcelo Gerson de Matos (RedeSist IE-UFRJ) fará uma apresentação dos resultados de entrevistas realizadas com empresas de energia, setor acadêmico e fornecedores de bens e serviços. No processo de avaliação das respostas estão sendo considerados um conjunto de indicadores para a indicação do estágio de inovação das empresas e as consequências dos projetos de P&D na evolução destes indicadores. (GESEL-IE-UFRJ – 12.12.2017) 2 MME: MP do risco hidrológico poderá ser editada nesta semana O MME insiste na importância da publicação da MP que vai tratar da judicialização em torno do risco hidrológico (GSF), a despeito da resistência encontrada na Casa Civil. Na sexta-feira, o ministro Fernando Coelho Filho assinou o documento, apurou o Valor. No entanto, a MP ainda está na Casa Civil para "ajustes". O texto foi finalizado pelo MME há mais de um mês, mas uma queda de braço entre a pasta de Energia e a equipe econômica tem atrasado a publicação. A reportagem também apurou que há uma discordância entre a pasta e a Casa Civil, que preferia esperar avaliação do Supremo Tribunal Federal (STF) sobre ação movida pela associação de geradores hidrelétricos que garante a limitação do risco hidrológico. Na visão do MME, a decisão do STF não resolveria a questão. A expectativa no ministério é que a MP seja publicada ainda esta semana, quando o projeto de privatização da Eletrobras também deve chegar ao Congresso. A MP estava parada na Casa Civil enquanto as partes tentavam chegar a um acordo. Assinado pelo ministro Coelho Filho, o texto foi finalizado e reenviado à Casa Civil, que deve encaminhar para o Congresso ainda nesta semana, segundo uma fonte ligada à equipe energética. Segundo outra fonte, também ligada ao MME, a MP "está na fila" para sair "a qualquer momento." A assinatura do ministro indica que a pasta está confiante de que vai vencer a resistência da Casa Civil. (Valor Econômico – 12.12.2017) 3 MME: MP do GSF é fundamental para privatização da Eletrobras O MME insiste na importância da publicação da MP que vai tratar da judicialização em torno do GSF. Mesmo no cenário em que o Supremo decida a favor do governo (em ação movida pela associação de geradores hidrelétricos que garante a limitação do risco hidrológico), a MP é tida como fundamental para a reestruturação do setor elétrico e também para a privatização da Eletrobras. Fontes ouvidas pelo Valor explicam que sem a MP a desestatização terá mais riscos. O GSF é apontado como o problema mais urgente no setor elétrico hoje, devido à guerra de liminares que já travou R$ 4,66 bilhões em valores no mercado de curto prazo de energia. O problema afeta o setor desde 2014. A projeção mais recente da CCEE indica um GSF médio de 79% em 2017. A MP permitirá que as usinas que decidam aderir à proposta tenham concessões estendidas por até 15 anos. Em troca, terão de abrir mão das liminares que limitam os efeitos do GSF nas contas. Essa solução para o GSF é fundamental para a privatização da Eletrobras, que ficará com mais de 14 GW descontratados na carteira. Essa energia hoje é alocada no chamado regime de cotas de garantia física e potência. O problema é que, nesse caso, o GSF é alocado aos consumidores, que acabam pagando tarifa muito maior. A privatização da companhia depende da "descotização" dessa energia, que poderá ser vendida às distribuidoras ou no mercado livre. A gestão do GSF será feita pela Eletrobras. Sem a solução prevista pela MP, o risco será maior, o que vai fazer com que os investidores aceitem pagar menos pelas ações no aumento de capital que vai diluir a participação da União. (Valor Econômico – 12.12.2017) 4 Rodrigo Limp Nascimento é indicado para diretoria da Aneel 5 Distribuidoras vão receber R$ 134,4 mi da RGR para prestação de serviço A superintendência de fiscalização econômica e financeira da Aneel homologou, nesta segunda-feira, 11 de dezembro, os valores dos empréstimos de 10 de dezembro de 2017 do Fundo da Reserva Global de Reversão – RGR às distribuidoras designadas para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica. O valor total, entre 5 distribuidoras, ficou em cerca de R$ 134,4 milhões, com a Eletrobras Distribuição Amazonas angariando aproximadamente R$ 68,3 milhões. Em seguida vem as ED’s Rondônia, Piauí, CEA (AP) e Alagoas, com R$ 21,1 milhões, R$ 19,9 milhões, R$ 15,5 milhões e R$ 9,3 milhões, respectivamente. Caberá à CCEE averiguar as disponibilidades de caixa para eventual redução proporcional dos valores. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 6 Brasil atinge 200 MW em geração distribuída O Brasil acaba de atingir a marca histórica de 200 MW de potência instalada acumulada em sistemas de microgeração e minigeração distribuída. A energia solar fotovoltaica representa 75,5% do total, ou 152 MW. Além da solar, há centrais hidrelétricas (15,1 MW), usinas térmicas (23,3 MW) e eólicas (10,2 MW) operando em GD. Segundo dados da Aneel, o Brasil possui atualmente 18.501 sistemas na modalidade de geração distribuída. Mapeamento realizado pela Absolar destaca que a fonte solar fotovoltaica, baseada na conversão direta da radiação solar em energia elétrica, lidera com folga as instalações do país. Elas totalizam 18.356 unidades, somando mais de R$ 1,3 bilhão em investimentos acumulados desde 2012, distribuídos ao redor de todas as regiões do país. Atualmente, os consumidores residenciais são os principais usuários da energia solar fotovoltaica, representando 42% da potência instalada no país, seguidos por empresas dos setores de comércio e serviços (39%), indústrias (9%), sistemas localizados na zona rural (5%), edificações e serviços do poder público (5%), como escolas, hospitais, tribunais e iluminação pública. O presidente executivo da Absolar, Rodrigo Sauaia, ressalta que o crescimento da microgeração e minigeração distribuída solar fotovoltaica é impulsionado por três fatores principais: a redução de mais de 75% no preço da energia solar fotovoltaica nos últimos 10 anos, o aumento de mais de 50% nas tarifas de energia elétrica nos últimos dois anos e um aumento no protagonismo e na consciência e responsabilidade socioambiental dos consumidores, cada vez mais interessados em economizar dinheiro ajudando simultaneamente a preservação do meio ambiente. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 7 Aneel sinaliza boa vontade para solares atrasadas A Aneel analisou na semana passada pedido das SPEs Angico Solar Energia e Malta Solar Energia de alteração de contratos para mudar regra que estabelece a rescisão contratual em atrasos de cronograma acima de 120 dias, ou a extensão do prazo para dois anos. Embora não tenha aceitado alterar o texto do contrato, a agência não deve aplicar tais penalidades, consideradas mais graves, enquanto a fiscalização identificar que os projetos em questão permanecem viáveis, de acordo com voto do diretor Thiago de Barros Correia. A viabilidade dos projetos foi verificada em campanha de fiscalização recente, após alteração do controle das usinas. As SPES são responsáveis pelas usinas Angico 1 e Malta, ambas localizadas na Paraíba e negociadas no primeiro leilão de reserva de 2015, com previsão de entrada em operação em agosto deste ano. Originalmente, as SPEs pertenciam a Kawa Energia, mas foram adquiridas em junho pela Sequoia Energia, do fundo de investimentos Sequoia Capital. O novo cronograma apresentado pelos atuais controladores prevê que as usinas entrem em operação até setembro do ano que vem. (Brasil Energia – 11.12.2017) 8 Nova versão do Formulário de Segurança de Barragens está disponível para consulta 9 Segundo TCU, estruturação de grandes hidrelétricas possui falhas O TCU identificou falhas no processo de estruturação de grandes hidrelétricas no país. Entre os dias 17 de outubro de 2016 e 31 de março de 2017, os fiscais do TCU realizaram auditoria operacional nos principais órgãos do setor elétrico e projetos, com o objetivo de identificar e avaliar riscos associados à governança dos processos pelos órgãos estruturadores, qualidade dos estudos técnicos e econômicos, e a possibilidade de comprometimento da licitação pela assimetria de informações. “Por meio dessas análises, foi possível identificar algumas deficiências associadas ao processo de estruturação de grandes empreendimentos hidrelétricos, as quais podem ser destacadas e agrupadas da seguinte maneira: (i) deficiências na estruturação de grandes usinas hidrelétricas sob o enfoque socioambiental; (ii) deficiências relacionadas à atuação técnica do Poder Concedente; e (iii) deficiências associadas à assimetria de informações inerente ao modelo brasileiro atual”, escreveu o TCU no Acórdão 2723/2017. O TCU justificou a fiscalização também em virtude da identificação, no âmbito da Operação Lava Jato, de um ambiente de conluios e acertos entre as empresas que atuam como os principais players envolvidos no desenvolvimento dos grandes projetos de usinas hidrelétricas no Brasil. Em seu relatório, o TCU critica a insuficiência de regulamentação dos meios de consulta às comunidades potencialmente afetadas, a morosidade de órgãos como a Funai e assimetria de informação inerente ao modelo de estruturação de hidrelétricas adotado no Brasil. Em decorrência disso, o TCU determinou prazo de 90 dias para que a Casa Civil da Presidência da República articule junto ao MME a regularização a aprovação dos estudos de inventário e viabilidade da implantação desses projetos, além de outras providências. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 10 Erros em testes do Newave são descartados por Ministério 11 Incentivo para fontes renováveis em projetos de irrigação é aprovado em Comissão da Câmara A Comissão de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável da Câmara dos Deputados aprovou o Projeto de Lei 6903/17, do Senado, que estimula o uso de energias renováveis nos sistemas de irrigação, de modo a adequar a atividade agrícola com a preservação ambiental. O texto cita, entre as fontes renováveis, a energia solar, eólica, biomassa, biogás e de PCHs. Além disso, determina que a Política Nacional de Irrigação priorizará o desenvolvimento de pesquisas para promover os recursos renováveis na agricultura irrigada. O projeto recebeu o parecer favorável do relator, deputado Augusto Carvalho (SD-DF), que recomendou a aprovação da versão acolhida pela Comissão de Agricultura, Pecuária, Abastecimento e Desenvolvimento Rural que analisou o projeto em julho. Em relação ao texto original, a nova versão apenas adapta a redação para os termos legais. A nova proposta estabelece que os produtores que utilizarem energias renováveis na irrigação poderão ter tratamento prioritário do poder público, como acesso a seguro agrícola e incentivos fiscais. O relator lembrou que os principais polos de irrigação do Brasil que estão situados na região Nordeste, têm como principal característica o uso intensivo de eletricidade. A possibilidade de utilização de energia renovável poderá tornar estes polos mais atraentes do ponto de vista econômico, ainda mais porque a região possui condições favoráveis para a geração de energia por fontes solar e eólica. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 12 Aprovada divulgação mensal de repasses de taxas de iluminação para prefeituras A Comissão de Trabalho, de Administração e Serviço Público aprovou o Projeto de Lei 7899/17, do deputado Rômulo Gouveia (PSD-PB), que obriga as concessionárias de energia elétrica a divulgar mensalmente, na internet, os valores da contribuição para o custeio do serviço de iluminação pública (conhecida como Cosip) transferidos a cada município. O projeto recebeu parecer favorável do deputado Wolney Queiroz (PDT-PE), que destacou a importância da proposta. “A participação da sociedade na gestão pública é um direito garantido pela Constituição, que permite que os cidadãos não apenas participem da elaboração das políticas públicas, como também fiscalizem a aplicação dos recursos públicos”, disse. A Cosip é paga pelos consumidores de energia elétrica e repassada pelas distribuidoras às prefeituras. Ela foi autorizada pela Emenda Constitucional 39, de 2002. Com base na emenda, os municípios instituíram leis determinando a cobrança do tributo e fizeram convênios com as distribuidoras para receber os valores mensalmente. O PL 7899/17 tramita em caráter conclusivo e será analisado agora pela Comissão de Constituição e Justiça e de Cidadania. (Brasil Energia – 11.12.2017) 13 MME: enquadrados os projetos de geração eólica como prioritários O MME aprovou na última segunda-feira, 11 de dezembro, como prioritário, dois projetos de titularidade da Campo dos Ventos III Energias Renováveis, correspondentes às centrais de geração eólica denominadas EOL Campo dos Ventos I e III. Com a medida, os projetos poderão lançar debêntures de infraestrutura. (Agência CanalEnergia – 12.12.2017)
Empresas 1 Eletrobras: União desiste de conselho da estatal A equipe econômica venceu uma queda de braço no governo e conseguiu mexer em um ponto sensível do projeto de lei que autorizará a privatização da Eletrobras. Por pressão do Ministério da Fazenda, que bateu de frente com as orientações dadas inicialmente pelo Palácio do Planalto, ficou fora do arranjo final um artigo que mantinha como prerrogativa da União indicar o futuro presidente do conselho de administração da empresa - mesmo depois da transferência do controle societário para a iniciativa privada. Para a Fazenda, isso poderia ser interpretado pelo mercado como uma tentativa de interferência na companhia e tirar valor da operação. O texto definitivo do projeto de lei, que recebia ontem a assinatura eletrônica de todos os ministros envolvidos, resguarda para a União o direito de indicar apenas um dos 11 futuros integrantes do conselho. Caberá aos próprios conselheiros eleger o presidente do colegiado. O texto anterior foi redigido com base nas orientações do próprio presidente Michel Temer, em novembro, após reunião de diversos ministros no Planalto. O envio do projeto de lei ao Congresso Nacional depende ainda de assinatura de Temer. Já houve sinal verde dos ministérios de Minas e Energia, da Fazenda e do Planejamento ao texto final. (Valor Econômico - 12.12.2017) 2 Eletrobras: Resistência contra a privatização sobe A resistência na Câmara