l IFE: nº 4.470 - 08 de janeiro de 2018 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Economia Brasileira Internacional Biblioteca Virtual do SEE
Regulação e Reestruturação do Setor 1 GESEL disponibiliza dissertação de Max Joel Staib Ramalho: “The Role of Public Policy and Regulation in the Transformation of the Electricity Sector: The Case of the Germany Energy Transition” O GESEL está disponibilizando a dissertação de mestrado do pesquisador do Grupo, Max Joel Staib Ramalho, intitulada “The Role of Public Policy and Regulation in the Transformation of the Electricity Sector: The Case of the Germany Energy Transition”. O trabalho, realizado no âmbito do Projeto de P&D da Aneel “Impacto dos Recursos Energéticos Distribuídos sobre o Setor de Distribuição”, – desenvolvido pelo GESEL com apoio do Grupo Energisa –, analisa a transição energética alemã a fim de debater a importância e os desafios associados à busca de um projeto transformador através de políticas orientadas, o Energiewende. Trata-se de uma estratégia econômica de longo prazo do governo alemão que pretende transformar seu sistema de energia em um sistema de baixo carbono, eletrificado e renovável, buscando objetivos ambiciosos e implementando políticas às vezes radicais, a fim de criar incentivos de mercado para impulsionar esse processo. Para ver uma apresentação completa do trabalho, feita pelo próprio pesquisador, clique aqui: https://youtu.be/1nw5WMFj8AM Para ler a dissertação, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ - 08.01.2018) 2 Sem recursos, fundo que banca subsídios em energia atrasa repasses a distribuidoras Um fundo do setor elétrico que banca subsídios nas contas de luz, como descontos para clientes de baixa renda, deixou de repassar valores devidos às distribuidoras de eletricidade em novembro e dezembro por falta de recursos financeiros, mesmo com a cobrança de encargos nas tarifas dos consumidores para fazer frente aos compromissos. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), responsável pela gestão da chamada Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), disse que “os repasses referentes a novembro e dezembro foram realizados de forma parcial”. Em respostas após questionamentos da Reuters, a CCEE disse que faltaram cerca de R$ 1 bi nesses dois meses e que “sinalizou aos órgãos competentes a possibilidade de insuficiência de recursos para cumprir com todas as despesas orçadas para o ano”. A Reuters publicou no final de maio passado sobre o alerta da CCEE às autoridades em relação ao fundo setorial. O fundo CDE, que também banca iniciativas como o programa de universalização do acesso à energia Luz Para Todos, teve orçamento programado de R$ 16 bi em 2017 e deve consumir R$ 18,9 bi neste ano. A CCEE disse que o orçamento para este ano contempla “montante de aproximadamente R$ 1 bi para fazer frente aos valores em aberto nesses dois meses (novembro e dezembro)”. Distribuidoras de eletricidade, que são reembolsadas pelo fundo pelos gastos que têm com os subsídios, chegaram a reclamar à Aneel sobre a falta de repasses integrais no período. A associação Abradee, que representa as empresas do setor de distribuição, disse à agência que as empresas deixaram de receber cerca de 25% do devido em dezembro, segundo documento visto pela Reuters. (Reuters – 05.01.2018) 3 Estudos de expansão da transmissão em 2018 são divulgados pela EPE A EPE divulgou nesta sexta-feira (5/1) a programação dos estudos de planejamento da expansão da transmissão prevista para 2018, sinalizando as regiões para as quais estão sendo analisadas expansões de rede e os motivos que geraram essas avaliações. No total, a EPE trabalha em 43 estudos, 29 dos quais já estão em andamento. Os estudos, segundo a EPE, têm como objetivo atribuir ao SIN capacidade e flexibilidade adequadas para atender o crescimento da demanda, o escoamento de energia das novas fontes de geração, a conexão de novos consumidores e a expansão das interligações regionais. Para 2018, estão previstos dois leilões de LTs sendo um em cada semestre. No primeiro, a extensão prevista, segundo o MME, é de 5.750 km, capacidade de transformação de 19.000 MVA e previsão de investimentos de R$ 11 bilhões. Já a licitação do segundo semestre de 2018 ainda passa por estudos. Para ler o informe com a programação dos estudos da EPE, clique aqui. (Brasil Energia 05.01.2018) 4 Artigo de André Trigueiro: “Brasil pode ser o primeiro país a cobrar royalties da energia eólica” 5 Artigo de Clarissa Lins e Adriano Pires: “O futuro da energia e o setor de óleo e gás” Em artigo publicado no jornal O Estado de São Paulo, Clarissa Lins e Adriano Pires tratam da tendência crescente de participação das renováveis na matriz energética, inverso ao que deve ocorrer com as fontes não renováveis diante dos compromissos climáticos assumidos pelo Brasil. Segundo eles, não há dúvidas de que o futuro da energia no Brasil deve acolher, de forma responsável, diversas fontes energéticas que possam prover energia segura, acessível e compatível com nossos compromissos climáticos. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ - 08.01.2018)
Empresas 1 Eletrobras: Assembleia é convocada para aprovar venda de distribuidoras, que podem ser liquidadas A Eletrobras informou nesta sexta-feira que convocou assembleia geral extraordinária para 8 de fevereiro para votar a venda de suas seis distribuidoras no Norte e Nordeste, operação que pode aprovar a assunção pela estatal de dívidas bilionárias para estimular interessados nos ativos deficitários. A venda das distribuidoras, que deve ocorrer até abril, será realizada pelo preço mínimo de 50 mil reais, com o compromisso de os compradores realizarem um aporte financeiro no capital social das seis empresas no total de 2,4 bilhões de reais, segundo modelagem estabelecida pelo BNDES. As elétricas foram avaliadas pelo banco estatal em 10,2 bilhões de reais, ante dívidas de cerca de 20 bilhões de reais. A venda da distribuidoras é um passo importante no processo de desestatização da Eletrobras, que vai ocorrer mais adiante ainda em 2018. Sem esses ativos deficitários, investidores teriam mais interesse no processo de privatização da companhia. No caso de não haver interesse por parte dos investidores, as distribuidoras poderão ser dissolvidas e liquidadas, ou seja, as concessões serão devolvidas para a Aneel, para uma nova licitação da concessão. Dessa forma, a Eletrobras teria que assumir as dívidas. A convocação foi feita para a aprovar a venda de todas as ações das distribuidoras, associada à outorga de concessão pelo prazo de 30 anos, incluindo a assunção pela Eletrobras de dívidas da referida distribuidora e/ou conversão de dívidas da referida distribuidora em aumento de capital pela Eletrobras. Os acionistas também serão chamados a delegar poderes ao conselho de administração da Eletrobras para deliberar, em