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Notícias Agosto
07/08/2017

Regulação e Reestruturação do Setor

1 GESEL traz ao Brasil ex-diretor geral da ERSE

Dentro da programação de comemoração dos 20 anos de existência, o GESEL trará ao Brasil o ex-diretor geral da ERSE (órgão regulador de Portugal), Vitor Santos, para ministrara palestras, entre os dias 11 a 15 de setembro no ONS, na EPE, Aneel e UFRJ (no âmbito do curso de pós-graduação ministrado pelo GESEL no Programa de Pós-Graduação em Políticas Públicas, Estratégias e Desenvolvimento do Instituto de Economia - PPED-IE). Santos tratará dos novos desafios da regulação na União Europeia, abordando o período de mudanças estruturais que, segundo ele, sugerem uma visão de futuro bastante diferente do cenário atual. (GESEL-IE-UFRJ – 07.08.2017) 

2 Distribuidoras discutem com a Aneel mudança em modelo de revisão tarifária

As distribuidoras de energia elétrica estão discutindo com a Aneel uma mudança no modelo de revisão tarifária para reduzir o atual descompasso entre a demanda esperada e os investimentos exigidos das companhias em modernização e melhoria da rede. Dados da Aneel mostram que o lucro operacional (antes de juros, impostos, depreciação e amortização) realizado pelas distribuidoras, entre abril de 2016 e março de 2017, foi 62,4% inferior ao lucro regulatório - que é utilizado pela autarquia no processo de revisão tarifária. Já os gastos com pessoal, material, serviços e outros (PMSO) das distribuidoras no mesmo período somaram R$ 29,3 bilhões, 40,2% acima do PMSO regulatório praticado pelo órgão regulador. Esse descasamento entre despesas e crescimento da demanda achatou ainda mais o lucro das distribuidoras e deve ser alvo de melhorias a partir de discussões com o regulador. Para se ter uma ideia do efeito, as distribuidoras tiveram perda de 26% nos últimos dois anos no resultado operacional, que passou de R$ 15 bilhões, em 2014, para R$ 11,1 bilhões em 2016, de acordo com dados da Abradee. O problema, segundo a entidade, ocorre devido ao modelo de revisão tarifária das empresas, que não assegura remuneração adequada aos investimentos realizados por elas, quando o mercado fica estagnado ou recua. (Valor Econômico – 07.08.2017) 

3 O modelo de revisão tarifária não assegura remuneração adequada aos investimentos

A perda de remuneração é tida como um dos principais problemas do setor de distribuição, que responde por 3,5% do PIB do país, com faturamento anual de R$ 216 bilhões e investimentos anuais de R$ 13,8 bilhões. O problema se deve a uma questão técnica do processo de revisão tarifária. Por meio da revisão, que acontece a cada quatro ou cinco anos, dependendo da concessão, a distribuidora é remunerada pelos investimentos realizados ao longo desse período. Na prática, porém, a remuneração ocorre principalmente sobre a expansão do mercado da distribuidora. Como nos últimos anos, o mercado não tem crescido, e em alguns casos tem até recuado, os investimentos feitos pelas empresas em modernização da rede e melhoria da qualidade do serviço não são remunerados adequadamente. Segundo o presidente da Abradee, Nelson Leite, considerando um cenário sem crescimento de mercado, um investimento feito em qualidade do serviço no primeiro ano do ciclo tarifário tem perda de até 45% do seu valor quando é reconhecido, no ano da revisão tarifária da empresa. O problema já foi apresentado pela Abradee e um grupo de distribuidoras à Aneel. Segundo uma fonte a par do assunto, o tema foi bem recebido pela autarquia. Segundo uma fonte de uma grande companhia, o que está em discussão é um aprimoramento da remuneração dos investimentos feitos. (Valor Econômico – 07.08.2017) 

