l IFE: nº 4.466 - 02 de janeiro de 2018 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Leilões Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 GESEL: analisa tarifa branca no Jornal da Globo Em matéria do Jornal da Globo do dia 1º de janeiro de 2018, o coordenador do GESEL, Nivalde de Castro, comentou a entrada em vigor da tarifa branca. Avaliando que a mudança pode beneficiar principalmente o comércio, e que também pode afetar a receita das distribuidoras, no cuto prazo, Castro argumenta que a tarifa branca faz sentido para o país: o que se que com isso é que a distribuidora não tenha que fazer tanto investimento para atender a demanda de ponta, já que, teoricamente, a demanda de ponta vai diminuir (...) O impacto é que [com a mudança], estimula-se a cultura da eficiência energética. Para ter acesso à matéria na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 02.01.2018) 2 GESEL: matriz energética vai caminhar aceleradamente para eólica e solar, que têm maior potencial no Nordeste A aposta em fontes limpas, como a eólica e a solar, fez do Nordeste o principal foco de ampliação da capacidade de geração de energia no país. Mas, apesar da promessa de emprego e renda, a chegada dos projetos trouxe também um sentimento de que os benefícios ficam nas mãos de poucos, ampliando as desigualdades em áreas ainda afetadas por esgoto a céu aberto e falta de luz e água. "O Brasil não tem mais grande hidrelétrica, e a matriz energética vai caminhar aceleradamente para eólica e solar, que têm maior potencial no Nordeste", diz o professor Nivalde de Castro, do Grupo de Estudos do Setor Elétrico da UFRJ (Gesel). "É uma situação contraditória. O Nordeste está contribuindo para o país, mas os benefícios sociais são poucos", diz Castro, da UFRJ. (Folha de São Paulo – 25.12.2017) 3 GESEL: Aneel acerta na calibragem da rentabilidade dos projetos para leilão, afirma professor Nivalde A combinação das melhores taxas de retorno oferecidas e o custo de capital barato no exterior garantiu o sucesso do leilão de transmissão de 15/12/2017, quando foram contratados, segundo as estimativas da Aneel) R$ 8,7 bilhões em investimentos. Os altos deságios observados no leilão são um indicador do sucesso e da competitividade do certamente, que tem estimulado os investimentos, de acordo com a análise do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel), da UFRJ. "O investidor que está dando esse deságio sabe que tem condição de estruturar o negócio", disse o coordenador do grupo, Nivalde de Castro. Segundo ele, a alta atratividade observada no leilão de sexta-feira se deve à calibragem que a agência fez ao elevar a rentabilidade dos projetos. Outro ponto positivo, destacou, é o prazo maior para a construção das linhas, o que reduz riscos. (Valor Econômico – 18.12.2017) 4 BNDES desembolsa R$ 11,5 bi para o setor elétrico até novembro 5 Aneel: previsão de mais subsídios em 2018 e tarifa pode subir 2,14% A Aneel aprovou ontem o orçamento de 2018 da CDE, que prevê a transferência de R$ 16,019 bilhões em subsídios às contas de luz dos consumidores no ano que vem. Esse custo representa um aumento de 22,88% em relação aos R$ 13,038 bilhões cobrados dos consumidores este ano. De acordo com a Aneel, o orçamento de 2018 da CDE vai gerar um aumento médio das tarifas de energia elétrica de 2,14% em todo o país, sendo 0,77% para consumidores atendidos pelos subsistemas Norte e Nordeste e 2,72% para subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste. Ao registrar um volume de despesa muito maior que o de receita, o orçamento da CDE gera um déficit que é repassado, na forma de cotas, para as distribuidoras de energia e, por sua vez, assumido via tarifa pelos consumidores de todo o país. Por isso, a partir do déficit apurado, a agência reguladora faz a estimativa do impacto tarifário. O orçamento da CDE, fundo que concentra os maiores fluxos de receita e despesa do setor elétrico foi aprovado ontem durante reunião da diretoria da Aneel. Os valores considerados pela agência do setor elétrico foram discutidos em audiência pública aberta no final de outubro. Para 2018, a Aneel projetou uma despesa total de R$ 18,843 bilhões, uma alta de 17,8% na comparação ao volume de R$ 15,989 bilhões alcançados este ano. A CDE reúne subsídios vinculados à universalização do serviço com o Programa Luz para Todos, ao custo reduzido da energia da TSEE aplicada aos consumidores de baixa renda, ao custo da geração nos sistemas isolados, ao incentivo à geração eficiente com carvão mineral nacional, entre outros programas. (Valor Econômico – 20.12.2017) 6 Com nova tarifa de energia, distribuidoras preveem queda na receita A opção de os consumidores poderem aderir à tarifa desagradou às distribuidoras de energia. O regime cobra três preços diferentes: o de pico; o intermediário e o fora da ponta. A adesão é opcional, e o consumidor precisa formalizar junto à distribuidora que quer ficar no novo regime. Os novos preços valem neste ano para quem tem consumo médio mensal superior a 500 kW/h (quilowatts-hora). A meta é escalonar anualmente a abrangência do desconto até que chegue em 2020 aos que consomem menos. As distribuidoras criticam o fato de a nova tarifa ser opcional, o que, segundo elas, pode gerar queda na receita. Em uma simulação considerando o consumo típico de uma unidade da região Sudeste com o perfil de adesão da primeira fase e as tarifas da Eletropaulo, a consultoria TR Soluções estima que, se os moradores apenas aderissem à tarifa branca, mantendo os mesmo hábitos de consumo, já conseguiriam um desconto de 1% na fatura. A TR Soluções estima que o impacto na receita da Eletropaulo, por exemplo, seria de -2,2%. Na Cemig chegaria a uma queda de 3%. Os profissionais do setor apontam ainda que essa defasagem nas distribuidoras pode levar futuramente a um aumento da tarifa convencional. (Folha de São Paulo – 31.12.2017) 7 Proinfa tem valor das cotas aprovado para 2018 O valor total das cotas para custeio do Proinfa, em 2018, será de R$ 3,4 bilhões. Já o montante de energia elétrica gerado pelas 131 usinas participantes no próximo ano (60 pequenas centrais hidrelétricas, 52 eólicas e 19 térmicas movidas por biomassa) deverá atingir 11,2 milhões de megawatts-hora (MWh). Os valores foram aprovados durante reunião extraordinária da diretoria da Aneel realizada hoje (21/12). O cálculo das cotas é baseado no Plano Anual do Proinfa (PAP) elaborado pela Eletrobras e encaminhado para a ANEEL. O custo do programa, cuja energia é contratada pela Eletrobras, é pago por todos os consumidores finais do SIN, exceto os classificados como baixa renda. O valor de custeio do Proinfa é dividido em cotas mensais, recolhidas por distribuidoras, transmissoras e cooperativas permissionárias e repassadas à Eletrobras. Do valor total do custeio para o programa, R$ 3,1 bilhões serão recolhidos pelas distribuidoras, R$ 263,8 milhões pelas transmissoras e R$ 22,9 milhões pelas cooperativas (permissionárias). O cálculo das cotas foi definido com base no mercado verificado no SIN, no período de setembro de 2016 a agosto de 2017. (Aneel - 21.12.2017) 8 Aneel: aprovado o Plano de Dados Abertos para o biênio 2018-2019 9 Aneel: Limites do PLD terá mínimo de R$ 40,16/MWh e máximo de R$ 505,18/MWh em 2018 A Aneel homologou nesta quinta-feira (21/12), em reunião pública, os limites máximo e mínimo do PLD para o ano de 2018 em R$ 505,18/MWh e R$ 40,16/MWh, respectivamente. O cálculo do PLD máximo leva em conta os custos variáveis de operação dos empreendimentos termelétricos disponíveis para despacho centralizado. Já o valor mínimo do PLD considera os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas, bem como os referentes à compensação financeira. (Aneel – 21.12.2017) 10 Aneel: PLD não pode mais ser republicado com efeito retroativo 11 Aneel: CVU para importação de energia de Uruguai será de R$ 440,86/MWh A Aneel aprovou a aplicação do valor provisório do CVU de R$ 440,86/MWh na contabilização de novembro de 2017 da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, para o ressarcimento dos custos da Eletrobras pela importação de energia do Uruguai. A CCEE deverá contabilizar para a estatal o resultado da contabilização no mercado de curto prazo até o valor do CVU indicado e também deverá contabilizar a diferença entre o PLD apurado para cada período de contabilização e o CVU indicado. A Aneel também revisou o CVU da UTE Norte Fluminense para R$ 280,26/MWh. O valor deverá ser aplicado pelo ONS a partir da primeira revisão do PMO tendo como referência de contabilização a geração da usina registrada a partir de 1º de novembro de 2017. (Agência Canal Energia – 26.12.2017) 12 Aneel: contas de luz não terão cobrança adicional em janeiro A Aneel informou nesta sexta-feira que a bandeira tarifária de janeiro de 2018 será verde, sem cobrança adicional nas contas de luz. Durante o mês de dezembro os consumidores pagaram o valor adicional de R$ 3,00 a cada 100 kWh quilowatts-hora (kWh) consumidos em razão de as faturas indicarem a bandeira vermelha no patamar 1. (Valor Econômico – 29.12.2017) 13 Agência aprova regras de comercialização para 2018 As Regras de Comercialização de Energia Elétrica que serão aplicadas a partir da contabilização de janeiro de 2018 foram aprovadas pela Aneel na última terça-feira, 19 de dezembro. Algumas mudanças atendem determinações regulatórias e aprimoramentos feitos em alguns temas ao longo de 2017. Os temas tratados referem-se a Medição Contábil; Garantia Física; Mecanismo de Realocação de Energia; Contratos; Comprometimento de Usinas; Encargos; Consolidação de Resultados; Liquidação; Ajuste de Contabilização e Recontabilização; Penalidades de Energia; Cálculo do Desconto Aplicado às tarifas de uso dos sistemas de distribuição (Tusd) e de transmissão (Tust); Reajuste dos Parâmetros da Receita de CCEAR; Receita de Venda de CCEAR; Contratação de Energia de Reserva; MCSD; Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear e Preço de Liquidação das Diferenças. Há alterações relacionadas à implementação dos contratos negociados no 16º, no 18º, no 20º e no 22º leilões de energia nova. Foram revistas também as Regras de Comercialização relativas ao risco hidrológico de Itaipu, assumido pelas distribuidoras cotistas que têm cobertura pela Conta das Bandeiras Tarifárias. E há, ainda, mudanças relacionadas ao tratamento a ser dado aos contratos da Chesf e de Furnas com grandes consumidores industriais de energia. (Agência Canal Energia – 22.12.2017) 14 Em 2018 Tarifa de repasse de Itaipu será de US$ 27,87/kWmês A Aneel aprovou redução de 2,98% na tarifa de repasse de Itaipu para 2018, que vai passar de US$ 28,7387/kW.mês em 2017 para US$ 27,87/kW.mês no ano que vem. O novo valor será aplicado entre 1° de janeiro e 31 de dezembro de 2018. A redução tarifária está associada basicamente à queda de 52,50% no custo da energia cedida pelo Paraguai ao Brasil, que passou de US$ 3,1489/kW.mês em 2017 para US$ 1,4958/kW.mês em 2018. A tarifa da usina é composta pelo custo unitário dos serviços de eletricidade, o preço da energia paraguaia cedida ao mercado brasileiro, o saldo da conta de comercialização da energia da usina e a parcela resultante da retirada do fator de reajuste. Segundo a Aneel, o valor da tarifa de Itaipu em reais pode oscilar ao longo ao ano, em consequência da variação entre o dólar considerado na cobertura tarifária das distribuidoras e o comportamento da moeda americana ao longo de 2018. A energia da hidrelétrica binacional é dividida em cotas proporcionais entre as concessionárias de distribuição das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste. (Agência Canal Energia – 21.12.2017) 15 ONS: proposta de orçamento para 2018 está em audiência pública A Diretoria da Aneel aprovou nesta quinta-feira (21/12), durante reunião pública extraordinária, abertura de audiência pública para discutir o orçamento do ONS para 2018. A proposta consiste em um montante de R$ 654.689 milhões, sendo R$ 609.257 milhões referentes aos itens operacionais (93,06%), R$ 38.564 milhões ao Plano de Ação (5,89%) e R$ 6.869 mil às Aquisições e Benfeitorias (1,05%). A Diretoria decidiu ainda aprovar provisoriamente o valor de R$ 109.115 milhões, equivalentes a dois duodécimos da proposta orçamentária apresentada pelo ONS, até que ocorra a deliberação definitiva do Orçamento de 2018. E também recomendou excluir do Orçamento os valores dispendidos com o Projeto SIGA. (Aneel - 21.12.2017) 16 Aneel: aberta a segunda AP sobre atualização de custos operacionais relativos ao Proret A Aneel abriu debate sobre a atualização dos parâmetros de definição dos Custos Operacionais Regulatórios, relacionados aos Submódulos 2.2 e 2.2A dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret. A audiência pública teve início na última quinta-feira, 21 de dezembro, e irá até 15 de janeiro de 2018. O processo é uma continuação da audiência pública sobre o mesmo tema realizada no período de 28 de setembro a 13 de novembro deste ano, na qual a Aneel recebeu 143 contribuições de 13 instituições, entre concessionárias, associações e cooperativas. Após a realização da primeira audiência, Abradee, Celesc, Equatorial, Cemig, Light e Neoenergia solicitaram a abertura de uma segunda fase da discussão pública com os novos resultados obtidos, a fim de permitir novas contribuições mais efetivas ao processo. As instituições argumentam que a metodologia utilizada é sensível aos dados de entrada e as empresas estão se esforçando para completar e/ou retificar seus dados individuais. Elas destacam que a audiência é de extrema importância para o segmento de distribuição, dada a repercussão econômica e tarifária dos seus resultados. (Agência Canal Energia – 26.12.2017) 17 Mudança no tratamento de débitos é discutido em AP A adequação da regra que estabelece a cobrança de multa e juros por atraso no recolhimento da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos entrou em audiência pública nesta quinta-feira, 21 de dezembro, e ficará em discussão até 2 de fevereiro de 2018. O encargo é pago por geradores hidrelétricos e dividido entre estados, municípios e órgãos da União, proporcionalmente à energia gerada pelas usinas. A proposta da Aneel pretende adequar a Resolução 67, de 2001, à legislação existente. A redação atual da norma prevê cobrança de juros de 1% ao mês, calculados de forma cumulativa e proporcional ao período de atraso, e acrescidos de multa de 10% sobre o montante final apurado. O novo texto estabelece que os valores não pagos nas datas de vencimento serão acrescidos de juros e multa, calculados de acordo com o que está previsto na legislação aplicável aos tributos federais. (Agência Canal Energia – 22.12.2017) 18 AP discute tarifas iniciais de cooperativas A Aneel abriu audiência pública com a proposta de definição das tarifas iniciais de 14 cooperativas de eletrificação que serão regularizadas como permissionárias do serviço de distribuição de energia elétrica. Para ter o primeiro reajuste tarifário após a regularização em 2018, as cooperativas devem assinar os contratos de permissão até 45 dias antes da data contratual de correção das tarifas. Estão na lista de regularização as cooperativas Codesam, Cegero, Cerci, Ceral Araruama, Cemirim, Cerfox, Cervam, Cooperzem Distribuição, Eletrorural, Cersad, Certhil, Coopersul e Coopernorte. Elas estão localizadas nos estados do Rio Grande do Sul, Paraná, Santa Catarina, São Paulo e Rio de Janeiro. No processo, será calculada a receita necessária para a cobertura dos custos de compra de energia, transmissão, encargos setoriais, custos operacionais eficientes e de capital; o nível de perdas de energia; a retirada dos descontos nas tarifas de uso e a subvenção criada por lei para compensar a baixa densidade de carga das cooperativas. (Agência Canal Energia – 22.12.2017) 19 Aneel: aprovados os procedimentos de operação dos sistemas isolados A Aneel aprovou os procedimentos operacionais para previsão de carga e planejamento da operação dos Sistemas Isolados, que passou a ser feito pelo ONS. O planejamento anual indica as quantidades previstas de combustíveis e de geração de todas as fontes disponíveis, além da importação de energia. Essas informações são usadas na consolidação do Plano Anual de Custos da CCC pela CCEE Em abril desse ano, o ONS foi autorizado a adotar a versão preliminar dos procedimentos apresentada à Aneel, até a aprovação da regra definitiva, o que ocorreu em reunião extraordinária da agência na última quinta-feira, 19 de dezembro. Ficou definido também como atribuição do ONS o planejamento da operação elétrica dos sistemas de transmissão localizados nos Sistemas Isolados. Com isso, o órgão assumirá a função de operar o sistema de Roraima, exercida atualmente pela Eletronorte. (Agência Canal Energia – 27.12.2017) 20 MP sobre sistemas isolados do setor elétrico é assinada por Temer O presidente Michel Temer assinou uma MP sobre os serviços de energia elétrica nos sistemas isolados. São áreas no Norte do país que não estão conectadas ao SIN. Na prática, a medida tem a finalidade de viabilizar a venda das distribuidoras da Eletrobras ao resolver alguns impasses que reduzem o endividamento destas companhias, que precisará ser assumido pela holding. A MP assinada pelo presidente nesta quinta-feira trouxe, entre outras alterações, uma solução para o descasamento entre a operação da termelétrica Mauá 3, da Amazonas Energia, e a construção do gasoduto que leva gás natural para a usina. Isso vai ajudar a aumentar o valor da termelétrica, que poderá ser vendida para abater parte do débito da companhia. A venda das distribuidoras precisa acontecer até o fim de julho de 2018, e a Eletrobras está enfrentando dificuldades em elaborar uma modelagem para essa operação sem as alterações que a MP traria. (Valor Econômico – 28.12.2017) 21 MP sobre risco hidrológico é deixada de lado pelo Governo O governo voltou atrás e decidiu retirar a proposta para resolver o impasse bilionário do risco hidrológico. Não houve consenso em torno do acordo, elaborado pelo MME, mas criticado por técnicos do Ministério do Planejamento e da Aneel. A proposta foi excluída da MP que será publicada na edição de sexta-feira (29) no DOU. A proposta do MME era retirar o risco hidrológico do consumidor e devolvê-lo integralmente aos geradores, que passariam a ser responsáveis por geri-lo. Para isso, porém, o MME queria retirar do cálculo do risco hidrológico alguns itens, como a antecipação da garantia física das usinas de Santo Antônio, Jirau e Belo Monte e os atrasos nas obras de linhas de transmissão. Essas questões, avaliadas como "pedaladas" por integrantes do governo, geraram gastos bilionários para geradores hidráulicos. A proposta permitiria reduzir as dívidas dos geradores em um terço e, em contrapartida, estender o prazo de concessão de suas usinas. Em troca, eles teriam que abrir mão de ações judiciais. Em meio ao impasse em torno do acordo, há duas semanas, o governo finalmente conseguiu uma liminar que limitava o impacto do risco hidrológico para a Abragel, que representa pequenas centrais hidrelétricas. A expectativa era que, sem a liminar, a adesão ao acordo proposto na MP poderia ser maior. Ainda assim, não houve consenso no governo sobre a proposta, e a União optou por continuar a brigar para derrubar todas as ações na Justiça. (O Estado de São Paulo – 28.12.2017) 22 Aprovadas regras para cortes de luz A Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados aprovou proposta que fixa uma série de normas de proteção ao consumidor do serviço público de energia elétrica. Pelo texto, a interrupção do fornecimento de luz por inadimplência somente poderá ser executada 90 dias após o vencimento da conta não paga, no caso de consumidor residencial. No caso do consumidor comercial, o corte poderá ocorrer 30 dias após o vencimento. A iniciativa consta no Projeto de Lei 2566/96, do Senado. O relator da matéria, o deputado Rodrigo Martins (PSB-PI), recomendou a aprovação do texto na forma de substitutivo adotado pela Comissão de Ciência e Tecnologia. O parlamentar defende que as empresas não podem ter liberdade para ditar regras quanto ao que fazer nos casos de inadimplência, interrupção do serviço, forma de prestação e nível de qualidade. Segundo ele, a regulamentação vai solucionar a falta de consenso na Justiça sobre o tema. O STJ tem posição mais favorável ao consumidor. Já o STF defende a necessária contrapartida de pagamento pelo serviço. O texto aprovado autoriza a manutenção do serviço por decisão do juiz, na hipótese de haver contestação judicial sobre o pagamento. No entanto, ao final do processo, o fornecimento poderá ser cortado, caso o consumidor não pague o débito no prazo. O substitutivo também proíbe cobrança de qualquer valor para restabelecimento do serviço após a regularização do débito e fixa prazo de 24 horas para que os serviços voltem a funcionar. (Agência Câmara – 22.12.2017) 23 Energia é destaque da Comissão de Infraestrutura Energia foi um dos temas de destaque na Comissão de Serviços de Infraestrutura (CI) em 2017. O colegiado promoveu 11 audiências públicas durante o ano, de acordo com balanço divulgado pelo presidente da CI, senador Eduardo Braga (PMDB-AM). A CI promoveu três audiências públicas sobre energia, em que foram discutidos o fornecimento de gás da Petrobras para a Região Norte, mais especificamente a Amazonas Energia; a privatização da Eletrobras; e o risco hidrológico para o setor elétrico. Na área de saneamento, uma audiência pública abordou os investimentos BNDES. (Agência Senado – 18.12.2017) 24 Acesso à energia elétrica como um direito social é estabelecido em PEC O acesso à energia elétrica poderá ser categorizado como direito social na Constituição. É o que prevê a PEC 44/2017 que começou a tramitar no Senado. O objetivo da proposta é elevar o status da necessidade de energia elétrica para garantir o seu fornecimento para todo o território brasileiro. A matéria está na CCJ e aguarda a designação de um relator. A PEC foi apresentada pelo senador Telmário Mota (PTB-RR). De acordo com ele, o acesso à energia elétrica é de fundamental importância para “garantir a dignidade humana”, pois possibilita o uso e acesso de diversos bens e serviços que dependem de fontes elétricas. Telmário afirmou que a padronização, por dispositivo constitucional, do acesso à energia é relevante, visto que ainda existem muitas localidades em que as pessoas não dispõem desse recurso. Os chamados direitos sociais referem-se à qualidade de vida dos indivíduos e devem ser garantidos pelo Estado. O artigo 6º da Constituição de 1988 define uma série de direitos sociais, que são regulamentados por outras leis. Entre os direitos previstos estão educação, saúde, alimentação, trabalho, moradia, transporte, lazer, segurança, Previdência Social, proteção à maternidade e à infância e a assistência aos desamparados. (Agência Senado – 20.12.2017) 25 Mudança no ICMS em locais que possuam UHE em seu território O Projeto de Lei Complementar 163/15, do Senado, muda a forma de cálculo do coeficiente de participação do município no rateio do ICMS quando em seu território houver UHE. A matéria aprovada pela Câmara foi convertida na Lei Complementar 158/17. A ideia é diminuir o impacto da redução de tarifas provocado pela Lei 12.783/13 que, ao antecipar a prorrogação das concessões de várias usinas hidrelétricas, acarretou a diminuição do preço da energia vendida por essas usinas. Como o preço de venda dessa energia é usado para calcular o quanto o município terá direito na repartição do ICMS devido à presença da usina em seu território, o coeficiente de participação dos municípios que abrigam usinas hidrelétricas diminuiu e, consequentemente, eles receberam menos ICMS nos dois anos seguintes (2014 e 2015). Para aumentar a participação dos municípios afetados, a proposta determina que o valor adicionado será encontrado pela multiplicação da energia gerada pelo preço médio da energia de origem hidráulica comprada pelas distribuidoras, calculado pela Aneel. (Agência Câmara – 27.12.2017) 26 MME: ampliadas as exigências para adesão ao Reidi O MME publicou no DOU nesta terça-feira, 19 de dezembro, a Portaria nº 487, ampliando os requisitos para adesão ao Reidi. Os projetos de infraestrutura de geração de energia elétrica que desejam ter o benefício fiscal também precisarão informar a potência instalada, número de máquinas, sistema de transmissão de interesse restrito, tipo de fonte e, em caso de térmica, tipo de combustível. Os agentes também precisarão informar estimativas de investimento e do valor de suspensão dos impostos e contribuições a título de Reidi, tendo como base a data anterior à apresentação do requerimento. A requerente pode ser notificada, caso seja constatada a necessidade de complementação de informações. (Agência Canal Energia – 19.12.2017) 27 Siderúrgica consegue liminar para não arcar com indenização de transmissoras A siderúrgica GV do Brasil Indústria e Comércio de Aço conseguiu uma liminar para não arcar integralmente com o custo da indenização das transmissoras de energia elétrica (RBSE). A liminar foi concedida na última terça-feira, 19 de dezembro, pelo juiz federal substituto da 2ºVara/SJDF, Anderson Santos da Silva. O pagamento da indenização via cobrança na tarifa do consumidor foi regulamentado pela Portaria 120, de 2016. O governo autorizou o pagamento de R$ 62,2 bilhões às transmissoras, a título de indenização de instalações da Rede Básica existentes em maio de 2000, as quais, segundo as transmissoras, não houve a devida amortização e depreciação dos investimentos realizados nos ativos. Mais da metade desse valor, cerca de R$ 35 bilhões, é o que consumidor de energia vai pagar pela demora do governo em indenizar as empresas de transmissão que renovaram as concessões em 2013. Essa é mais uma discussão deflagrada pela Medida Provisória 579/2012, editada pela ex-presidente Dilma Rousseff. O tema também está judicializado pela Companhia Siderúrgica Nacional (CSN) e da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais e Consumidores Livres de Energia (Abrace). As entidades questionam a legalidade do pagamento de indenização às transmissoras de energia elétrica. (Agência Canal Energia – 20.12.2017) 28 UHE São Manoel já pode colocar primeira turbina em operação comercial A Aneel autorizou nesta quinta-feira, 28 de dezembro, o início da operação comercial da unidade geradora UG1 da UHE São Manoel (MT – 700 MW), de propriedade da EDP e da Eletrobras. A turbina tem potência de 175 MW e a hidrelétrica fica nas cidades de Jacareacanga e Paranaíta. Quem também conseguiu aval para começar a operação comercial foram as EOLs Jericó e Aroeira, que estão localizadas em Jandaíra, no Rio Grande do Norte. Cada eólica teve autorização para colocar em operação 14 aerogeradores, que somam 32,9 MW em cada usina. (Agência Canal Energia – 28.12.2017) 29 MME define garantia física de hidrelétricas Corumbá IV e Garibaldi O MME publicou no Diário Oficial da União desta quarta-feira, 20 de dezembro, os montantes de garantia física referente às hidrelétricas Corumbá IV e Garibaldi. Para a UHE Corumbá IV, localizada em Goiás, foram definidos os montantes para duas unidades, no montante de 78,6 MWmed até o fim desta ano e 75,2 MWmed a partir de janeiro que vem. Já para a UHE Garibaldi, situada em Santa Catarina, foi fixado o montante de 86,3 MWmed. (Agência Canal Energia – 21.12.2017)