até seis meses, sobre o exercício de opção da empresa de aumentar a participação em até 30 por cento no capital das distribuidoras cujas transferências do controle acionário forem aprovadas. (Reuters – 05.01.2018) 2 Eletrobras: Estatal aponta risco de perder R$ 12,4 bi com distribuidoras A Eletrobras apontou o risco de perder até R$ 12,4 bi com as suas distribuidoras, dependendo do resultado do processo de fiscalização que a Aneel está conduzindo nos valores que as concessionárias receberam dos fundos setoriais entre 2009 e 2016. No manual de convocação da assembleia geral extraordinária (AGE) que examinará a proposta de venda das seis distribuidoras, marcada para 8 de fevereiro, a Eletrobras propôs a assunção de cerca de R$ 11,3 bi em dívidas das empresas. Além disso, prevê a assunção de cerca de R$ 8,5 bi em créditos no fundo setorial Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). O problema é que, enquanto a Eletrobras entende ter R$ 8,5 bi a receber, a Aneel indicou, na fiscalização, que a companhia tem um passivo de R$ 4 bi com a CDE. Se esse entendimento prevalecer, a Eletrobras poderá acarretar a perda de até R$ 12,4 bi, com a potencial baixa do crédito e registro do passivo. Por esse motivo, a administração da estatal deixou para a deliberação da AGE decidir se a Eletrobras deverá ou não assumir os créditos das distribuidoras e, em contrapartida, assumir obrigações destas com terceiros em montante equivalente, assumindo o risco de uma decisão definitiva desfavorável da Aneel. Se os acionistas decidirem pela assunção dos créditos da CDE será necessária a anuência prévia da Aneel. A outra alternativa seria manter os créditos e obrigações nas distribuidoras — o que pode afastar potenciais compradores. Caso as distribuidoras não sejam vendidas até o fim de julho, a Eletrobras propôs que sejam liquidadas. Isso, porém, pode trazer custos de até R$ 16,6 bi para a estatal, de acordo com estudos elaborados pelo BNDES. Dos R$ 11 bi em dívidas, a Amazonas Energia é responsável por R$ 8,9 bi. Já os créditos que a companhia pleitea somam R$ 4,055 bi. (Valor Econômico – 05.01.2018) 3 Eletrobras: Congresso deve iniciar em fevereiro análise de MP que cria condições para privatizar Um dos temas do Congresso Nacional no retorno das atividades legislativas é a Medida Provisória 814/2017, que entre outros temas, cria condições para a privatização da Eletrobras, com a formação de uma comissão mista específica, com deputados e senadores, para analisar o tema. Como praxe, toda MP exige a formação de uma comissão mista para analisar e transformar a MP em projeto de lei. Publicada no último dia útil de 2017, a MP revoga trecho da lei que define regras para a comercialização de energia elétrica no país, para permitir a inclusão da estatal no Programa Nacional de Desestatização (PND). Com isso, também podem ser incluídas no pacote as subsidiárias Furnas, Chesf, Eletronorte, Eletrosul e CGTEE. O governo anunciou o plano de privatizar a companhia em agosto do ano passado. O valor patrimonial estimado da Eletrobras é de R$ 46,2 bilhões, segundo a Agência Câmara, com ativos que podem somar R$ 170 bilhões. A MP também altera as leis nº 12.111, de 2009, que dispõe sobre os serviços de energia elétrica nos Sistemas Isolados; neste caso, o objetivo é permitir aditamento de contratos de termelétricas a óleo combustível ou óleo diesel, com possibilidade de prorrogação de prazos e aumento de quantidades em caso de comprometimento do suprimento de energia nessas regiões, em função de problemas na licitação para suprimento de energia. (Brasil Energia – 05.01.2018) 4 Neoenergia reclama sobre reembolso de fundo 5 Força Eólica: Fitch atribui rating ‘AA- (bra)’ para emissão de R$ 46,2 mi A Fitch Ratings atribuiu na última sexta-feira, 5 de janeiro, o rating nacional de longo prazo ‘AA- (bra) ’ para a primeira emissão de debêntures da Lagoa 1 Energia Renovável S.A., no valor de R$ 46,2 milhões e com vencimento em dezembro de 2028. A perspectiva do rating é estável. A Lagoa 1 é uma Sociedade de Propósito Específico operacional que detém o direito de exploração de um parque eólico, além de possuir 100% do controle acionário das SPEs Lagoa 2 e Canoas – essas, por sua vez, detêm o direito de exploração de outros dois parques eólicos. As SPES são da Força Eólica Brasileira, controlada pela Neoenergia. Os parques eólicos das SPEs Lagoa 1, Lagoa 2 e Canoas têm capacidade instalada total de 94,5 MW e estão localizados nas cidades de Santa Luzia, São José do Sabugi e Junco do Seridó, na Paraíba. A Agência Nacional de Energia Elétrica autorizou as SPEs Lagoa 2 e Canoas a entrarem em operação comercial em 29 de setembro de 2017 e a SPE Lagoa 1, em 30 de outubro de 2017, entre 15 e 16 meses antes da obrigação estabelecida nos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado. De acordo com a Fitch, a Neoenergia, única acionista do empreendimento, garante o total pagamento de principal e juros das debêntures, até o vencimento final, em dezembro de 2028. O rating da proposta reflete a qualidade de crédito da acionista e a existência de cláusulas de vencimento antecipado relacionadas a um eventual pedido de recuperação judicial ou falência. (Agência Canal Energia – 05.01.2018) 6 Copel G&T: Companhia alega não ter responsabilidade por atraso em LT em São Paulo A Copel G&T alega que não tem responsabilidade pelo atraso de mais de cinco anos na operação da linha de transmissão Araraquara 2-Taubaté, em 500 kV, e atribui o descumprimento do cronograma a fatos relacionados ao processo de licenciamento ambiental e fundiário, segundo peça de defesa protocolada na Aneel em 26 de dezembro. Na semana passada, a Aneel deu cumprimento a uma decisão judicial em favor da Copel, interrompendo o comando para execução de valores que penalizariam a empresa em R$ 12,5 mi e que poderiam resultar na inclusão da mesma no cadastro de agentes inadimplentes em caso de não pagamento. Segundo o advogado Yuri Tisi, do escritório Girardi & Advogados Associados, o pedido de liminar para suspender o processo de execução de garantias financeiras foi necessário porque a Copel G&T estava na iminência de participar dos leilões de 2017 e uma eventual inclusão no cadastro de inadimplentes do setor impediria a participação da empresa. A obra é considerada de grande importância para o Sistema Interligado Nacional (SIN), pois ampliará a disponibilidade de energia na região Sudeste ao viabilizar a entrega do insumo produzido pelas hidrelétricas de Jirau (3.750 MW) e Santo Antônio (3.568 MW), localizadas na região Norte, para o submercado Sudeste. Pelo contrato de concessão, a LT Araraquara 2-Taubaté deveria estar energizada desde outubro de 2012, porém a expectativa é que a operação comercial ocorra apenas em 15 de março de 2018. (Agência Canal Energia – 05.01.2018) 7 Copel G&T: Poder Público atrapalhou andamento das obras Mais