4 Melhoria no processo de revisão tarifária não é visto com urgência pela Aneel 

A discussão com a Aneel trata também de outras melhorias no processo de revisão tarifária, para evitar desequilíbrios nas contas das empresas. Ela, porém, ressalta que o tema não é visto com urgência, por se tratar de um aprimoramento nos processos existentes. "O fato é que o setor de distribuição está sob estresse grande. As tarifas privilegiam mais o investimento em extensão de rede. E elas [distribuidoras] têm a responsabilidade de modernizar a rede", diz Jorge Pereira da Costa, sócio-diretor da consultoria Roland Berger. O presidente do Instituto Acende Brasil, Claudio Sales, lembra que as distribuidoras não têm muitas alternativas de solução, por se tratar de uma atividade totalmente regulada. "É sabido que é necessário investir em modernização do sistema. E o fato de não se reconhecer isso só inibe o investimento", afirma ele. A solução para o problema, em tese, deve se dar no âmbito regulatório e por isso não faz parte da proposta de reforma setorial colocada em consulta pública pelo MME. Para resolver o problema, a Aneel precisa abrir uma audiência pública para discutir o assunto e, posteriormente, publicar resolução com aprimoramentos. "A Aneel está sinalizando que vai resolver isto este ano. Vai abrir uma audiência pública com uma proposta no sentido de resolver este tema", afirma um executivo do setor. Segundo ele, a mudança na regra poderia entrar em vigor em janeiro de 2018. (Valor Econômico – 07.08.2017) 

5 Concessionárias de energia devem aplicar parte de sua ROL em projetos de eficiência energética

As concessionárias de serviços públicos de distribuição, transmissão ou geração de energia elétrica, as permissionárias de distribuição e as autorizadas à produção independente de energia elétrica (exceto as que geram energia exclusivamente a partir de instalações eólica, solar, biomassa, cogeração qualificada e pequenas centrais hidrelétricas) devem aplicar, anualmente, um por cento (1%) de sua Receita Operacional Líquida (ROL) em projetos de Eficiência Energética e de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica (P&D), segundo regulamentos estabelecidos pela ANEEL. Entre os principais resultados dos Programas de Eficiência Energética (PEE) estão os recentes contratos de desempenho entre ANEEL e a Companhia Energética de Brasília (CEB) e outro entre a Light e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) - que beneficiam milhares de consumidores de energia elétrica, com ganhos para a sociedade e para o setor. O mesmo ocorre com os produtos gerados no âmbito dos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), com seus produtos que tornam a Exposição dos eventos ainda mais interessante e inovadora. (Aneel – 04.08.2017) 

6 Tarifa binômia pode aumentar tempo de retorno dos projetos de GD

Empresários do mercado de geração distribuída estão preocupados com o impacto da tarifa binômia no setor. A nova modalidade tarifária poderá entrar em vigor em 2019 e é uma das propostas de modernização do setor elétrico em andamento pelo MME. O tema foi alvo de debates nesta sexta-feira, 4 de agosto, em reunião promovida pelo escritório de advocacia Pinheiro Neto, em São Paulo. Segundo Carlos Mattar, superintendente de Regulação da Distribuição da Aneel, um estudo realizado pela agência apontou que a tarifa binômia deve sim afetar o tempo de retorno dos projetos de geração distribuída. “As nossas projeções indicam que hoje o payback está entre 4 e 5 anos e com a tarifa binômia – que ainda não está definida – esse payback vai ser aumentado entre 20 e 30%.” Questionado se isso não afetaria a competividade do negócio, Mattar argumentou que se trata de uma questão de justiça social, pois apenas quem tem maior poder aquisitivo conseguira instalar um sistema de geração próprio, transferindo o custo da rede para o consumidor de menor renda. O presidente da ABGD, Carlos Evangelista, reconhece que a implementação da tarifa binômia no Brasil é um caminho sem volta. “Nossa preocupação é como ela vai vir, se vai ter um período de transição. Havendo um prazo de transição, o mercado consegue se programar”. Evangelista admitiu que o tema preocupa, pois a tarifa binômia vai reduzir a rentabilidade dos projetos de geração distribuída. (Agência CanalEnergia – 04.08.2017) 