Empresas 1 Sete elétricas terminam o ano com valorização de dois dígitos Dez empresas do setor elétrico com ações com papeis no mercado terminarão o ano de 2017 com valorização frente ao registrado em 2016, sendo que as ações de sete delas apresentaram altas acima de um dígito ao longo deste ano. É o que mostra um relatório elaborado pela consultoria Economática, com base nas empresas que integram o Índice de Energia Elétrica (IEE) da B3, nova denominação da BM&FBovespa. O ranking é liderado pela Energisa (ENGI11), cujo papel apresentou retorno acumulado de 49,62% até a última quarta-feira, 27 de dezembro; seguido pela Equatorial (EQTL3), com valorização acumulada de 22,10%; e Copel (EQTL3), com ganho de 20,19%. Completam a lista Eneva (ENEV3), com 16,30%; CPFL Renováveis (CPRE3), com 15,83%; Engie Brasil (EGIE3), com 10,26%; e Taesa (TAEE11), com 10,06%. Por outro lado, onze elétricas fecham 2017 com suas ações valendo menos que no ano passado. Entre os piores desempenhos estão Eletropaulo (ELPL3), com desvalorização de 35,01%; CPFL Energia (CPFE3), com -22,70%; Eletrobras (ELET3), com -19,42%, e Cemig (CMIG3), com – 16,73%. (Agência Canal Energia – 28.12.2017) 2 Eletrobras: Investimentos são reduzidos em 45% em Plano de Negócios 2018-2022 A Eletrobras aprovou um novo Plano Diretor de Negócios e Gestão para entre 2018 e 2022 que prevê investimentos totais de R$ 19,75 bilhões no período, uma queda de quase 45% ante os R$ 35,8 bilhões do planejamento para 2017-2021. O documento foi aprovado pelo Conselho de Administração da elétrica, segundo comunicado divulgado nesta segunda-feira (18), contemplando aportes em geração, transmissão, distribuição e infraestrutura. A estatal ainda lista em seu plano iniciativas para reduzir custos com pessoal em cerca de R$ 959 milhões, por meio de plano de incentivo ao desligamento e redução de despesas gerenciáveis, como horas extras. O governo anunciou em agosto planos para privatizar a Eletrobras, mas a estatal ressaltou em seu plano que "a efetivação da operação depende de autorizações governamentais, legislativas e regulatórias, assim como avaliação e confirmação do modelo a ser adotado". A companhia disse, sem detalhar, que espera que o modelo adotado na desestatização aumente a receita da empresa, em decorrência de mudança no chamado regime de "cotas" para comercialização da energia de suas usinas que prorrogaram concessão, bem como gere "possibilidade de novos investimentos devido ao aumento da receita e capital do novo sócio". O plano de negócios da Eletrobras ainda manteve a projeção de que a companhia deverá vender todas suas seis subsidiárias de distribuição de eletricidade "até 31 de julho de 2018", bem como a previsão de venda de fatias minoritárias em ativos de geração e transmissão que totalizam cerca de R$ 4,6 bilhões em valor contábil. (Folha de São Paulo – 17.12.2017) 3 Eletrobras: 3 mil empregados devem ser cortados com plano de desligamento A Eletrobras decidiu promover um Plano de Incentivo ao Desligamento (PID), como parte do Plano Diretor de Negócios e Gestão de 2018 a 2022. A estimativa é reduzir custos de pessoal em R$ 890,4 mi em 2018, se houver a adesão de 3.017 empregados. O custo para o desligamento será de R$ 965 mi. O plano ocorrerá após a implantação do Centro de Serviços Compartilhados (CSC) e do sistema de gestão PRO-ERP, que promoverá a centralização de áreas administrativas e financeiras. O processo será iniciado nas empresas do Rio de Janeiro e depois nas filiais em Florianópolis, Recife e Brasília. Para elevar a receita, principalmente da Eletronuclear, a Eletrobras também prevê retomar as obras da usina nuclear Angra 3, com reinício efetivo da construção, negociação com novos parceiros e estudos de readequação da tarifa, além da revisão de contratos e renegociação de financiamentos. Nos próximos cinco anos, a Eletrobras pretende ainda avaliar oportunidades de emissão de títulos verdes (green bonds) para o financiamento de projetos sustentáveis. A possível emissão faz parte do compromisso com a Agenda 2030, aprovada em setembro de 2015 pela Assembleia-Geral da Organização das Nações Unidas (ONU). O novo Plano Diretor de Negócios e Gestão da estatal, para o período de 2018 a 2022, foi divulgado durante a madrugada desta segunda-feira (18), em fato relevante à Comissão de Valores Mobiliários (CVM), com investimentos previstos de R$ 19,75 bi. (Valor Econômico – 18.12.2017) 4 Eletrobras: Standard & Poor’s reafirma ratings ‘BB’ 5 Eletrobras: Transferência da dívida bilionária de distribuidoras à União O conselho da Eletrobras já admite a possibilidade de liquidar suas seis distribuidoras, caso o processo de venda que hoje está em curso não seja bem-sucedido. Nesse caso, a dívida bilionária das empresas não será absorvida pela estatal, mas pela União. O volume total desses débitos ainda está sendo calculado, mas a expectativa é que seja consideravelmente maior que os R$ 19,7 bi já anunciados. Segundo uma fonte a par do assunto, só a Amazonas Distribuidora teria um passivo de aproximadamente R$ 18 bi. A possibilidade de liquidação será discutida na assembleia geral extraordinária da Eletrobras, marcada para o dia 28 de dezembro. A ideia seria utilizar uma lei de dissolução de entidades públicas federais, criada em 1990, durante o governo de Fernando Collor. A legislação prevê que a União assuma os direitos e obrigações das empresas liquidadas. Caso essa possibilidade se concretize, no entanto, haverá uma batalha judicial para definir com quem ficariam os débitos bilionários. No entendimento da CGU (Controladoria-Geral da União), caso a Eletrobras opte pela dissolução das distribuidoras, não haveria justificativa legal para que a União absorvesse a dívida, pois seria uma decisão exclusivamente empresarial. O parecer foi dado após uma consulta feita pela a estatal, na semana passada, sobre o tema, sem caráter vinculante —o que significa que o conselho terá liberdade para tomar a decisão sobre a liquidação. Segundo o órgão, "é totalmente inaplicável" a hipótese de o governo assumir sozinho a dívida em caso de dissolução, que seria uma "medida de desinvestimento da Eletrobras, sem participação da União", diz o relatório. (Folha de São Paulo – 21.12.2017) 6 Eletrobras: CGU fiscaliza gestão de fundo CCC que pode impactar privatização O Ministério da Transparência e Controladoria Geral da União (CGU) iniciou uma auditoria na Conta de Consumo dos Combustíveis (CCC), fundo do setor elétrico que é abastecido por encargos cobrados nas tarifas, em um trabalho priorizado devido ao impacto que seus resultados podem ter sobre os planos do governo de privatizar a Eletrobras em 2018. A pasta disse, em nota à Reuters, que o objetivo principal da avaliação é analisar a atuação da Aneel e seus atos fiscalizatórios sobre a gestão da conta, que antes cabia à Eletrobras e agora é de responsabilidade da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A agência reguladora do setor elétrico concluiu em agosto uma fiscalização das despesas da CCC entre 2009 e 2016 que apontou que a Eletrobras teria que devolver cerca de 3 bilhões de reais à conta, por ter recebido repasses maiores que o devido em sua subsidiária Amazonas Distribuidora de Energia. A distribuidora da Eletrobras no Amazonas e outras elétricas recebem recursos do fundo setorial para bancar custos com a geração termelétrica em regiões isoladas no Norte do país, mas o repasse dos valores à estatal se tornou neste ano tema de atrito entre a companhia e o regulador. (Reuters – 22.12.2017) 7 Eletrobras: Publicada nesta sexta MP que retira da lei proibição de privatizar a estatal O Governo Federal editou medida provisória (MP) que retira de uma lei que trata do setor elétrico a proibição de privatizar a Eletrobras e suas subsidiárias. A MP 814/2017, publicada nesta sexta-feira (29) no Diário Oficial da União, retira da Lei 10.848/2004, que trata da comercialização de energia, o artigo que excluía a Eletrobras e suas controladas — Furnas, Companhia Hidroelétrica do São Francisco, Eletronorte, Eletrosul e a Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica (CGTEE) — do Programa Nacional de Desestatização. Esta é a terceira medida provisória editada pelo Executivo para possibilitar a venda da Eletrobras. Em junho de 2016 foi editada a MP 735, aprovada pelo Congresso e convertida na Lei 13.360/2016, que facilita a transferência do controle de ativos e as privatizações de distribuidoras da Eletrobras. Em agosto deste ano, o governo anunciou a intenção de privatizar a estatal, responsável por um terço da geração de energia no país. De acordo com o Ministério de Minas e Energia, o valor patrimonial da Eletrobras é de R$ 46,2 bilhões e o total de ativos da empresa soma R$ 170,5 bilhões. O envio do projeto ao Congresso chegou a ser anunciado para o dia 22 de dezembro, quando começou oficialmente o recesso parlamentar, mas ficou para o próximo ano. A privatização da Eletrobras tem gerado polêmica e o governo enfrenta resistência inclusive entre aliados no Congresso Nacional, onde duas frentes já foram criadas contra a venda da empresa e suas subsidiárias. (Agência Senado – 29.12.2017) 8 MP abrange também sistemas isolados A MP editada nesta sexta-feira pelo Governo Federal [que retirou de uma lei a proibição de privatizar a Eletrobras e suas subsidiárias] também trata da contratação de energia para os sistemas que não estão interligados ao Sistema Interligado Nacional. Uma das alterações da MP diz respeito ao contrato de antecipação de venda de energia em termelétricas da Região Norte, em especial a termelétrica Mauá 3, da distribuidora Amazonas Energia, para as distribuidoras, cujo contrato termina em 2043; e de contratos de outros geradores termelétricos que terminam em 2020 e 2024, com a concessão do Gasoduto Urucu-Coari-Manaus. Outra mudança prevista na MP é uma revisão do prazo máximo de prorrogação dos contratos existentes nos sistemas isolados, estipulado em 36 meses. (Agência Senado – 29.12.2017) 9 Eletrobras: Adiamento de venda de distribuidoras é aprovado A Eletrobras aprovou em assembleia de acionistas nesta quinta (28) a extensão do prazo para a privatização de seis distribuidoras de energia que mantém sob seu controle. O prazo inicial para a transferência venceria no próximo domingo (31), mas foi adiado para 31 de julho. O adiamento reflete dificuldades do governo para realizar o leilão de venda das empresas, que operam em Estados do Norte e do Nordeste e vêm dando sucessivos prejuízos à estatal. Na assembleia, votaram a favor do adiamento acionistas com uma fatia de 76.47% do capital votante da estatal — o governo tem 60,43%, considerando as fatias da União, do BNDES e de outros fundos federais. Acionistas com 23,53% do capital se abstiveram. A Eletrobras se compromete a manter operando as distribuidoras, mas impõe como condição que o equilíbrio econômico financeiro das empresas seja mantido com tarifas ou recursos da União e de fundos setoriais, sem necessidade de aportes por parte da companhia. Em resolução aprovada em novembro, o Programa de Parcerias e Investimentos (PPI) estipulou o valor simbólico de R$ 50 mil para cada uma das empresas. A Eletrobras teria ainda que ajudar a limpar o balanço das companhias, assumindo cerca de R$ 11 bilhões em dívidas. Já os compradores teriam que assumir o compromisso de investir R$ 7,8 bilhões para melhorar a qualidade do serviço, que, na maior parte dos casos, está entre as piores do país. A resolução, porém, foi cancelada no Diário Oficial desta quinta. O governo também vem enfrentando dificuldades com a proposta de privatização da Eletrobras. A expectativa era de que um projeto de lei fosse enviado ao Congresso ainda este ano, mas até esta quinta, não havia sido cumprida. (Folha de São Paulo – 28.12.2017) 10 Eletrobras: Maia critica governo e diz que não vota MP de privatização O presidente da Câmara, Rodrigo Maia (DEM-RJ), criticou o governo pela publicação de uma medida provisória que abre caminho para a privatização da Eletrobras e afirmou que não colocará o texto em votação no plenário. Maia disse à Folha que havia um acordo com o Palácio do Planalto para que a elaboração das regras para a privatização da estatal de energia fosse feita em parceria com o Legislativo, com o envio de projetos de lei ao Congresso. "Sou a favor da privatização, mas via projeto de lei. Esta medida provisória não será votada", afirmou. "Se o governo atrasou o envio do projeto de lei, isso não gera a relevância e a urgência que justifiquem a edição de uma medida provisória." Apesar de trazer mudanças necessárias para o processo de desestatização da companhia de energia, a MP não trata da modelagem de venda da empresa – esta deverá ser tema de um projeto de lei, que será enviado ao Congresso no início de 2018, segundo o MME. "O governo precisa aprender a respeitar o Congresso. Essa é a última vez que o governo desrespeita a Câmara. Esse é um instrumento autoritário, que tem sua origem na cabeça da ditadura", disse Maia. Maia afirmou que a MP perderá a validade, uma vez que não será colocada em votação. Ele disse que o governo pode elaborar um projeto de lei com o mesmo teor, que poderia ser votado no primeiro semestre de 2018. "Não há chance de se vender ativos no Brasil por medida provisória. Ninguém compra nada sem respaldo do Congresso", disse. (Folha de São Paulo – 29.12.2017) 11 Eletrobras: Cresce entre governistas rejeição à proposta de privatização A resistência de deputados à privatização da Eletrobras tem crescido no Congresso e ganha cada vez mais espaço dentro das bancadas governistas, especialmente entre parlamentares do Nordeste e Minas Gerais, contrários à venda do controle das estatais locais. Os motivos principais são preocupações com a alta na conta de luz e com investimentos e empregos em suas regiões. O Valor conversou com duas dezenas de deputados nas últimas semanas para ouvir as principais razões para a rejeição, identifica em pesquisa contratada pela própria Eletrobras, de repassar à iniciativa privada o controle da holding, responsável por 37% da geração de energia elétrica do país. O governo fez concessões a esses parlamentares, mas que não surtiram efeito. A maioria das conversas ocorreu antes de pesquisa Datafolha mostrar um cenário ainda mais adverso: sete em cada dez brasileiros são contra a privatização de estatais e apenas 20% apoiam a venda. Sem tratar do caso específico da Eletrobras, a maioria da população (67%) dizer ver mais prejuízos que benefícios em grupos estrangeiros assumirem estatais brasileiras. Parlamentares apontam que, quando a proposta entrar na agenda do Congresso, esse sentimento pode ter mais peso por causa do ano eleitoral. Monitoramento do governo com os deputados mostrou crescente rejeição à venda do controle da Eletrobras, que chegou a 43,6% em novembro, ante 32% em outubro. O apoio à operação soma 52% - o governo precisa de maioria simples para aprovar o texto. No MDB do presidente Michel Temer apenas 61% apoiam a iniciativa, que enfrenta resistência também no PR e PSD. Com os dados em mãos, Temer já fez concessões para as bancadas de Minas Gerais e do Nordeste. Determinou que R$ 9 bi da operação serão destinados a obras no rio São Francisco e sancionou, sem vetos, o aumento dos royalties da mineração, apesar de protestos das empresas. (Valor Econômico – 29.12.2017) 12 Eletrobras: Os afagos tiveram efeito reduzido nos mineiros Vice-presidente da Câmara e coordenador da bancada de Minas, o deputado Fábio Ramalho (MDB) diz que os mineiros ficaram satisfeitos com os royalties e por isso aceitam debater. "Não estamos fechados contra [a privatização da Eletrobras], mas a maioria espera discutir melhor", disse. São duas preocupações: o dinheiro para revitalização dos rios e uma saída para os funcionários de Furnas, que se mobilizam contra a venda. Autor da "frente parlamentar em defesa de Furnas", o deputado Leonardo Quintão (MDB-MG) também questiona a situação dos funcionários e diz que a sanção dos royalties "não mudou nada". "A abertura de capital [de Furnas] apoiaríamos, mas, da maneira que querem fazer, somos contra", afirmou. Já os deputados nordestinos consideraram os R$ 9 bi insuficientes. "Isso é uma migalha que ninguém vai aceitar. Quem está fazendo isso está mal-intencionado", atacou o deputado José Carlos Aleluia (DEM-BA), ex-presidente da Chesf, que será privatizada Ele ressalta que "o rio não está a venda" e que o "modelo está errado". O correto, na opinião dele, era um fundo moderno gerir os recursos. O pagamento de valor fixo "terá oposição ferrenha". "Queremos uma receita anual, um percentual do faturamento, não que seja uma vez e acabou", disse. Coordenador da bancada nordestina, o deputado Júlio César (PSD-PI) pontua que, nos oito Estados onde a Chesf está presente, a rejeição é majoritária. "A Chesf é um patrimônio do Nordeste, não pode ser vendida assim." Para o deputado Chico Alencar (Psol-RJ), a rejeição da base também é fisiológica: eles não indicariam mais diretores nas estatais. "Seria o fim das boquinhas em diversas companhias públicas", disse. Já o Psol é contra por "transferir aos conglomerados financeiros internacionais um patrimônio público" para pagar as contas do governo - a operação renderá R$ 12 bi para a União. (Valor Econômico – 29.12.2017) 13 Eletrobras: Deputados avaliam que oposição a privatização tende a diminuir Outro fator para maior rejeição seria o desgaste de Temer e a tentativa dos parlamentares de se desvincularem. O deputado Fabio Garcia (sem partido-MT), que deve ser o relator do projeto e trabalhou em empresas do setor, avalia que a rejeição diminuirá quando a proposta chegar ao Congresso e o debate ocorrer. "Os dados mostram que o setor privado é mais eficiente, prestará um melhor serviço, permitirá mais investimentos e vai liberar recursos no Orçamento para saúde e educação", defendeu. Não adianta manter a companhia estatal, afirma, e as obras atrasarem por falta de recursos ou burocracia. Garcia discorda do discurso de que haverá aumento na conta de luz e diz que a rentabilidade é controlada pelos órgãos reguladores e por licitações. "Se o Brasil quer baixar o preço da energia, um dos caminhos que tem, além de rever os subsídios, é acabar com as ineficiências", opinou. Embora seja do Nordeste, o deputado Betinho Gomes (PDB-PE), defende a privatização, mas afirma que o projeto precisa ser melhor explicado para a sociedade, para não parecer que a venda será negativa, e afirma que as críticas devem-se ao medo dos parlamentares de apoiarem temas polêmicos às vésperas da eleição e ao alto desgaste do governo. O PSDB é o partido com maior taxa de apoio à proposta, 90%, segundo a pesquisa do governo. Com a demora do governo em encaminhar o projeto, anunciado em agosto, o debate na Câmara, que no calendário inicial acabaria em dezembro, deve ficar para março ou abril. (Valor Econômico – 29.12.2017) 14 Cemig: Novos conselheiros são eleitos; ex-diretor do ONS assume uma das vagas A elétrica mineira Cemig aprovou novos nomes para o Conselho de Administração em assembleia de acionistas na segunda-feira, incluindo o do ex-diretor-geral do ONS Hermes Chipp, que disse que atuará de forma independente. As mudanças no colegiado seguem-se à renúncia de conselheiros representantes de acionistas minoritários da estatal mineira, segundo comunicado da empresa ao mercado na noite de segunda-feira. A companhia disse que os conselheiros Bruno Magalhães Menicucci, Paulo Roberto Reckziegel Guedes, Ricardo Coutinho de Sena, Saulo Alves Pereira Junior, Carolina Alvim Guedes Alcoforado, Marina Rosenthal Rocha e Tarcísio Augusto Carneiro apresentaram cartas de renúncia, mas não citou as razões das saídas. Na assembleia realizada na segunda-feira, os acionistas aprovaram os nomes de Hermes Chipp, Arlindo Magno de Oliveira, Carlos Eduardo Lessa Brandão e Daniel Alves Ferreira para o colegiado, além de terem renovado os mandatos dos demais conselheiros. Procurada, a Cemig não comentou imediatamente as mudanças. O BNDES, acionista da Cemig por meio do braço de participações BNDESPar, reconduziu a conselheira Patricia Gracindo e nomeou ainda Carlos Eduardo Lessa Brandão para uma vaga. A acionista FIA Dinâmica Energia indicou Daniel Alves Ferreira, que era suplente, para uma vaga efetiva. Representantes de outros minoritários e do governo mineiro, controlador da companhia, foram reconduzidos. Todos conselheiros terão mandato até a realização de Assembleia Geral em 2018, segundo a ata da assembleia. A reestruturação no Conselho de Administração da Cemig vem em um momento em que a companhia promove um programa de desinvestimentos para reduzir uma elevada dívida e recuperar a saúde financeira. (Reuters – 19.12.2017) 15 Cemig: convoca Acionistas são convocados para aprovar ultrapassagem de meta para dívida em 2018 A elétrica mineira Cemig convocou Assembleia Geral Extraordinária de acionistas para 24 de janeiro de 2018, na qual será deliberado pedido da companhia para ultrapassar em 2018 a meta de manter o endividamento dentro dos limites previstos em seu estatuto social. De acordo com a convocação, divulgada pela companhia nesta sexta-feira, a elétrica também prevê prorrogar o atual mandato de seus conselheiros até uma Assembleia Geral Ordinária a ser realizada em 2019. (Reuters – 22.12.2017) 16 Cemig: Andrade Gutierrez vende fatia de 12,69% A Cemig informou hoje que a AGC Energia — subsidiária da Andrade Gutierrez — vendeu a totalidade de sua participação acionária na elétrica, o correspondente a 12,69% do capital social. Essa porcentagem representa 53.403.756 ações ordinárias. A venda dos papéis foi feita na B3. (Valor Econômico – 26.12.2017) 17 Cemig D e Cemig GT concluem reperfilamento da dívida A Cemig anunciou em comunicado ao mercado na última quinta-feira, 28 de dezembro, que as subsidiárias Cemig-D e Cemig GT concluíram o reperfilamento das suas dívidas. A operação foi feita por meio da emissão de debêntures da Cemig-D e de aditivos a operações de crédito da Cemig D e da Cemig GT, que resultaram em aproximadamente R$ 3,4 bilhões. De acordo com o comunicado, com os cerca de R$ 3,2 bilhões captados anteriormente no mercado internacional via emissão de Eurobonds, as subsidiárias equilibram os fluxos de caixa, alongando o prazo médio das dívidas e melhorando a sua qualidade de crédito. (Agência Canal Energia – 29.12.2017) 18 CPFL: Empresa deve avançar em oportunidades de investimento em distribuição, diz chairman A elétrica CPFL Energia foi encorajada pelo presidente de seu Conselho de Administração, Yumeng Zhao, representante da chinesa State Grid, controladora da companhia, a buscar oportunidades de investimento em distribuição de eletricidade, segundo ata de reunião do colegiado divulgada nesta sexta-feira. A fala do executivo aconteceu em reunião no dia 15 de dezembro, quando os conselheiros aprovaram o Plano Estratégico do Grupo CPFL para o período entre 2018 e 2022. “A diretoria... é encorajada a utilizar os fundos próprios da companhia para avançar nas oportunidades de investimentos de distribuição que possam melhorar o retorno do investimento a partir do início de 2021 (se sem a necessidade de aporte de capital pelo acionista)”, disse Zhao, de acordo com a ata do encontro. O presidente do colegiado também propôs que a diretoria “promova ainda mais a integração das equipes chinesas e brasileira” e o alinhamento entre as culturas corporativas da State Grid e da CPFL. A State Grid passou a comandar a CPFL no início deste ano, após ter aprovada no final de 2016 a compra do bloco de controle da companhia por cerca de 14 bilhões de reais. (Reuters – 22.12.2017) 19 CPFL Renováveis: Minoritário questiona laudo das empresas A disputa na Comissão de Valores Mobiliários (CVM) entre minoritários da CPFL Renováveis e a chinesa State Grid em relação ao preço da oferta de aquisição de ações (OPA) da companhia ganhou novos contornos. Acionistas que representam 33% do capital da companhia agora questionam o laudo de avaliação feito pelo Banco Fator sobre o valor das ações da empresa e da CPFL Energia, a pedido do regulador de mercado. Segundo os minoritários, os pontos questionados teriam um viés favorável ao preço que a chinesa quer pagar pelas ações da Renováveis, ao utilizarem premissas supostamente inadequadas quanto ao desempenho e crescimento da companhia. Em documento arquivado no processo na CVM, ao qual o Valor teve acesso, os minoritários alegaram que o laudo deprecia a empresa de geração de energia renovável e apresenta valor superestimado para as ações da CPFL Energia. A State Grid argumenta que usou como premissa planos de negócio aprovados pelos conselhos das duas empresas antes do anúncio da aquisição do controle, que aconteceu em 1º de julho de 2016. A elaboração dos laudos foi contratada pela State Grid - nova controladora da CPFL Energia - depois de pedido da CVM, que exigiu o documento antes de tomar uma decisão a respeito de reclamação apresentada pelo mesmo grupo de minoritários sobre as condições propostas na OPA. Uma das reclamações dos minoritários, por exemplo, é que o laudo considera perpetuidade com crescimento real de 2% ao ano para os ativos de distribuição da CPFL, ainda que a atividade dependa de concessão e que os contratos mais relevantes vençam em