dos Deputados à privatização da Eletrobras subiu nas últimas semanas, segundo monitoramento feito pelo governo. O plano de transferir o controle da companhia à iniciativa privada sofria a rejeição de 43,6% dos deputados, conforme sondagem feita nos dias 28 e 29 de novembro pelo Instituto FSB Pesquisa, que consultou 226 parlamentares de 25 partidos - obedecendo à proporcionalidade de cada bancada. Isso significa um aumento superior a dez pontos percentuais na desaprovação ao plano, cujo índice era de 32,4% no fim de outubro, de acordo com levantamento semelhante. A FSB Pesquisa foi contratada pela própria Eletrobras. Entre as duas pesquisas, o apoio à privatização caiu de 55,4% para 52,7%. No entanto, esse índice sobe para 60,4% em um cenário em que o governo adota uma "golden share" na transferência de controle. Uma ação de classe especial garantiria direito a veto do governo em decisões da empresa consideradas estratégicas. O projeto precisa de maioria simples na Câmara e no Senado. O maior percentual de apoio à privatização está no PSDB (90,5%). Depois estão o PP (70%) e o DEM (69,2%). No PMDB, partido de Temer, há aprovação de apenas 61,5% da bancada. Vários partidos da base aliada - como PSD, PR e PRB - se mostram divididos. A maior oposição, mas não unânime, se encontra no PT: há apenas 4% de apoio à ideia. (Valor Econômico - 12.12.2017) 3 Eletrobras: Para MME, eleições não atrapalham privatização da estatal Mesmo que a privatização da Eletrobras coincida com o período eleitoral de 2018, não deverá haver empecilho para a realização do processo. De acordo com Fabio Alves, secretário de energia do MME, caso o cronograma seja seguido, não haverá motivo para interromper a venda da estatal. “Se tiver todas as medidas legais até julho, como a parte de emissão de ações, aprovações em conselhos e no Congresso, não haveria impedimento para executar no segundo semestre. Do contrário, não há como fazer”, afirma o secretário, que participou do seminário “Energia Elétrica – compreendendo as mudanças e oportunidades”, promovido pela Martorelli Advogados nesta segunda-feira, 11 de dezembro, em Recife (PE). O secretário admitiu que não seria o ideal que a venda caísse na mesma época da eleição, já que ela poderia causar algum tipo da interferência. Ele não soube precisar se o projeto de lei da privatização de Eletrobras já havia sido entregue para a Casa Civil na última sexta-feira, 08, mas garantiu que em caso negativo, não passaria do começo dessa semana. O outro projeto que deve ser enviado para o parlamento, o do risco hidrológico, ainda está em análise para que não haja dúvidas conceituais. Segundo o secretário, há uma discussão entre os Ministérios da Fazenda e do Planejamento em pontos específicos.O secretário rebateu alguns argumentos sobre a privatização da Chesf, como o que a gestão da água do rio São Francisco estaria em risco, lembrando que hoje existem órgãos como a Agência Nacional de Águas e o Operador Nacional do Sistema Elétrico, que cuidam das vazões e dos despachos das sinas do rio. Outro aspecto foi o da insegurança energética que viria com a venda da Eletrobras. Isso não se justificaria, já que ela é responsável por apenas 15% da geração da energia do Brasil. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 4 Eletrobras: Comissão da Câmara aprova suspensão de reajuste extra em tarifas de distribuidoras 5 CPFL Energia: Investimentos de R$ 66 mi em armazenamento de energia A CPFL Energia irá investir R$ 66 mi em três projetos de P&D para analisar os impactos da inserção e utilização de sistemas de armazenamento de energia (como baterias) em toda a cadeia do sistema elétrico, da geração até o cliente final. Trata-se do maior investimento em P&D já realizado pela CPFL Energia e um dos maiores de todo o setor. Os projetos serão desenvolvidos entre os anos de 2017 e 2021 e irão envolver 126 profissionais e pesquisadores, contando com a participação de três universidades brasileiras. O programa, que ocorre no contexto da Chamada de Projeto de P&D Estratégico nº 21/2016 da Aneel, tem como objetivo investigar os efeitos e impactos da inserção de tecnologias de armazenamento de energia no sistema elétrico brasileiro. A partir de aplicações e análise de dados reais, fomentará a capacitação profissional e conhecimento sobre o tema, subsidiando agentes do setor elétrico ao recomendar ajustes para superar barreiras técnicas, regulatórias, legislativas e de tecnologia, base para permitir a aplicação na geração, transmissão, distribuição de energia e consumidor final em larga escala no futuro. Além disso, as iniciativas serão integradas a outros projetos de P&D já realizados pela CPFL Energia, consolidando Campinas, no interior de São Paulo, como um dos principais laboratórios vivo da América Latina no que está relacionado a redes elétricas do futuro. Com essa estratégia, o programa possibilitará ter uma visão em escala real de como deve se comportar o mercado futuro do setor elétrico no país, por meio da análise conjunta do desempenho de tecnologias de armazenamento de energia em conjunto com resultados obtidos em pesquisas sobre a utilização de energia fotovoltaica (Projeto Telhados Solares), veículos elétricos (Projeto Emotive) e medidores inteligentes. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 6 CPFL: Aposta no mercado está da geração ao cliente final O Programa de Armazenamento de Energia terá frentes em todos os segmentos do setor elétrico. O objetivo é verificar o papel dos sistemas de armazenamento de energia na qualidade e confiabilidade do fornecimento de energia em uma matriz energética que tende a se diversificar, como a brasileira, além de colaborar com o desenvolvimento de modelos regulatório e de negócios. Nos segmentos de geração e transmissão, o foco dos estudos será analisar como as baterias podem contribuir para otimizar a produção de energia elétrica de fontes renováveis intermitentes – como a eólica e solar, além de mitigar possíveis investimentos em linhas de transmissão. Serão investidos em torno de R$ 26 mi neste projeto, e as pesquisas serão realizadas em usinas eólicas da CPFL Renováveis localizadas no Rio Grande do Norte, em parceria com acadêmicos da Universidade Federal de Pernambuco (UFPE), do Instituto de Tecnologia Edson Mororó Moura (ITEMM) e da PSR Consultoria em Energia. Na distribuição, com investimento aproximado de R$ 32 mi, serão desenvolvidas aplicações de sistemas de armazenamento para redes elétricas, desde a subestação em alta e média tensão até o consumidor em baixa tensão. Aqui, o projeto terá integração com outras iniciativas de P&D em curso pela CPFL Energia, como mobilidade elétrica e geração solar distribuída, e os investimentos em smart grid.“Ao testar o uso de baterias nas redes de distribuição, queremos entender o impacto disso na conservação e aproveitamento de ativos, na redução de pico de consumo e perdas de energia e na melhoria da qualidade e confiabilidade do fornecimento, além da integração com a energia solar, veículos elétricos e microgrids”, diz Lazzaretti. Este projeto contará com apoio da Universidade Estadual de Campinas (Unicamp) e do Instituto Lactec. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 7 Belo Monte Transmissora: Fitch atribui rating à 2ª emissão de debêntures A Fitch Ratings atribuiu o Rating Nacional de Longo Prazo Prazo ‘AA+(bra)’, com Perspectiva Estável, à proposta de 2ª emissão de debêntures da Belo Monte Transmissora de Energia S.A. O montante é de R$ 580 mi com vencimento em 2031. O rating reflete a iminente entrada em operação comercial do projeto (dois meses antes do previsto em contrato), o limitado risco de ramp-up e a relativamente baixa complexidade da operação, da manutenção e dos investimentos ao longo da vida do ativo. Também considera a natureza estável e previsível das receitas, baseadas em disponibilidade, de acordo com a metodologia da Fitch. Os índices de cobertura do serviço da dívida (debt service coverage ratios – DSCRs) mínimo e médio de 1,34 vez e 1,46 vez, respectivamente, no cenário de rating (que inclui estresse de realistic outside cost – ROC de 7,5%) e o múltiplo de ROC de 42,7 vezes são condizentes com um rating superior. As garantias corporativas não solidárias dos acionistas State Grid Brazil Holding (não avaliada), Furnas Centrais Elétricas S.A. (Furnas, ‘AA-(bra)’ (AA menos (bra))/Negativa) e Eletronorte – Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (não avaliada) são válidas até o completion físico e financeiro do projeto e vistas de forma positiva, já que não há cláusulas de vencimento cruzado entre os acionistas. Assim, o rating dos garantidores não limita o da emissão. Risco de Custo: Médio Os riscos são mitigados por elevadas margens de EBITDA e métricas de crédito robustas. Adicionalmente, o projeto se beneficia de breakeven de custos operacionais de 312,5%, o que, em um contexto de ROC a 7,5%, leva a um múltiplo de ROC de 41,2 vezes. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 8 Ventos do Araripe: Fitch atribui grau de investimento para debêntures A Fitch afirmou na última sexta-feira, 8 de dezembro, o Rating Nacional de Longo Prazo ‘AA(bra)’ da primeira emissão de debêntures da Ventos de São Tito Holding (Ventos do Araripe I), no montante de R$ 111 milhões, com vencimento em 2028. A perspectiva do rating é estável. O projeto foi desenvolvido pela Casa dos Ventos Energias Renováveis e adquirido pela Cubico Brasil, em março de 2016. Segundo a agência, o rating reflete o status operacional do projeto, as satisfatórias medições de vento, o volume de energia vendido com probabilidade de ser excedido em 90% (P-90 médio) e as características dos contratos de venda de energia (LER/2013), cuja estrutura se baseia em mecanismos anuais e quadrienais de compensação e sem exposição aos Preços de Liquidação de Diferenças (PLD). O projeto beneficia-se de certificação de vento adequada, baseada em correlação de longo prazo confiável e em número de torres de medição acima da média, com o resultado acumulado até setembro de 2017 indicando geração equivalente a 103% do P-50. O índice de cobertura do serviço da dívida médio, de 1,25 vez, no cenário de rating da Fitch e breakeven de produção de 85% são consistentes com a categoria ‘AA(bra)’. O projeto assinou contratos de operação e manutenção (O&M) com a Gamesa Brasil a preços fixos, mas crescentes, pelo prazo de cinco anos. Os cenários de rating da Fitch incorporam o potencial de substituição da Gamesa na execução do O&M, em caso de inadimplência ou não renovação do contrato com a empresa. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 9 Energisa MT: OPA é aprovada pelo conselho O Conselho de Administração da Energisa Mato Grosso (EMT) aprovou a realização de oferta pública de ações (OPA) da companhia, de forma voluntária, para aquisição de até a totalidade das ações ordinárias e preferências em circulação no mercado. A decisão foi tomada em reunião realizada na última sexta-feira, 8 de dezembro, conforme documento disponibilizado na Comissão de Valores Mobiliários (CVM). A companhia está disposta a adquirir até 71.104.446 ações, representativas de 33,40% do capital social total, ao preço de R$ 8,60 por título, valor que poderá ser ajustado. Leilão está previsto para 16 de janeiro de 2018, com realização na B3. A aquisição da totalidade das ações implicará o desembolso máximo de R$ 611,5 milhões pela Energisa. Para a aquisição das ações, a companhia poderá utilizar caixa próprio e/ou estruturar operação junto a instituições financeiras. A Energisa contratou a Ernst & Young para elaborar o laudo de avaliação das ações. A companhia obriga-se a, caso venha a adquirir mais de dois terços das ações em circulação de uma mesma espécie e classe, a adquirir ações remanescentes, pelo prazo de três meses, contados da data do leilão da oferta, atualizado pela variação da Taxa Selic desde a data de liquidação do leilão até a data do efetivo pagamento e, eventualmente, ajustados pelos pagamentos ou direitos de dividendos ou juros sob capital próprio. O capital social da EMT é composto por 73.478.111 ações ordinárias e 139.432.535 ações preferenciais. O quadro abaixo detalha a distribuição do capital social da companhia e o cronograma da oferta. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 10 Engie: Empresa é habilitada para atuar como comercializadora varejista A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) aprovou a atuação da Engie como comercializadora varejista. O objetivo principal do comercializador varejista é representar os consumidores de menor porte, as redes de varejo e as usinas que negociam ou desejam negociar energia no mercado livre. Isto simplifica os processos de contabilização, aporte de garantias, liquidação e outros relacionados com a CCEE. A Engie foi a sexta empresa habilitada para atuar como varejista. Outras dez estão em processo de habilitação. “Nosso objetivo para 2018 é realizar um crescimento gradual da oferta de produtos e serviços na área, com a visão de adequar a estrutura para acompanhar a expansão do mercado livre”, disse o diretor-presidente da Engie Brasil Energia, Eduardo Sattamini. “Somos a maior geradora privada de energia do país e estamos nos preparando para ter o que o cliente quer: energia renovável, por meio de nossos parques eólicos e usinas solares que estamos implantando e que entrarão em operação nos próximos anos”, complementou. Para o presidente do Conselho de Administração da CCEE, Rui Altieri, a entrada da Engie nesse segmento dá ainda mais relevância para a figura do varejista. “A presença de empresas desse porte proporcionará o desenvolvimento de produtos e serviços inovadores, o que é benéfico para o mercado”, comentou. A criação da nova empresa, segundo Sattamini, vai viabilizar a adoção de estratégias diferenciadas de venda e compra de energia no mercado livre por parte da Engie. “Nossa comercializadora já nasce digital, repassando informações ao cliente por meio de aplicativos, por exemplo”, disse o diretor-presidente. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 11 RGE: R$ 4,5 mi são aplicados na rede elétrica de Passo Fundo A RGE realizou investimentos de R$ 4,5 milhões em Passo Fundo, durante os três primeiros trimestres deste ano. Os recursos serviram para a concretização de obras que atendem todos os componentes do sistema de distribuição de energia do município, com destaque para a nova subestação e 14 novos circuitos alimentadores, aumentando a oferta de energia, bem como a linha que interliga as duas subestações que atendem o município. Desse total, R$ 2,87 milhões foram dedicados a obras de melhorias na rede elétrica para atender de maneira satisfatória a demanda dos 88 mil clientes. A companhia concluiu várias etapas do plano de modernização e fortalecimento da rede elétrica, como o reforço da rede de distribuição dos bairros Santa Marta e Menino Deus. Parte significativa dos investimentos se destinou ao atendimento direto a clientes. Foram R$ 532 mil empregados em novas ligações nas zonas urbana e rural de Passo Fundo, além da instalação de medidores de média e baixa tensão de alta tecnologia em residências e pontos comerciais. Ações que dão suporte aos clientes para que possam receber energia de maneira segura e cada vez mais eficiente. Novos religadores automáticos foram instalados em diversos pontos da cidade, permitindo que a energia seja restabelecida de forma remota quando há interrupção sem danos físicos na rede. Só nesses equipamentos a concessionária aplicou R$ 385 mil. A Consultora de Negócios da RGE, Eliana Bortolon, ressaltou a importância desta elevação nos investimentos em Passo Fundo. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 12 Energisa: Campanha de regularização de débitos é iniciada A Energisa iniciou este mês uma grande campanha nacional de negociação de débitos a fim de reduzir os índices de inadimplência entre seus clientes. A iniciativa mobiliza todas as nove concessionárias do Grupo em todo o Brasil e a expectativa é atender cerca de 84 mil clientes em todas as unidades. Com fatores externos como, por exemplo, a crise econômica, o indicador de inadimplência entre consumidores subiu. Até o final do ano, consumidores de baixa tensão atendidos pelo Grupo em suas áreas de concessão que estejam em atraso de duas ou mais contas de energia, poderão quitar seus débitos com condições especiais de negociação, como isenção de juros ou parcelamento. A Energisa está presente em Minas Gerais, Paraíba, Rio de Janeiro, Sergipe, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Tocantins, São Paulo e Paraná. Entre as condições especiais de negociação, a Energisa oferece isenção de juros, multa e correção para pagamento à vista; ou isenção de juros e correção, além de pagamento de multa de 2%, para pagamento parcelado em três meses, sendo primeira parcela à vista. Se preferir, o consumidor pode optar por pagamentos divididos em 6 meses, com entrada à vista, mas sem isenção de juros, multa ou correção até a data da repactuação, e parcelamento com juros de 0,5% ao mês. As negociações poderão ser feitas até o dia 29 de dezembro de 2017, por meio do link energisa.com.br. Após acessar o site, basta clicar no banner da campanha, que levará para uma página com informações completas e com o espaço “Agência Virtual”, onde as negociações podem ser realizadas. A opção do pagamento online está disponível para todas as unidades, com exceção da Energisa Mato Grosso do Sul. Os consumidores também podem entrar em contato para mais informações pelo Facebook, Twitter, Agências e Call Center de cada unidade. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 13 Agetransp: Aval a conta parcial da Supervia não é concedido A Agência Reguladora de Serviços Públicos Concedidos de Transportes Aquaviários, Ferroviários e Metroviários e de Rodovias do Estado do Rio de Janeiro (Agetransp) informou não ter dado aval para o pagamento parcial da conta de energia que vem sendo efetuado pela Supervia à Light. Segundo a autarquia, qualquer eventual desequilíbrio econômico-financeiro no contrato da concessionária de transporte ferroviário será analisado na próxima revisão tarifária da companhia, em novembro de 2020. Em reportagem publicada pelo Valor na última semana, sobre o processo judicial movido pela Light contra a Supervia por uma dívida de R$ 38 mi relativa a faturas de energia não pagas, a Supervia informou que, com relação à conta de energia, está pagando atualmente o valor que está dentro do equilíbrio econômico-financeiro de seu contrato, deixando em aberto uma parcela de aproximadamente de 10% a 15%, com o aval da agência reguladora estadual. Segundo a Agetransp, o aumento excepcional do custo de energia, que causou o desequilíbrio do contrato de concessão da Supervia, foi contemplado nos estudos de revisão quinquenal da tarifa da companhia, relativa ao período de novembro de 2010 e novembro de 2015, com a homologação da tarifa de R$ 4,20. (Valor Econômico - 12.12.2017) 14 Redução de multa à Energisa Mato Grosso A diretoria da Aneel reduziu de R$ 1,4 milhão para R$ 1,28 milhão multa aplicada à Energia Mato Grosso do Sul decorrente de descumprimento de dispositivos legais relacionados à incorporação de redes particulares. O motivo da redução se deu “por meio de novo cálculo e definição de parâmetros sugeridos para a gravidade da infração”, justificou a agência reguladora do setor elétrico. Essa foi a terceira redução do valor da multa, que originalmente havia sido calculada em R$ 2,81 milhões. A informação consta no Despacho Aneel nº 4.140, publicado no DOU desta segunda-feira, 11 de dezembro. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 15 Grupo Odebrecht: Nome de empresa de bioenergia é trocado Após Odebrecht Realizações Imobiliárias virar OR, agora é a vez da Odebrecht Agroindustrial mudar de nome. A partir desta terça-feira, 12, a empresa de bioenergia passa a se chamar Atvos – marca escolhida num processo que durou três meses. A medida faz parte de uma estratégia que o grupo criou para tentar desvincular o nome “Odebrecht” dos esquemas de corrupção deflagrados pela Operação Lava Jato. A próxima a passar pela mudança deve ser a Odebrecht Óleo e Gás. O objetivo é criar condições atraentes para a entrada de novos investidores e abertura de capital das empresas. “A mudança de nome segue o entendimento de que a Odebrecht quer ser uma holding e cada uma de suas empresas terá independência para fazer o melhor para o negócio”, diz o presidente da Atvos, Luiz de Mendonça. Fundada em 2007 como ETH Bioenergia, essa é a segunda troca de nome da empresa. Segundo o executivo, as conversas com potenciais investidores já começaram e incluem tanto estrangeiros como grupos nacionais. Mas ele afirma que ainda não há nada concluído. “Queremos um novo sócio para acelerar o processo de investimentos, que a companhia poderia fazer sozinha, mas de uma forma mais lenta.” (O Estado de São Paulo – 12.12.2017)