7 Há formas de compensar a perda de competitividade na GD, avalia superintendente da Aneel

O presidente da ABGD, Carlos Evangelista avalia que “o principal motivo do cliente entrar em GD, segundo pesquisas, é baixar a fatura de energia. Se não conseguir baixar tudo, o maior atrativo do cliente vai se perder”. O executivo conta que já estabeleceu conversas com o MME para evitar que a implementação da tarifa binômia seja feita de forma tempestiva. Ele sugere que o calendário da nova modalidade tarifária seja prorrogado para 2025. Carlos Mattar, superintendente de Regulação da Distribuição da Aneel, disse que há formas de compensar essa perda de competitividade do mercado de geração distribuída, por exemplo, permitindo a comercialização do excedente de produção ou mesmo remunerando o consumidor pelo serviço prestado à rede. Pela regulação vigente, quando há excedente, o consumidor apenas troca energia com a distribuidora, gerando um crédito para abatimento na fatura quando este precisar consumir da rede. A expansão da GD no Brasil só não é maior porque não há linhas de financiamento competitivas. De acordo com o chefe de project finance em energia do banco Itaú BBA, Marcelo Girão, essa instabilidade regulatória compromete o apetite dos bancos comerciais de financiar esses projetos. “Os bancos comerciais têm dificuldades de alocar funding de longo prazo nesse negócio”, disse. (Agência CanalEnergia – 04.08.2017)

8 Geradoras e BNDES se preocupam com separação de lastro e energia 

A separação entre lastro e energia está no topo das preocupações de geradores com financiamentos junto ao BNDES. A questão preocupa os investidores justamente pelo fato de que os contratos são usados como a garantia dos empréstimos para a expansão do sistema em projetos de energia nova. Essa é a percepção que os especialistas em energia do escritório ASBZ Advogados, Daniel do Valle e Rafael Janiques. O principal problema dessa proposta que consta da consulta pública no. 33 do MME é como ficará a questão dessa financiabilidade, pois vender somente o lastro não garante o projeto do ponto de vista financeiro. “Essa separação de lastro e energia afeta diretamente o negócio dos geradores. Precisamos tomar cuidado de como será tratado o tema. E mais, cada segmento de geração tem um nível de preocupação. Essa consulta é bastante abrangente e muda a base do setor e elétrico que atualmente é um Frankenstein dela mesma com todas as mudanças que foram acrescentadas ao longo do ano”, comentou Janiques em referência à coexistência do regime de cota, geração para o mercado livre, entre outros pontos. Por isso, os advogados afirmam que o momento seria propício para que o setor encarasse um novo “acordão” para zerar as pendências e começar tudo de novo. (Agência CanalEnergia – 04.08.2017)


9 Diagnóstico do setor mostra investimentos prioritários em P&D para atender demanda nas próximas décadas

Um amplo diagnóstico realizado nos últimos dois anos pelo Centro de Gestão e Estudos Estratégicos indicou quais são as áreas nas quais o país terá de concentrar os investimentos em P&D para atender a demanda de energia elétrica até 2050. A instituição promoveu 88 reuniões temáticas com mais de 700 especialistas, mapeou áreas estratégicas, identificou mais de 140 mil pesquisadores e envolveu 80 instituições de pesquisa, além de indicar 2,7 mil linhas de P&D para o setor. O estudo “Prospecção tecnológica no setor de energia elétrica” foi feito a pedido da Aneel e apresentado na última quinta-feira, 3 de agosto, no Congresso Nacional de Inovação em Energia Elétrica (Citenel), em João Pessoa (PB). O objetivo do projeto é orientar as decisões de planejamento e investimento, a partir do mapeamento de rotas tecnológicas prioritárias definidas pelos especialistas, com a participação do próprio setor. Na primeira etapa do estudo, foram realizados painéis com os especialistas para mapear as áreas, com a divisão em cinco grupos temáticos sobre geração e armazenamento de energia elétrica, transmissão, distribuição e assuntos sistêmicos. Desses grupos resultaram 48 agendas estratégicas, a partir das quais identificou-se mais de 400 rotas tecnológicas e as linhas de P&D, com a definição de quais dessas rotas são prioritárias. Foi feito no processo o levantamento de laboratórios, pesquisadores, patentes, artigos científicos publicados em revistas cientificas, artigos apresentados em eventos das empresas e os projetos do programa de pesquisa e desenvolvimento da Aneel. Com esse conjunto de informações, os pesquisadores criaram o que eles chamam de visões de futuro para cada área macrotemática, que é basicamente a definição de onde se pretende chegar. Construídas as trajetórias e definidas como elas se encaixam na cadeia de inovações, o próximo passo será a definição de um plano de ações para isso se torne realidade, explicou Ceres. (Agência CanalEnergia – 04.08.2017) 