até 2028. Eles dizem que essa expansão futura é inconsistente com os investimentos incluídos nas projeções. (Valor Econômico – 20.12.2017) 20 Neoenergia vai investir R$ 1,9 bi em transmissão Um dia após confirmar a desistência da operação de IPO, a Neoenergia venceu a concessão de dois lotes de linhas de transmissão, em leilão realizado pela Aneel, que somam um mil quilômetros e exigem investimentos estimados pela agência reguladora de R$ 1,929 bi. Além disso, o Valor apurou que a companhia planeja participar dos leilões de contratação de energia de novos empreendimentos marcados para está semana, principalmente com projetos de energia eólica. Os leilões são o "A4", hoje, e o "A-6", na quarta-feira, que contratarão energia para início de fornecimento em 2021 e 2023, respectivamente. Nos primeiros nove meses do ano, a Neoenergia havia contabilizado investimentos de R$ 2,7 bi no país, sendo 85% em distribuição e 15% em geração, transmissão e outras áreas. A empresa possui 4 mil MW de capacidade instalada em ativos em operação ou em implantação, com destaque para a fatia de 10% na Norte Energia, empresa responsável pela hidrelétrica de Belo Monte, no rio Xingu (PA), que terá 11,233 mil MW. A Neoenergia possui ainda 679 km de extensão de linhas de transmissão e atende 13,4 milhões de clientes em quatro distribuidoras: Celpe (PE), Coelba (BA), Cosern (RN) e Elektro (SP/MS). (Valor Econômico – 18.12.2017) 21 RGE Sul incorpora distribuidora CPFL Jaguariúna A distribuidora de energia RGE Sul informou nesta segunda-feira (18), via fato relevante, que fechou um acordo na sexta-feira (15) para incorporar a CPFL Jaguariúna, distribuidora de eletricidade que atua no interior de São Paulo. Elas continuarão sendo controladas pela CPFL Energia. A operação, segundo a companhia, visa adotar uma estrutura de governança otimizada e com mais sinergia. Com a incorporação, o capital social da RGE Sul aumentou em R$ 63,5 milhões, passando a R$ 1,5 bilhão, dividido em 404.454 ações ordinárias e 122.812 ações preferenciais. (Valor Econômico – 18.12.2017) 22 RGE Sul: R$ 14,22 mi são aplicados no sistema elétrico de Agudo Agudo (RS) é reconhecida pela gastronomia e ecoturismo, mas também é destaque na economia com a força de seu agronegócio. Alinhada a este constante crescimento e consequente demanda energética, a RGE Sul informou nesta quinta-feira, 21 de dezembro, que aplicou R$ 14,22 milhões em obras que abrangem todos os quesitos do sistema elétrico do município. O trabalho da empresa está focado na melhoria da distribuição de energia para os mais de 6 mil clientes, conforme afirmou o Consultor de Negócios da RGE Sul, Carlos Amorim. Segundo ele, os investimentos da concessionária no município visam modernizar o sistema de abastecimento. “Essas obras nos permitem atender ainda melhor nossos clientes. Os postes de concreto, mais robustos e resistentes, aumentam a confiabilidade da rede”, ressaltou. A distribuidora também efetuou a substituição de 286 postes de madeira por concreto e construiu 2 Km de rede elétrica. Do total investido na cidade, R$ 1,08 milhão foram destinados à novas ligações urbanas e rurais, de núcleos habitacionais e substituição de medidores de baixa, média e alta tensão, além de reforma e modernização das redes envolvidas. O maior volume dos recursos, R$ 11,56 milhões, foram empregados em obras suporte ao crescimento de mercado, como a melhoria dos níveis de tensão, foco na instalação de novos componentes e novas fontes de abastecimento. A concessionária também reservou R$ 1,5 milhão para obras de adequações das redes, substituição de postes, troca de transformadores, manutenção de religadores e reguladores de tensão, reforma de redes de distribuição, melhoria de níveis de tensão e substituição de cabos de linhas já existentes. (Agência Canal Energia – 22.12.2017) 23 CPFL: Sob o comando da chinesa State Grid, empresa prepara investimento bilionário A partir de agora, a CPFL vai focar seus esforços no desenvolvimento de novos negócios e na compra de ativos no setor elétrico. A previsão é desembolsar – além dos valores envolvidos nas possíveis aquisições – R$ 10 bi em investimentos nos próximos cinco anos. Esse montante inclui a expansão nos setores tradicionais do grupo, como distribuição, geração e transmissão, além de projetos de tecnologia para ganhar mais eficiência na operação. Alguns gostam de chamá-los de “sombra”, mas o presidente da CPFL Energia, André Dorf, não aprova essa nomenclatura. Segundo ele, os executivos estão aqui para acompanhar e entender a operação brasileira. Apesar do abismo entre as duas culturas, a convivência parece estar indo bem, com agrados de ambos os lados. Enquanto os chineses adotam nomes ocidentais para facilitar a conversa no dia a dia, os brasileiros até arriscam algumas expressões em chinês. Dorf também acredita nessa premissa. “Começamos com distribuição, equilibramos com a geração nos anos 2000 e criamos a Renováveis nesta década. Daqui pra frente, a transformação do grupo tem a ver com a tecnologia e novos modelos de negócios.” E, nessa área de tecnologia, a ideia é pegar carona na experiência chinesa e adotar mecanismos já consolidados na empresa asiática. Nos últimos meses, a empresa lançou uma série de iniciativas para apoiar a inovação em áreas como o armazenamento de energia (baterias), geração distribuída solar e veículo elétrico. Os medidores eletrônicos também são uma prioridade para a empresa. “Nessa área, no entanto, precisamos de regulação para poder investir e não termos prejuízos.” (O Estado de São Paulo – 21.12.2017) 24 CPF Energia: Cinco subsidiárias de distribuição são agrupadas A CPFL Energia informou que as subsidiárias de distribuição CPFL Santa Cruz, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista e CPFL Mococa foram incorporadas pela Companhia Jaguari de Energia (CPFL Jaguari), de acordo com fato relevante divulgado nesta terça-feira. Conforme o documento, a operação foi aprovada pela diretoria executiva e conselho de administração, com o objetivo de racionalizar a atual estrutura societária dos ativos e possibilitar, a partir de 2018, a otimização de custos administrativos e operacionais, com economias de escala e sinergia. Com a incorporação e transferência do acervo patrimonial, as empresas deixarão de existir e o capital social da CPFL Jaguari passará de R$ 20,632 milhões para R$ 170,396 milhões, dividido em 359.058.396 ações, sendo 347.311.607 ordinárias e 11.746.789 preferenciais. O agrupamento das concessões das cinco empresas foi autorizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) no dia 21 de novembro de 2017, por meio da Resolução Autorizativa nº 6.723/2017. (Valor Econômico – 02.01.2018) 25 CPFL Energia: S&P reafirma rating da empresa e de subsidiárias A S&P Global Ratings reafirmou o rating ‘brAA-’ atribuído à 7ª emissão na Escala Nacional Brasil à CPFL Energia S.A e suas subsidiárias CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, que contam ainda com uma garantia incondicional e irrevogável da controladora às debêntures dessas empresas. Os ratings de emissor e de emissão mantêm a perspectiva negativa, refletindo aquela dos ratings soberanos do Brasil. A Agência de classificação de risco acredita que a CPFL se beneficie do fato de pertencer a um dos maiores grupos do setor de energia elétrica do mundo, tanto operacional como financeiramente. O grupo State Grid Corporation of China (“SGCC”: A+/Estável/–) aumentou sua participação indireta na CPFL de 54,6% para 94,8% após a conclusão de oferta pública para a aquisição das ações remanescentes da empresa no início de dezembro, o que elevou o investimento total da aquisição para R$ 25,5 bilhões. Há outros sinais de maior aproximação, que incluem a presença de membros seniores do grupo SGCC em posições-chave da CPFL, incluindo o presidente do Conselho de Administração, e de cláusulas de default cruzado (cross default) entre a CPFL e a State Grid International Development Ltd (“SGID”: A/Estável/–), o braço que detém os investimentos internacionais do grupo. A S&P avalia a CPFL como “estrategicamente importante” para a SGCC, grupo que fornece eletricidade para 88% do território chinês. Em nossa opinião, embora a empresa seja o principal investimento do grupo fora da China e, portanto, o maior ativo da SGID, acreditamos que um eventual suporte viria da SGCC, mesmo que indiretamente. Anteriormente, considerávamos que a CPFL tinha uma importância menor para a SGID. (Agência Canal Energia – 21.12.2017) 26 CPFL Renováveis: Minoritários reclamar da perpetuidade abordada no laudo Dentre as reclamações dos minoritários da CPFL Renováveis sobre o laudo da empresa, há o fato de que o laudo considera perpetuidade com crescimento real de 2% ao ano para os ativos de distribuição da CPFL, ainda que a atividade dependa de concessão e que os contratos mais relevantes vençam em até 2028. Eles dizem que essa expansão futura é inconsistente com os investimentos incluídos nas projeções. Um gestor de recursos que não participa da operação, ouvido pelo Valor sob condição de anonimato, diz que não considera prudente incluir perpetuidade em avaliação de concessionárias, dado que, ainda que as empresas consigam renovar os contratos ou obter novos, não se sabe em que condições elas o farão. Os investidores de mercado questionam também as premissas que levam a diferenças de custo de capital entre as empresas. Para eles, o laudo não explica a origem do "prêmio por tamanho" incluído no cálculo do custo do capital próprio (maior para a Renováveis) e porque o "beta" da empresa de energia renovável é 0,23 ponto percentual superior ao da controladora, dado que seu principal negócio, o de geração de energia eólica, é bastante estável. Os minoritários pediram à CVM que determine que o Fator apresente os papéis de trabalho que embasaram o laudo, e também qualquer informação ou premissa que a State Grid, a CPFL Energia e a Renováveis tenham apresentado ao avaliador. Eles solicitaram ainda que os membros do conselho das companhias antes da venda atestem as informações prestadas, e também que o laudo seja "revisto" e "corrigido". Procurada, a State Grid se disse "surpresa" com o pleito dos minoritários, e explicou ao Valor que as premissas utilizadas pelo avaliador, como a perpetuidade das concessões, reflete a expectativa de renovação destas, que já constava no plano de negócios preparado pela CPFL Energia em março de 2016. (Valor Econômico – 20.12.2017) 27 CESP: Tribunal aumenta condenação para R$ 15 mi por terceirização ilícita O Tribunal Regional do Trabalho da 15.ª Região (TRT-15) acolheu recurso do Ministério Público do Trabalho e majorou de R$ 6 mi para R$ 15 mi indenização por danos morais a ser paga pela Companhia Energética de São Paulo (CESP) nos autos de uma ação civil pública movida em 2013 pela Procuradoria do Trabalho no município de Presidente Prudente. Segundo o Ministério Público do Trabalho, o processo se originou da fraude na contratação de empresas terceirizadas para atuarem na atividade-fim da geradora de energia elétrica. As informações foram divulgadas pelo Ministério Público do Trabalho – Processo nº 0000055-62.2013.5.15.0127. O montante condenatório será destinado ao Centro Infantil Boldrini, de Campinas (no importe de 50% do total), e aos Fundos Municipais dos Direitos da Criança e do Adolescente das cidades de Teodoro Sampaio, Euclides da Cunha Paulista, Mirante do Paranapanema e Rosana (os outros 50%). Cabe recurso ao Tribunal Superior do Trabalho (TST). O Ministério Público do Trabalho investigou a CESP ‘por contratar de forma fraudulenta empresas terceirizadas, em desrespeito ao instituído pela Constituição Federal, que exige a contratação de funcionários via concurso público’. Além da terceirização de atividade-fim, os procuradores do Trabalho ‘também observaram a existência de subordinação dessas empresas para com a produtora de energia, em uma típica relação de vínculo empregatício, onde o empregado obedece às ordens diretas de seu empregador’. (O Estado de São Paulo – 18.12.2017) 28 CVM já tem dois processos abertos sobre entrada da Brookfield na Renova A Comissão de Valores Mobiliários (CVM) já abriu dois processos administrativos relacionados à proposta do fundo canadense Brookfield para ficar com o controle da empresa do setor de energia Renova. A operação acabou gerando muitas dúvidas entre os acionistas minoritários da companhia. Um dos processos foi instaurado pela Superintendência de Relações com Empresas (SEP) e trata do aumento de capital incluído na proposta. O outro veio da Superintendência de Registro (SRE) e diz respeito à eventual oferta pública de aquisição ações (OPA) por alienação de controle. (O Estado de São Paulo – 19.12.2017) 29 Neoenergia: Cancelamento do pedido para abrir capital na Bolsa é confirmado A Neoenergia confirmou, em comunicado enviado ao mercado, que pediu o cancelamento do pedido de registro de oferta pública de distribuição primária e secundária de ações da companhia (IPO), "tendo em vista as atuais condições de mercado". No fim da tarde de quinta-feira, 14, a Coluna do Broadcast informou que, sem atrair a demanda dos investidores, em uma semana concorrida para as ofertas de ações no Brasil, a Neoenergia, que precificaria a ação nesta quinta-feira, postergará a operação para o próximo ano. Mesmo sem demanda, os acionistas da companhia (Iberdrola, Banco do Brasil e Previ) não chegaram a propor um preço mais baixo para os papéis na tentativa de emplacar a operação. Para o IPO, a companhia tentava uma avaliação entre R$ 17 bi e R$ 21 bi, com a faixa indicativa de preço de R$ 15,02 a R$ 18,52. Os acionistas e os bancos que coordenaram a oferta aguardaram a finalização do IPO da BR Distribuidora, que foi concluído na quarta-feira e que ganhou muita atenção dos investidores, tanto dentro quanto fora do Brasil, para tentarem direcionar os olhares para a Neoenergia. A oferta também concorreu nesta semana com o IPO do Burger King Brasil, que teve alta demanda dos investidores. Houve ainda, na semana, o follow on da Sanepar, que saiu sem desconto em relação ao pregão no dia do fechamento da operação. Assim, a operação da Neoenergia deve ficar para o primeiro trimestre do ano que vem, quando o mercado espera que a janela para emissão de ações ainda esteja aberto, antes da volatilidade aguardada para o período eleitoral. (O Estado de São Paulo – 15.12.2017) 30 Light: Apoio federal ao Rio e retomada do setor petrolífero ajudam a empresa A entrada de recursos federais nos cofres do governo do Rio de Janeiro, da ordem de R$ 3 bi, e a retomada de leilões no setor petrolífero terão efeito direto na economia fluminense e, por consequência, na operação da Light, segundo o presidente da companhia, Luiz Fernando Paroli Santos. Para o executivo, as perspectivas para o próximo ano são melhores do que em 2017. Na agenda para 2018, estão novas captações de recursos, para alongar o perfil da dívida, e a possibilidade de venda do controle da companhia, atualmente nas mãos da Cemig e de um grupo de bancos. "[O acordo do Estado com o governo federal] faz com que entre nos próximos meses R$ 3 bi de dinheiro novo que vai circular, pagar salário, fornecedor, gerando crescimento. Esse dinheiro acaba chegando para nós. O segundo ponto importante é a questão do petróleo, que faz com que o Estado comece a melhorar um pouco sua vida. Em 2018 não haverá grandes investimentos [no setor petróleo], mas só de haver a perspectiva, isso já dá um impulso na economia e faz melhorar", disse o executivo. A companhia fechou recentemente um acordo, com o governo do Rio de Janeiro, para o parcelamento do pagamento das dívidas do Estado com a conta de luz e descontos na cobrança de ICMS. Paroli explicou que a dívida do governo estadual parou de crescer e que o Estado está pagando o valor próximo do que está consumindo. Questionado sobro plano de venda do controle da Light pela Cemig, Paroli disse que, apesar de não haver novidades nesse sentido, a tendência é que a estatal mineira se desfaça de participação relevante ou da totalidade de sua participação na elétrica fluminense, mesmo após a Cemig ter renegociado uma dívida da ordem de R$ 4 bi com bancos credores. (Valor Econômico – 20.12.2017) 31 Eletropaulo: Conselheiro critica andamento de acordo com Eletrobras Um acordo em negociação sobre uma dívida bilionária que a estatal Eletrobras cobra junto à elétrica Eletropaulo gerou protesto de um dos conselheiros independentes da empresa controlada pela norte-americana AES, segundo ata de reunião do colegiado da Eletropaulo divulgada nesta terça-feira (26) pela empresa. A Eletrobras cobra da Eletropaulo na Justiça cerca de R$ 2,7 bi em uma dívida que teria origem em empréstimo feito pela estatal à empresa em 1986. Em outubro, as companhias anunciaram um memorando para buscar um entendimento sobre o débito. Mas na semana passada o conselheiro independente Marcelo Gasparino apresentou um voto em separado ao colegiado da Eletropaulo em que se colocou contra o modo como as negociações com a Eletrobras têm sido conduzidas. Executivos da Eletropaulo sempre negaram a responsabilidade pela dívida com a Eletrobras e afirmaram entender que o pagamento caberia à Cteep, uma empresa nascida de uma cisão da Eletropaulo quando a elétrica ainda era estatal. Com base nisso, Gasparino defendeu que mesmo com um acordo a Eletropaulo não deveria pagar mais que R$ 1 bilhão para a Eletrobras e ainda deveria buscar o ressarcimento de no mínimo R$ 1 bilhão junto à Cteep— ele alegou que um entendimento que não siga esses termos pode não ser favorável à empresa. O conselheiro ainda insinuou que poderia haver interesse da AES em encerrar a discussão sobre a dívida como forma de acelerar uma venda da Eletropaulo pelo grupo norte-americano, há muito especulada no mercado. Ele disse ainda não concordar com uma redução no valor presente da dívida e queixou-se também de não ter sido disponibilizada minuta do acordo. Procuradas, Eletropaulo e AES não comentaram de imediato. Eletrobras e Cteep não responderam imediatamente a pedidos de comentário. (Folha de São Paulo – 26.12.2017) 32 Abengoa ainda tenta reverter caducidade A transmissora Abengoa entrou ontem com embargo de declaração contra decisão da Justiça do Rio que confirmou a caducidade do contrato de concessão de nove linhas de transmissão em construção cujas obras estão paralisadas desde novembro de 2015. A empresa pretende leiloar os projetos, no âmbito do processo de recuperação judicial. A Aneel, no entanto, decidiu pela caducidade das linhas, decisão mantida pela 22ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro (TJRJ). De acordo com Rafael Dutra, sócio do escritório Barbosa, Müssnich e Aragão Advogados (BMA), que representa a Abengoa na recuperação judicial, o TJRJ indicou que a companhia deveria ter apresentado um plano de transferência de controle das linhas para um novo comprador. Mas o plano de transferência só pode ser apresentado se a companhia tiver a possibilidade de vender as linhas. E a empresa só poderia vender após a aprovação do plano, o que ocorreu somente em agosto. "Vamos entrar com embargo e continuar buscando essa solução, porque não faz absolutamente nenhum sentido que as linhas que estão quase prontas não sejam terminadas", disse o advogado, lembrando que os recursos oriundos da venda dos empreendimentos em construção serão utilizados para o pagamento de credores. O especialista diz haver chance considerável de a decisão ser revertida ainda no TJRJ. Caso contrário, a empresa pode recorrer ao Superior Tribunal de Justiça (STJ). E, em última hipótese, caso os recursos sejam negados, a Abengoa vai lançar mão do plano "B", ou seja, pedir um ressarcimento pelos investimentos de R$ 1,5 bilhão já realizados na construção dessas linhas. (Valor Econômico – 20.12.2017) 33 Abengoa: TPG assina compra de ativos em operação O fundo americano TPG anunciou em comunicado na última quinta-feira, 21 de dezembro, a assinatura de acordo definitivo para adquirir os ativos de transmissão operacional da Abengoa no Brasil. Ela já havia vencido o leilão das linhas, realizado recentemente, quando pagou R$ 482 milhões. O desfecho da transação está sujeito às aprovações da Agência Nacional de Energia Elétrica, do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, do Banco da Amazônia e dos debenturistas. O TPG se autodenomina um investidor global com histórico de navegação de transações complexas. Ele tem uma longa história de investimento em mercados emergentes e de rápido crescimento, em parceria com as empresas para superar desafios únicos para sua indústria ou mercado específico. De acordo com o comunicado, as linhas que foram compradas são ativos estratégicos de longo prazo que representam uma parte importante da rede brasileira de transmissão. O fundo se mostra ansioso com a compra e revela ainda que a transação marca um passo importante para a TPG no Brasil, região em que se propõe a continuar avaliando e buscando oportunidades de investimento. (Agência Canal Energia – 22.12.2017) 34 State Grid: Linhão de Belo Monte é antecipado Com três meses de antecipação, a chinesa State Grid e a Eletrobras inauguram hoje a maior linha de transmissão em operação do país, em distância e tensão. O primeiro linhão de Belo Monte, como é conhecido, fará o escoamento da energia da hidrelétrica de Belo Monte, no rio Xingu (PA), para a região Sudeste. Com investimentos de R$ 5 bi, a linha cruza 70 municípios nos Estados do Pará, Tocantins, Goiás e Minas Gerais, chegando ao seu ponto final no Norte de São Paulo. Diferentemente do que ocorre, em geral, com empreendimentos de infraestrutura de grande porte do país, a Belo Monte Transmissora de Energia (BMTE) conseguiu agilizar o licenciamento ambiental do projeto, por meio de um trabalho próximo ao Ibama. "Obtivemos LP [licença prévia] com prazo reduzido em relação ao prazo legal", disse Newton Zerbini, diretor de Meio Ambiente da BMTE. Com relação à licença de instalação, a empresa negociou com o Ibama licenças separadas por partes do linhão, para não afetar o cronograma do projeto. Do investimento total, o empreendimento contou com financiamento de R$ 1,7 bi do BNDES e mais R$ 580 mi de uma emissão de debêntures de infraestrutura, além de dois empréstimos-ponte. O consórcio receberá mensalmente R$ 55 mi de receita pela operação da linha. Segundo o diretor-geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, a antecipação da operação do linhão de Belo Monte, permitirá o fornecimento de 4 mil MW de energia da hidrelétrica a partir de janeiro de 2018. A State Grid também é responsável pelo segundo linhão de Belo Monte, com 100% de participação. O cronograma oficial prevê o início de operação da linha no fim de 2019, mas a companhia pretende antecipar a energização do projeto para o início daquele ano. (Valor Econômico – 21.12.2017) 35 Temer nomeia novo diretor técnico executivo de Itaipu O presidente Michel Temer nomeou nesta quarta-feira o engenheiro eletricista Mauro Corbellini como diretor técnico executivo de Itaipu Binacional. O cargo estava vago desde março. A nomeação foi publicada nesta quarta-feira no "Diário Oficial da União". Corbellini deve ocupar o cargo até 16 de maio de 2022. Antes, o engenheiro coordenou a área de Mudanças Climáticas da Secretaria de do Meio Ambiente e Recursos Hídricos do Paraná. O novo diretor participou da implantação do sistema de telecomunicações da Telepar, de projetos de grandes usinas do Paraná e dos estudos para a interligação do sistema elétrico brasileiro. Corbellini também trabalhou no Banco Mundial. Segundo a assessoria de imprensa de Itaipu Binacional, apesar da crise hídrica, a usina deve fechar 2017 com uma produção de energia que supera 96 milhões de megawatts-hora (MWh). Em 2016, a usina atingiu um recorde mundial de produção, com 103,1 milhões de MWh. Em 2018, as 20 unidades geradoras do complexo devem ser atualizadas para aumentar a sustentabilidade da operação e do desempenho da usina. (Valor Econômico – 27.12.2017) 36 Engie: Empresa quer antecipar em até um ano LTs e subestações arrematadas em leilão A Engie Brasil Energia espera antecipar em até um ano o início de operação – previsto para março de 2023 – das linhas e subestações arrematadas no leilão de transmissão realizado no último dia 15 de dezembro pela Agência Nacional de Energia Elétrica, segundo informou nesta sexta-feira (22) o diretor-presidente da companhia, Eduardo Sattamini. Em teleconferência com analistas de mercado, o executivo detalhou as premissas que levaram a empresa a obter sucesso no certame e, com isso, entrar pela primeira vez na área de transmissão de energia com a aquisição do Lote 1, totalizando 1.146 km e 3.366 de potência em ativos localizados no Paraná. Sattamini destacou o fato de a empresa ter arrematado o Lote 1 com o segundo menor deságio entre todas as disputas do leilão – de 34,80% –, possibilitando um nível de investimento de capital adequado aos estudos de viabilidade executados internamente. “Houve todo um esforço da companhia no sentido de buscar soluções de engenharia e condições favoráveis junto a fornecedores de equipamentos, o que nos garantiu chegar a um capex mais baixo”, explicou. A Engie já tem firmados pré-contratos com praticamente todos os fornecedores e construtores para a fase de obras, com garantias contratuais, segundo ele, “confortáveis”. “A nossa entrada na área de transmissão é uma decisão estratégica, especialmente em projetos situados na região Sul, onde a empresa já atua e guarda bom relacionamento com os órgãos de interesse”, disse Sattamini. A estrutura de capital que viabilizará a construção dos ativos adquiridos no leilão deverão contar com operações no mercado, entre a tomada de financiamentos e a emissão de debêntures. No entanto, explicou, a alavancagem tanto da SPE formada para o leilão quanto da holding controladora da Engie está dentro da realidade da empresa neste momento, sem que represente riscos adicionais. A meta é manter a relação dívida líquida/ebitda em 2,5 vezes. (Agência Canal Energia – 22.12.2017) 37 Engie: Empresa assume operação de Jaguara e Miranda nesta sexta-feira, 29 A Engie assume nesta sexta-feira, 29 de dezembro, a operação das hidrelétricas Jaguara (MG – 424 MW) e Miranda (MG – 408 MW), adquiridas no leilão de relicitação pelo valor de R$ 3,5 bilhões. Arrematadas em setembro