Leilões 1 MME: restringida participação de térmicas caras no leilão A-4 de 2018 O MME alterou a Portaria nº 465, de 30 de novembro, com as diretrizes para a realização do leilão de geração A-4 de 2018. Pelo novo texto, não serão habilitados tecnicamente pela EPE os empreendimentos de geração termelétrica cujo o CVU for superior a R$ 280/MWh. A revisão da portaria foi publicada nesta segunda-feira, 11 de dezembro, no DOU. O texto ainda revisa textualmente o parágrafo VI do Art. 3º, esclarecendo que não será habilitado o empreendimento de geração cujo barramento candidato […] tenha capacidade remanescente do SIN para escoamento de geração inferior a sua potência “injetada” e não instalada, como estava escrito. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do Sul apresentaram redução de 0,2% nos níveis em relação ao dia anterior e se encontram com 59% da capacidade, segundo dados do ONS relativos ao último domingo, 10 de dezembro. A energia armazenada no dia ficou em 11.868 MW mês e a energia afluente está em 88% da MLT. A usina de Passo Fundo opera com 81,58% da capacidade. No Norte do país os níveis permaneceram sem alterações e os reservatórios se encontram com 16% da capacidade. A energia armazenada chegou a 2.406 MW mês e a ENA ficou em 36% da MLT. A hidrelétrica Tucuruí se encontra com 23,07% da capacidade. Na região Nordeste os níveis apresentaram elevação de 0,2%, deixando os reservatórios com 6% da capacidade. A energia armazenada ficou em 3.129 MW mês no dia e a energia afluente está em 22% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica Sobradinho apresenta 3,27% da sua capacidade. No submercado Sudeste/Centro-Oeste também teve crescimento de 0,2% nos níveis, com os reservatórios operando com 19,4% da capacidade. A energia armazenada está em 39.535 MW mês e a energia afluente em 87% da MLT. A usina de Furnas trabalha com 10,54% da capacidade e Nova Ponte, com 14,43%. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017)
1 Órigo Energia inaugura fazenda solar de 170 MWh/mês e R$ 5,5 mi em MG A Órigo Energia, novo nome da Ebes, anunciou nesta segunda-feira (11/12) o início da operação de usina solar com capacidade de gerar 170 MWh/mês, na qual investiu R$ 5,5 mi. A usina, localizada em Minas Gerais, funcionará na modalidade de energia compartilhada, gerando créditos para uma série de consumidores que desejarem assinar os planos oferecidos pela companhia. De início, a fazenda solar já conta com 63 clientes ativos. São todos consumidores comerciais, para quem a companhia abriu a oferta nesta primeira fase. A companhia oferece dois planos de assinatura, sem necessidade de investimento inicial, ambas com monitoramento online de geração e consumo de energia. A empresa já iniciou a comercialização da segunda unidade, também em Minas Gerais, que terá capacidade para atender até 400 novos clientes, com início de operação previsto para o 1º trimestre de 2018. Ainda no próximo ano, a Órigo Energia planeja ter em operação um total de até 10 fazendas, atendendo em torno de quatro mil clientes. O investimento previsto será de R$ 250 mi para esta execução. (Brasil Energia – 11.12.2017) 2 Fotovoltaicas e eólicas liberadas para operação comercial A Aneel liberou para operação comercial, a partir de 9 de dezembro, as unidades geradoras UG1 a UG32, de 937,5 kW cada, totalizando 30 MW de capacidade instalada em cada uma das usinas de geração fotovoltaica denominadas Nova Olinda 8, 9, 10,11, 12, 13 e 14, segundo despacho publicado pela Aneel nesta segunda-feira, 11 de dezembro. As usinas da Enel Green Power, que somam 210 MW, estão situadas em Ribeira do Piauí (PI). Outra usina a receber a autorização da Aneel foi a EOL Santo Inácio III, que compreende as unidades UG1 a UG14, de 2.350 kW cada, totalizando 32.900 kW de capacidade. O empreendimento está localizado no município de Casa Nova (BA). Por outro lado, a Aneel liberou para operação em teste, a partir de 9 de dezembro, as unidades geradoras UG1 e UG2, de 2.500 kW cada, totalizando 5.000 kW de capacidade instalada da EOL Diamante II. A usina está localizada em Gentio do Ouro (BA). No mesmo município baiano temos outra aprovada junto a Aneel, EOL Laranjeiras V, que poderá testar as unidades UG1 e UG2, de 2.500 kW cada, somando 5.000 kW de capacidade. Já no município de Casa Nova (BA), temos outra contemplada pela autorização do órgão regulador. Trata-se da EOL Casa Nova III, que compreende as unidades UG1 a UG12, de 2.350 kW cada, formando 28.200 kW de capacidade instalada. Outra usina a receber a autorização da Aneel foi a EOL União dos Ventos 13, que poderá testar as unidades UG1 a UG3, de 2.100 kW cada, totalizando 6.300 kW. O empreendimento está localizado no município de Pedra Grande (RN). Por fim a PCH Pedra, localizada em Passos Maia (SC), também recebeu o parecer da Agência, e testará duas unidades: UG1 e UG2, de 2.800 kW cada, somando 5.600 kW de capacidade instalada. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017)
Gás e Termelétricas 1 EPE: Brasil e Argentina discutem possível intercâmbio sazonal de gás a médio prazo Uma maior integração entre Brasil e Argentina no mercado de gás natural pode ser viabilizada no médio prazo, permitindo que o país vizinho exporte o insumo ao País, particularmente no verão, quando reduz o consumo argentino de gás mas aumenta a demanda por energia no Brasil. Segundo o superintendente de gás natural e biocombustíveis da EPE, Giovani Machado, há conversas em andamento entre argentinos e brasileiros para realizar um estudo similar ao que foi feito no passado com a Bolívia, visando a possibilidade de desenvolver um mercado de gás mais firme entre os dois países. A proposta ocorre num momento em que a Argentina planeja seus projetos de produção de gás, que devem levar em conta a demanda máxima no país, que ocorre no inverno, quando o consumo dobra por conta da calefação. "Existe um interesse em ter um intercâmbio dentro do ano, o que poderia viabilizar o término do (gasoduto) Uruguaiana-Porto Alegre", comentou o superintendente, durante evento sobre o setor de gás promovido pela Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústria de Base (Abdib). (O Estado de São Paulo – 11.12.2017) 2 Ministro segue confiando na aprovação do PL do Gás para início de 2018 O ministro de Minas e Energia, Fernando Bezerra Coelho Filho, disse que ainda espera para o começo do ano que vem a aprovação do substitutivo do PL que muda o marco do gás natural para o começo do ano que vem. O texto deveria ter sido votado CME na semana passada, mas a matéria acabou sendo retirada de pauta. O PL do Gás deve voltar a ser analisado na comissão na reunião da próxima terça-feira (12/12). “Nós estamos na reta final na comissão, na discussão do substituto do projeto do Gás para Crescer. Espero que possamos comemorar essa vitória ainda no início de 2018”, comentou ele, no Encontro Anual da Indústria Química, na última sexta-feira (8/12), em São Paulo. Coelho reafirmou também o momento de mudanças pelo qual o mercado de gás passa hoje e disse que o país tem condições de se tornar um dos maiores produtores do mundo, embora ainda precise importar volume da Bolívia e via GNL para complementar a oferta. Coelho também disse que o Brasil tem atualmente um déficit de 580 mil barris diários, enquanto a demanda vem crescendo e ressaltou que o programa Combustível Brasil pode ajudar a equilibrar essa conta, uma vez que busca uma oferta compatível com o crescimento da demanda, em condições adequadas de preço e qualidade. (Brasil Energia – 11.12.2017) 3 Segundo Abegás, abertura do