de 95% do empreendimento da linha de transmissão Araraquara 2-Taubaté está concluído, cuja responsável é a Copel G&T, restando apenas a construção de dez torres de transmissão. Essas torres estão previstas para serem erguidas em três terrenos de três proprietários diferentes, cuja liberação fundiária aguarda decisão da Justiça. O processo de liberação fundiária é hoje o último obstáculo para que a obra fique pronta. Durante todo o trabalho, a empresa enfrentou 330 ações por falta de negociação com os proprietários das terras. Apesar da linha ter apenas 335 km de extensão, o projeto passa por diversos municípios e terrenos no interior de São Paulo. Segundo Yuri Tisi, advogado responsável pela defesa da empresa, esse é o processo mais complexo que ele enfrentou. Ele afirmou que foram diversos os atos do Poder Público que contribuíram para prejudicar o cumprimento do cronograma. “A Copel tem feito de tudo para poder concluir a obra. Tudo que tem impactado a obra são fatos extraordinários e alheios a vontade da empresa”, disse o advogado, que ainda criticou a falta de apoio por parte da administração pública. “O governo deveria atuar de forma mais presente e realizando articulações com os demais órgãos da administração pública, mas não o faz. Ademais, a obra deveria ter 5 anos para ser concluída, como ocorre nos leilões atuais, mas deram apenas 2 anos, que é o prazo que os órgãos ambientais têm para emitir a licença de instalação”, disse Tisi. “Esperamos muito que a Aneel possa rever sua postura e decidir conforme a lei (13.360/16), que prevê a recomposição do prazo de outorga em caso de atraso em obras de geração e transmissão, nos casos amparados por excludentes de responsabilidade”. A Copel pede que 1.860 dias de atraso sejam considerados como excludente de responsabilidade, porém esse pedido só será analisado pela agência depois que a obra estiver em operação comercial. (Agência Canal Energia – 05.01.2018) 8 Enel Soluções: Sistema de GD será instalado em pedágio no RJ A Enel Soluções fechou um contrato com a Arteris Fluminense, concessionária que administra os 322 quilômetros de rodovia entre a divisa RJ/ES e Niterói, para a instalação de um sistema de minigeração de energia solar na praça de pedágio de Campos dos Goytacazes, na altura do quilômetro 40 da BR 101 e nas bases administrativas que compõem a unidade. O projeto, com potência instalada de 89,70 kW, conta com cerca de 280 placas solares, instaladas em uma área de 560 m², em dois telhados diferentes. A previsão é que a obra seja concluída em até quatro meses. A energia gerada pelas placas solares será usada para abastecer todo o consumo da praça do pedágio. Além de gerar mais economia na conta de luz, a expectativa é que o projeto evite a emissão de 18 toneladas de gás carbônico na atmosfera no primeiro ano de funcionamento do projeto, por meio do uso de energia limpa. (Agência Canal Energia – 05.01.2018) 9 Eletropaulo: 19 mil horas de treinamentos são contabilizadas para eletricistas em 2017 A Eletropaulo contabilizou, ao final de dezembro passado, um total de 19 mil horas de treinamento aplicadas em cerca de mil eletricistas da empresa durante todo o ano de 2017. Aproximadamente 700 turmas foram formadas pela concessionária entre janeiro e dezembro, totalizado mais de 8 mil capacitações entre cursos teóricos e práticos nas bases da área de concessão da companhia. “A Eletropaulo investe forte em treinamento para seus colaboradores eletricistas, que recebem cursos teóricos e práticos com um laboratório de campo em alto nível. Nosso desafio é sempre prepará-los cada vez melhor para enfrentarem as adversidades da rede de energia elétrica”, diz Samuel Braz, coordenador de Treinamento e Desenvolvimento da companhia. Em conhecimentos teóricos, o profissional fica, ao longo do ano, mais de 300 horas na sala de aula. Já para atuar na fiação aérea são necessários um pouco mais de dois meses de capacitação, com aulas práticas e monitoradas. (Agência Canal Energia – 05.01.2018) 10 CPFL Energia: Campinas registra crescimento de 41,4% ao ano desde 2002 no mercado livre O número de consumidores no mercado livre na região metropolitana de Campinas vem crescendo a um ritmo de 41,4% ao ano desde 2002, somando 510 consumidores ao final de novembro do ano passado, segundo informações da CPFL Energia. Com a entrada no mercado livre, os clientes obtêm economia de 15% a 20%, de acordo com distribuidora. De 2015 para 2016, o crescimento registrado foi de 71%, com o número de clientes passando de 229 para 391. De 2016 para 2017, esse aumento foi de 30%, alcançando 510 consumidores livres. Atualmente, o mercado livre possui não só grandes indústrias e estabelecimentos comerciais, mas também varejistas, universidades, bancos, hospitais e outros clientes de menor porte. Consumidores com demanda entre 500 kW e 3 MW, que são considerados de “menor porte”, só podem migrar para o ambiente de livre contratação se comprarem energia de fontes renováveis de energia, como eólicas, térmicas a biomassa, PCHs e solar. Atualmente, Campinas lidera o ranking do número de clientes livres na região. A cidade possui 154 consumidores no mercado livre. Americana está em segundo lugar, com 47 consumidores, seguida por Sumaré, que apresenta 44 consumidores. (Brasil Energia – 05.10.2018) 11 Ilha Solteira: Ponte rolante despenca na hidrelétrica Um dispositivo utilizado na montagem e desmontagem de turbinas acabou despencando sobre o assoalho do hall de manutenção da hidrelétrica Ilha Solteira (SP/MS-3.444 MW), enquanto estava sendo movimentado por um pórtico rolante, espécie de guindaste de grande porte. O acidente aconteceu às 22:45 horas do último dia 27/12, por conta do rompimento de um cabo de aço. Não houve registro de vítimas, segundo informou, por email, a assessoria da China Three Gorges (CTG Brasil), que é atualmente a concessionária responsável pela usina. A causa está sob investigação junto “a empresa terceirizada” que operava o equipamento na hora do sinistro. O nome da prestadora não foi revelado.A peça caiu exatamente sobre uma área em que estavam componentes desmontados de uma turbina, conforme é possível observar em imagens obtidas por uma fonte que, sob condição de anonimato, as repassou à Brasil Energia. Apesar do susto, a CTG garante que, os “danos materiais foram mínimos” e a hidrelétrica Ilha Solteira seguiu operando normalmente “coordenada pelo ONS”. Os trabalhos de manutenção e modernização em andamento também não foram interrompidos, já que a usina possui diversos equipamentos de içamento disponíveis no local. Questionada, a CTG não informou o valor estimado do prejuízo decorrente do acidente e se esse tipo de sinistro está coberto por seguro. (Brasil Energia – 05.01.2018)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios da região Nordeste estão operando com volume de 13,9%, mostrando um aumento de 0,2% na comparação