deste ano, as duas usinas estavam com a operação compartilhada com a Cemig, que detinha a operação dos empreendimentos. A aquisição das duas usinas representa para a Engie um aumento de capacidade instalada em energia renovável de base hidrelétrica, em linha com a estratégia de crescimento sustentável da empresa. Segundo a companhia, a troca na gestão não trará mudanças para o consumidor, já que a energia gerada pelas usinas é entregue ao Sistema Interligado Nacional. De acordo com Eduardo Sattamini, presidente da Engie, será dada continuidade na excelência operacional das duas hidrelétricas. “Minas Gerais é um estado importante para o Brasil e onde a Engie já está presente com suas empresas de Serviços de Energia e de Engenharia”, afirma. Por sua vez, o gerente da Regional Minas Gerais da Engie Brasil Energia, Rogerio Suematsu, destaca a inserção da empresa na região. Ele quer que a empresa seja parceira do desenvolvimento sustentável das comunidades vizinhas, que receberam da melhor maneira a Engie desde a operação compartilhada. (Agência Canal Energia – 28.12.2017) 38 Enel RJ: Revisão tarifária periódica está em audiência pública Os valores submetidos à audiência pela ANEEL consistem em uma proposta preliminar de 18,11% na conta dos consumidores residenciais (B1) da Enel RJ. Para as indústrias, a proposta é de 17,28%. Os índices finais somente serão conhecidos quando o assunto for deliberado pela Diretoria da Agência em Reunião Pública Ordinária. Haverá sessão presencial para discutir o assunto no dia 18/1/18, em Niterói (RJ), em local e horário a serem divulgados pela Agência. A revisão tarifária está prevista nos contratos de concessão e tem por objetivo obter o equilíbrio das tarifas com base na remuneração dos investimentos das empresas voltados para a prestação dos serviços de distribuição e a cobertura de despesas efetivamente reconhecidas pela ANEEL. A audiência também discutirá a qualidade do serviço e os limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da Enel RJ estipulados para o período de 2019 a 2023. (Aneel – 21.12.2017) 39 Enel: Fitch atribui grau de investimento a debêntures de subsidiárias A agência de classificação de risco Fitch atribuiu na última quarta-feira, 27 de dezembro, grau de investimento para duas propostas de emissões de debêntures de projetos eólicos da Enel Green Power. No caso do projeto Damascena (30 MW-BA), foi atribuída nota “AA (exp) (bra), com perspectiva estável. Segundo a Fitch, o rating reflete o bom desempenho operacional e o adequada estrutura financeira do projeto. “O adequado Índice de Cobertura do Serviço da Dívida (Debt Service Coverage Ratio – DSCR) médio de 1,23 vez, e break-evens de produção de 83,3% e TJLP real de 6,6% são condizentes com o rating na categoria AA(bra)”, escreve a agência, em nota divulgada ao mercado. Damascena é um parque eólico 100% controlado pela EGP Brasil, localizado nos municípios de Cafarnaum e Sento Sé, no estado da Bahia. O contrato foi negociado no Leilão de Energia de Reserva de 2013, no valor R$ 98,5/MWh (agosto de 2013), com energia vendida a volumes P-90. O projeto utiliza 15 aerogeradores Gamesa G97 de 2 MW cada. Já a proposta de emissão de debêntures do parque eólico Maniçoba recebeu nota “AA-(exp)(bra)”, com perspectiva estável. A Fitch destaca o adequado estudo de vento da região e os contratos de venda de energia firmados a preços fixos, sem exposição ao Preço de Liquidação de Diferenças (PLD). Os Índices de Cobertura do Serviço da Dívida (DSCR) mínimo e médio são de 1,08 vez e 1,18 vez, respectivamente, condizentes com os ratings na categoria ‘AA-(bra)’. (Agência Canal Energia – 29.12.2017) 40 Aprovado reajuste tarifário para consumidores da CEEE-D A diretoria da Aneel aprovou hoje (19/12), em reunião pública, o reajuste tarifário da Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica (CEEE-D). Os novos percentuais entram em vigor a partir da publicação do reajuste no Diário Oficial da União (DOU). A empresa atende 1,5 milhão de unidades consumidoras em 72 municípios do estado do Rio Grande do Sul. A data de reajuste da empresa é 22/11, como a concessionária estava inadimplente com encargos setoriais, os índices não foram aplicados. Ao calcular o reajuste, conforme estabelecido no contrato de concessão, a Agência considera a variação de custos associados à prestação do serviço. O cálculo leva em conta a aquisição e a transmissão de energia elétrica, bem como os encargos setoriais. O efeito médio da alta tensão refere-se às classes A1 (>= 230 kV), A2 (de 88 a 138 kV), A3 (69 kV) e A4 (de 2,3 a 25 kV). Para a baixa tensão, a média engloba as classes B1 (Residencial e subclasse residencial baixa renda); B2 (Rural: subclasses, como agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, serviço público de irrigação rural); B3 (Industrial, comercial, serviços e outras atividades, poder público, serviço público e consumo próprio); e B4 (Iluminação pública). (Aneel – 19.12.2017) 41 Reajuste tarifário da Ceres é aprovado pela ANEEL Foi aprovado hoje (19/12), durante Reunião Pública da Diretoria da ANEEL, o reajuste tarifário da Cooperativa de Eletrificação Rural de Resende (Ceres). Os consumidores atendidos pela permissionária terão as tarifas atualizadas a partir da publicação do reajuste no Diário Oficial da União (DOU). A data contratual de reajuste da empresa é 29/4, como a cooperativa estava inadimplente com encargos setoriais, os índices não foram aplicados. Ao calcular os índices de reajuste, a Agência considera a variação de custos que a empresa teve no decorrer do período de referência. A fórmula de cálculo inclui custos típicos da atividade de distribuição e outros custos como energia comprada de geradoras, encargos de transmissão e encargos setoriais. A aplicação do reajuste anual e da revisão tarifária está prevista nos contratos de permissão assinados entre as cooperativas e o Governo federal, por meio da ANEEL. Os índices homologados pela Agência são os limites a serem praticados pelas cooperativas. (Aneel – 19.12.2017) 42 Cade: Aprovada a venda de complexo solar em SP para AES Tietê O Conselho Administrativo de Defesa Econômica aprovou sem restrições a compra pela AES Tietê de cinco sociedades de propósito específico responsáveis por usinas solares fotovoltaicas localizadas no município de Guaimbê (SP), que formam o Complexo Bauru Solar e pertenciam a Cobra Brasil. A decisão foi publicada no Diário Oficial da União desta sexta-feira, 29 de dezembro. As usinas foram viabilizadas no Leilão de Reserva realizado em outubro de 2014, com preço médio de R$ 218,85/MWh e capacidade de 180 MWp. O início de operação comercial está previsto para maio de 2018. A compra foi anunciada no fim de setembro. O acordo prevê um investimento de até R$ 470 milhões através de debêntures que serão emitidas entre setembro de 2017 e março de 2018, para financiar a construção das usinas solares. Haverá ainda um outro investimento de R$ 180 milhões por meio de aumento de capital nas SPEs e aquisição da participação acionária residual detida pela Cobra do Brasil nas SPEs. (Agência Canal Energia – 29.12.2017) 43 ABB faz reestruturação nas suas divisões de negócios A ABB anunciou ações para as três divisões com o objetivo de completar a mudança do modelo de negócio de engenharia, aquisição e construção, que encerra o seu ano de transição de 2017. De acordo com o CFO da ABB, Timo Ihamuotila, a empresa está implantando ações decisivas para a conclusão da mudança de modelo de negócio de EPC. Segundo ele, as ações estão em linha com a estratégia de fortalecimento da competitividade, maior crescimento e menor risco. Na divisão de Power Grids, a ABB fechou um acordo para a formação de joint venture com a SNC-Lavalin para os projetos de EPC de subestações, na qual a SNC-Lavalin será majoritária e controladora. A nova entidade unirá a liderança em tecnologia de energia da ABB com a experiência em projetos da SNC-Lavalin. Essas ações complementam o programa “Power Up” em andamento e, como parte dele, a ABB começou a mudar seu foco para soluções e ofertas baseadas em serviços para o cliente. O atual negócio de EPC de petróleo e gás da ABB será transferido para a joint venture, na qual a Arkad será majoritária e controladora. A nova empresa, Arkad-ABB, vai dar uma gama completa de serviços integrados de EPC para instalações de petróleo e gás. Na divisão de Robotics and Motion, a ABB decidiu encerrar seu negócio de reformas de trens, após ter cumprido os compromissos contratuais atuais. No entanto, a Robotics and Motion continuará exercendo seu papel de forte parceria do setor ferroviário. Os resultados do quarto trimestre de 2017 de Power Grids e de Robotics and Motion deverão ser impactados em aproximadamente US$ 75 milhões do Ebita operacional. (Agência Canal Energia – 29.12.2017) 44 Neoenergia fará aumento de capital no valor de R$ 2,58 bi Os acionistas da Neoenergia aprovaram aumento de capital no valor de R$ 2,58 bilhões, que será viabilizado com a subscrição de até 154.166.958 novas ações ordinárias pelo preço de R$ 16,77 por papel. A proposta foi aprovada pelos acionistas Previ, Iberdrola Energia e BB Banco de Investimentos, em reunião realizada na última quinta-feira, 27 de dezembro. Os valores serão integralizados da seguinte forma: R$ 1,1 bilhão em moeda nacional; R$ 885,3 milhões mediante a capitalização pelo acionista Iberdrola Energia de créditos decorrentes de contratos de compra e venda de energia; e R$ 600 milhões mediante capitalização pelos acionistas de créditos de dividendos referentes aos exercícios de 2015 e 2016, declarados e não pagos. As informações constam em ata da assembleia, divulgada na Comissão de Valores Mobiliários (CVM). (Agência Canal Energia – 28.12.2017) 45 EDP: Compra 14,5% da Celesc por R$ 230 milhões é anunciada A EDP Brasil anunciou nesta terça-feira, 19 de dezembro, a aquisição de 14,5% do capital social total da Celesc por R$ 230 milhões. As ações pertencem à Previ, fundo de pensão dos funcionários do Banco do Brasil. A participação é divida em 33,1% das ações ordinárias, 5.140.868 ações, e 1,9% das ações preferenciais, 437.807 títulos, da companhia catarinense. O valor da operação será atualizado pela variação positiva do CDI, até à data de conclusão. A EDP informou que a operação depende do cumprimento de condições precedentes, como a aprovação pelo Conselho de Administração de Defesa Econômica (CADE) e pela Superintendência Nacional de Previdência Complementar (Previc). A empresa informou que exercerá os direitos inerentes à participação acionária adquirida, inclusive o de indicar membros do conselho de administração da Celesc. “Neste momento, a companhia não tem plano ou intenção de alterar a composição do controle acionário da Celesc”, frisou a EDP no comunicado enviado ao mercado. Mas adiantou que realizará uma Oferta Pública Voluntária para aquisição de ações PNs da Celesc até o limite de 32% do total as ações desse tipo emitidas pela companhia catarinense. A OPA Voluntária objetiva comprar até 7,374 milhões de ações PNs ao preço de até R$ 27,00 por ação. Segundo a EDP, o preço sugerido representa um prêmio de 33,2% sobre o preço médio ponderado de cotação das ações PNs no fechamento dos 30 pregões anteriores da Bolsa de Valores de São Paulo a 18 de dezembro, inclusive. A empresa disse ainda que, caso a oferta seja bem sucedida e a adesão seja superior ao número máximo das ações objeto da OPA, será assegurado o rateio entre os acionistas. (Agência Canal Energia – 20.12.2017) 46 EDP Brasil: R$ 72 milhões são distribuídos em proventos aos acionistas A EDP Energias do Brasil aprovou na última quinta-feira, 21 de dezembro, o pagamento de juros sobre o capital próprio no montante de R$ 72,7 milhões, relativos ao exercício de 2017, o que corresponde a R$ 0,119 por ação ordinária. Terão direito aos proventos dos os acionistas com as ações da companhia em circulação na data-base de 26 de dezembro de 2017. A EDP, por sua vez, espera receber R$ 145,2 milhões referentes aos pagamentos juros sobre o capital próprio das distribuidoras EDP São Paulo e EDP Espírito Santo, na condição de única acionista das distribuidoras. A deliberação desse tema será realizada em reunião programada para 31 de dezembro. (Agência Canal Energia – 22.12.2017) 47 BBCE: Com movimento de R$ 5 bilhões, plataforma fecha 2017 com lucro operacional A plataforma Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia (BBCE) encerra 2017 com um volume negociado de energia oito vezes superior ao registrado em 2016. Até o dia 26 de dezembro foram transacionados 24.200 MWmédios, por meio de quase 12 mil contratos, que movimentaram um montante financeiro de R$ 5 bilhões. Este será o primeiro ano que a BBCE terá lucro operacional líquido de R$ 2,5 milhões, após cinco anos atuando no mercado de energia. Segundo Victor Kodja, presidente da BBCE, havia boas expectativas para o ano de 2017, porém todas elas foram superadas. A previsão inicial da empresa era negociar uma média de 700 MW por mês. A média, porém, superou os 2 mil MW/mês. “Estabelecemos uma estratégia comercial de atrair empresas com tradição de trading. Do outro lado, buscamos atrair geradores. Isso ajudou muito na liquidez da plataforma, além do que a gente imaginava”, disse Kodja, destacando que estratégia comercial procurou, acima de tudo, demonstrar ao mercado as facilidades, segurança e compliance de se operar na BBCE. Para 2018, a empresa pretende atingir a marca de 30 mil MW negociados, o que representará um crescimento de 15%. A plataforma também disponibilizará novos produtos e serviços, inclusive prevendo a realização de leilões. No próximo ano, as inovações da BBCE estarão focadas no “pós-trade”, oferecendo serviços que proporcionam agilidade e redução de custos para os clientes. (Agência Canal Energia – 27.12.2017) 48 Copel: Programa de investimentos para 2018 soma R$ 2,92 bi A Copel fechou em R$ 2,92 bilhões o montante a ser aplicado no seu programa de investimentos para o ano de 2018. De acordo com comunicado divulgado ao mercado nesta nesta sexta-feira (22), a maior fatia do orçamento, no valor de R$ 888,5 milhões, será destinado à conclusão da construção do Complexo Eólico Cutia (RN – 312,9 MW), que sofreu alteração no prazo de entrada em operação e no cronograma financeiro em 2017. Os demais projetos de geração e transmissão da holding paranaense terão à disposição recursos de R$ 743,6 milhões, incluindo as UHEs Colíder (MT – 300 MW) e Baixo Iguaçu (PR – 350 MW) e a LT Curitiba Leste – Blumenau – este projeto com investimento previsto de R$ 281,8 milhões. O complexo eólico Brisa Potiguar (RN – 183,6 MW), já em operação, receberá recursos da ordem de R$ 156 milhões no ano que vem. A estatal prevê investir R$ 790 milhões no segmento de distribuição, tendo como objetivo fazer frente à ampliação e à modernização da rede de baixa tensão, bem como na manutenção e na melhoria dos indicadores de qualidade. Outros R$ 340,2 milhões, segundo comunicado ao mercado, serão alocados no segmento de telecomunicações para suportar a ampliação da base de clientes, além do trabalho de atualização tecnológica. (Agência Canal Energia – 22.12.2017) 49 Copel: Empresa consegue liminar e evita penalidade de R$ 12 milhões por atraso em LT A Copel Geração e Transmissão conseguiu na Justiça evitar uma penalidade superior a R$ 12 milhões. A empresa foi penalizada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) por atrasar a operação da linha de transmissão Araraquara 2-Taubaté, em 500 kV, a qual se destina ao aumento da disponibilidade de energia na região Sudeste do Brasil. Segundo relatório da Aneel, o empreendimento deveria estar em operação desde outubro de 2012, porém a previsão atual é que a obra fique pronta apenas em 15 de março de 2018. O atraso nessa linha está limitando o escoamento da produção de energia elétrica das hidrelétricas de Jirau (3.750 MW) e Santo Antônio (3.568 MW), localizada a região Norte do país, conforme já havia noticiado a Agência CanalEnergia em dezembro de 2016. Na última segunda-feira, 26 de dezembro, um ano depois de publicada a reportagem, foi publicada no Diário Oficial da União (DOU) a suspensão do processo administrativo punitivo, em razão de uma liminar (Ação Ordinária nº 1000815-04.2017.4.01.3400) em favor da Copel. A decisão impede à Aneel de executar a Garantia de Fiel Cumprimento do projeto, no valor de R$ 12,5 milhões, bem como de incluir a empresa no cadastro de inadimplentes. O processo se arrasta desde meados de 2015. (Agência Canal Energia – 26.12.2017) 50 Energisa: Consumo de eletricidade nas áreas da empresa aumenta 4,8% em novembro O consumo de energia elétrica nas áreas de concessão do Grupo Energisa aumentou 4,8% em novembro na comparação com o mesmo mês do ano passado, totalizando 2.546 GWh. Considerando o consumo agregado no período de janeiro a novembro, o consumo de energia elétrica no mercado cativo e livre das nove concessionárias que integram a holding ficou em 27.100,6 GWh, equivalente a um crescimento de 3,6% em relação aos mesmos 11 meses do ano anterior. Os dados relativo ao mês de novembro indicam que todas as classes registraram aumento no consumo. Na residencial, que representa 35,8% do mercado da Energisa, o salto chegou a 4,1%, com um total de 911,6 GWh demandados. Os desempenhos mais expressivos no segmento residencial foram apresentados pelas subsidiárias de Mato Grosso (7,8%), Mato Grosso do Sul (6,8%) e Minas Gerais (5,4%), influenciadas pelas temperaturas mais elevadas. Totalizando 549,1 GWh, a classe industrial registrou o segundo maior crescimento do ano no Grupo, de 6,8%, favorecida pelo consumo de energia elétrica nas maiores distribuidoras do Grupo: Mato Grosso (9,5%), Mato Grosso do Sul (9,1%) e Sul-Sudeste (7,5%) – esta englobando o regiões do interior de São Paulo e do Paraná. Já o segmento comercial seguiu com a trajetória de aumentos no consumo de eletricidade desde abril e apresentou, em novembro, um avanço de 2,7%. (Agência Canal Energia – 26.12.2017) 51 Equatorial: Compra da Intesa é concluída A Equatorial Energia anunciou em comunicado ao mercado que conclui a compra de 51% do capital social da Integração Transmissora de Energia S.A. Eram necessárias a aprovação da operação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica e pela Agência Nacional de Energia Elétrica. A Equatorial Energia gastou R$ 277 milhões na aquisição. No comunicado, a Equatorial reforça que a aquisição da Intesa constitui uma excelente oportunidade, complementar às operações da companhia. Ela reforçou ainda não houve necessidade de aprovação da operação pela assembleia geral da empresa e nem eventual existência de direito de retirada. (Agência Canal Energia – 21.12.2017) 52 Renova Energia: Fitch eleva rating da companhia A Fitch Ratings elevou na última quarta-feira, 20 de dezembro, o Rating Nacional de Longo Prazo da Renova Energia de ‘RD(bra)’ para ‘CCC(bra)’. A elevação do rating reflete o êxito da companhia em honrar suas obrigações inadimplidas e reduzir as dívidas de curto prazo na holding, com recursos obtidos por meio da venda de ativos. O rating ‘CCC(bra)’ reflete o risco de crédito da companhia, que ainda é significativo, tendo em vista que as obrigações financeiras da holding — como empréstimos de curto prazo e aportes de capital em suas subsidiárias — não são viáveis somente com a geração de caixa orgânica da Renova, mas dependem de aportes de capital de seus acionistas. O plano de negócios da Renova, recentemente revisado, obteve êxito na diminuição de sua capacidade contratada — para 627 MW, de 2,7 GW —, mediante a venda de projetos e o cancelamento de contratos de venda de energia, além de ter contribuído para a considerável redução da dívida e para a diminuição de custos e despesas operacionais. Entretanto, as obrigações financeiras de curto prazo da companhia em 2018 (aproximadamente R$ 1 bilhão) serão honradas somente com o esperado aumento de capital de R$ 1,4 bilhão de um novo sócio. Com os recursos obtidos com a venda das ações da Terra Forma Global e do Complexo Alto do Sertão II (valor bruto de R$ 951 milhões e valor líquido de R$ 807 milhões), concluída no terceiro trimestre, a Renova conseguiu reduzir a dívida financeira da holding e com fornecedores, de R$ 1,4 bilhão no primeiro trimestre de 2017 para R$ 639,8 milhões ao final do terceiro trimestre do ano. (Agência Canal Energia – 21.12.2017) 53 Celpa: Fitch eleva ratings de longo prazo para ‘AA- (bra) A Agência de classificação de risco Fitch Ratings elevou na última segunda-feira, 20 de dezembro, o Rating Nacional de Longo Prazo da Celpa (PA) e de suas emissões de debêntures de ‘A+ (bra) ’ para ‘AA- (bra) ’. A Perspectiva do rating corporativo é estável. A Celpa atua no estado do Pará e é controlada pela Equatorial Energia. De acordo com a agência, a elevação dos ratings da Celpa reflete o fortalecimento do perfil financeiro combinado da empresa com sua holding, a Equatorial Energia. O fortalecimento decorre da melhora do desempenho da Celpa, em ritmo superior ao anteriormente esperado pela Fitch, com expectativa de continuidade desta trajetória nos próximos anos. Para a Fitch, o rating da distribuidora considera o fato de que sua alavancagem financeira, em bases individuais, permanecerá moderada e que o perfil alongado da dívida e seu baixo custo financeiro, atrelados a uma adequada posição de liquidez, continuarão beneficiando os índices de cobertura da dívida de curto prazo. Segundo a Fitch, uma melhora na nota inclui a manutenção dos perfis financeiro e operacional da companhia, combinada à percepção de melhora significativa da qualidade de crédito da Equatorial ao longo do desenvolvimento dos projetos de transmissão. Já uma piora pode acontecer caso haja dificuldade no gerenciamento da dívida na holding, entraves na implementação dos projetos de transmissão de energia ou a percepção de redução do suporte da Equatorial à Celpa. (Agência Canal Energia – 20.12.2017) 54 Tarifas da CEEE D terão aumento médio de 30,62% A CEEE Distribuição foi autorizada a aplicar aumento médio de tarifas de 30,62%, com impacto médio de 33,54% para os consumidores atendidos em alta tensão e de 29,29% para os clientes do segmento de baixa tensão. As novas tarifas serão aplicadas a partir da publicação da decisão da Agência Nacional de Energia Elétrica. Em 21 de novembro, a Aneel suspendeu a aprovação do reajuste tarifário anual da distribuidora, que estava inadimplente com o pagamento de obrigações setoriais. A data estabelecida no contrato de concessão da CEEE D é 22 de novembro de 2017, mas a homologação dos índices foi feita nesta terça-feira, 19 de dezembro, após a regularização da situação pela empresa. A distribuidora fornece energia para 1,5 milhão de unidades consumidoras no Rio Grande do Sul, incluindo a capital Porto Alegre, e tem faturamento anual da ordem de R$ 3 bilhões. (Agência Canal Energia – 20.12.2017) 55 Chesf conquista sua primeira patente internacional A Chesf, subsidiária da Eletrobras, obteve a primeira patente a nível internacional sobre nova tecnologia utilizada em subestações. O “Aplicativo para Regulação e Paralelismo de Transformadores de Potência” teve o processo de proteção iniciado em nível nacional, em outubro de 2011, com pedido junto ao Instituto Nacional de Propriedade Industrial (INPI). O sistema foi criado e desenvolvido, dentro do Programa de P&D+I da Empresa, pelo empregado Luciano Antonio Calmon Lisboa, engenheiro lotado na Diretoria de Engenharia e Construção. A primeira concessão da patente ocorreu nos Estados Unidos e China, com a emissão da carta patente. A nível Internacional, a tramitação iniciou em outubro de 2012. Na Índia e na Organização Européia de Patentes, o processo já está em fase de exame técnico. Aqui, no Brasil, no INPI, o pedido também está na fase de exame técnico. Segundo a empresa, o aplicativo executa função de extrema importância para o sistema elétrico, pois regula o nível de tensão que é entregue pela Chesf às concessionárias de energia, que por sua vez chega ao consumidor final. “A tecnologia consegue, automaticamente, aumentar ou diminuir a tensão onde o sistema está aplicado, mantendo sempre a tensão entre valores desejados às concessionárias de energia”, explica o criador da tecnologia. (Agência Canal Energia – 26.12.2017) 56 Recomendada a caducidade de quatro linhas da Chesf A Chesf, subsidiária da Eletrobras, informou que a Aneel pediu a caducidade de quatro de seus contratos de linhas de transmissão, que estão com as obras atrasadas. Em comunicado ao mercado, a Chesf disse que já tinha questionado a análise da Aneel anteriormente, pois esta “se baseou em eventos passados” e não levou em consideração alguns eventos — como o recebimento de indenizações por ativos antigos de transmissão. (Valor Econômico – 28.12.2017) 57 Jirau e Santo Antonio: Usinas divergem sobre ganho com usina binacional O conflito entre as duas megausinas do rio Madeira (RO) - Jirau e Santo Antonio - ganhou força novamente, desta vez envolvendo os planos de construção de uma terceira hidrelétrica, na fronteira entre Brasil e Bolívia, que deve exigir R$ 15 bi em investimentos. A nova usina traria ganhos ao aproveitamento energético do rio - com aumento da garantia física disponível -, sendo alvo de nova disputa entre as concessionárias. A Energia Sustentável do Brasil (ESBR), concessionária da hidrelétrica de Jirau, assinou, recentemente, um acordo de cooperação com a estatal boliviana Ende, a fim de avaliar o projeto de construção da futura usina binacional. A construção da nova usina traria benefícios para Jirau, que poderia passar a operar com um reservatório em nível constante. Essa estabilização da cota (altura) do reservatório traria ganho de energia firme de cerca de 280 MW médios para a usina. Como as usinas são remuneradas pela garantia física disponível ao sistema, o aumento dessa energia firme significa um aumento do faturamento. A Santo Antonio Energia (SAE), concessionária da hidrelétrica de mesmo nome, porém, também quer usufruir desse aumento de garantia física disponível. Em correspondência ao ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, a controladora da hidrelétrica pediu que seja convocada para participar dessas discussões. Na carta, à qual o Valor teve acesso, o presidente da SAE, Roberto Junqueira Filho, destacou que um eventual