mercado de gás precisa ser completa A abertura do mercado de gás natural precisa ocorrer de ponta a ponta, desde a exploração e produção até as unidades de processamento (UPGNs) e transporte, defende o presidente da Abegás, Augusto Salomon. Essa abertura mais abrangente fará com que as mudanças propostas no âmbito do programa Gás para Crescer viabilizem, de fato, um mercado robusto de gás. Diante desse cenário, o executivo avalia, segundo declarou que as distribuidoras também terão de modificar sua atuação, tendo de ir buscar seu próprio suprimento de gás. Salomon explicou que a mudança do setor, representada no substitutivo do PL de alteração do marco do gás representa uma nova oportunidade de abrir o mercado de ponta a ponta e, caso essa reestruturação seja bem sucedida, o gás que chegará no city gate poderá se tornar competitivo, abrindo espaço para os consumidores livres. Sobre a estruturação das comercializadoras, Salomon sugeriu que estas sejam companhias terão de ser bem robustas financeiramente para conseguir fazer frente aos riscos associados à compra do gás natural. “É uma atividade complexa. Se não tiver saúde financeira para tomar risco contratual, quebra”, alertou. Podem atuar nesse papel companhias que já estejam estabelecidas no mercado, como as petrolíferas e aquelas que atuam em atividades inerentes como o GNL. As distribuidoras também podem fazer parte desse processo, desde que o preço da molécula seja competitivo. (Brasil Energia – 11.12.2017) 4 MME: abertura de espaço para térmicas em leilão A-4 de 2018 O MME definiu em aumentou nesta segunda-feira (11/12) a lista de empreendimentos de geração que não poderão ser habilitados pela EPE para participação no primeiro leilão A-4 de 2018. Portaria publicada no DOU estabelece agora que não estarão aptas pelo órgão planejador, termelétricas cujo CVU seja superior a R$ 280/MWh. Com o CVU, térmicas a gás natural com custo de combustível até esse valor pode participar do leilão, bem como usinas a biogás/biometano e waste-to-energy, que gera energia a partir de resíduos sólidos urbanos. Inicialmente, o leilão estava formatado para usinas a biomassa, PCHs, eólicas e solares fotovoltaicas. O leilão está marcado para abril do ano que vem e espera-se que no mínimo 30% da energia habilitada dos empreendimentos deverá ser comercializado no certame. Interessados em submeter projetos deverão encaminhar documentos para a EPE até o próximo dia 5/1. (Brasil Energia – 11.12.2017) 5 Fornecedor das usinas de Angra não garante nem a sua própria operação A INB, estatal que detém o monopólio de processamento do urânio no Brasil e que é a única fornecedora do combustível para Angra 1 e 2, ainda não tem garantia de que poderá manter suas operações até o fim de 2018, por conta dos calotes da Eletronuclear e, paralelamente, dos cortes em seu orçamento. Cada recarga de combustível de Angra 1 e 2 custa, em média, R$ 519 milhões. O abastecimento é feito de forma intercalada entre as usinas, a cada dois anos. Em 2015, a INB deixou de receber R$ 81 milhões da Eletronuclear. Em 2016, houve nova frustração de caixa e a estatal ficou sem receber mais R$ 121 milhões. As dívidas se avolumaram com os atrasos deste ano, levando a Eletronuclear a firmar um acordo com a INB para quitar uma dívida total de R$ 654 milhões. Por meio de nota, a INB informou que “a Eletronuclear está cumprindo parcialmente o acordo” e que, até novembro, pagou R$ 566 milhões dessa conta. “Há expectativa de que efetue mais um pagamento na ordem de R$ 40 milhões, em dezembro. Este acordo possibilitará a INB dar continuidade as operações em 2017 e início de 2018”, informou a estatal. Procurado pela reportagem, o MME informou que cabe ao Grupo Eletrobrás comentar o assunto. Por meio de nota, a estatal reconheceu a crise. “De fato, temos problemas de caixa ocasionados pela cobrança antecipada do financiamento de Angra 3, dado que a obra está parada e, além de não gerar caixa, ainda gera despesas de manutenção”, afirmou o grupo. (O Estado de São Paulo – 12.12.2017) 6 Angra 1 e 2 não têm como pagar combustível A Eletronuclear está em vias de entrar em colapso financeiro, uma crise que já resulta em uma série de calotes milionários a fornecedores e agora ameaça paralisar as operações das usinas nucleares de Angra 1 e 2, no Rio de Janeiro. Completamente endividada, a estatal controlada pela Eletrobrás está sem recursos para comprar, inclusive, o insumo básico para seu funcionamento: as pastilhas de urânio usadas como combustível na geração de energia. Quem reconhece e detalha o drama em que se meteu a única operação nuclear do País é o próprio presidente interino da Eletronuclear, Leonam dos Santos Guimarães. O Estado teve acesso a uma carta enviada na semana passada pelo chefe da estatal à diretoria da Aneel. No documento, Guimarães explica a “grave situação econômico-financeira” da empresa e deixa claro que, se nada for feito, “as usinas nucleares brasileiras terão sua geração elétrica interrompida em 2019”. A origem da crise está nos custos bilionários atrelados às obras da polêmica usina de Angra 3, um projeto que já consumiu R$ 7 bilhões e hoje, mesmo paralisado e sem perspectiva de conclusão, passou a produzir novas dívidas milionárias todo mês, consumindo recursos das duas usinas que já funcionam no complexo de Angra. Guimarães afirma que “essa situação, que já era crítica, veio a ser agravada severamente”, porque o BNDES decidiu não renovar, em outubro, uma cláusula contratual de financiamento que amenizava as parcelas de seu empréstimo, o qual chega a um valor total de R$ 2,65 bilhões já liberados para a estatal. O resultado é que hoje a INB cobra uma fatura atrasada que chega a R$ 74 milhões, referente a combustível já entregue para as turbinas das usinas. (O Estado de São Paulo – 12.12.2017) Economia Brasileira 1 Copom sinaliza redução moderada no ritmo de corte de juros O Copom do BC avalia que “uma nova redução moderada na magnitude de flexibilização na próxima reunião parece adequada sob a perspectiva atual”, conforme a ata da sua última reunião, divulgada nesta terça-feira. A ata, que faz um histórico das discussões da reunião da semana passada, em que os juros foram reduzidos de 7,5% ao ano para 7% ao ano, diz que os participantes do Copom “ebateram o próximo passo na condução da política monetária. “Os membros do Copom também avaliaram a extensão do ciclo e a conveniência de uma sinalização sobre os passos seguintes à próxima reunião”, traz o texto. “Houve consenso em manter liberdade de ação, mas sinalizar que o atual estágio do ciclo recomenda cautela na condução da política monetária.” O colegiado voltou a ressaltar que o processo de flexibilização continuará dependendo da evolução da atividade econômica, do balanço de riscos, de possíveis reavaliações da estimativa da extensão do ciclo e das projeções e expectativas de inflação. Conforme o documento, “os membros do Copom avaliaram que diversas medidas de inflação subjacente estão em níveis confortáveis ou baixos, inclusive os componentes mais sensíveis ao ciclo econômico e à política monetária, e refletiram sobre a trajetória de inflação em