com o dia anterior. A energia armazenada é de 7.217 MW mês e a energia natural armazenada é de 7.759 MW med, que equivale a 63% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A hidrelétrica de Sobradinho registra volume de 10,66%. No Sudeste/ Centro-oeste, os níveis subiram 0,4% e estão em 24,2%. A energia armazenada no subsistema é de 49.165 MW mês e a ENA é e 63.531MW med, que é o mesmo que 87% da MLT. A usina de Furnas está com 12,37% da sua capacidade e a de Jurumirim, com 49,51%. O Norte foi o único subsistema que apresentou queda no volume, recuando 0,3% e ficando em 23,2%. A energia armazenada é de 3.491 MW mês e a ENA é de 5.789 MW med. A usina de Tucuruí está com volume de 35,5%. Na região Sul, os reservatórios operam com 60,9% da sua capacidade. A energia armazenada é de 12.245 MW mês e a ENA é de 13.418 MW med, o mesmo que 173% da MLT. A usina de Passo Fundo está com 75,87% do volume armazenado. (Agência Canal Energia – 05.01.2018) 2 País começa ano com melhor cenário hídrico desde 2012 e reflexo já é visto no PLD Após um segundo semestre conturbado em 2017, com realização de reuniões extraordinárias do CMSE, o ano de 2018 começa com perspectivas favoráveis com relação ao regime de chuvas, abastecimento e preços de energia. De acordo com dados do ONS, o volume de chuvas previsto em janeiro para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, o principal do país, é 5% superior à média histórica para o mês. É o melhor indicador para o primeiro mês do ano desde o período pré-crise hídrica, em 2012, quando o volume ficou 16% acima da média histórica. Especialistas do setor, contudo, estão divididos. A maioria deles, de fato, prevê um período chuvoso, que vai até o fim de março, permitindo uma recuperação do nível dos reservatórios hidrelétricos acima do observado em 2017, reduzindo a pressão sobre os preços de energia e a inflação. Já outros analistas estimam que a situação climática vai se deteriorar já no fim de janeiro, prejudicando a recuperação dos lagos das usinas. Sobre o Nordeste, o consenso é que o cenário ainda é preocupante, com baixo nível de estoque nos reservatórios das usinas. Com o regime de chuvas favorável no início de janeiro, o ONS prevê uma recuperação mais acentuada do nível de armazenamento dos reservatórios, porém ainda abaixo do ideal, fechando janeiro com 35,9% de estoque nos lagos das usinas do Sudeste/Centro-Oeste, que respondem por mais de 70% da capacidade de acumulação de água para geração de energia do país. O número é ligeiramente inferior ao obtido no fim do primeiro mês de 2017, de 37,33%. O quadro de melhora já se reflete nos preços de curto prazo. O PLD para esta semana recuou 10% no Sudeste/Centro-Oeste, para R$ 176,64 por MWh, de acordo com a CCEE. (Valor Econômico – 08.01.2018) 3 ONS eleva projeção de chuvas em hidrelétricas do Sudeste e Sul em janeiro As hidrelétricas do Sudeste e do Sul do Brasil deverão receber em janeiro chuvas acima do normal, em 105 por cento e 139 por cento da média histórica, segundo relatório do ONS nesta sexta-feira, que elevou projeções anteriores de 95 por cento e 124 por cento, respectivamente. O órgão do setor elétrico apontou ainda que a carga de energia do sistema interligado do país deverá crescer 1,2 por cento no mês quando na comparação com janeiro passado. Na semana anterior, o ONS estimava alta de 1,9 por cento na carga, que representa a soma do consumo com as perdas de energia no sistema. (Reuters – 05.01.2018) 4 Compass Energia: Após período chuvoso, reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste devem alcançar 50% Com o cenário mais tranquilo, alguns especialistas esperam que o nível médio dos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste alcance 50% no fim de março, quando termina o período chuvoso, contra 42% em igual período de 2017, o que deve se traduzir em preços mais baixos para a energia. "Se chover na média em fevereiro e março, projetamos terminar março com 50% [de armazenamento]" afirmou Paulo Mayon, diretor do grupo Compass, especializado em comercialização de energia. "São notícias boas para efeito de tarifas, inflação e para quem está contratando energia adicional agora [no mercado livre]", completou ele. A estimativa da Compass é compartilhada pela Electra Energy. "Enquanto no último período úmido, houve recuperação de apenas 10% no nível dos reservatórios, a tendência para este ano é da ordem de 25%", destacou Sandro Antonio Saggiorato, gerente de Risco de Mercado da companhia. (Valor Econômico – 08.01.2018) 5 Climatempo: Sudeste/CentroOeste deve ter reservatórios em 85% da MLT em fevereiro O cenário favorável [com relação ao regime de chuvas], no entanto, não é consenso no setor. Segundo a diretora de Meteorologia do Instituto Climatempo, Patricia Madeira, há uma tendência de redução do volume de chuvas na segunda quinzena de janeiro e na primeira metade de fevereiro, mês considerado fundamental em termos de recuperação do nível dos reservatórios hídricos. "O que vem acontecendo é uma tendência de formação de bloqueio atmosférico no fim de janeiro e que pode restringir a chuva", disse Patricia. Segundo a especialista, o volume de chuvas previsto para o Sudeste/CentroOeste em fevereiro é de 85% da média histórica para o mês. (Valor Econômico – 08.01.2018) 6 Consultoria Thymos Energia: Chuva ocorrida até agora não é suficiente para melhorar reservatórios O diretor da consultoria Thymos Energia, João Carlos Mello, entende que a chuva ocorrida até agora não é suficiente para melhorar a situação dos reservatórios, que, em sua opinião, permanecem com níveis baixos. "A perspectiva é que o ano será razoável, nem tão ruim nem tão bom que os reservatórios se recuperem. Isso perpetuará a crise dos reservatórios, não vamos conseguir enchê-los", explicou. Apesar da melhora recente do volume de chuvas e do nível de armazenamento dos reservatórios do Sudeste, o quadro no Nordeste ainda é preocupante. De acordo com dados do ONS, o volume de chuvas previsto para a região em janeiro é de apenas 42% da média histórica para o mês, fazendo com que os lagos das usinas alcancem apenas 19,6% da capacidade de estoque. (Valor Econômico – 08.01.2018) 7 GV Energy: Consumo de energia deve crescer 1,9% em janeiro de 2018 ante a 2017 Segundo a consultoria GV Energy, o consumo de energia no país em janeiro deve crescer 1,9% ante igual período de 2017. Ela, porém, ressaltou que historicamente os primeiros meses do ano apresentam maior carga no sistema, devido às elevadas temperaturas. "Caso ocorram temperaturas acima do inicialmente projetado, o consumo do SIN [Sistema Interligado Nacional] pode apresentar uma elevação mais significativa", indicou a GV Energy, em relatório. (Valor Econômico – 08.01.2018) 8 CCEE: PLD cai 10% e fica em R$ 176,64/MWh entre 6 e 12 de janeiro A CCEE informa que o PLD para o período entre 6 e 12 de janeiro registra