ganho energético do melhor aproveitamento do rio Madeira não poderia ser apropriado por uma entidade privada, por ser oriundo de um bem público da União. (Valor Econômico – 02.01.2018) 58 Jirau e Santo Antonio: ESBR contesta pleito da construção de terceira usina O presidente da ESBR, Victor Paranhos, rebateu o pleito [de que um eventual ganho energético do melhor aproveitamento do rio Madeira não poderia ser apropriado por uma entidade privada] e pediu que este seja rejeitado pelo governo brasileiro. Também em correspondência ao ministro Coelho Filho, Paranhos disse que o pedido da SAE de participar das discussões não tem fundamentos legais ou técnicos, e tem o objetivo de "maximizar seus resultados financeiros e mascarar as inúmeras deficiências existentes no projeto da UHE Santo Antonio." Paranhos destacou ainda que parte do ganho que poderá ser obtido por Jirau na operação em cota constante do reservatório é resultado dos investimentos feitos pela própria usina na implantação de seis unidades geradoras adicionais, além de outras otimizações feitas no projeto. "Desta forma, qualquer tentativa da SAE de apropriar-se de otimizações planejadas e executadas por esta companhia será devidamente combatida em todas as instâncias", escreveu Paranhos. A ESBR é um consórcio composto pelas empresas Engie, com 40%, as subsidiárias da Eletrobras Eletrosul e Chesf, cada uma com 20%, e Mitsui, com os demais 20%. Já a Santo Antonio Energia tem como principal sócia a Eletrobras, que, via Furnas, tem 39% do capital. A Caixa FIP Amazônia tem 20%, enquanto Odebrecht, SAAG e Cemig tem 18,6%, 12,4% e 10%, respectivamente. Os estudos para construção da usina binacional entre Brasil e Bolívia ainda são iniciais. A hidrelétrica, chamada de Guajará-Mirim, deve ter 3 mil MW de capacidade. A parceria da ESBR com a Eletrobras prevê um auxílio à estatal no ponto de vista de engenharia e ambiental, a fim de acelerar o projeto básico da usina. Na assinatura do acordo de cooperação, em meados deste mês, Paranhos chegou a dizer que, aproveitando a experiência de Jirau, seria possível entregar os estudos de engenharia em 18 meses, para que o projeto pudesse ser leiloado em seguida. (Valor Econômico – 02.01.2018) 59 Santo Antônio Energia: R$ 6,5 mi serão pagos a produtores de reassentamento Um acordo vai permitir que 140 famílias de trabalhadores rurais do Reassentamento Santa Rita, em Porto Velho (RO), recebam recursos de pelo menos R$ 6,5 milhões para o cultivo agrícola. O acordo foi assinado pelos Ministérios Públicos Federal e Estadual de Rondônia, pela Santo Antônio Energia e por associações de produtores rurais locais que representam os moradores do local. Com o acordo, haverá a extinção da ação civil pública em que o MPF e MPRO processavam a Santo Antônio Energia, cobrando providências em relação ao reassentamento. No Termo de Ajustamento de Conduta, a operadora da UHE Santo Antônio se comprometeu a pagar às famílias do reassentamento o valor de R$ 45 mil por lote, totalizando R$ 6,5 milhões, para a aquisição de insumos, preparo do solo para plantio e outros investimentos na produção de cada terreno. O pagamento a cada lote será em três parcelas, condicionadas à prestação de contas dos valores investidos, com a supervisão do MP. A Saesa pagará ainda, a cada uma das associações, R$ 270 mil para investimento em máquinas, manutenção de trator, beneficiamento de produtos e outros. Os valores serão depositados em um fundo comum gerido conjuntamente pelas próprias associações. No acordo, a hidrelétrica também se comprometeu a providenciar a contratação de empresa ou profissionais de assistência técnica como engenheiro agrônomo e técnico agrícola, durante o período de 24 meses. (Agência Canal Energia – 27.12.2017) 60 Parcelamento de débitos relacionados a contratos regulados da Norte Energia é aprovado A Aneel autorizou o parcelamento em seis vezes dos débitos da Norte Energia referentes à liquidação financeira de outubro de 2017, encerrada em dezembro, e à contabilização e liquidação das operações de novembro de 2017, que ocorrerá em janeiro de 2018. A primeira parcela será paga no mês que vem. Os valores estão relacionados à repactuação do risco hidrológico dos contratos de comercialização de energia de Belo Monte no mercado regulado. A geradora poderá dividir em cinco parcelas o resultado financeiro da contabilização de dezembro de 2017, cuja liquidação está prevista para os dias 6 e 7 de fevereiro. O primeiro pagamento deverá ser feito naquele mês, e o restante nos meses seguintes. A Aneel determinou a suspensão pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica da obrigatoriedade do aporte de garantias financeiras relativas às operação de novembro de 2017, que teriam ser depositadas pela empresa até 21 de dezembro. Foi mantido, porém, o aporte de garantias para as liquidações que ocorrerem a partir de dezembro desse ano. Todos os valores serão atualizados pelo IGP-M e remunerados com juros de 1% ao mês até as datas do pagamentos. Eventuais créditos obtidos nas contabilizações feitas a partir de dezembro serão usados para abater dos valores parcelados. A agência reguladora estabeleceu como condição para o parcelamento a desistência pela Norte Energia de qualquer ação judicial em andamento ou de questionamentos futuros nas esferas administrativa, arbitral e judicial, sobre o risco hidrológico em períodos anteriores a janeiro de 2018. (Agência Canal Energia – 21.12.2017) 61 CPFL, Light e Eletropaulo têm queda na inadimplência após política de combate às ligações ilegais Distribuidoras de energia intensificaram os cortes de fornecimento de luz para combater a inadimplência dos consumidores e as ligações ilegais (gatos) neste ano. Cerca de metade dos clientes não paga a conta no prazo, dizem executivos do setor. "Aumentamos o número de suspensões brutalmente. Só no último trimestre fizemos 409 mil - quase meio milhão de pessoas", diz André Dorf, diretor-executivo da CPFL, que tem cerca de 9 milhões de clientes. A inadimplência melhorou depois disso, afirma. A medida é considerada arriscada porque os consumidores podem fazer ligações ilegais de luz - o que aumenta o número de suspensões de fornecimento de energia. A Light fez 13% a mais de cortes em 2017. Isso é explicado pelo combate aos "gatos", diz o diretor comercial Fernando Pompeu. "Nós notificamos os clientes fraudulentos e cortamos o fornecimento. Eles pagam para se reconectar, mas a conta será elevada pelo consumo retroativo. Daí, eles ficam inadimplentes, e a empresa interrompe a luz de novo." A AES Eletropaulo diminuiu os cortes por causa de uma reestruturação das equipes do serviço, mas deverá intensificar a política, diz o diretor comercial Saulo Ramos., "Cresceremos as suspensões em 2018 e implementaremos um sistema de aprendizado com dados para nos ajudar na cobrança." A política das empresas deu certo: os índices de inadimplência caíram. (Folha de São Paulo – 17.12.2017) 62 Belo Monte ganha mais 611,1 MW para operação em teste A Aneel liberou o início da operação em teste da unidade geradora UG 8 da UHE Belo Monte (PA – 11.233 MW). A decisão foi publicada no Diário Oficial da União desta segunda-feira, 26 de dezembro, e vale desde o último dia 23. A unidade liberada para testes tem 611,11 MW. A Aneel também autorizou para começo da operação, mas de modo comercial, 86 MW agrupados nas UFV Floresta I, II e III, que ficam localizados na cidade de Areia Branca, no Rio Grande do Norte. No mesmo estado, a UFV Assú V, que pertence a Engie, já pode começar a operação comercial de 30 MW. Quem também pode começar a operação comercial são as plantas solares da Enel Ituverava 4, 5 e 6, de propriedade da Enel Green Power, que somam 84 MW e estão no município baiano de Taboca do Brejo Velho. Duas PCHs conseguiram aval para a operação comercial. Na PCH Luiz Dias, da Cemig, em Itajubá (MG), a vez foi da UG1, de 0,8 MW. Já na PCH das Pedras, em Passos Maia (SC), a liberação foi para a UG1 e UG2, de 2,8 MW cada uma. (Agência Canal Energia – 26.12.2017) 63 Definida a tarifa da UHE Itaipu para 2018 A Diretoria da Aneel aprovou hoje (21/12), durante Reunião Pública Extraordinária, a tarifa de repasse da potência da UHE Itaipu para o ano de 2018 no valor de US$ 27,87/KW (dólares por quilowatt mês). A tarifa vai vigorar de 1°/1/18 a 31/12/18, o que representa uma redução de -2.98% em relação à tarifa aprovada em 2017 em US$ 28,73/KW. A tarifa de repasse é aplicada à prestação dos serviços de eletricidade da UHE Itaipu e o valor é fixado em dólares por quilowatt de potência mensal contratada. As faturas são pagas em reais e é utilizada para conversão a taxa média de venda calculada pelo Banco Central do Brasil, no dia útil imediatamente anterior ao do pagamento da fatura. As concessionárias de distribuição devem recolher à Eletrobras, mensalmente, para crédito da conta Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu, o valor resultante da multiplicação da quota mensal da potência contratada pela tarifa de repasse da UHE Itaipu. (Aneel – 21.12.2017) 64 Enquadrados os projetos de transmissão da Arteon Z2 Energia junto ao Reidi O MME autorizou nesta quinta-feira, 21 de dezembro, o enquadramento ao Regime Especial de Incentivos ao Desenvolvimento da Infraestrutura de dois projetos de Transmissão de Energia Elétrica relativos ao Lote 8 e 28 do Leilão nº 05/2016 da Aneel. A titularidade da obra é da Arteon Z2 Energia. (Agência Canal Energia – 22.12.2017)
Leilões 1 MME quer realizar outro leilão com ao menos R$ 8 bi em investimentos O MME trabalha para realizar um novo leilão de transmissão até junho de 2018, envolvendo no mínimo R$ 8 bi em investimentos, disse Eduardo Azevedo, secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético da pasta, em entrevista coletiva concedida depois do certame. Segundo ele, quando o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) anunciou o leilão de até R$ 11 bi em investimentos, incluiu na conta todos os lotes que precisam, idealmente, ser licitados. “O número de R$ 8 bilhões é o que temos certeza absoluta que vai sair, e R$ 11 bi é o valor que a gente persegue”, afirmou. Nesta sexta Os representantes do ministério não veem risco de insucesso no desenvolvimento das linhas de transmissão leiloadas nesta sexta-feira. Para Fábio Lopes Alves, secretário de Energia Elétrica do MME, as empresas vencedoras dos lotes com maior nível de investimento são de grande porte, o que dá segurança para o governo. “Quem entrou foram empreendedores tradicionais do mercado e entregadores de obras. Se fizermos uma análise dos principais vencedores desses lotes maiores não nos causa preocupação”, afirmou. Alves acha pouco provável que ocorra novamente um cenário como o da Abengoa, que não foi capaz de cumprir os investimentos em linhas de transmissão, com as concessões sendo cassadas. “É muito pouco provável que haja uma ‘maldição do vencedor’”, disse o secretário. Com relação aos lotes menores, o secretário elogiou a entrada de novas companhias na disputa. Dos 47 interessados, 14 são novos, sendo três estrangeiros. Nos vitoriosos, foram cinco lotes, com quatro novos entrantes. (Valor Econômico – 15.12.2017) 2 Transmissão: Leilão de linhas atrai R$ 8,7 bi em investimento A Aneel conseguiu leiloar todos os 11 lotes de linhas de transmissão ofertados nesta sexta-feira, 15, na B3, em São Paulo. Juntas, as concessões vão exigir investimentos de R$ 8,7 bi num prazo que varia de 36 a 60 meses. O deságio médio, que representa quanto o vencedor aceitou receber a menos de receita em relação ao valor máximo do leilão, foi de 40,46%. O resultado foi bastante positivo, já que foi a primeira vez, desde 2014, que o governo conseguiu licitar todos os lotes ofertados em um leilão. O humor da iniciativa privada mudou após alterações feitas pela Aneel nas regras de licitação em 2016. Além da revisão da receita anual permitida (RAP), que é o valor que os investidores recebem, os prazos de construção também foram alongados e os lotes, fatiados, para permitir a entrada de empreendedores menores. De lá pra cá, o apetite dos investidores melhorou. Exemplo disso é que o leilão de ontem teve deságios que variaram de 34,7% a 53,9%. Outro indicador foi o leilão viva voz: 6 dos 11 lotes foram vencidos nesse sistema, que ocorre quando as diferenças entre os lances são iguais ou menores que 5%. Na média, houve 14 interessados por lotes – o dobro do leilão ocorrido no 1.º semestre. O secretário de Energia do MME, Fabio Lopes Alves, considerou que os números demonstram a confiança do investidor no modelo regulatório e no marco legal, particularmente da transmissão, e na retomada de economia do País. O leilão teve a estreia de vários novatos no segmento, que superaram nomes tradicionais como Cteep, Taesa e Alupar. Foi o caso da Engie, que vai investir mais de R$ 2 bi. Embora novata na transmissão, a empresa é tradicional geradora de energia. Outras novidades foram a Construtora Quebec e a Montago Construtora. A lista de vencedores inclui ainda Celeo Redes Brasil, de origem espanhola (ex-Elecnor), a indiana Sterlite, a Neoenergia e a Cesbe. “Os deságios mostraram que a sinalização econômica correta é fundamental para induzir a competição e que os ganhadores fizeram uma boa engenharia financeira (do negócio)”, disse o presidente da EPE, Luiz Augusto Barroso. (O Estado de São Paulo – 15.12.2017) 3 A-4: Leilão tem deságios altos e contrata 228,7 MW médios O leilão de energia A-4 realizado no dia 18/12/2017 contratou 228,7 MW médios de energia, a um preço médio de R$ 144,51/MWh. Além da baixa contratação, o certame foi marcado pelos elevados deságios, que superaram 50% no caso das fontes eólica e solar. A fonte solar foi a grande vencedora, com a contratação de 172,6 MW médios, envolvendo investimento de R$ 3,8 bi, e uma potência de 790 MWp. O preço médio da fonte foi de R$ 145,68/MWh, deságio de 55,7% em relação ao máximo estabelecido pela Aneel, de R$ 329/MWh. A fonte eólica vendeu apenas dois projetos, somando 38 MW médios de garantia física e 64 MW de potência, englobando investimento da ordem de R$ 357,36 mi. O preço médio foi de R$ 108/MWh, deságio de 60,9%. O leilão também contratou duas pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), de 9,5 WM médios de garantia física e 11,5 MW de potência. Os empreendimentos somam R$ 31,1 mi em investimentos e tiveram preço médio de R$ 181,63/MWh, desconto de 35,36%. Por fim, foi contratada uma termelétrica a biomassa, com preço de R$ 234,92/MWh, desconto de 28,6%. O projeto tem 8,6 MW médios de garantia física e 25 MW de potência, e envolve investimento de R$ 44,160 mi. No total, o certame envolveu 39,113 milhões de MWh e investimentos de R$ 4,286 bi. Empresas Apenas sete distribuidoras de energia apresentaram demanda para o leilão A4 realizado nesta segunda-feira. A principal compradora foi a CEA, do Amapá, que comprou 10,874 mi de MWh, ou 26,8% do total transacionado. A Ceal, do Alagoas, aparece em seguida, com 10,3 mi de MWh, 26,4% do total vendido. Também tiveram demanda no leilão as distribuidoras Copel (15,8% do total), Coelba (10,58%), EDP Espírito Santo (10,19%), Cepisa (5,82%) e Elektro (4,23%). (Valor Econômico – 19.12.2017) 4 A-6: Leilão termina com 572,5 mi de MWh negociados O leilão de energia A-6 realizado no dia 20/12/2017 contratou 2,93 GW médios de energia, a um preço médio de R$ 189,45/MWh. Foram contratados 63 projetos de fontes éolica, hídrica, biomassa e gás. O maior deságio ocorreu para as contratações de energia eólica, que registraram preço médio de R$ 98,62/MWh, deságio de 64,3% em relação ao máximo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de R$ 276/MWh. Foram contratados 49 projetos eólicos, com garantia física de 776,6 MW médios e potência de 1.386,9 MW. O investimento projetado é de R$ 8 bi. Em garantia física, a maior contratação veio das térmicas à gás, com dois projetos acumulando 1.968,3 MW médios e potência de 2.138,9 MW. As duas usinas contratadas, localizadas no Estado do Rio de Janeiro, registraram preço médio de R$ 213,46/MWh, deságio de 33,1%. O investimento projetado para a fonte é de 4,66 bi. Seis PCHs venderam em conjunto 76,53 MW médios de garantia física e 139 MW de potência, envolvendo investimento da ordem de R$ 688,4 mi. O preço médio foi de R$ 219,2/MWh, deságio de 22%. O leilão também contratou seis projetos de térmicas a biomassa, de 112,5 MW médios de garantia física e 177 MW de potência. Os empreendimentos somam R$ 531,4 mi em investimentos, e tiveram preço médio de R$ 216,82/MWh, desconto de 34,1%. Inscritos na disputa, nenhum projeto de térmicas a carvão foi contratado. No total, o certame envolveu 572,5 mi de MWh, e investimentos de R$ 13,94 bi. Segundo os cálculos da CCEE, o deságio médio foi de 38,7%. Depois de um leilão com baixa adesão das distribuidoras na segunda-feira (18), o leilão A-6 de hoje registrou interesse de 25 distribuidoras de energia. No leilão A-4, a demanda havia sido de apenas sete distribuidoras. A principal compradora foi a mineira Cemig Distribuição, que comprou 54,7 mi de MWh, ou 9,55% do total transacionado. A Coelba, da Bahia, aparece em seguida, com 52,2 mi de MWh, 9,11% do total vendido. Também tiveram demanda relevante no leilão as distribuidoras Copel (8,75% do total), Elektro (8,02%), Ampla (6,93%) e Energisa-MT (6,82%). (Valor Econômico – 20.12.2017) 5 Leilão de energia gera R$ 2,2 bi, com interesse menor O setor elétrico encerrou no dia 22/12/2017 uma sequência de leilões com dois certames que contrataram usinas geradoras já existentes. Os leilões atraíram menos interesse que os outros dois realizados na segunda-feira (18) e na quarta (20). Nesta sexta, a contratação foi de 711 MW médios, e os contratos movimentaram R$ 2,19 bilhões, segundo a CCEE. O volume total contratado na última semana foi de 3.869 MW médios. A Eletronorte foi a maior vencedora, ao conquistar dois contratos de fornecimento, com valor somado de R$ 997 milhões. Em seguida, veio a Tradener, que levou contrato de R$ 302 milhões. Participaram do primeiro leilão, como compradoras da energia, dez concessionárias de distribuição, com destaque para a RGE (34% do total negociado), Eletropaulo (28% do total) e Coelba (12% do total negociado). Na segunda concorrência, foram 12 as distribuidoras. As principais compradoras foram a Coelba (30% do negociado), Eletropaulo (17%) e Cepisa (12%). A menor concorrência refletiu nos deságio atingidos, que ficaram em um patamar bastante abaixo do das concorrências passadas. Os descontos foram de 18,2% e 9,6% nos dois leilões de sexta - nos outros dois certames de geração da semana, os deságios médios giraram entre 38,7% e 54,6%. (Valor Econômico – 22.12.2017) 6 EPE vê com bons olhos perspectivas da Vale Azul em utilizar gás do pré-sal desde o início da operação O fim de ano repleto de leilões de energia gerou mais um resultado positivo para o setor, com o fortalecimento da fonte eólica e a entrada de gás natural extraído do pré-sal na geração das termelétricas. Dos 2,93 GW médios contratados no leilão A-6, 1,97 GW foram de termelétricas alimentadas a gás natural, em dois projetos específicos localizados no Estado do Rio de Janeiro, Vale Azul II e GNA Porto de Açu III. Com início de suprimento previsto para 2023, a Vale Azul, que tem a Shell fornecedora de gás e a Mitsubishi como sócia, deve utilizar o produto extraído do pré-sal desde o começo das operações, o que empolgou o governo. “Isso é muito bacana dentro da estratégia de suprimento de gás local e sem riscos de importação para o país”, disse Luiz Barroso, presidente da EPE, em conversa com o Valor. Além de conseguir utilizar uma fonte nova de gás na operação, Barroso destacou o CVU de R$ 85 por MWh em Vale Azul, o que permitiria a inclusão da usina na base geração de energia elétrica. O projeto tem projeção de investimento de R$ 1,22 bilhão e garantia física de 420,9 MW médios. (Valor Econômico – 21.12.2017) 7 Abeeólica: Após dois anos sem contratações, leilão garante retomada de eólicas Um fonte vitoriosa [nos leilões de energia] foi a energia eólica, que registrou o maior deságio em relação ao preço teto estabelecido pela Aneel. O desconto foi de 64,3%, com as contratações registrando um preço médio de R$ 98,62/MWh. Foram 49 projetos eólicos contratados, com garantia física de 773,6 MW médios e potência de 1.386,6 MW. O investimento projetado é de R$ 8 bilhões. Em comunicado, a Abeeólica lembrou que as negociações dos leilões A-4 e A-6 realizadas essa semana representam uma retomada do setor, que ficou dois anos sem contratações, e que é superior ao total viabilizado nos três leilões realizados em 2015. A maior contratada foi a italiana Enel Green Power, com 21 empreendimentos divididos em três projetos, sendo um parque novo no Piauí, com potência de 510 MW, outro na Bahia (78 MW), além da extensão de 30 MW do parque eólico Delfina, também em território baiano. Além da Enel, outros nomes importantes do setor foram contemplados no leilão, como Neoenergia, EDP Renováveis e Ômega. Ganut lembra que o preço baixo também é resultado de uma significativa oferta de equipamento para geração. “O tamanho da matriz eólica cresceu nos últimos anos e trouxe fornecedores para o Brasil, o que levou à oportunidade de melhores preços”. (Valor Econômico – 21.12.2017) 8 EPE: Preço médio do leilão se aproxima dos preços praticados no exterior Incluindo as fontes hídricas e térmicas de biomassa às contratações eólicas e à gás natural, o preço médio ficou em R$ 189,45/MWh. Apenas as termelétricas à carvão ficaram de fora do leilão. Para o presidente da EPE, os valores praticados no leilão A-6 de energia aproximam o Brasil do nível dos preços praticados no exterior, de cerca de US$ 40/MWh. Segundo Reive dos Santos, diretor da Aneel, os resultados dos leilões de geração ontem e segunda e de transmissão na sexta-feira refletem as políticas e o planejamento adotados para o setor elétrico. “Estamos acompanhando com os agentes as questões regulatórias e conseguimos chegar num ponto ótimo no sentido de riscos e de rendimento”, afirmou. (Valor Econômico – 21.12.2017) 9 Entidades ambientais protestam contra leilão de geração A-6 As entidades 350.0rg Brasil e Coesus (Coalização Não Fracking Brasil pelo Clima, Água e Vida) protestaram contra o leilão de geração A-6, realizado no dia 20 de dezembro, em São Paulo. As instituições criticam a intenção do governo de contratar energia de térmicas a carvão e a gás natural. O leilão também conta com a participação de hidrelétricas, eólicas e usina a biomassa. “Apesar dos apelos mundiais por um novo modelo de desenvolvimento econômico-energético e contrariando todos os compromisso de combate ao aquecimento global assumidos nacional e internacionalmente, o governo brasileiro insiste em seguir investindo em combustíveis fósseis como carvão e gás, mesmo vendo a farta oferta de projetos com fontes sustentáveis como a eólica”, disse Nicole Figueiredo de Oliveira, diretora da 350.0rg Brasil. Segundo a EPE, foram cadastrados 1.092 projetos, totalizando 53.424 MW de potência instalada. Desse montante, 953 projetos referem-se a empreendimentos eólicos, 66 de PCHs, quatro hidrelétricas, 42 de termelétricas a biomassa, quatro de termelétricas a carvão e 23 de termelétricas a gás natural. (Agência Canal Energia – 20.12.2017)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do subsistema Sudeste/ Centro-Oeste estão operando com volume de 21,6%, de acordo com dados do ONS referentes ao último dia 28 de dezembro. Houve aumento de 0,1% na comparação com o dia anterior. A energia armazenada é de 43.929 MW mês e a Energia Natural Afluente é de 44.706 MWmed. Esse valor equivale a 91% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A usina de Furnas opera com 10,66% da sua capacidade e a de Nova Ponte, com 14,12%. Na região Nordeste, nova subida de 0,3% deixou os níveis em 12,1%. A energia armazenada é de 6.263 MW mês e a ENA é de 9.489 MWmed, que equivale a 49% da MLT. A usina de Sobradinho registra volume de 7,67%. No Sul, os reservatórios operam com 53,2% da sua capacidade, subindo 0,1% em relação ao dia anterior. A energia armazenada é de 10.703 MW mês e a ENA é de 8.589 MWmed, que corresponde a 76% da MLT. A usina de Passo Real está com volume de 77,89%. No Norte do país, os reservatórios subiram 0,3% e chegaram a 22%. A energia armazenada é de 3.302 MW mês e ENA é de 6.576 MW med, o mesmo que 71% da MLT. A usina de Tucuruí opera com 32% do volume armazenado. (Agência Canal Energia – 29.12.2017) 2 ONS prevê chuvas em 95% da MLT nas hidrelétricas do Sudeste em janeiro O ONS prevê que as chuvas em áreas de hidrelétricas do Sudeste alcançarão 95 por cento da média histórica em janeiro, segundo boletim divulgado nesta sexta-feira. No Sul do país, as precipitações devem ser mais fortes e atingir 124 por cento da média, enquanto no Nordeste estão previstas em 50 por cento da média. Em paralelo, o ONS prevê um aumento de 1,9 por cento na carga de energia do SIN em janeiro de 2018 na comparação com igual mês de 2017. (Reuters – 29.12.2017) 3 EPE: Consumo de energia no Brasil segue menor que em 2014 apesar de recuperação O consumo de energia elétrica, um importante indicador da atividade econômica, tem se recuperado no Brasil, mas a demanda ainda segue abaixo da registrada em 2014, quando o país ainda não havia entrado em crise econômica, disse a estatal EPE em relatório nesta segunda-feira. A economia brasileira saiu oficialmente da recessão em 2017, ao registrar crescimento após dois anos consecutivos de retração do PIB, e os números de consumo de eletricidade também têm mostrado alta, principalmente a partir do segundo semestre. Mas a retomada tem sido lenta, o que é associado pela EPE tanto à situação econômica quanto a aumentos das tarifas para os consumidores. “O consumo nacional de energia elétrica ainda se mantém abaixo dos níveis observados em 2014, a despeito da recuperação observada nos últimos meses”, apontou a estatal, que ressaltou sucessivas quedas do consumo industrial “influenciadas pelo cenário econômico desfavorável”, enquanto comércio e residências tiveram avanços menores que em anos anteriores. No caso dos clientes residenciais, a EPE afirma que houve “efeitos do choque tarifário de 2015 (reajustes extraordinários combinados a ajustes anuais mais elevados)”. De acordo com a EPE, o consumo acumulado até outubro deste ano é de 462.351 