direção à meta”. O encontro realizado na semana passada serviu ainda para debater, conforme a ata, "sobre o risco de a atual conjuntura inflacionária ser interrompida por uma frustração das expectativas sobre a continuidade das reformas e ajustes necessários na economia brasileira, em particular em um contexto de reversão do corrente cenário externo favorável para economias emergentes”. (Valor Econômico – 12.12.2017) 2 IFI: Investimento público deste ano foi o mais baixo da série histórica A IFI apontou ontem, em seu relatório mensal, que o investimento público chegou neste ano ao menor nível da série histórica em relação ao tamanho da economia: 2% do PIB. O dado da IFI considera os 12 meses encerrados em junho, com a série anual iniciada em 1995. No mesmo dia, o Ministério do Planejamento divulgou nota técnica da Seplan, que considera a queda do investimento público nos últimos anos como resultado da necessidade de ajuste das contas fiscais e do engessamento da despesa do governo federal. Nas contas do Planejamento, no primeiro semestre o investimento público foi de 1,3% do PIB. Ao Valor, o secretário Marcos Ferrari, titular da Seplan, reforçou a mensagem da nota e disse que o caminho para reverter o quadro negativo é a reforma previdenciária. "A saída para reverter esse quadro é a reforma da Previdência, tanto pela limitação que ela gera nos investimentos públicos, como pelos investimentos privados, que são estimulados com o juro baixo." Ele argumenta que, sem mudanças nas regras, a despesa previdenciária cresce a um ritmo de 6% ao ano. Como ela representa mais de 54% do Orçamento, explica, qualquer redução no ritmo desse gasto deixa espaço para outras despesas, como investimentos, no ambiente do limite de gastos. Para a Seplan, há necessidade de ampliar a taxa de investimento da economia brasileira para acelerar e dar sustentabilidade à retomada do crescimento. (Valor Econômico – 12.12.2017) 3 Reforma do PIS/Cofins só atingirá a indústria 4 Ibre-FGV: Consumo das famílias deve crescer 4% em 2018, projeta Ibre Principal componente da demanda do PIB, o consumo das famílias deve crescer 3,9% no ano que vem, na comparação a 2017, apoiado sobre maior massa salarial, segundo o Ibre-FGV. Pelas projeções, o consumo das famílias vai crescer nos próximos cinco trimestres, pelo menos. No quarto trimestre deste ano, a alta projetada é de 0,8% frente aos três meses anteriores. No ano que vem, os gastos das famílias vão subir 1,1% no primeiro trimestre, 0,6% no segundo, 1,4% no terceiro trimestre e 0,5% no quarto, sempre na série com ajuste sazonal. Bruto Ottoni, do Ibre-FGV, diz que as previsões para o consumo das famílias foram realizadas a partir do indicador de massa salarial ampliada (MSA), desenvolvido com o objetivo de aprimorar as projeções do instituto, além de outros indicadores. (Valor Econômico – 12.12.2017) 5 IPC-Fipe sobe 0,39% na primeira prévia de dezembro A inflação medida pelo Índice de Preços ao Consumidor (IPC), da Fipe, foi de 0,39% na primeira medição de dezembro. No encerramento de novembro, o indicador registrou alta de 0,29%. Das sete classes de despesas avaliadas, tiveram aumentos menos marcados do fim de novembro para a leitura inicial de dezembro Educação (0,10% para 0,08%) e Saúde (0,42% para 0,13%). Alimentação, por sua vez, diminuiu o ritmo de queda, saindo de um recuo de 0,68% para baixa de 0,57%. Com avanços mais expressivos, apareceram Habitação (0,34% para 0,55%), Transportes (0,89% para 0,95%), Despesas Pessoais (1,30% para 1,36%) e Vestuário (0,23% para 0,31%). (Valor Econômico – 12.12.2017) O dólar comercial fechou o pregão do dia 11 sendo negociado a R$3,2969, com variação de +0,45% em relação ao início do dia. Hoje (12) começou sendo negociado a R$3,3030 — com variação de +0,19% em relação ao fechamento do dia útil anterior — e segue uma tendência de alta, sendo negociado às 10h15 no valor de R$3,3183, variando +0,46% em relação ao início do dia. (Valor Econômico – 11.12.2017 e 12.12.2017)
Internacional 1 Siemens Gamesa: Regiões são organizadas na união da América do Norte e Latina A Siemens Gamesa anunciou a consolidação das regiões América do Norte e Latina. A meta da empresa é obter maior eficiência e excelência operacional. Para a região agora chamada de Américas foi nomeado José Antonio Miranda e Darnell Walker como CEOs dos negócios onshore e de serviços, respectivamente. Miranda era CEO da América Latina e entra no lugar de Jacob Andersen, CEO da Siemens Gamesa Negócios onshore da América do Norte, que deixou a companhia. Ele ingressou na empresa em 2007 como gerente de Divisão para Componentes Elétricos, Divisão de Manufatura. De 2011 a 2015 foi presidente e CEO da região do Pacífico Asiático da Gamesa. A partir de 2015, liderou as atividades terrestres para a região da América Latina como CEO e começando em abril de 2017 na Siemens Gamesa após a conclusão da fusão. Darnell atuava como CEO da região Service North America para a Siemens Gamesa. Possui mais de 30 anos de experiência em várias indústrias, incluindo energia eólica, aeroespacial e fabricação. Ele se juntou à Siemens em 2015 como chefe do negócio do Wind Service Americas. Anteriormente trabalhou para soluções de fabricação logística, B/E Aerospace e no setor de motores para aeronaves. (Agência CanalEnergia – 11.12.2017) 2 Novos veículos elétricos no mercado internacional A Mercedes-Benz pode iniciar em 2018 a produção em série de ônibus urbanos com sistema de propulsão totalmente elétrico. Os protótipos do Citaro já passaram, por exemplo, com sucesso pelos testes iniciais de inverno em temperaturas geladas no círculo ártico, bem como no calor de verão de Serra Nevada, na Espanha. Outros testes de resistência ainda serão realizados. Além da possibilidade de carregar o veículo em uma tomada elétrica na garagem, a Mercedes estuda fornecer, como opção, o Citaro com uma das soluções intermediárias de recarga. Neste caso, o veículo, que recebe sua energia de acionamento de baterias de lítio-íon, é alimentado por motores elétricos no cubo de roda do eixo traseiro. O Citaro elétrico fará sua estréia mundial no salão internacional de veículos comerciais em Hannover, na Alemanha, que acontecerá em setembro de 2018. Já nos Estados Unidos, a Thomas Built Buses realizou, em novembro, a estréia do ônibus elétrico escolar Saf-T-Liner C2. Chamado de Jouley, esta é a primeira geração de um elétrico da marca com produção em série. O veiculo permite que os estudantes recarreguem seus computadores e outros dispositivos diretamente no ônibus. Lançado em 2010 como o primeiro caminhão leve do mundo com propulsão puramente elétrica, a terceira geração do FUSO eCanter será entregue aos clientes, a partir deste ano, nos Estados Unidos, Europa e Japão. O novo caminhão é equipado com um motor elétrico de 185 kW de potência e sua bateria tem capacidade de 70 kW por hora. Assim, dependendo da carroceria, carga e tipo de aplicação, uma autonomia de mais de 100 km é possível sem recarga com o veículo parado. (Brasil Energia – 11.12.2017) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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