queda em todos os submercados. No Sudeste/Centro-Oeste, onde o preço passou de R$ 196,10/MWh para R$ 176,64/MWh, a retração é de 10%. No Sul, a queda também é de 10% com o preço saindo de R$ 199,55/MWh para R$ 178,67/MWh. No Nordeste, a retração foi de 1% (de R$ 182,49/MWh para R$ 179,91/MWh). Já no Norte, o PLD saiu de R$ 168,14/MWh para R$ 165,52, diminuição de 2% frente ao valor da semana passada. Vale lembrar que, a partir de janeiro de 2018, os modelos NEWAVE e DECOMP passam a ser processados com novas versões, e como parte do processo de aprimoramento contemplam 12 Reservatórios Equivalentes de Energia ao invés dos 9 considerados até dezembro de 2017. Outro aprimoramento é a representação explícita das perdas das interligações entre os submercados, incorporadas na determinação dos preços, o que causa o desacoplamento entre o PLD dos submercados. É válido ressaltar que o limite de envio de energia pelo Nordeste nos patamares de carga leve e pesada foi atingido. O fator de ajuste do MRE previsto para janeiro é de 113,2%. Os ESS esperados para o mês estão na ordem de R$ 117 milhões, sendo R$ 57 mi referentes à segurança energética. A análise detalhada do comportamento do PLD pode ser encontrada no boletim InfoPLD, divulgado semanalmente no site da CCEE. (CCEE – 05.01.2018) 9 CCEE: Previsão de Afluências e Cargas ao longo do Brasil para janeiro A CCEE informa que, em janeiro, as afluências para o SIN são esperadas em 95% da MLT com índices acima da média no Sudeste (105%) e no Sul (139%). No Nordeste (42%) e no Norte (73%), as ENAs previstas para o período permanecem abaixo da MLT. A previsão de carga para a próxima semana está 905 MWmédios mais baixa quando comparada à carga esperada na semana anterior com elevação apenas no Nordeste (+200 MWmédios). Há expectativa de redução no Sudeste (-605 MWmédios), Sul (-450 MWmédios) e no Norte (-50 MWmédios). Já os níveis dos reservatórios do Sistema estão cerca de 2.660 MWmédios mais altos frente aos números projetados na última semana. As elevações foram verificadas nos submercados Sudeste (+1.425 MWmédios), Sul (+1.105 MWmédios) e Norte (+285 MWmédios). A previsão para os reservatórios do Nordeste, por sua vez, indica retração de cerca de 155 MWmédios nos níveis. (CCEE – 05.01.2018) 10 CCEE: Consumo cresceu 1,2% em dezembro de 2017 Dados preliminares de medição coletados entre os dias 1º e 31 de dezembro de 2017 apontam aumento de 1,2% no consumo e de 1,5% na geração de energia elétrica no país, na comparação com o mesmo período de 2016. As informações são da mais recente edição do boletim InfoMercado Semanal Dinâmico, da CCEE, que traz dados prévios de geração e consumo de energia, além da posição contratual líquida atual dos consumidores livres e especiais. Ao longo de dezembro, a análise indica que o consumo de energia no SIN alcançou 61.533 MW médios, aumento de 1,2% na comparação com a energia consumida no mesmo período do ano passado. No ACR, há queda de 2,2% no consumo, índice que leva em conta a migração de consumidores para o ACL. Ao desconsiderar a saída destas cargas na análise, o índice teria o aumento de 0,9%. Já o consumo no ACL apresenta aumento de 10,9%, número que considera o impacto das novas cargas vindas do ACR na análise. Quando esse movimento é descartado, o ACL registra incremento de 2,7%. 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 (+9,5%), veículos (+9,3%) e têxtil (+7,6%) 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 químico (-5,3%), de bebidas (-3,5%), e de minerais não-metálicos (-2,9%). (CCEE – 04.01.2018) 11 CCEE: Geração cresceu 1,5% em dezembro de 2017 Dados preliminares de medição coletados entre os dias 1º e 31 de dezembro de 2017 apontam aumento de 1,2% no consumo e de 1,5% na geração de energia elétrica no país, na comparação com o mesmo período de 2016. As informações são da mais recente edição do boletim InfoMercado Semanal Dinâmico, da CCEE. A geração de energia no Sistema registra aumento de 1,5% com 64.108 MW médios entregues pelas usinas no último mês de 2017. A análise indica elevação da entrega de plantas térmicas (+30,3%) e eólicas (+19,2%). A produção das usinas hidráulicas, incluindo as PCHs, foi 6,1% inferior, quando comparada à geração no mesmo período de 2016. O InfoMercado Dinâmico também apresenta estimativa da produção das usinas hidrelétricas integrantes do MRE, em dezembro, equivalente a 79% de suas garantias físicas, ou 44.150 MW médios em energia elétrica. Para fins de repactuação do risco hidrológico, o percentual é de 79,5%. (CCEE – 04.01.2018) 12 Consultoria Dcide: Preço de referência registra queda de 0,77%, medida a R$ 184,78/MWh O preço de referência para contratos de energia elétrica, referente ao trimestre de fevereiro a abril de 2018, foi medido a R$ 184,78/MWh, apresentando variação negativa de 0,77% na semana, segundo o Boletim Semanal da Curva Foward, elaborado pela consultoria Dcide. Quando comparado ao mês anterior, houve crescimento de 22,57%. Houve crescimento também, de 89,01%, quando comparado ao número índice do mesmo período no ano passado. O preço da energia convencional de longo prazo, referente ao período de 2019 a 2022, apresentou variação negativa de 0,27% na semana para R$ 158,42/MWh. Nas outras bases de comparação foi observado crescimento. A alta foi de 0,49% no mês e 11,52% no ano. O documento é elaborado a partir de dados de 48 agentes do mercado livre, entre os mais comercialmente ativos, apurados semanalmente pela consultoria. As curvas de preço são validadas por modelo matemático, que elimina distorções, e por comitê. (Brasil Energia – 05.10.2018)
Meio Ambiente 1 Mdic: IPI de carro elétrico deve cair de 25% para 7% O governo vai reduzir o Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI) de carros elétricos. A negociação em curso prevê queda da alíquota dos atuais 25% para 7%, segundo confirmou nesta sexta-feira, 5, o Ministério da Indústria, Comércio Exterior e Serviços (Mdic). Para carros híbridos, que precisam de um combustível para gerar a energia da bateria, ainda não há consenso sobre o novo imposto, que deve ficar entre 7% e 9%. As montadoras devem levar ao Mdic na próxima semana proposta única do setor. Carros elétricos e a hidrogênio já são isentos do Imposto de Importação, de 35%, e os híbridos têm alíquotas de até 7%. A equipe econômica argumenta que não haverá impacto nas contas públicas porque o volume de vendas desses modelos ainda é baixo e, portanto, a arrecadação ainda não é relevante. No ano passado foram vendidos no Brasil 3.296 veículos híbridos e elétricos, três vezes mais do que em 2016. O número ainda é insignificante diante dos 2,239 milhões de veículos comercializados no País, segundo dados da Anfavea. A medida deve ser anunciada nas próximas semanas. A Casa Civil avalia se será editada Medida Provisória ou decreto presidencial. A iniciativa partiu do próprio Mdic e teve