10 Procon: Setor elétrico lidera ranking de reclamações em julho em MT 

Os serviços essenciais foram os campeões de reclamações dos consumidores feitas ao Procon de Mato Grosso no mês de julho, com 780 registros, segundo balanço divulgado nesta quinta-feira (3/8) pelo governo. As principais queixas foram contra as áreas de energia elétrica (322), água e esgoto (197) e telefonia celular (154). Ao todo, no último mês foram registradas 24,4 mil reclamações presenciais e online. (G1 – 03.08.2017)

11 Ministério Público do Amapá ingressa ação contra UHE e governo por danos morais coletivos

Ministério Público do Amapá (MP-AP) ingressou com ação civil pública contra uma hidrelétrica e o governo do estado por danos morais coletivos causados pelo descumprimento do Programa de Desenvolvimento Sustentável do Vale do Rio Araguari. O acordo previa os investimentos econômicos em projetos voltados para as comunidades na região, localizada no interior do estado. O governo do Amapá informou que até esta publicação não foi notificado e vai se manifestar após receber a documentação. O MP detalha que para se instalar, a empresa firmou convênio com o governo estadual e realizou estudo de impacto ambiental assegurando que investiriam no cenário socioeconômico do município de Porto Grande, fato que segundo o Ministério, não foi cumprido. Ainda de acordo com a ação, estavam previstos cinco projetos no valor total de R$ 18 milhões, sendo R$ 12 milhões destinados ao Hospital de Porto Grande e o resto dividido para a construção do Superfácil Rural (R$ 2,5 milhões), desenvolvimento agroindustrial (R$ 2 milhões), desenvolvimento extrativista (R$ 1 milhão) e desenvolvimento pesqueiro (R$ 500 mil). Pelo menos R$ 4,5 milhões não foram aplicados nos projetos, aponta o órgão. Outra parte dos recursos que seria garantida para capacitação das comunidades ribeirinhas não foi destinada. O MP requer à Justiça que a empresa e o Estado devolvam os valores já executados. A ação solicita R$ 2 milhões a serem revertidos em investimentos na infraestrutura dos municípios de Porto Grande e Ferreira Gomes na proporção de 75% e 25%, respectivamente. (G1 – 05.08.2017)

12 EOL Delta 3 VII e CGH Bração são liberadas para operação comercial

A Aneel liberou o parque eólico Delta 3 VII para operação comercial da unidade geradora UG7, de 2,3 MW de capacidade instalada, segundo despacho publicado pela Aneel na última quinta-feira, 3 de agosto. A usina fica no município de Barreirinhas (MA). A central de geração hidrelétrica Bração também foi contemplada pela autorização do órgão regulador e poderá operar comercialmente as unidades UG1, de 220 kW e UG2 de 240 kW, totalizando 460 kW de capacidade. O empreendimento fica em Itabirito (MG). A Aneel também autorizou para regime de testes a eólica Delta 3 III, com as unidades geradoras UG3 e UG4, de 2,3 MW cada, totalizando 4,6 MW de capacidade instalada. A usina está localizada no município de Barreirinhas (MA). Outra liberada foi a CGH Pacifico Mascarenhas, que poderá testar suas unidades UG1 e UG2, de 672 kW cada, e UG3, de 1.600 kW, totalizando 2.944 kW de capacidade. A usina fica localizada em Santana do Riacho (MG). (Agência CanalEnergia – 04.08.2017)

13 Projeto da Taesa é enquadrado junto ao Reidi

O MME autorizou na última quinta-feira, 3 de agosto, o enquadramento ao Regime Especial de Incentivos ao Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi) relativo ao projeto de reforços em instalação de transmissão de energia elétrica relativos às Subestações Gurupi e Serra da Mesa, de titularidade da Taesa e que compreende a implantação de diversos módulos de infraestrutura. Os empreendimentos estão localizados em Gurupi (TO) no município de Minaçu (GO). O período de execução vai de abril de 2017 até o mesmo novembro de 2029, demandando investimentos de R$ 119,6 milhões sem a incidência de impostos. (Agência CanalEnergia – 04.08.2017)