GWh, ante 460.078 GWh em 2016, contra 464.085 GWh em 2015 e 474.823 GWh em 2014. No relatório, a EPE apontou que tem havido crescimento do consumo em 2017 nos setores industrial e residencial, enquanto há estabilidade no segmento comercial. A indústria é responsável por cerca de 35% do consumo, seguida pelas residências, que respondem por quase 30 por cento. (Reuters – 18.12.2017) 4 Índice Comerc Energia aponta crescimento de 1,8% no consumo por oito meses seguidos Segundo o Índice Comerc Energia de outubro, há oito meses seguidos, observa-se uma crescente e consistente retomada do consumo de energia. Na comparação do acumulado dos meses de 2017 com 2016, afere-se um aumento no consumo de 1,80% maior sobre o mesmo período do ano passado. O índice também confirmou, novamente, o segmento Veículos e Autopeças como destaque, ao consumir 5,95% a mais do que em 2016. O setor é seguido pela Eletromecânica, com mais 5,1% no consumo, e Têxtil, Couro e Vestuário, com mais 4,51%. Os dados de consumo de energia registram aumentos nas mais diversas comparações. A diferença de outubro de 2017 para o mesmo mês em 2016 chega a 3,36%. E a variação mensal de setembro de 2017 para outubro de 2017 também indica um aumento de consumo, de 1,61%. Em outubro, das onze categorias monitoradas, dez ostentavam consumo maior em relação ao mesmo mês em 2016. A exceção ficou por conta da categoria de Manufaturados, com queda de 0,39% sobre outubro de 2016. Em junho, eram apenas seis setores apresentando crescimento. (Agência Canal Energia – 21.12.2017) 5 Comerc Energia: Veículos e Autopeças lidera com o aumento de 13,14% no consumo de energia nos últimos 8 meses Segundo o Índice Comerc Energia de outubro, há oito meses seguidos, observa-se uma crescente e consistente retomada do consumo de energia. A categoria Veículos e Autopeças desperta atenção. O segmento lidera o Índice, registrando um aumento de 13,14% sobre outubro do ano passado. “Este aumento expressivo no consumo do segmento está, certamente, associado à expansão de sua produção”, afirmou Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc Energia. De acordo com dados da Anfavea, em todos os meses de 2017 a produção cresceu em relação a 2016. Em outubro, quando foram produzidos quase 250 mil veículos, o aumento foi superior a 42%, em relação ao mesmo período de 2016. O segmento de Embalagens também consumiu mais energia em outubro de 2017, com alta de 6,51%. “Este pode ser um indicador de que a economia está dando seus primeiros passos em direção à recuperação. O segmento é reconhecido como um dos que mais rápido reage a um aumento da demanda de bens de consumo, passando a produzir mais e, portanto, a consumir mais energia”, ponderou Vlavianos. O Índice Comerc Energia, publicado mensalmente, leva em conta o consumo das cerca de 1.600 unidades na sua carteira, pertencentes a mais de 820 grupos industriais e comerciais que compram energia elétrica no mercado livre. (Agência Canal Energia – 21.12.2017) 6 ONS: Carga no SIN deve crescer 4,2% em dezembro A carga no SIN em dezembro deve apresentar um crescimento de 4,2%, de acordo com dados do Informativo PMO, divulgado pelo ONS. No último mês do ano, ela deve ficar em 67.835 MW. No subsistema Sul, a carga deve ter o seu maior aumento, de 5,7%, com 11.978 MW. O Nordeste vai apresentar a menor variação, de 0,5% ou 10.872 MW. No Sudeste, a carga deve subir 4,9% ou 39.433 MW. Na região Norte, a previsão é que a carga cresça em dezembro 3,4% ou 5.552 MW. Na semana de 23 a 29 de dezembro, a região Nordeste deve registrar um crescimento de cerca de 3% no volume dos seus reservatórios, ficando em 13,1%. O Sudeste/ Centro-Oeste pode chegar ao fim da semana com volume de 22,5%, enquanto na região Sul a previsão é de 52,5% e no Norte, de 24,1%. (Agência Canal Energia – 22.12.2017) 7 CCEE: Consumo de energia sobe 1,8% entre 1º e 25 de dezembro Dados preliminares de medição coletados entre os dias 1º e 25 de dezembro apontam aumento de 1,8% no consumo e de 2,5% na geração de energia elétrica no país, na comparação com o mesmo período de 2016. As informações constam na mais recente edição do boletim InfoMercado Semanal Dinâmico, da CCEE. O consumo de energia no SIN atingiu 61.791 MW médios, em dezembro, aumento de 1,8% na comparação com o mesmo período do ano passado. No ACR o consumo caiu 1,6%, índice que considera a migração de consumidores para o mercado livre (ACL). Ao retirar essas novas cargas na análise, o consumo subiria 1,5%. Já o consumo no ACL, subiu 11,2%, número que leva em conta o efeito das novas cargas vindas do ACR análise. Quando esse movimento não é considerado, haveria aumento de 2,9% no ACL. Dentre os ramos da indústria avaliados pela CCEE, incluindo dados de autoprodutores, varejistas, consumidores livres e especiais, os setores de metalurgia e produtos de metais (+10,7%), veículos (+7,5%) e têxtil (+6,3%) registram aumento no consumo, mesmo sem o efeito da migração na análise. No mesmo cenário sem migração, os maiores índices de retração pertencem aos segmentos de bebidas (-2,7%), químico (-6,1%) e minerais não-metálicos (-4,0%). (CCEE – 28.12.2017) 8 CCEE: Geração de energia sobe 2,5% entre 1º e 25 de dezembro Dados preliminares de medição coletados entre os dias 1º e 25 de dezembro apontam aumento de 1,8% no consumo e de 2,5% na geração de energia elétrica no país, na comparação com o mesmo período de 2016. A geração de energia no Sistema, em dezembro, subiu 2,5% no período com a produção de 64.637 MW médios. A análise indica aumento de 29,2% na geração de usinas térmicas e de 23,0% na produção eólica. As usinas hidráulicas, incluindo as PCHs, produziram um volume de energia 4,9% menor quando comparado ao mesmo período de 2016. O InfoMercado Dinâmico também apresenta estimativa de que as usinas hidrelétricas integrantes do MRE gerem, em dezembro, o equivalente a 80,1% de suas garantias físicas, ou 44.801 MW médios em energia elétrica. Para fins de repactuação do risco hidrológico, o percentual foi de 80,6%. (CCEE – 28.12.2017) 9 EPE: Consumo de energia no país cresce 2,4% em novembro, quando demandou 14.240 GWh O consumo de energia elétrica no Brasil em novembro alcançou 39.543 GWh, com alta de 2,4% na comparação anual, informou nesta sexta-feira a EPE. No acumulado do ano até novembro, o consumo registra crescimento de 0,8% em relação a igual período de 2016. E, nos últimos 12 meses terminados em novembro, o consumo avançou 0,7%, ante igual período anterior. Em boletim, a estatal de estudos energéticos destacou que o desempenho do setor elétrico em novembro foi o melhor resultado para o mês desde 2014. “Foi o primeiro avanço após duas quedas anuais no mês em 2015 e 2016”, informou a empresa, no documento. Com relação ao segmento industrial, o consumo em novembro alcançou 14.240 GWh, alta de 3,3% na comparação com igual mês de 2016. Segundo a EPE, foi o segundo maior avanço anual de 2017, atrás apenas do crescimento de 4,2% observado em janeiro. Ainda na classe industrial, os destaques foram os setores de produtos de metal, exceto máquinas e equipamentos (crescimento de 7,9% em novembro), extrativo (alta de 7,5%) e automotivo (aumento também de 7,5%). No segmento residencial, o consumo em novembro ficou em 11.413 GWh, com elevação de 2,5% ante igual período do ano passado. No setor comercial, o consumo em novembro atingiu 7.486 GWh, com crescimento de 2,1% em relação a igual mês anterior. Segundo a EPE, o resultado se deve a uma melhora gradual da economia. (Valor Econômico – 29.12.2017) 10 CCEE: Liquidação financeira do MCSD de novembro totaliza R$ 111,2 mi A CCEE concluiu a liquidação financeira dos termos de cessão dos contratos regulados decorrentes do MCSD relativa ao mês de novembro de 2017. A operação envolveu R$ 111.264.766,79 e contou com 100% de adimplência; 53 agentes de distribuição participaram da liquidação, sendo 22 devedores e 31 credores. O MCSD entrou em operação na CCEE em 2005 com a tarefa de permitir às distribuidoras ajustar as diferenças nos CCEARs, exclusivamente decorrentes de energia existente, em três situações: perda de grandes consumidores, quando estes passam a ser livres; acréscimo aos contratos celebrados antes de 16 de março de 2004; ou por outros desvios de mercado. As cessões são transferências contratuais de energia do CCEAR de um distribuidor, que possui sobra de energia, para outro, que possui déficit. Estas transações implicam formalização de Termos de Cessão e um rígido e minucioso controle das transferências contratuais por parte dos agentes vendedores, que solicitaram à CCEE a centralização da apuração e liquidação destas operações. (CCEE – 27.12.2017) 11 27 mil moradores vivem sem eletricidade ao lado de parques eólicos no Nordeste Sentada em frente de casa, num lugar conhecido como serra do Inácio, na divisa entre Piauí e Pernambuco, a aposentada Altina Maria da Costa, 74, reclama do barulho dos gigantescos aerogeradores, localizados a pouco mais de 200 metros: "Ave Maria! Tem dia que a gente nem dorme com elas zoando aí. É uma zoada horrível!". Moradora do local há 15 anos, ela é uma das últimas remanescentes das redondezas, depois que 73 famílias foram indenizadas para deixar suas casas para a implantação das 98 torres. Localizada em Curral Novo do Piauí, a residência de dona Altina é uma das cerca de 27,5 mil sem eletricidade no Estado, onde proliferam as torres eólicas e começam a aparecer os primeiros parques solares. Na região, mesmo quem tem acesso a energia reclama da falta de luz. "Quando cai um raio em São Paulo, apaga a luz aqui", brinca José Gregório, 60, desempregado, morador de Paulistana (Piauí). A Eletrobras Piauí reconhece o problema e diz que a linha de transmissão que atende a região está sobrecarregada, mas que vem tomando medidas para melhorar o fornecimento. Além de problemas de fornecimento, os piauienses têm sofrido com aumentos acima da média nacional - alta de 27,5% em 2017. (Folha de São Paulo – 25.12.2017)
1 BNDES fecha linha de crédito para mitigação das mudanças climáticas O BNDES abriu nova captação de recursos externos no valor de US$ 141,72 mi, com o banco de desenvolvimento alemão Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW). A operação vai contribuir para a mitigação das mudanças climáticas através do apoio a projetos envolvendo eficiência energética e energias renováveis. O contrato também vai ajudar a suprir uma demanda crescente no Brasil por financiamentos a projetos destinados à geração de energia a partir de fontes alternativas, com vistas a diversificar a matriz energética brasileira, assim como promover a necessária economia de energia em tempos de escassez. Dessa forma, BNDES e KfW contribuem para a preservação do meio ambiente global, no âmbito da DKTI (German Climate Technology Initiative). A DKTI é uma iniciativa conjunta do KfW e do Ministério Federal para a Cooperação Econômica e Desenvolvimento (BMZ), cujo objetivo é incentivar países emergentes e em desenvolvimento a investir em esforços voltados para o meio ambiente e para a proteção climática. O KfW é um banco controlado em 80% pela República Federal da Alemanha e em 20% pelos seus estados federados. Foi criado em 1948 com o objetivo de financiar projetos de reconstrução da economia alemã no pós-guerra. Desde então, o Banco diversificou suas atividades, passando a financiar investimentos fora da Alemanha, em especial em países em desenvolvimento. O relacionamento entre KfW e BNDES teve início na década de 60 e, em 2015, as instituições celebraram 50 anos de cooperação. Ao longo desse relacionamento, já foram contratadas quatorze operações de empréstimo entre as instituições, no montante histórico de US$ 1,07 bi. (Ambiente Energia – 01.12.2017) 2 Comissão estima que transposição do São Francisco deve consumir mais R$ 6,83 bi O relatório de avaliação da política pública sobre “Segurança hídrica e gestão de águas nas regiões Norte e Nordeste” (RDR 15/2017) foi aprovado na quarta-feira (13) pela Comissão de Desenvolvimento Regional e Turismo (CDR). Entre as principais conclusões está que as obras de transposição do Rio São Francisco ainda precisarão, para serem finalizadas, de recursos públicos da ordem de R$ 6,83 bilhões, além do total de cerca de R$ 10 bilhões já investidos desde o início da execução do projeto em 2007. O relatório, de autoria da presidente da CDR, senadora Fátima Bezerra (PT-RN), revela a necessidade de aplicação de recursos orçamentários, sobretudo para a construção de obras complementares — que conduzem as águas dos canais principais do projeto, eixos leste e norte, para as regiões a serem beneficiadas. “É preciso garantir recursos para a construção de obras estruturantes do Projeto de Integração do Rio São Francisco (PISF), a exemplo da Adutora do Agreste (PE) e do ramal do Apodi (RN)”, diz no texto a relatora. Ela se queixa da redução orçamentária feita pelo Ministério do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão (MPO) nas verbas destinadas à transposição no Projeto de Lei Orçamentária para 2018 (PLN 20/2017) [aprovado pelo Congresso Nacional]. (Agência Senado – 15.12.2017) 3 CDR: Regulação inadequada na privatização da Eletrobrás pode afetar uso de reservatórios do São Francisco Outro ponto fundamental para o êxito do projeto da transposição destacado pelo relatório se refere ao modelo de gestão a ser adotado. Conforme o texto aprovado pela CDR, o sistema de gestão dos principais reservatórios do Rio São Francisco — Sobradinho, Três Marias e Itaparica — deverá priorizar o abastecimento humano, harmonizando potenciais conflitos com o uso agrícola, que consome cerca de 70% da água armazenada, e com o uso para geração de energia elétrica. A demanda de água para agricultura poderá ser reduzida significativamente, recomenda o relatório, com o uso de métodos mais eficientes de irrigação. Em seu relatório, Fátima Bezerra, presidente da CDR, considera ainda um risco para a gestão da transposição a hipótese de privatização da Eletrobras. Ela alerta que caso haja uma regulação não adequada pelo poder público, o gestor privado tenderá a priorizar a geração de energia em detrimento do abastecimento de água. Sobre a questão segurança hídrica na Região Norte, o relatório defende implementação de ações governamentais para a região visando melhorar os índices de tratamento e coleta de esgotos, e de distribuição de água tratada. Em 2017 a Comissão de Meio Ambiente também avaliou política pública relacionada. Foi feita avaliação da revitalização de bacias hidrográficas em todo o país. O relatório correspondente a esta avaliação foi igualmente aprovado na quarta-feira (13). (Agência Senado – 15.12.2017) 4 Arbitragem sobre rompimento de barragem da PCH Apertadinho, em Rondônia, volta para SP Perto de completar uma década, o caso envolvendo o rompimento da barragem da PCH Apertadinho, em Rondônia, ganha um novo capítulo. A Justiça do Ceará reconheceu este mês incompetência para apreciar o processo de arbitragem e, portanto, a disputa entre a Cebel – Centrais Elétricas de Belém, dona da obra, e as construtoras responsáveis pelo projeto, a Schahin e EIT, que formavam o Consórcio Construtor Vilhena, volta para as mãos do Judiciário paulista. Apesar da decisão da 1ª Câmara de Direito Privado do Tribunal de Justiça do Ceará, ainda cabe recurso no STJ. Do lado da dona da obra, a sustentação oral na Justiça do Ceará foi feita pelo advogado Wolf Ejzenberg, do escritório Ernesto Tzirulnik Advocacia e, pelas construtoras, o advogado Adeumo Emerenciano, do Emerenciano & Baggio. Em fevereiro de 2014, sentença arbitral, do Centro de Arbitragem e Mediação da Câmara de Comércio Brasil-Canadá, reconheceu a responsabilidade das construtoras pelo desmoronamento da PCH Apertadinho, em janeiro de 2008, com base na perícia de engenharia. Este ano, porém, o Grupo Schahin cobrou do Tribunal apuração quanto a irregularidades – como eventual compra de voto favorável à Cebel, representada pelo lobista Lúcio Funaro, apontado como operador do PMDB na Operação Lava Jato. É bom lembrar que o contrato de construção já previa que o palco de disputas fosse São Paulo. (O Estado de São Paulo – 29.12.2017) 5 BMW e EDP avaliam instalação de eletropostos ao longo da Presidente Dutra por R$ 1 mi As montadoras têm anunciado planos grandiosos rumo à eletrificação de seus veículos, tema que interessa também às concessionárias de energia. São essas empresas que estão investindo em corredores de recarga no Brasil, de olho no futuro. A BMW, que é pioneira no segmento de carros elétricos no Brasil, ajusta os últimos detalhes para a instalação de eletropostos ao logo da rodovia Presidente Dutra. O objetivo é possibilitar uma viagem sem medo de ficar parado no meio do caminho. Atualmente, a autonomia rodoviária de um carro elétrico como o modelo BMW i3 é de aproximadamente 150 quilômetros. A iniciativa é feita em parceria com a empresa de energia portuguesa EDP. Os seis primeiros pontos de recarga serão instalados em postos de combustível da rede Ipiranga até o fim do primeiro trimestre de 2018. O investimento é de R$ 1 milhão. Segundo João Veloso, diretor de comunicação da BMW do Brasil, será possível carregar 80% da bateria em cerca de 20 minutos. "Não teremos um ponto exclusivo para carros da nossa marca, haverá plugues compatíveis com modelos de outras montadoras", afirma Veloso. Métodos de cobrança ou benefícios para proprietários dos elétricos BMW ainda não foram divulgados. Outras estradas que já possuem boa infraestrutura estão nos planos de expansão da montadora alemã. Rodovias que ligam São Paulo a cidades do interior devem ser as próximas a receber um corredor elétrico de recarga. (Folha de São Paulo – 21.12.2017) 6 Mobilidade elétrica: FGV Energia utiliza relatório sobre Mobilidade Elétrica elaborado pelo Gesel De acordo com Tatiana Bruce, pesquisadora da FGV Energia, a demanda por eletricidade [com a eletrificação de veículos] não seria tão alta quanto o especulado. Sua conclusão é baseada no Relatório de Mobilidade Elétrica elaborado pelo Gesel (Grupo de Estudos do Setor Elétrico da Universidade Federal do Rio de Janeiro). "Quando os carros 100% elétricos forem parte significativa da frota brasileira, a tecnologia e a regulação do setor terão evoluído de forma que recargas desordenadas, que elevariam perigosamente a demanda de pico, não serão a norma", explica Tatiana Bruce, por meio de nota. Segundo estudo da CPFL, se o Brasil tiver 10% da frota composta por veículos elétricos em 2030, o impacto das recargas na rede de energia será de, no máximo, 1,6% de acréscimo sobre a demanda. O referido relatório do GESEL faz parte do projeto de P&D da Aneel, A Energia na Cidade do Futuro, desenvolvido pelo Grupo em parceria com a CPFL. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. Acesse também o site do projeto: http://cpflvisao2030.gesel.ie.ufrj.br. (Folha de São Paulo 21.12.2017 e GESEL-IE-UFRJ 02.01.2018) 7 Volks: Apesar de infraestrutura ser escassa no país, o avanço de elétricos já é realidade Apesar da infraestrutura incipiente, as montadoras começam a definir a chegada de seus carros movidos a energia limpa no mercado nacional. A Volkswagen confirmou a estreia do híbrido Golf GTE e de sua versão 100% elétrica, o e-Golf, em 2018, ambos importados da Alemanha. A montadora está em fase de conclusão do processo de homologação desses carros. Ambos devem ser apresentados ao público em outubro, no Salão do Automóvel de São Paulo. A estratégia de veículos eletrificados da Volkswagen será complementada pelo caminhão e-Delivery, que será produzido em Resende (RJ) a partir de 2020. Embora a infraestrutura do país para atender à demanda de alguns desses veículos seja escassa, os fabricantes seguem com o cronograma de lançamentos. "A eletrificação dos veículos é um caminho sem volta. No Brasil, questões estruturais precisam ser mais bem discutidas e o processo caminha de forma mais lenta se comparado a países da Europa. Mas não tenho dúvidas de que esse nicho vai se desenvolver rápido na próxima década", afirma Werner Schaal, diretor de vendas da Volks. No país, são comercializados outros modelos do tipo plug-in (recarregados em tomada), como o Volvo XC90, o Porsche Cayenne e o BMW i3. Há ainda os híbridos de regeneração própria, como Toyota Prius, Ford Fusion Hybrid, BMW i8 e Mitsubishi Outlander PHEV. Todos eles, porém, têm preço acima dos R$ 100 mil. O elétrico Tesla Model X, comercializado por importação independente, beira a marca de R$ 1 milhão. (Folha de São Paulo – 16.12.2017)
Energias Renováveis 1 Eólica da Enel na Bahia liberada para operação comercial A Aneel liberou para operação comercial as unidades geradoras UG1 a UG14, de 2 MW cada, totalizando 28 MW de capacidade instalada da usina de geração eólica denominada EOL Esperança, segundo despacho publicado pela Aneel nesta quinta-feira, 21 de dezembro. A usina é dda Enel Green Power e fica localizada no município de Bonito (BA). Também na Bahia, a EOL Diamante II recebeu a autorização junto a Aneel para operar em regime de testes as unidades UG3 a UG7, de 2,5 MW cada, somando 12,5 MW de capacidade instalada, localizada em Gentio do Ouro (BA). Outra usina liberada pelo órgão regulador para operação em testes foi a PCH Ypê, que poderá testar as unidades UG1 a UG3, de 9.133,4 kW cada e a unidade geradora UG4, de 2.600 kW, totalizando 30.000 kW de capacidade instalada. O empreendimento fica localizado em Santa Helena de Goiás (GO). (Agência Canal Energia – 21.12.2017) 2 Canadian quer começar obras de UFV vendida no A-4 em 2020 O parque solar Salgueiro (PE – 112 MWp), viabilizado no último leilão A-4 e que tem a Canadian Solar como uma das sócias, deve começar a sua construção em 2020 e pretende iniciar a operação comercial antes de janeiro de 2021. Em comunicado, a empresa, que vai construir a usina, disse que vai fornecer mais de 310 mil painéis fotovoltaicos para o empreendimento, que tem a Lira empreendimentos como sócia. A usina solar foi comercializada com preço de R$ 145,44/ MWh. De acordo com Shawn Qu, CEO da Canadian Solar, a empresa participou de todos os leilões de solares federais no Brasil e é a única empresa que vendeu projetos em todos eles. Segundo o executivo, ela tem uma forte presença na América Latina, onde tem contratos para mais de 1 GW de projetos. Ele quer continuar a fortalecer a posição de liderança na região, expandindo seus pipelines de projetos de qualidade em fase avançada no Brasil, Chile, Argentina e México. (Agência Canal Energia – 21.12.2017) 3 Solar da Enel na Bahia liberada para operação comercial A Aneel autorizou a operação comercial de três unidades geradoras da usina fotovoltaica Ituverava Norte Solar, da Enel Green Power, no município de Tabocas do Brejo Velho, na Bahia, adicionando 6 MW de capacidade ao sistema. As PCH Canhadão (Paraná) e Ado Popinhak (Santa Catarina) também receberam o aval da agência, adicionando 10 MW e 17 MW cada ao sistema, respectivamente. A Aneel autorizou o início da operação em testes da Eólica União dos Ventos 12, da Canto de Baixo Geradora, totalizando 4,2 MW de capacidade instalada, no município de Pedra Grande, no Rio Grande do Norte. As centrais hidrelétricas (CGH) Sucuri (Tocantis) e Liberdade (Santa Catarina) também iniciaram o comissionamento das primeiras máquinas. As informações forma publicadas no Diário Oficial da União desta sexta-feira, 22 de dezembro. (Agência Canal Energia – 22.12.2017) 4 Ferbasa adquire BW I, que atua em eólicas, por R$ 450 mi A fabricante de ferroligas Ferbasa informou hoje que adquiriu a totalidade das ações da BW I detidas pelo Santander Investimentos e pela Brazil Wind, pelo valor de R$ 450 mi. A BW I é uma empresa de investimentos, que atua no setor eólico. A Ferbasa pode pagar ainda R$ 40 mi adicionais, após o atingimento de metas estipuladas no contrato de venda. O fechamento da operação ainda está sujeito, entre outras condições, à aprovação pela assembleia geral extraordinária da companhia; obtenção das aprovações necessárias perante as autoridades competentes; e manutenção do curso ordinário dos negócios da BW I. O valor de empresa da BW I, considerado para fins de operação, será de até R$ 811,7 mi. A operação compreende a aquisição indireta das seguintes sociedades de propósito específico (SPEs): Central Eólica Angical, Central Eólica Caititu, Central Eólica Coquerinho, Central Eólica Corrupião, Central Eólica Teiú localizadas entre os municípios de Pindaí e Caetité, no sudeste da Bahia. As SPEs se encontram em fase operacional e com energia negociada no volume total de 81 MW médios. (Valor Econômico – 22.12.2017) 5 Órigo, antiga Ebes, planeja replicar modelo de 'aluguel de painel solar' Órigo, empresa dedicada a projetos de energia fotovoltaica com sede em Campinas (SP), quer replicar modelo de 'aluguel de painel solar'. O primeiro teste de mercado teve como base uma área rural no interior de Minas Gerais. Ali foi montado um conjunto de painéis solares com capacidade de gerar 1 MW de energia que passou a ser comprada por cerca de 60 pequenas empresas. Agora, a ideia é reproduzir o modelo em outras áreas do Estado e chegar ao fim de 2018 com uma carteira de 5 mil clientes. Os planos estão sob o comando de um ex-vice-presidente da Vivo, Surya Mendonça, que há um ano está à frente da Órigo. Seus principais acionistas são o fundo americano TPG e o fundo brasileiro Mov. A Órigo nasceu em 2010, mas até pouco tempo atrás usava o nome de Empresa Brasileira de Energia Solar (Ebes). Sua atuação se dá hoje em três frentes: um projeto de energia fotovoltaica numa comunidade extrativista no Pará; a venda de painéis solares tradicionais para residências e empresas; e a fazenda solar em Minas. A primeira dessas unidades fica no município de João Pinheiro, no noroeste de Minas e começou a produzir energia em outubro. O que a Órigo faz é alugar painéis instalados nesse terreno para clientes comerciais de pequeno porte. São 63 clientes entre supermercados, escritórios, academias de ginástica, bares, restaurantes. Essas empresas pagam valor fixo à Órigo e a energia gerada em João Pinheiro é lançada na rede da Cemig. "Estamos construindo agora três novas fazendas com capacidade de 5 MW cada uma, todas no norte de Minas Gerais", disse o executivo de 42 anos. (Valor Econômico – 27.12.2017) 6 AES Tietê vai antecipar geração solar em SP A AES Tietê está trabalhando para iniciar as operações