como um dos argumentos favoráveis o baixo impacto fiscal. O governo já tem estudos mostrando que o efeito na arrecadação pode ser até positivo no longo prazo com o desenvolvimento de um mercado praticamente inexplorado no Brasil. Fonte que acompanha o tema citou que o novo incentivo foi um dos poucos pontos de concordância entre a equipe econômica e o Mdic nas discussões da nova política industrial para o setor automotivo. (O Estado de São Paulo – 05.01.2018) 2 Anfavea: Com queda no IPI, importação de elétricos deve aumentar O governo vai reduzir o Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI) de carros elétricos. A negociação em curso prevê queda da alíquota dos atuais 25% para 7%, segundo confirmou nesta sexta-feira, 5, o Ministério da Indústria, Comércio Exterior e Serviços (Mdic). O presidente da Anfavea, Antonio Megale, afirma que, num primeiro momento, as empresas vão importar modelos elétricos e híbridos e, quando houver demanda maior, será avaliada a produção local. Empresas como Toyota e Caoa/Chery já manifestaram intenção de produzir no País automóveis híbridos e elétricos. Megale ressalta que essa tecnologia é cara e o Brasil - ao contrário de outros países que estão optando pela eletrificação das frotas - tem o etanol. “Não vamos perder o bonde (das novas tecnologias), mas temos a vantagem do etanol, que atinge as metas de redução de emissões estabelecidas pelo Acordo de Paris.” Projeções da EPE indicam que veículos elétricos e híbridos representarão 2,5% das vendas totais no País até 2026. (O Estado de São Paulo – 05.01.2018)
Energias Renováveis 1 BNDES: eólica passa UHEs e dobra aprovações e desembolsos em 2017 Na divulgação dos resultados de 2017 da área de infraestrutura do BNDES, o destaque ficou por conta das energias renováveis. A fonte eólica dobrou as aprovações no período, saindo de R$ 3,8 bi aprovados em 2016 para R$ 8 bi em 2017. Já os desembolsos pularam de R$ 3,5 bi em 2017 para R$ 7 bi em 2017. De acordo com Carla Primavera, superintendente da área de energia do banco, a fonte eólica, pela primeira vez, superou a fonte hídrica nos desembolsos e aprovações. Ela lembra que as hidrelétricas tinham uma forte presença devido aos grandes projetos que vinham sendo implantados nos últimos anos. As fontes renováveis são consideradas prioridades na política de financiamento do banco, sendo que a térmicas a carvão não são mais financiadas. A expectativa da executiva é que a fonte eólica mantenha o desempenho expressivo em 2018. Na fonte solar, no ano passado foi concedido o primeiro financiamento para um empreendimento solar no país, de R$ 500 mi, para o Complexo de Pirapora (MG), parceria da Canadian Solar e da EDF EN. A previsão do banco é que haja um bom incremento, já que o primeiro crédito foi concedido em apenas em 2017. De 2003 a 2017, o BNDES financiou R$ 128,2 bi para a geração de energia, sendo R$ 36,1 bi para 101 usinas eólicas, que previam investimentos de R$ 61,4 bi. Para efeitos de comparação, no mesmo período as termelétricas conseguiram financiamentos de R$ 6,1 bi, que representaram investimentos de R$ 13,5 bi. As hidrelétricas, que sempre predominaram na matriz brasileira, obtiveram de 2003 a 2017 financiamentos de R$ 68,4 bi. Dentre os projetos de renováveis que estão no radar de financiamento do BNDES para 2018/2019 estão usinas eólicas nos estados da Bahia e do Rio Grande do Norte, além de dois complexos solares em Minas Gerais. Na distribuição de energia, projetos da Cosern, Celpa e Cemar estão na lista, enquanto na área de transmissão, o segundo o destaque é o segundo bipolo de Belo Monte, da State Grid, que pleiteia cerca de R$ 3 bi para o projeto. A chinesa já recebeu do banco R$ 13 bi em financiamentos, segundo o banco. (Agência Canal Energia – 05.01.2018) 2 Brasil: 63,5% das obras de geração estão em atraso De acordo com levantamento feito pela Agência CanalEnergia, existem 415 usinas com obras em atraso contra um volume total fiscalizado de 653 empreendimentos, ou seja, 63,5% descumpriam o cronograma ao final do ano passado. A agência fiscaliza um total de 27 GW em projetos de geração, sendo eles negociados em leilão ou não. Desse total, 14 GW estão com a sinalização verde, indicando que não há impeditivos para sua implantação. Outros 5,2 GW estão com o sinal amarelo, que representa viabilidade média, pois as obras não foram iniciadas ou com licenciamento ambiental não finalizado, porém, não havendo impedimentos para implantação da usina. No segmento de UHEs, de um total de 21 usinas que somam 9,6 GW de capacidade instalada, 18 estão com a execução do cronograma em atraso. Nesta fonte apenas 810,36 MW estão sem previsão de entrada em operação. Em eólicas, são 228 empreendimentos. Dessas obras, a maioria consta com atrasos no cronograma de obras de acordo com as obrigações acertadas com o órgão. São 168 atrasos, 44 em dia e ainda há 16 empreendimentos com as atividades adiantadas em relação aos marcos obrigatórios. Do volume total de energia são 1,351 GW classificados como sem previsão de entrada em operação, capacidade esta dividida entre 56 parques. A fonte solar fotovoltaica consta no relatório com 1,994 GW em 80 usinas. Dessas, apenas oito são classificadas como sem previsão de entrada. Metade dos projetos consta como atrasados em seus cronogramas, 32 estão dentro do prazo estabelecido junto à agência reguladora e oito estão com as obras adiantadas. As térmicas a biomassa somam 32 usinas com 1,3 GW em capacidade instalada. Dessas, 774 MW, ou cerca de 60% do total, não têm previsão de entrada em operação. São 16 usinas em atraso e outro número igual de obras que estão dentro do cronograma da Aneel. Já em termos de PCHs são fiscalizados 2,137 GW em capacidade instalada, divididos por 171 empreendimentos. 142 constam como em atraso no cronograma de obras, 26 estão em dia e apenas três aparecem à frente do esperado. Segundo o relatório da Aneel, 607,41 MW (referente a 34 projetos) estão enquadrados no sinal vermelho, 32 projetos com 316,14 MW estão com a viabilidade no sinal verde e outras 105 usinas que somam 1,2 GW no amarelo. (Agência Canal Energia – 05.01.2018) 3 Brasil: 2017 encerra com o acréscimo de 7,336 GW em nova capacidade instalada A maior parcela desse volume foi originada a partir de hidrelétricas que somaram no ano 2,9 GW. A eólica vem a seguir com pouco mais de 2,061 GW, a frente de 1 GW de térmicas. A solar fotovoltaica apareceu pela primeira vez, com 660 MW e PCHs com 130,5 MW. Os dados são da Aneel em seu relatório de acompanhamento da expansão da geração referente ao ano passado. (Agência Canal Energia – 05.01.2018) 4 Liberada a operação comercial de 30 MW de eólicas na Bahia A Aneel liberou na última quinta-feira, 4 de janeiro, o início da operação comercial das unidades geradoras UG1 a UG15 da EOL Assuruá IV. A eólica fica localizada na cidade de Gentio do Ouro, na Bahia. Cada turbina tem 2 MW, totalizando 30 MW. Quem também conseguiu autorização para começar a operação comercial foi a unidade geradora UG2 da CGH Estreito, de 1 MW. A usina fica na cidade de Videira, em Santa Catarina. (Agência Canal Energia – 05.01.2018)