de dois complexos de geração de energia solar no interior de São Paulo ainda em 2018, totalizando 185 MWp de potência. Um dos projetos é o complexo Água Vermelha, que foi contratado no leilão A4 na semana passada, e tem a obrigação de entrar em operação apenas em 2021. "Vamos antecipar a entrada em operação do projeto para 2019 ou antes se possível, e vender essa energia em contratos de um ano ou um pouco mais, gerando valor ao ciclo de vida do projeto", disse Ítalo Freitas, presidente da AES Tietê, em entrevista ao Valor. A ideia da geradora é combinar as obras do complexo Boa Hora, que precisa entrar em operação até novembro de 2018, com a construção do complexo Água Vermelha. Ambos ficarão nas proximidades da hidrelétrica Água Vermelha, no rio Grande (SP). O complexo solar de Água Vermelha foi contratado na semana passada, enquanto Boa Hora foi um projeto originalmente localizado em Pernambuco, adquirido pela companhia por R$ 75 mi e transferido para as proximidades de sua hidrelétrica. A energia de Água Vermelha foi contratada a um valor baixo, de R$ 145,96/MWh, deságio de 56% ante o preço teto de R$ 329/MWh. Segundo Freitas, no entanto, a rentabilidade do projeto está garantida, resultado de uma série de medidas, como a própria antecipação do projeto. A AES Tietê conta com ganhos de sinergia na construção do projeto, pois as mesmas equipes de Boa Hora serão utilizadas posteriormente, com mesmos equipamentos e construtoras. (Valor Econômico – 27.12.2017) 7 Casa dos Ventos vende parque eólico no Nordeste por mais de R$ 1,8 bi A Casa dos Ventos vendeu, por mais de R$ 1,8 bi, uma usina eólica na Serra do Araripe, entre os Estados do Piauí e Pernambuco. O comprador é uma união entre a Votorantim Energia e um fundo de pensão canadense. O valor da transação não será revelado, mas é maior que a soma aportada pela empresa na usina, de R$ 1,8 bi, diz o sócio Lucas Araripe. O dinheiro da venda servirá para que ela tenha capacidade de participar de novos leilões de contratação de energia - há dois agendados na próxima semana e um terceiro, em abril de 2018. A Casa dos Ventos, que atua mais como uma desenvolvedora de parques eólicos, tem pretensão de, no médio prazo, expandir sua capacidade e se tornar uma geradora de peso, diz Araripe. A usina que eles repassam à Votorantim começou a ser construída depois que a Casa dos Ventos venceu três leilões para energias renováveis, entre 2013 e 2014. A empresa ergueu em um só terreno, de cerca de 5.000 ha, os moinhos para gerar o que havia sido contratado em separado. A operação de fato começou em novembro do ano passado e a última turbina foi ativada em junho deste ano, segundo Araripe. O parque possui 156 moinhos com capacidade instalada de 360 MW. O fator de produtividade é de 62%. (Folha de São Paulo – 15.12.2017) 8 Claro Brasil investe em larga escala para adoção de geração distribuída A Claro Brasil anunciou o Programa A Energia da Claro, que prevê o uso de energia limpa por meio de Geração Distribuída, e a adoção de ações de proteção ao meio ambiente em todas as suas operações e instalações no Brasil. Na prática, o programa representa uma redução de mais de 100 mil toneladas métricas de CO2 ao ano, o equivalente à retirada de quase 420 mil carros de circulação. Segundo a empresa, é o maior projeto de Geração Distribuída do país entre empresas privadas e o primeiro entre empresas de Telecomunicações. A energia utilizada pela Claro será proveniente de diversas fontes renováveis, como Solar, Eólica, Hidrelétrica, Biogás e Cogeração Qualificada. A meta da empresa é cobrir 80% da energia utilizada por suas operações em todo o Brasil, o que representa mais de 600.000 MWh/ano. O programa prevê o fluxo de energia de forma bidirecional, gerando energia limpa para as concessionárias do setor e obtendo, em contrapartida, compensação nas faturas mensais da Claro. “Trata-se de um dos maiores projetos de geração distribuída de energia limpa do mundo e sem dúvida o maior implementado por uma empresa privada no Brasil”, afirmou Roberto Catalão, vice-presidente de Finanças da Claro Brasil. Em 2018, está prevista a inauguração de mais 20 parques solares (4 em São Paulo, 1 em Brasília, 1 no Maranhão, 1 no Pará, 1 na Bahia, 2 no Ceará, 1 no Espírito Santo, 1 em Goiás, 1 no Maranhão, 1 em Mato Grosso, 1 no Pará, 1 na Paraíba, 2 em Pernambuco, 1 no Piauí, 1 no Tocantins); 4 parques eólicos (três no Rio Grande do Sul e um no Rio de Janeiro); 6 usinas de Biogás (3 em São Paulo, 2 no Rio de Janeiro e 1 no Paraná); e 3 Cogeração Qualificada (1 no Rio Grande do Norte, 1 em Sergipe e 1 em Alagoas). (Agência Canal Energia – 18.12.2017) 9 Celg e Aneel: Cooperação instalará árvores de energia solar no Instituto Federal de Goiás O próximo ano será de economia de energia elétrica e redução de gasto no Instituto Federal de Goiás. Serão instaladas duas árvores solares no IFG, que fazem parte da cooperação técnica entre o Instituto e a Celg D – Enel / Aneel na implantação de projetos de eficiência energética, com instalação de usinas fotovoltaicas e troca do sistema de iluminação. Os Termos de Cooperação Técnica, um para o Câmpus Goiânia, e outro para os campi Anápolis, Aparecida de Goiânia, Formosa, Inhumas, Itumbiara, Jataí, Luziânia, Valparaíso, Uruaçu e Senador Canedo foram assinados pelo reitor, professor Jerônimo Rodrigues da Silva e pela diretora de Sustentabilidade nacional da Enel, Márcia Massotti. As árvores devem ser instaladas a partir do mês de março do ano que vem, com lançamento oficial em cada unidade. Elas serão de 11 m² e devem ocupar uma área de apenas 20 m² cada uma, “representando uma economia de energia de 300 kWh/mês (cada)”, conta o economista da Celg D Adriano Ferreira de Faria, que é responsável pelos projetos de eficiência energética na empresa. Isso representa, segundo o professor e coordenador do projeto no Campus Goiânia, José Luis Domingos, “o consumo médio mensal de energia de duas famílias, com cerca de quatro pessoas”, afirma. Cada árvore vai custar cerca de R$ 120 mil e a vida útil delas é de 20 anos. Além da economia de energia, explica Adriano Ferreira, a árvore de energia solar também contribui para redução do gasto de gás carbônico (CO2) – são 18.390 kg de CO2 por ano -, o que equivale a 10 carros a menos nas ruas e a 110 árvores plantadas, além de redução do consumo de água utilizada nas usinas hidrelétricas comuns (113.503.016 litros de economia). (Ambiente Energia – 28.12.2017)
Gás e Termelétricas 1 Despacho térmico e importação sem garantia física são discutidos A Aneel abriu na última quinta-feira, 21 de dezembro, um processo de audiência pública com o objetivo de discutir critérios de elegibilidade para a geração termelétrica despachada por razões de restrições elétricas, considerando o deslocamento de geração hidrelétrica. A discussão na Aneel, que será documental e irá até 5 de fevereiro de 2018, tratará também de inflexibilidades termelétricas declaradas na programação diária e em tempo real, além da importação de energia elétrica sem garantia física. O tema do despacho termelétrico fora da ordem de mérito é sensível no atual momento, em que diversas regiões do país sofre com baixos índices de pluviosidade e níveis reduzidos nos reservatórios hidrelétricos. Em manifestação técnica enviada à Aneel, o ONS abordou a questão entendendo que, conceitualmente, quando há um despacho de geração térmica fora da ordem de mérito de custo, há deslocamento de geração hidrelétrica. “Afirmar que toda geração termelétrica acionada fora da ordem de mérito de custo automaticamente implica deslocamento da geração hidrelétrica não só é incompatível com a formulação engendrada na Resolução nº 764/2017 como, também, conflita com a própria diretriz legal enunciadora da operação ótima dos recursos eletroenergéticos no âmbito do SIN”, detalhou a Aneel, no documento que fundamenta a abertura do processo de audiência pública para discutir o assunto entre os agentes do setor elétrico. No caso da importação de energia elétrica sem garantia física, a discussão partiu de manifestação da Apine. A entidade enxerga a existência de ineficiências alocativas no desenho da Resolução 764/2017, ao apontar apropriações do excedente de geração pela demanda que seriam indevidos. Segundo a Aneel, ineficiência colocada pela Apine existiria apenas em situações específicas, como quando a quantidade importada não está prevista no PLDnças. (Agência Canal Energia - 22.12.2017) 2 Alteradas as regras de gestão da CCC e dos subsídios ao carvão A Aneel aperfeiçoou as regras de gestão orçamentária da CCC e da subconta que trata dos subsídios ao carvão mineral nacional. O regulamento aprovado na última terça-feira, 19 de dezembro, reduz prazos de processamento e reembolso dos custos de geração cobertos pela CCC e das despesas das usinas que usam carvão. As regras que tratam do assunto foram consolidadas em um único normativo, com procedimentos adequados à atuação da CCEE. A CCEE assumiu a administração dos fundos setoriais a partir de maio desse ano. Incluídas na CDE, a CCC e a subconta carvão repassam recursos para cobertura de combustíveis a concessionários de distribuição dos sistemas isolados e a geradores a carvão. (Agência Canal Energia – 22.12.2017) 3 Norte do RJ receberá R$ 7 bi devido a hub de gás Na assinatura do decreto que criou a Zona de Processamento de Exportação do Açu, em São João da Barra (RJ), nesta quarta-feira (27), o presidente da Prumo Logística, José Magela, ressaltou a implantação do Açu Gas Hub, que vai abrigar duas usinas termelétricas com geração de 3 GW e um terminal de regaseificação com capacidade para 42 milhões m³/dia. Segundo ele, o Hub vai ser mais um atrativo para as empresas que usam gás como matéria-prima se instalarem na ZPE. Moreira Franco lembrou do Leilão de Energia A-6, realizado na última semana, em que foi viabilizada a UTE GNA 2, a ser instalada no Açu e que também vai suprir o Porto. Temer assina criação da ZPE do Açu: Hub de gás com UTEs deve trazer investimentos de R$ 7 bilhões A ZPE do Açu vai ter área de 2 km² e ficará a 10 quilômetros do Terminal do Porto, contando com infraestrutura viária terrestre para o transporte de diferentes tipos e tamanhos de cargas. O terminal opera desde 2016 e pode movimentar granéis sólidos, cargas de projetos, veículos e contêineres, entre outros. A ZPE será a primeira da região do Norte Fluminense. A previsão é que a operação comece em 24 meses. Essas zonas são áreas de livre comércio, destinadas à instalação de empresas, com 80% da produção voltada para a exportação. As empresas localizadas na ZPE são beneficiadas com incentivos fiscais. A expectativa é que somente na primeira etapa de implantação ela gere investimentos de R$ 40 milhões. O porto terá ainda uma ferrovia que o ligará às cidades do Rio de Janeiro (RJ) e de Vitória (ES). (Agência Canal Energia – 27.12.2017) 4 Energia térmica será contratada na região de Manaus O MME publicou a portaria 429/2017, na última quarta-feira, 20 de dezembro, reconhecendo a necessidade de contratação de geração termelétrica no montante de 105 MW em locais eletricamente equivalentes aos das atuais Usinas de Flores, 80 MW, e de Iranduba, 25 MW, na Região Metropolitana de Manaus (AM), até a conclusão da obra e entrada em operação do 4º Transformador 230/69 kV – 150 MVA da Subestação Manaus. A Amazonas Geração e Transmissão vai ser a responsável pela compra e pelas obrigações de contabilização e liquidação da energia no âmbito da CCEE. De acordo com a portaria, na contratação deverão ser previstas cláusulas para a extensão ou a redução dos prazos de contratação das usinas, com pelo menos 30 dias de aviso prévio, para permitir a alteração dos prazos de contratação a depender da entrada em operação do transformador. Os custos fixos e variáveis deverão ser aprovados e autorizados pela Aneel. O encargo destinado à cobertura dos Custos do Serviço do Sistema poderá ser usado. Excepcionalmente, essa Geração Termelétrica não estará sujeita ao Rateio de Inadimplência no MCP. (Agência Canal Energia – 21.12.2017) 5 UTE em Peruíbe tem sua licença ambiental negada A Cetesb negou a concessão de licença prévia para a construção de uma UTE e de um terminal de GNL, em Peruíbe, no litoral sul do Estado. O projeto Verde Atlântico Energias, da empresa Gastrading, previa a geração de 1,7 GW de energia para atender até dois milhões de habitantes. Além de um terminal marítimo e gasodutos, estava prevista a construção de um linhão de 90 quilômetros para distribuição da energia ao longo do litoral. Foi previsto investimento de R$ 5,7 bilhões. Na decisão publicada no último dia 19, a Cetesb concluiu pela inviabilidade ambiental do projeto. A Gastrading ainda pode entrar com recurso. De acordo com parecer técnico da Companhia, o estudo ambiental apresentado pela empresa deixou de abordar aspectos relevantes para avaliação dos impactos no meio ambiente. Também foram levados em conta a intensidade dos impactos, especialmente quanto à carga de poluição atmosférica prevista para a região, a extensa área de vegetação nativa a ser suprimida e, ainda, o risco de acidentes ambientais de grandes proporções no ambiente marinho, bem como a vocação ecológica da região. Os técnicos salientaram ainda que o projeto é incompatível com a legislação ambiental do município de Peruíbe. O complexo previa um terminal marítimo a dez quilômetros da costa, para receber o gás que chegaria de navios, e gasodutos de 13,6 km, parte deles enterrada, para levar o gás até a usina. A proposta de instalação da usina levou a população às ruas, em agosto, dando início a um movimento de resistência ao projeto, integrado por ambientalistas, povos indígenas e comunidades tradiciona. A SOS Mata Atlântica, que apoiou esse movimento, considerou a decisão da Cetesb “uma vitória de toda a população de Peruíbe, localizada na região que é guardiã do maior refúgio de Mata Atlântica do país”. (O Estado de São Paulo – 22.12.2017) 6 Revisado o CVU de usinas termelétricas da Petrobras A Aneel revisou o CVU de duas térmicas da Petrobras, segundo despachos publicado no DOU desta sexta-feira, 29 de dezembro. A UTE Aureliano Chaves passa a operar com o CVU de R$ 346,37/MWh e a UTE Rômulo Almeida com o CVU de R$ 345,02/MWh. As usinas ficam em Minas Gerais e Bahia, respectivamente. O CVU é a parcela variável da receita das térmicas, paga sempre que a usina é chamada a despachar pelo ONS. (Agência Canal Energia – 29.12.2017) 7 Municípios no MA beneficiam-se da exploração de gás Não foi a "meia Bolívia" prometida pelo empresário Eike Batista, mas o gás descoberto na Bacia do Parnaíba pela antiga OGX Maranhão, hoje controlada pela Eneva, está levando riqueza para municípios muito pobres do Maranhão. A produção de gás pela Eneva começou no campo Gavião Real, e hoje a empresa também produz em Gavião Vermelho, Gavião Branco, Gavião Preto, Gavião Azul e Gavião Caboclo. A primeira cidade beneficiada foi Santo Antônio dos Lopes, local da primeira descoberta. Em seguida vieram as cidades de Lima Campos, Capinzal do Norte, Trizidela do Vale e Pedreiras. Os cinco municipios já receberam R$ 83,6 milhões em royalties desde 2013. O modelo de negócios adotado pela Eneva é o primeiro no Brasil em que o gás produzido em terra é transferido dos poços por uma rede de 153 quilômetros de gasodutos. Na operação da Eneva o gás ainda é usado na sua quase totalidade pela própria empresa. O modelo "gas to wire" na Bacia do Parnaíba foi tão bem sucedido que existem hoje mais de 20 blocos adquiridos pela Parnaíba Gás Natural (Eneva), Petrobras, Galp, Ouro Preto e Vipetro, que estão em fase exploratória na Bacia do Parnaíba. A Eneva quer repetir o modelo na Amazônia, onde comprou da Petrobras o campo de Azulão. (Valor Econômico – 18.12.2017) 8 Prumo espera aval da Aneel para térmica no Açu A Prumo espera aprovação hoje, pela Aneel, da transferência da titularidade e licença para instalação da térmica Novo Tempo para o Porto do Açu. A térmica, originalmente do grupo Bolognesi, terá capacidade de gerar 1,2 GW e tem contrato de longo prazo obtido no leilão de 2014. O objetivo da Prumo é aumentar a geração de negócios entre empresas instaladas no Açu. O potencial de investimento no negócio é de R$ 7 bilhões entre 2018 e 2023. Um deles é o do gás, via gasodutos que podem se conectar ao Gasene, da Petrobras, em terra. A empresa tem planos de construir um gasoduto para conectar campos produtores marítimos até o porto. Um dos caminhos para viabilizar o projeto é o plano de exploração e produção do campo Pão de Açúcar, da Repsol e Statoil, mas Magela também cita a rede de gasodutos da Petrobras no mar. Já existe licenciamento para um terminal com capacidade de movimentação de 42 milhões de metros cúbicos de gás no Açu. O desenho que o presidente da Prumo descreve prevê a possibilidade de assumir parte de uma atividade feita pela Petrobras. A estatal faz o equilíbrio energético dos sistemas de gás, via administração da sua produção no mar e em terra, dosando as importações de gás natural da Bolívia ou de GNL com a necessidade de geração de energia elétrica de base térmica, sua ou de terceiros. (Valor Econômico – 19.12.2017) 9 Prumo e BP assinam acordo de investimento para termelétrica A Prumo Logística informou que assinou um acordo com a BP Global Investments para investir na construção de uma termelétrica no Porto do Açu, que terá capacidade de gerar 1,2 mil MW. Segundo o acordo, a BP vai adquirir 30% do capital da GNA, subsidiária da Prumo e responsável para construção da termelétrica, por US$ 7,5 milhões, via subscrição de novas ações. Ela fará um aporte de até US$ 79,2 milhões na UTE GNA I Geração de Energia, subsidiária da GNA que construirá e operará a termelétrica. O acordo também prevê os termos e condições para que a BP adquira 50% do capital social da Gás Natural Açu Comercializadora de Energia, subsidiária da Prumo, que atuará na compra e venda de energia, gás natural e líquidos derivados de gás natural no Porto do Açu, além de regras para outros investimentos da BP em projetos a serem desenvolvidos pela GNA. A térmica originalmente pertencia ao grupo Bolognesi. A Prumo recebeu da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) o direito de construir a termelétrica, a primeira a ser instalada no Porto do Açu, na quarta-feira (20), por meio da transferência da autorização emitida pelo MME da empresa Novo Tempo para a UTE GNA I. A empresa pretende construir mais uma UTE no Porto do Açu. Outra subsidiária, a UTE GNA II, conquistou no leilão de energia nova A-6, ocorrido na quarta-feira, o direito de instalar uma usina termelétrica a gás natural no local. Ela terá capacidade instalada de 1,7 mil MW. (Valor Econômico – 22.12.2017) 10 YPFB demonstra interesse no Brasil A petroleira estatal boliviana YPFB tem manifestado interesse no mercado brasileiro de distribuição de gás natural. O desejo de entrar como sócia das concessionárias MTGás e MSGás já foi manifestado publicamente pelo ministro de hidrocarbonetos da Bolívia, Luis Alberto Sánchez, nas últimas rodadas de negociação em torno da renovação do contrato de suprimento de gás ao Brasil. Segundo o presidente da MSGás, Rudel Trindade, os bolivianos querem conhecer melhor o plano de privatizações das distribuidoras de gás. A previsão é que o leilão de desestatização da MSGás aconteça no segundo semestre de 2018. As empresas que venceram a licitação para estruturarem a modelagem do negócio devem assinar contrato com o BNDES ainda esta ano. A YPFB possui um plano de negócios de US$ 12,169 bilhões para o quinquênio 2015-2019 - previsão de investimentos compartilhados com demais operadores que atuam no país. A capacidade da Bolívia de manter o volume de 30 milhões de metros cúbicos diários ao Brasil é um ponto de interrogação hoje no mercado. Hoje, autoridades dos dois países se reúnem no Mato Grosso para mais uma rodada de negociações. Um contrato de suprimento de curto prazo com a termelétrica de Cuiabá, da Âmbar Energia, está na pauta do encontro. Além da retomada da usina, o encontro também discutirá a viabilidade de assinatura de um contrato de suprimento de 1,2 milhão de m3 /dia de gás para uma termelétrica que a Global Participações em Energia (GPE) tem planos de instalar em Ladário (MS). Trindade disse que as partes não pretendem avançar hoje com as negociações sobre a renovação do atual contrato de importação. Da capacidade de cerca de 30 milhões de m3 /dia, uma primeira parcela, de 18 milhões de m3 /dia, vence em 2019, mas a expectativa é que o assunto só seja debatido no ano que vem. A previsão é que as companhias que distribuem gás da definam, no primeiro trimestre, detalhes importantes da negociação, como os modelos de contrato e os volumes de demanda. (Valor Econômico – 20.12.2017) 11 Engie aguarda uma proposta firme por térmicas a carvão A Engie Brasil Energia espera receber em janeiro uma proposta firme da ContourGlobal para aquisição dos ativos de geração de energia a carvão da companhia. O grupo americano garantiu em meados de dezembro direito de exclusividade no processo de venda dos ativos. O negócio envolve a venda do complexo termelétrico de Jorge Lacerda (SC), de 857 MW de capacidade, e o projeto da termelétrica de Pampa Sul (RS), de 340 MW, cuja conclusão da obra está prevista para o início de 2019. Pampa Sul tem investimento total previsto de R$ 1,8 bilhão e receita anual fixa de R$ 590 milhões. A venda dos ativos de geração a carvão faz parte da estratégia do grupo franco-belga Engie de descarbonização de seu parque gerador e de ampliar a atuação em geração distribuída e digitalização dos serviços de energia. Nesta sexta-feira, a Engie Brasil Energia assume a operação das hidrelétricas de Miranda, de 408 MW, e Jaguara, de 424 MW, em Minas Gerais, que pertenciam à Cemig e foram arrematadas pela companhia em leilão realizado no fim de setembro. Na ocasião, a empresa desembolsou R$ 3,5 bilhões em bônus de outorga para ficar com os empreendimentos. Com o negócio, o parque gerador do grupo no Brasil alcança 11 mil MW e reforça a posição da companhia no Sudeste, onde a empresa possui importante base de grandes consumidores livres. O total de 11 mil MW do parque gerador da Engie Brasil Energia considera a fatia de 40% da controladora Engie na hidrelétrica de Jirau, de 3.750 MW, no rio Madeira (RO). A incorporação dessa fatia pela companhia está prevista para ocorrer ao longo de 2018. Sobre 2018, a geradora prevê desembolsar cerca de R$ 3,5 bilhões na construção dos complexos eólicos de Campo Largo e Umburanas, na Bahia, em 2018. Até o momento, esse é o principal investimento do grupo em novos projetos no próximo ano. Campo Largo terá capacidade instalada de 327,7 MW e está previsto para entrar em operação em 2019. Já Umburanas, adquirido da Renova Energia este ano, terá capacidade total de 605 MW, dos quais 257,5 MW destinados ao mercado livre, e 102,5 MW comercializados em leilão de energia realizado em 2014. A primeira etapa, de 360 MW, está prevista para iniciar a operação em 2019, com investimentos da ordem de R$ 1,8 bilhão. Os 245 MW restantes serão desenvolvidos futuramente pela Engie. Segundo Sattamini, a empresa continuará olhando oportunidades de aquisições de ativos em 2018. (Valor Econômico – 29.12.2017) 12 Segundo fontes, Petrobras recebe proposta de três consórcios liderados por empresas estrangeiras Pelo menos três consórcios, liderados pela francesa Engie, pelo grupo australiano Macquarie e pelo fundo soberano Mubadala, dos Emirados Árabes Unidos, fizeram propostas de compra de uma rede de gasodutos da Petrobras, disseram três fontes com conhecimento do assunto. Sexta-feira foi o último dia para a entrega de propostas, na primeira fase do processo de aquisição de uma participação de 90 por cento na Transportadora Associada de Gás, unidade da Petrobras, conhecida como TAG, que tem 4.500 quilômetros de gasodutos no nordeste Brasil. A venda da TAG faz parte de um amplo programa de vendas de ativos da Petrobras, que busca levantar 21 bilhões de dólares no biênio 2017-2018, enquanto a empresa tenta reduzir sua dívida de 95 bilhões de dólares, a maior da indústria global de petróleo. A expectativa é que o negócio atraia lances de 5 bilhões a 7 bilhões de dólares, segundo duas fontes. A Petrobras vendeu outra rede de gasodutos, no sudeste do Brasil, no ano passado, conhecida como Nova Transportadora Sudeste (NTS), para um grupo liderado pela canadense Brookfield Asset Management, por 5,2 bilhões de dólares. Isso deixou a TAG com uma rede no nordeste conhecida como Nova Transportadora do Nordeste (NTN), que é responsável por uma menor parcela do consumo de gás natural do país. Embora esteja vendendo uma rede menor, a Petrobras espera um preço mais alto, devido a melhores perspectivas de crescimento econômico após a recessão mais severa do Brasil em décadas, segundo duas fontes. (Reuters – 20.12.2017) 13 Revogada a operação comercial de unidade de termelétrica no PR A Aneel revogou nesta quinta-feira, 21 de dezembro, no despacho Nº 4.322 do DOU, a operação comercial da unidade geradora UG1, de 5 MW de capacidade da usina de geração termelétrica UTE Rickli-Carambeí, localizada em Carambeí (PR). (Agência Canal Energia – 21.12.2017) 14 Liquidações financeiras de nuclear e cotas movimentam R$ 786 milhões em novembro As liquidações financeiras de energia nuclear e cotas de garantia física e potência, referentes a novembro de 2017, movimentaram R$ 786,1 milhões, sendo registradas adimplências de 100% e 99,55%, respectivamente, nas operações. A liquidação financeira de energia nuclear é a operação pela qual 47 distribuidoras de energia elétrica rateiam a produção das usinas de Angra I e II. A operação movimentou R$ 259.342.715,17 em novembro. No caso da liquidação de cotas, a operação somou R$ 526.766.328,01 dos R$ 529.129.950,63 contabilizados, o que representa adimplência de 99,55%. Os empreendimentos enquadrados no regime de cotas somam mais de 12 GW médios de garantia física. (Agência Canal Energia – 21.12.2017) 15 Angra terá tarifa de R$ 240,80/MWh em 2018 A tarifa das centrais nucleares Angra 1 e 2 para 2018 será de R$ 240,80/MWh. O valor aprovado pela Aneel reflete o reajuste de 7,40% da receita fixa das usinas, que será de R$ 3,3 bilhões. O reajuste será aplicado a partir de 1º de janeiro. As usinas de Angra terão geração líquida de energia de 1.572,22 MW médios, que deverão ser divididos entre as distribuidoras das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste. O índice de correção é resultado da atualização de 1,81% da Parcela B pelo IPCA nos últimos 12 meses; do crescimento de 5,18% dos custos da parcela A, em razão do aumento do fundo destinado ao desmonte das usinas ao término da vida útil dos equipamentos; e da redução de 0,31% de custos financeiros na composição da receita fixa de 2018. O valor do fundo de descomissionamento apresentado pela Eletronuclear e reconhecido na tarifa pela Aneel passou de R$ 62,9 milhões para R$ 131,6 milhões, com aumento em torno de 110%. Segundo a agência, esse valor será auditado e eventuais divergências devem ser consideradas na próxima revisão tarifária da empresa. No reajuste de 2017, a agência incluiu na receita de Angra R$ 121,9 milhões referente a faturas combustível de 2016 que seriam pagas à INB apenas em 2017. No processo tarifário de 2018 serão considerados R$ 81,6 milhões em faturas desse ano que serão quitadas pela Eletronuclear à INB apenas em 2018. (Agência Canal Energia – 19.12.2017) 16 Aprovada a receita de venda da geração de Angra 1 e 2 A Diretoria da Aneel aprovou hoje (19/12), durante Reunião Pública, o valor da receita fixa de venda resultante da geração de energia das usinas termonucleares Angra 1 e 2 em R$ 3,3 bilhões a vigorar a partir de janeiro de 2018. O valor da tarifa dessa receita para o próximo ano ficou em R$ 240,80 R$/MWh (Reais por Megawatt-hora). A Lei nº 12.111/2009 estabeleceu que o pagamento à Eletronuclear da receita decorrente da geração da energia de Angra 1 e 2 seria rateado entre todas as concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição no SIN. Conforme os PRORET, a receita de venda da energia elétrica das Centrais de Geração Angra 1 e 2 será calculada com periodicidade anual, sendo definido um ciclo de revisões tarifárias periódicas a cada três anos, a partir de 1/1/2016. Nos demais anos, será realizado reajuste tarifário. (Aneel – 19.12.2017) 17 Obras em usinas de Angra recebem benefício fiscal O MME aprovou o enquadramento no Renuclear de um conjunto de obras que visam recuperar a capacidade de armazenamento das nucleares de Angra 1 e 2, localizadas no município de Angra dos Reis, no Rio de Janeiro. O investimento nas obras da Unidade de Armazenamento Complementar a Seco de Combustível Irradiado está estimado em R$ 239,2 milhões, que com o benefício fiscal é reduzido para R$ 203,3 milhões. Segundo informações da Eletronuclear, o motivo da obra é o esgotamento da capacidade de armazenamento das usinas de Angra 1 (600 MW) e 2 (1.350 MW). O investimento, portanto, visa mantar a continuidade da produção de energia elétrica das nucleares. O período de execução está estimado em 65 meses. (Agência Canal Energia – 19.12.2017)