Gás e Termelétricas 1 Bolívia: Contrato firme de gás deve ser fechado com Mato Grosso O governo boliviano acena com a possibilidade de fechar um contrato de fornecimento firme de gás natural para o estado do Mato Grosso, que deverá ser destinado principalmente para o mercado industrial e pode incluir também a venda de gás liquefeito do petróleo (GLP) para uso residencial. Atualmente, o estado conta com um contrato que pode ser interrompido, ou seja, a Bolívia envia o gás apenas quando há excedente. No próximo dia 30/1, o governador do estado, Pedro Taques, deverá se reunir com o presidente boliviano Evo Morales para oficializar o acordo. O objetivo do estado é que o início do fornecimento se dê a partir de março. O governador em exercício do estado, Carlos Fávaro, se reuniu na última quinta-feira (4/1) com o vice-Ministro de Industrialização e Comercialização da Bolívia, Humberto Salinas, para as negociações. Ele afirmou que o atual acordo com os bolivianos não dá segurança para as indústrias do estado. “Isso não dos dá segurança para que as indústrias se convertam para o gás natural porque ela não sabe o dia que vai terá o produto. E hoje nós consumimos pouco gás por isso”, explicou. Acrescentou que a tendência é que o consumo vá aumentando pouco a pouco, conforme os contratos de fornecimento vão sendo costurados com as empresas locais. Essa parceria vem sendo trabalhada pelo governo do estado desde o ano passado. Mato Grosso trabalha para importar 4 milhões de m³/dia do gás boliviano. Em reunião no ano passado com presidente boliviano, Evo Morales, o governador Pedro Taques colocou a possibilidade de uma sociedade da MT Gás com a boliviana YPFB para garantir a distribuição do gás. (Brasil Energia – 05.10.2018) 2 Mercado de comercialização de gás natural terá Tradener como agente A comercializadora de energia elétrica Tradener está prestes a se tornar uma das primeiras entre os seus pares a negociar gás natural no mercado livre. A empresa aguarda autorização do órgão ambiental para começar a vender, ainda em 2018, cerca de 30 mil metros cúbicos de gás por dia, proveniente de poços no distrito de Barra Bonita, município de Pitanga, no centro do Paraná. A empresa está se preparando para a comercialização de gás natural no mercado livre há quatro anos, quando foi criada a diretoria especializada no setor de gás, disse Walfrido Avila, presidente da Tradener. O ano de 2017 foi movimentado para o setor de gás natural, com o projeto “Gás para Crescer”, que está tramitando na Câmara dos Deputados, e pode mudar os rumos do segmento no país. A aprovação do projeto “Gás para Crescer”, principalmente no que diz respeito à abertura para o mercado livre, pode beneficiar diversos setores da economia, incluindo os consumidores. (Agência Canal Energia – 08.01.2018) 3 Programa de consumo incentivado da Copergás entra em vigor A Copergás iniciou no último dia 1º/1 seu programa voltado para o consumo incentivado de gás natural, voltado a clientes industriais, que representam a maior fatia do insumo que é vendido em Pernambuco. As tarifas incentivadas terão redução de até 17,62%, dependendo da faixa de consumo. Estão incluídas 12 faixas de uso, sendo a primeira para clientes que consomem até 1 mil m³/dia. Estes têm uma redução maior no preço: pagarão pela molécula R$ 1,0626 por m³ contra R$ 1,2899/m³ do que seria praticado regularmente. Clientes maiores, com volume superior a 225 mil m³/dia, terão uma redução de 7,85% no preço, pagando algo em torno de R$ 0,9871/m³, contra 1,0712/m³ que seria aplicado em situações normais. Podem participar do programa, todos os clientes Industriais que atenderem as regras do programa e estiverem adimplentes com a companhia. O segmento industrial consome atualmente 1,1 milhão de m³/dia de gás, que equivale a 84% do mercado estadual, não destinado à energia elétrica e reúne 92 empreendimentos dos setores químico, petroquímico, cerâmico, metalúrgico, de vidros e de alimentos. (Brasil Energia – 05.10.2018) Economia Brasileira 1 Focus: Projeções apontam novas altas para o PIB e para o IPCA A mediana das estimativas dos economistas consultados para a inflação oficial brasileira nos próximos 12 meses teve uma nova alta na primeira pesquisa semanal Focus, do Banco Central, de 2018, divulgada nesta segunda-feira (8) com projeções colhidas até a última sexta-feira (5). O IPCA, que serve de referência para o regime de metas de inflação, deve acumular uma alta de preços de 3,93% em um ano daqui para a frente, segundo os analistas. Na semana passada, a mediana das estimativas apontava para uma inflação de 3,90% nos 12 meses seguintes, vindo dos 3,86% apurados na semana anterior. As projeções para o mesmo indicador no fim deste ano e no de 2017 fechado, no entanto, não caminham numa única direção: as estimativas para a inflação medida pelo IPCA em 2017 subiram de 2,78% para 2,79%, enquanto para 2018 houve uma queda de 3,96% para 3,95%. Entre as instituições que mais acertam as projeções, as chamadas Top 5, não houve alterações nas apostas, mantidas em 2,78% para 2017 e 3,72% para 2018. O número de dezembro deve ser divulgado pelo IBGE na próxima quarta-feira, dia 10. Crescimento Pequenos ajustes em direções opostas também foram verificados nas projeções para o PIB. A mediana das estimativas para o crescimento da economia em 2017 foi elevada de 1% para 1,01% entre uma semana e outra. Apesar de ser uma elevação “na margem”, como costumam dizer os economistas, já é a sexta alta seguida, em um processo que foi iniciado na pesquisa divulgada em 4 de dezembro, com respostas coletadas até o dia 1º, quando foi divulgado o PIB do terceiro trimestre. Na ocasião, a mediana das projeções — que ficara estagnada por cinco semanas em 0,73% — subiu para 0,89%. Para 2018, a estimativa do mercado agora é de um crescimento de 2,69%, contra 2,70% na semana anterior. O PIB de 2017 só será conhecido em 1º de março, com a divulgação das Contas Nacionais Trimestrais pelo IBGE. As estimativas para a Selic no fim de 2018 ficaram inalteradas: em 6,75% segundo o mercado em geral, e em 6,50% entre os Top 5. (Valor Econômico – 08.01.2018) 2 MPOG: Regra de ouro tem de ser revista para 2019 O ministro do Planejamento, Dyogo de Oliveira, garantiu ao Valor que a regra de ouro das contas públicas será cumprida neste ano. Mas reconheceu que é impossível atender a esse dispositivo em 2019, o que complica a elaboração da peça orçamentária que o governo tem que enviar, em agosto, ao Congresso Nacional. "O texto da Constituição é incompleto. O problema é que você não pode fazer o orçamento prevendo o descumprimento. Ela só prevê o caso de se houver problema durante a execução", explicou. A regra de ouro impede a emissão de dívida para pagamento de gastos correntes. Diante da impossibilidade de cumprimento do dispositivo em 2019, Dyogo afirmou que o governo quer criar uma regra "transitória, condicionada a restrições orçamentárias", como corte de despesas obrigatórias, nos moldes do teto de gastos. Segundo ele, a visão é que o governo tem que mandar a proposta de orçamento ao Congresso prevendo o atendimento da regra. "Precisamos preparar a legislação para que o próximo governo, ao assumir, não tenha um colapso derivado da regra de ouro", disse. Dyogo reforçou que a meta de déficit primário deste ano, de R$ 159 bilhões, será cumprida e reconheceu que o espaço para corte de despesa para compensar frustrações de algumas receitas é muito pequeno. O ministro disse ainda que o governo não tem condições de capitalizar a Eletrobras e que a tendência é que a receita prevista com a privatização da estatal seja mantida na programação orçamentária que será enviada até o fim do mês. (Valor Econômico – 08.01.2017) 3 Indústria projeta maior expansão desde 2010 4 BC: Poupança tem entrada de R$ 17 bilhões em 2017 após 2 anos de saques Com uma captação mensal recorde de R$ 19,373 bi em dezembro, a caderneta de poupança fechou 2017 com ingresso líquido de R$ 17,126 bi, de acordo com dados do BC, depois de perder quase R$ 100 bi entre 2015 e 2016. Em dezembro de 2016, os depósitos tinham superado os saques em R$ 10,668 bi. Naquele ano, a poupança encerrou com saque de R$ 40,701 bi, vindo de uma perda líquida de R$ 53,567 bilhões em 2015. Em 2014, a poupança tinha registrado captação de R$ 24,034 bi, após o recorde de R$ 71,047 bi e 2013. O desempenho da poupança mostrou recuperação ao longo do segundo semestre do ano, junto com a queda mais acentuada da inflação, que eleva o ganho real do trabalhador, e o movimento de baixa da taxa básica de juros, a Selic, que caiu de 14% no fim de 2016 para 7% no encerramento de 2017. A depender de taxas e tributação, o rendimento da caderneta fica mais atrativos do que o ofertado por fundos e outros veículos de investimento. Pelas regras em vigor, o rendimento da poupança é equivalente a 70% da Selic sempre que a taxa básica ficar abaixo de 8,5% ao ano. Os números do BC também captam alguma influência da liberação das contas inativas do FGTS, que entregou aos trabalhadores cerca de R$ 44 bi das contas inativas entre março e outubro. Também foram distribuídos outros R$ 7 bi, equivalente à metade do lucro do FGTS em 2016. A captação líquida do mês se soma ao rendimento de R$ 2,956 bi, elevando o patrimônio total da poupança de R$ 702,273 bilhões em novembro para R$ 724,603 bi no mês passado, novo recorde da série iniciada em 1995. Com isso, a poupança registrou aumento de patrimônio de R$ 59,611 bi em 2017. (Valor Econômico – 05.01.2017) 5 FGV: IPC-S sobre 0,31% na primeira prévia de janeiro O Índice de Preços ao Consumidor Semanal (IPC-S) da quadrissemana até 7 de janeiro apresentou variação de 0,31%, ou 0,10 ponto percentual (p.p.) acima da taxa registrada na última divulgação, do fechamento de dezembro, informou a FGV, em relatório nesta segunda-feira (8). Nessa apuração, cinco das oito classes de despesa componentes do índice apresentaram acréscimo em suas taxas de variação. A maior contribuição partiu do grupo Alimentação (0,27% para 0,60%). Nessa classe de despesa, a FGV destaca o comportamento do item hortaliças e legumes, cuja taxa passou de queda de 0,29% para alta de 3,25%. (Valor Econômico – 08.01.2018) O dólar comercial fechou o pregão do dia 05 sendo negociado a R$3,2327, com variação de -0,12% em relação ao início do dia. Hoje (08) começou sendo negociado a R$3,2322— com variação de -0,02% em relação ao fechamento do dia útil anterior — e segue uma leve tendência de alta, sendo negociado às 11h00 no valor de R$3,2408, variando +0,27% em relação ao início do dia. (Valor Econômico – 05.01.2018 e 08.01.2018)
Internacional 1 Bolívia: Projeto de economia de energia começará com US$ 10 mi O Ministério da Energia boliviano está promovendo um projeto de economia de luz pública que começará em dois municípios com um investimento de aproximadamente US$ 10 milhões, financiado pelo Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID). O vice-ministro da Eletricidade e das Energias Alternativas da Bolívia, Bismar Canelas Revollo, disse à Cambio que um projeto está sendo estudado para mudar o sistema de iluminação pública em vários municípios do país, a fim de reduzir o consumo e economizar energia. "Inicialmente, estamos trabalhando na iluminação pública com o BID. Existe um programa piloto (que exige) um investimento de aproximadamente US$ 10 milhões para alguns municípios. O BID nos fez a proposta de expandir (esse valor) para US$ 20 milhões e até US$ 40 milhões, mas queremos começar a ver como funcionará na primeira etapa", afirmou o vice-ministro boliviano. Ele enfatizou que os municípios identificados para iniciar o plano piloto são Cobija e Oruro, regiões da Bolívia onde um estudo foi realizado anteriormente de quantos luminares eles têm e de que tipo. Uma vez obtidos estes dados, será avaliado quanto o seu nível de poupança atinge. Ele explicou que o projeto visa mudar as lâmpadas de vapor de sódio e vapor de mercúrio por lâmpadas elétricas, que são de consumo "muito baixo". O Estado boliviano administra o crédito com o BID. (Cambio – Bolívia – 06.01.2018) 2 Bolívia: Machacamarca estreia obra de irrigação com painéis solares Um sistema moderno de irrigação tecnificada que opera através de bombas e painéis solares, e beneficiará a agricultura, inaugurada ontem pelo presidente Evo Morales, no município de Machacamarca, em Oruro na Bolívia. A nova rede de distribuição de água está localizada no meio do platô árido da comunidade Pacompampa. Embora a sua capacidade de irrigação tenha sido prevista para 17 hectares, abrange cerca de 70 hectares de culturas de favas, cevada, batatas, cebolas, cenouras, alface e outros vegetais. "A água é vida e irrigação, a água e a terra são alimentos seguros e nossa tarefa é garantir a soberania e a segurança alimentar, estamos bem", disse o presidente, que também disse que ficou surpreso com a inovação e a eficiência do sistema. A infraestrutura opera através de um sistema de bombeamento que, por sua vez, opera com energia produzida por painéis solares. (Cambio – Bolívia – 06.01.2018)
Biblioteca Virtual do SEE 1 LINS, Clarissa; PIRES, Adriano. “O futuro da energia e o setor de óleo e gás”. O Estado de São Paulo. São Paulo, 06 de janeiro de 2018. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. 2 TRIGUEIRO, André. “Brasil pode ser o primeiro país a cobrar royalties da energia eólica”. Folha de São Paulo. São Paulo, 07 de janeiro de 2018. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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