Economia Brasileira 1 Linha crédito de US$ 60 mi vai financiar equipamentos eficientes no Brasil Empresas brasileiras interessadas em substituir máquinas, equipamentos ou veículos antigos por produtos com novas tecnologias, mais eficientes em termos de consumo de energia e menos nocivos ao meio ambiente, poderão contar com uma linha de financiamento de US$ 60 mi da Société Générale Equipment Finance S.A. Arrendamento Mercantil (SGEF Brasil). A instituição, ligada ao Grupo Société Générale, captou os recursos da International Finance Corporation, membro do Grupo do Banco Mundial. Em comunicado à imprensa, a SGEF Brasil informa que o investimento da IFC vai permitir às empresas investirem em equipamentos eficientes como empilhadeiras elétricas, sistemas de iluminação eficientes e veículos híbridos. A estimativa é de que essas trocas contribuam para reduzir as emissões em 220 mil toneladas de gás carbônico por ano, valor equivalente à retirada de 47 mil carros das ruas. Os equipamentos serão contratados por meio de operações de leasing, modalidade que prevê prazo maior para pagamento. “Trata-se do primeiro empréstimo da IFC para uma empresa de leasing no Brasil”, disse Marcelo Castellanos, executivo da IFC. A instituição já investiu US$ 1,7 bi em projetos relacionados ao clima no país. (Agência Canal Energia – 27.12.2017) 2 Focus: Mercado aponta crescimento de 2,7% no PIB para 2018 Os economistas consultados pela pesquisa semanal Focus, do BC, fizeram um leve ajuste para cima nas projeções para o crescimento da economia brasileira em 2017 e em 2018, segundo a mediana das estimativas divulgadas nesta terça-feira. O PIB deve registrar um crescimento de 1% redondo em 2017, e não mais de 0,98% como era esperado na semana passada, segundo o levantamento. É a quinta alta consecutiva da projeção para esse indicador. Para 2018, a expectativa foi elevada de 2,68% para 2,70%, na sétima semana consecutiva de aumento no otimismo com relação ao indicador. O crescimento da economia brasileira no ano de 2017 fechado só será conhecido em 1º de março, com a divulgação das Contas Nacionais Trimestrais pelo IBGE, responsável pelos cálculos. As estimativas para o IPCA, indicador oficial de inflação, em 2017 e 2018 foram mantidas em 2,78% e 3,96%, respectivamente. Entre os economistas que mais acertam as projeções, os chamados Top 5, também houve um leve ajuste na projeção para o IPCA de 2017, de 2,77% para 2,78%. Para 2018, a expectativa foi mantida em 3,72%. O IPCA de dezembro deve ser divulgado pelo IBGE no próximo dia 10, quarta-feira da próxima semana. A mediana das projeções para a taxa básica de juros, Selic, no fim deste ano também permaneceu inalterada em 6,75%. Nos Top 5, a expectativa foi mantida em 6,50% pela 8ª semana consecutiva. (Valor Econômico – 02.01.2017) 3 Déficit primário até novembro é o pior desde 1997 4 Focus: Mercado aponta inflação menor e Selic menor que 7% para 2018 Os sinais mais efetivos de que a inflação deve encerrar o ano abaixo de 3% trazidos pelo IPCA-15, divulgado na semana passada, e pelo Relatório Trimestral de Inflação do Banco Central, levaram os analistas do mercado a reduzir ainda mais as projeções para o IPCA e para a Selic. A mediana de estimativas do boletim Focus para a inflação oficial neste ano caiu de 2,83% para 2,78%, enquanto a previsão para o fim do ano que vem furou a barreira dos 4% e se acomodou em 3,96%. Para o IPCA nos próximos 12 meses, a projeção caiu de 3,91% para 3,86%. Para a Selic, a mediana do mercado reduziu a estimativa de 7% para 6,75% em 2018, refletindo a sinalização do BC de que há espaço para um novo corte na taxa no início do ano que vem. Já as previsões para o avanço do Produto Interno Bruto (PIB) continuaram a subir no boletim Focus. Para 2017, os economistas aumentaram a aposta de 0,96% para 0,98%, enquanto para 2018 passaram de 2,64% para 2,68%. Top 5 O grupo de instituições que mais acertam as projeções para o Focus (Top 5) ajustou a previsão para o IPCA para este ano de 2,73% para 2,77%, se alinhando à mediana do restante do mercado. Para 2018, em contrapartida, a previsão do Top 5 para o IPCA caiu de 3,95% para 3,72%. Para a Selic no fim do ano que vem, as instituições mantiveram a projeção de 6,50%. (Valor Econômico – 26.12.2017) 5 Conselho monetário reduz TJLP de 7% para 6,75% O Conselho Monetário Nacional (CMN) fixou a Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP) em 6,75% ao ano em reunião ontem, ante a taxa atual de 7%. A taxa, que serve de parâmetro para os financiamentos do BNDES, terá vigência ao longo do primeiro trimestre. O cálculo da TJLP leva em conta a meta de inflação mais um prêmio de risco. Em nota, o ministério da Fazenda explicou que a meta de inflação de 2018 foi fixada em 4,5%, assim, esse componente mantém esse mesmo valor. Quanto ao prêmio de risco, a Fazenda afirma que medidas amplas baseadas em preços de ativos brasileiros e instrumentos financeiros relacionados, consideradas para diversos horizontes e janelas de apuração, em mercados domésticos e internacionais, têm oscilado com pequena queda. Com a decisão, TJLP e Selic que ficaram breve tempo igualadas de forma inédita em 7%, voltam a divergir. Quanto maior a diferença entre as taxas, maior o gasto do governo com os chamados subsídios implícitos. Essa conta, se aproximou dos R$ 30 bilhões em 2016 e com a aproximação das taxas recuou para a casa de R$ 2 bilhões neste ano. Mas, pelo que indicou o Relatório de Inflação divulgado ontem pelo Banco BC, a TJLP e a Selic tendem a se igualar novamente em fevereiro do ano que vem. É quando o Comitê de Política Monetária (Copom) se reunirá pela primeira vez em 2018, devendo cortar a taxa básica de 7% para 6,75% ao ano. Esse valor da TJLP só tem validade para os empréstimos já contratados com o BNDES. Agora em janeiro entra em vigor a Taxa de Longo Prazo (TLP), que neste primeiro momento, será igual à TJLP, de acordo com o parágrafo 2º do artigo 3º da lei 13.483. (Valor Econômico – 22.12.2017) 6 IBGE: IPCA-15 sobe em dezembro e acumula alta de 2,94% em 2017 A prévia da inflação oficial, medida pelo IPCA-15, acelerou para 0,35% em dezembro, de 0,32% em novembro, informou há pouco o IBGE. Com o resultado, o IPCA-15 fechou 2017 com alta de 2,94%, abaixo do piso da meta de inflação, de 3% – o centro da meta é 4,5%, com margem de 1,5 ponto percentual para cima ou para baixo. A referência para o cumprimento da meta é, no entanto, o IPCA do mês de dezembro “cheio”, a ser divulgado em janeiro de 2018. A taxa acumulada em 2017 foi a menor para qualquer ano desde os 1,66% de 1998, segundo o IBGE. A leitura do indicador em dezembro, de 0,35%, ficou exatamente na média das previsões de 24 instituições financeiras e consultorias ouvidas pelo Valor Data. Essas previsões variavam desde 0,25% a até 0,40% para a prévia da inflação de dezembro. A aceleração do índice entre novembro e dezembro foi influenciada principalmente pelos grupos de transportes, que avançou 1,16%; e habitação, com alta de 0,43%. O avanço dos transportes foi puxado pela gasolina, que subiu 2,75% em relação a novembro e teve impacto de 0,11 ponto percentual. Também houve aumentos expressivos nas passagens aéreas, com 22,34%, e no etanol, que subiu 4,34%. Por outro lado, a redução de 5,28% nas tarifas de ônibus no RJ a partir de 15 de novembro causou uma queda de 1,04% no item ônibus urbano em dezembro. O avanço da habitação teve como destaque a alta de 0,77% da energia elétrica – embora esse patamar tenha ficado abaixo do crescimento de 4,42% observado em novembro. Segundo o IBGE, a desaceleração foi causada pela mudança da bandeira vermelha patamar 2 para a bandeira vermelha patamar 1, o que causa uma diferença, para baixo, de R$ 0,02 por KWh consumido nas tarifas. Ainda em habitação, o gás de botijão subiu 0,80% e a taxa de água e esgoto cresceu 0,92%. Os destaques que seguraram a alta do IPCA-15 em dezembro foram artigos de residência, com queda de 0,27%; comunicação, que caiu 0,26%; e alimentação e bebidas, com recuo de 0,02%. Dentro de alimentação e bebidas, que teve a sétima queda seguida – embora tenha sido o recuo menos intenso no período – destaque para feijão carioca (-5,02%), batata inglesa (-3,75%), tomate (-2,88%), frutas (-1,40%) e carnes industrializadas (-1,29%). Na comunicação, destaque para as quedas do aparelho telefônico (-2,24%) e do telefone fixo (-0,76%). Já nos artigos de residência, a queda foi influenciada por TV, som e informática (-1,61%) e eletrodomésticos (-0,51%). O IPCA-15 é apurado com base na variação dos preços entre a segunda quinzena do mês anterior e a primeira quinzena do mês corrente. (Valor Econômico – 21.12.2017) 7 Prévia do IPCA aponta para menor índice em 19 anos 8 IGP-M termina 2017 com deflação pela segunda vez desde 1989 O Índice Geral de Preços-Mercado (IGP-M), da FGV, deve encerrar 2017 com a segunda deflação anual da série histórica, iniciada em 1989. De acordo com a estimativa média de 15 instituições financeiras e consultorias ouvidas pelo Valor Data, o indicador terminará o ano com queda de 0,5%. As projeções são todas negativos, variando de 0,71% a 0,46%. O resultado será divulgado hoje. Em 2009, o indicador registrou recuo pela primeira vez, com deflação de 1,72%. No mês passado, o índice, conhecido como a "inflação do aluguel", por ser usado para reajustar contratos de locação, teve alta de 0,52% em relação a outubro e queda de 0,87% no acumulado de 12 meses. Para dezembro, a estimativa média é de crescimento de 0,9%. Nas duas prévias do mês, o IGPM subiu registrando altas de, respectivamente, 0,73% e 0,88%. "Esse crescimento tem como principais fatores a alta dos preços industriais, a queda na deflação dos alimentos, e aumento dos custos de transporte, principalmente pelo preço da gasolina", diz o banco Fator em relatório. Apesar das pressões no curto prazo, em comparações mais longas a conjuntura do IGP-M segue favorável. Como os demais indicadores de inflação, ele vem caindo de maneira abrupta desde meados do ano passado, em função de uma combinação de fatores, como ampla oferta de alimentos e o ciclo de alta de juros promovido pelo Banco Central até outubro de 2016. Em junho de 2016, o acumulado de 12 meses apresentava alta de 12,2%. A partir de então, caiu 14 meses seguidos, até atingir deflação de 1,72% em agosto. De lá para cá, vem subindo nessa base de comparação, mas se mantém negativo pelo sexto mês seguido. (Valor Econômico – 28.12.2017) 9 FGV: Inflação pelo IPC-S desacelera na última semana e fecha 2017 em 3,23% O Índice de Preços ao Consumidor Semanal (IPC-S) nos 30 dias até 31 de dezembro subiu 0,21%, taxa ligeiramente inferior à registrada na semana anterior (0,27%), informou a FGV. Com esse resultado, o indicador acumulou alta de 3,23%, entre janeiro e dezembro de 2017, diz o Ibre, responsável pelo indicador na FGV. No mês de dezembro, cinco das oito classes de despesa componentes do índice tiveram taxas menores de variação na comparação com a quadrissemana anterior. A maior contribuição partiu do grupo Habitação (-0,08% para -0,33%), puxada pelo recuo de 2,93% na tarifa de eletricidade residencial. (Valor Econômico – 02.01.2017) O dólar comercial fechou o pregão do dia 28 sendo negociado a R$3,3140, com variação de +0,14% em relação ao início do dia. Hoje (02) começou sendo negociado a R$3,2935 — com variação de -0,62% em relação ao fechamento do dia útil anterior — e segue uma tendência de baixa, sendo negociado às 10h45 no valor de R$3,2669, variando -0,81% em relação ao início do dia. (Valor Econômico – 28.12.2017 e 02.01.2018)
Internacional 1 Argentina: demanda por energia elétrica foi um recorde no mês passado Com temperaturas semelhantes ao ano passado, em novembro, a demanda por eletricidade aumentou 2,2% na Argentina, impulsionada pelo consumo das indústrias. Embora o consumo global de Capital e os subúrbios de Buenos Aires caiu 2,5%, novembro representou a demanda mais importante para este mês de toda a história, de acordo com os dados tratados pela Fundelec. O consumo industrial, que representa 33% do total, avançou 11,3%, enquanto a demanda do setor residencial (que consome 38% do sistema total) caiu 1,7% e o comercial (29%) caiu 2,5%. Apesar do aumento do mês, o acumulado anual fecha até agora com queda de 0,9%. Em novembro, a demanda líquida do sistema foi de 10.344,9 GWh. Foi a quinta ascensão dos últimos doze meses. (Clarín – Argentina – 21.12.2017) 2 Argentina: Lei que permitirá que os usuários gerem energia entra em vigor Através do decreto 1075/2017, publicado no Boletim Oficial, o Governo argentino promulgou a lei do Regime de Promoção para a Geração Distribuída de Energia Renovável Integrada à Rede Elétrica Pública, que permite que todos os consumidores também sejam geradores de energia e venda excedente. A norma, aprovada no Congresso em 30 de novembro, tem como premissa "estabelecer as políticas (...) para a geração de energia elétrica renovável pelos usuários da rede de distribuição para seu próprio consumo, com eventual injeção de excedentes para a rede (...)". O incentivo para que os usuários instalem equipamentos para produzir eletricidade será fornecido pelo Fundo para a geração distribuída de energias renováveis (FODIS), que pode conceder empréstimos, subsídios ou bonificações, bem como incentivos à injeção ou bonificações para a aquisição dos sistemas de geração. A lei também contempla a criação de um fundo para a promoção da indústria nacional associada (FANSIGED), cujas atividades serão "pesquisa, design, desenvolvimento, investimento em bens de capital, produção, certificação e serviços de instalação para geração distribuída de energia. de fontes renováveis". (Clarín – Argentina – 27.12.2017) 3 Argentina: Com investimentos de US$ 150 mi, Buenos Aires se prepara para construção de novo parque eólico Com investimentos de US$ 150 mi, um parque eólico que terá 31 turbinas irá produzir 80 MW será construído no distrito de Tornquist no contexto da atribuição do Plano RENOVAR 2.0 promovido pelo Ministério de Minas e Energia da Argentina. Assim, Tornquist se juntará aos parques eólicos que estão em plena execução nas proximidades de Bahía Blanca e em Villarino, no sul de Buenos Aires. A este respeito, o diretor da Agência de Desenvolvimento do Município de Tornquist, Gonzalo Iparraguirre, disse: "Esta é a empresa de energia venceu a licitação no âmbito do programa RENOVAR 2.0 para a instalação de um parque eólico será localizado na perto da estação García del Río, a poucos quilómetros da rota nacional 33". "O parque será chamado Energy I", afirmou. Iparraguirre disse que "estima-se que as obras começarem a acontecer a partir de Maio do próximo ano" e que a comunidade é "muito importante porque estamos lidando com um projeto de uma escala muito significativa, para a criação de empregos que irá para implicar. " (Inversor Energético – Argentina – 18.12.2017) 4 Argentina: Pampa Energía investe U $ S 500 milhões em geração de eletricidade 5 Chile aloca energia solar fotovoltaica para vendê-la mesmo à noite Com uma oferta de 34,40 dólares por megawatt-hora, a empresa Cox Energy recebeu o direito de fornecer 140 gigawatt-hora de eletricidade para a rede elétrica chilena, tanto de dia como de noite e usando apenas energia fotovoltaica, ou seja, energia o suficiente para abastecer cerca de 13 mil lares por um ano. Para manter a geração de eletricidade, a empresa provavelmente terá que usá-lo com algum tipo de sistema de armazenamento. Ainda não foi anunciado exatamente qual tecnologia ele usará, mas provavelmente é algum tipo de configuração de baterias de iões de lítio. Um preço muito baixo para pensar em uma usina fotovoltaica com armazenamento, mas ver o desenvolvimento do mercado poderia ser viável. O preço registrado pela Cox Energy é um dos preços confirmados mais baixos já registrados para a energia solar. No entanto, em novembro, os direitos foram assinados no México para construir uma usina fotovoltaica de 80,3 megawatts em US $ 19,70 a MWh para Mitsui e Trina, empresas de energia com sede no Japão e na China, respectivamente. A tendência global é clara: os desenvolvedores de energia eólica e solar estão apresentando ofertas com preços recordes em todo o mundo, já que antecipam fortes quedas de preços e a chegada de novas tecnologias de armazenamento. Ou seja, os promotores podem antecipar as descidas do preço das tecnologias para oferecer preços realmente atraentes para o futuro. (Inversor Energético – Argentina – 18.12.2017)
O Uruguai se consolida como o mercado com maior participação eólica em sua empresa-mãe em todo o continente americano e atinge esteja no top-5 deste item em uma escala planetária. De acordo com uma pesquisa compilada pela organização REN21, o país vizinho ocupa o quarto lugar no ranking, apenas abaixo das nações européias, como a Dinamarca, a Irlanda e Portugal. Chamada de 'Renováveis 2017: Relatório Global', o trabalho destaca que durante o ano passado a produção de energia eólica abrangia 10,4% da demanda por eletricidade na União Européia (UE) e que apenas 11 países poderiam exceder esse nível: nove de eles pertencem ao Velho Continente e dois desta parte do mundo: Uruguai e Costa Rica. No solo uruguaio, de fato, o uso de ventos representava 23% do total de fornecimento de energia. Esta porcentagem só foi melhorada - como já foi dito - na Dinamarca (onde hoje a participação do vento atinge 38%), Irlanda (27%) e Portugal (24%). Nos últimos 12 meses, o Uruguai incorporou 400.000 GW, por isso já possui uma capacidade instalada de 1,2 Gw no setor. Para colocar essa figura em contexto, deve notar-se que, em toda a América Latina, a energia eólica é de 18,8 GW. Em termos globais, em 2016, a geração de energia eólica totalizou 4% do consumo total de eletricidade. E somente em 24 nações a proporção ultrapassou 5%. (Inversor Energético – Argentina – 20.12.2017) 7 Bolívia avança na indústria de gás natural, lítio e energia A Bolívia planeja se tornar um futuro coração energético da região e, para esse fim, está buscando novos mercados e projetos de exploração e exploração para exportação de energia elétrica. Para cumprir o objetivo, a Companhia Nacional de Eletricidade da Bolívia (ENDE) planeja a construção de duas linhas de transmissão para exportar energia para a Argentina. Os dados oficiais afirmam que a colocação de cabos de interconexão elétrica com o país vizinho será concluída em agosto de 2018 e, a partir desse mês, a exportação de 80 para 120 MW começará. A ENDE também trabalhará em projetos termoelétricos, ciclos combinados, usinas hidrelétricas, redes de distribuição de energia em todo o país para aumentar a energia elétrica e garantir o fornecimento doméstico. (Câmbio – Bolívia – 19.12.2017) 8 Bolívia: Tarifa Dignidade gerou uma economia de Bs 733,6 mi O programa boliviano Tarifa Dignidade permitiu que, entre abril de 2006 e outubro de 2017, os consumidores nacionais de energia elétrica economizem Bs 733,6 mi (US $ 105,4 mi). A informação vem da Autoridade de Controle e Controle de Eletricidade (AE), que divulga o número de beneficiários nesse período, que passou de 513.262 para 1.036.265, o que representa um crescimento de 102%. Além disso, nos primeiros 10 meses deste ano, mais de um milhão de usuários foram favorecidos com a medida implementada pelo governo e economizou Bs 79.529.127 (US $ 11,4 mi).Este benefício consiste na aplicação de um desconto de 25% do total facturado para o consumo de eletricidade para famílias que consomem até 70 KW/h por mês nas áreas urbana e rural. O programa foi criado com o objetivo de favorecer o acesso e uso do serviço público de energia elétrica a famílias com menos recursos econômicos. "Em 2016, os beneficiários da Taxa de Dignidade totalizaram 1,1 milhão, que conseguiram uma economia de Bs 80 mi, um valor 6,3% superior ao de 2015", de acordo com o Relatório da Economia Boliviana de 2016 do Ministério das Finanças. Economia Dentro da redução tarifária, o favor atinge a taxa de limpeza urbana e iluminação pública, incluída no faturamento de energia, de acordo com o portfólio da área. (Câmbio – Bolívia – 24.12.2017) 9 Governos da UE estabelecem uma direção perigosa para o futuro energético do continente Na reunião de ontem, 18 de dezembro, foram acordados os cargos dos Ministros pelas especificações legislativas da Diretiva de Energias Renováveis, Governança da União de Energia e da Iniciativa de Design de Mercado. Os Ministros da Energia deixaram claro a falta de vontade política e a falta de ambição, apostando novamente por um objetivo de energia renovável de 27% até 2030, uma figura que, em comparação com os esforços anteriores, é reduzida e atrasa a transição de energia na União Européia. Eles também concordaram que os bilhões de euros dos contribuintes europeus serão utilizados, por um lado, para financiar novas plantas com base na queima de combustíveis fósseis e, por outro, sob a forma de pagamentos de capacidade, para assegurar a extensão da vida útil dos existentes. Os Amigos da Terra lamentaram que as disposições também tenham sido reduzidas para alcançar um sistema energético mais democratizado através da participação e da apropriação dos cidadãos nas instalações renováveis. Hector de Prado, responsável pela área de clima e energia da associação ambiental, disse que "esta década é crucial para mitigar as mudanças climáticas. Os sinais são claros para todos, e a boa notícia é que temos os meios para fazê-lo. O técnico lamentou o papel que o Governo espanhol tem nas reuniões desde que a Comissão Européia publicou há um ano o pacote "Energia limpa para todos os europeus". Juntamente com a Alemanha, a Espanha desempenhou um papel muito negativo durante essas negociações, deixando clara a intenção de negar aos cidadãos os benefícios potenciais que uma transição de energia inclusiva e descentralizada implicaria. (Suelo Solar – Espanha – 19.12.2017) 10 Espanha consegue avanços em interconexões elétricas e autoconsumo O ministro da Energia, Turismo e Agenda Digital espanhol, Álvaro Nadal, avaliou positivamente os resultados obtidos pela Espanha nas negociações do chamado Pacote de Inverno hoje alcançado pelos Ministros da Energia da União Européia, reunidos em Bruxelas. Assim, a Espanha mostrou uma posição ambiciosa e construtiva para tentar alcançar um acordo global sobre questões energéticas. A Espanha defendeu um objetivo ambicioso no campo das energias renováveis, mas insistiu que, para isso, precisa introduzir as ferramentas necessárias, neste caso, as interconexões. Nesse sentido, a União Europeia reforçou a consideração das interconexões energéticas na legislação energética da UE. Assim, as propostas espanholas sobre este assunto foram totalmente recolhidas, incluindo avanços muito importantes para conceder uma carta de natureza aos compromissos europeus de alcançar 10% em 2020 e 15% no ano de 2030 como uma das dimensões da governança de energia. Em particular, a legislação comunitária dará ao objetivo das interligações uma importância semelhante aos objetivos das energias renováveis e da eficiência energética. Nesse sentido, os Estados devem marcar em seus Planos Nacionais de Energia e Clima uma estratégia desenvolvida em cooperação com os Estados vizinhos para progredir nas interconexões e alcançar o objetivo de 15% em 2030. (Suelo Solar – Espanha – 19.12.2017) 11 Segundo AIE, demanda por carvão deve ficar estagnada até 2022 12 AES Corporation vende subsidiária na Filipinas por US$ 1 bi Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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