14 Artigo de Ricardo Pinheiro: “Proposta de aprimoramento do marco legal do setor elétrico – Sugestões de como apresentá-la ao Congresso Nacional”

Em artigo publicado pela Agência CanalEnergia, Ricardo Pinheiro, consultor, apresenta sugestões de como apresentar a proposta de aprimoramento do marco legal do setor elétrico ao Congresso Nacional, visto a preocupação de que a proposta seja levada ao Congresso de forma a representar o interesse dos envolvidos. Segundo o autor, dessa forma, “não está fora de propósito imaginar que umas centenas de emendas venham a ser apresentadas e muitas delas com falhas por desconhecimento do setor, falta de dados ou falta de informação e de interesses muito específicos, ainda que legítimos”. Pinheiro aborda a necessidade do uso da Análise de Impacto Regulatório (AIR) de modo que a proposta seja apresentada detalhadamente no projeto de lei, com soluções e impactos de cada medida, e conclui que “uma exposição de motivos bem fundamentada da proposta de Aprimoramento do Marco Legal do Setor Elétrico, acompanhada das correspondentes AIRs, (...), e a disposição do MME de apoiar as discussões no Congresso Nacional são fundamentais para que não se perca a oportunidade de recuperar a vitalidade do setor dos seus primeiros anos”. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 07.08.2017)

 

Empresas

1 Mercado das distribuidoras mantém queda no 2º tri

Enquanto a retomada da economia não chega, as distribuidoras continuam sofrendo os efeitos da redução da demanda por energia e do aumento da inadimplência. Até o momento, quatro distribuidoras divulgaram os resultados operacionais do segundo trimestre, todos indicando que o cenário de baixa demanda persistiu. Considerando apenas o mercado cativo, no qual consumidores compram a energia diretamente das concessionárias, houve queda média de 9,63% no consumo no segundo trimestre. No mercado cativo, a principal razão da redução acentuada no consumo ainda é a migração de consumidores especiais para o mercado livre de energia. Mesmo considerando o mercado "fio" das distribuidoras (consumo total incluindo os consumidores livres, uma vez que a energia transita pela rede da distribuidora), houve queda no trimestre, de 0,62%. Com exceção da Energisa, que tem um perfil de consumo diferenciado e teve alta de 2,64% no período, todas as outras companhias - localizadas no Sul e Sudeste - tiveram queda no consumo. O cenário deve se repetir nas outras companhias que ainda divulgarão resultados neste trimestre. "As distribuidoras devem continuar sofrendo com os baixos volumes de energia vendida, devido à desaceleração da economia", disse o Itaú BBA em prévia dos resultados das empresas do setor. A tendência para o ano é de que o cenário de menor demanda seja mantido. (Valor Econômico – 07.08.2017) 

 

2 Eneva: prejuízo é reduzido em 62,5% no 2º trimestre, para R$ 40,8 mi

A empresa de energia Eneva, antiga MPX, teve prejuízo de R$ 40,8 milhões no seguindo trimestre, com redução de 62,5% frente à perda líquida de R$ 108,7 milhões apurada um ano antes. Já o resultado recorrente ficou negativo em R$ 21 milhões, frente a R$ 57,7 milhões também negativos no mesmo intervalo de 2016. A companhia, que prepara sua reestreia na bolsa de valores brasileira, registrou receita operacional líquida de R$ 485,5 milhões, equivalente a crescimento de 3,9%. Ao mesmo tempo, os custos operacionais caíram 5,1%, a R$ 285 milhões. O resultado antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebtida) recorrente ajustado teve retração de 4,1% no trimestre, a R$ 216,2 milhões, e o resultado financeiro líquido ficou negativo em R$ 132,6 milhões, ante R$ 178,5 milhões negativos um ano antes, diante da queda dos índices que corrigem os contratos de financiamento da companhia. Conforme a Eneva, a geração líquida total no trimestre ficou em 1.223 GWh, com queda de 37% diante do menor despacho médio, principalmente das usinas do subsistema Norte. Houve aumento de 7% nas reservas remanescentes de gás natural, que atingiram 18,4 bilhões de metros cúbicos. Ao fim de junho, a dívida líquida da companhia era de R$ 4,3 bilhões, comparável a R$ 4,61 bilhões um ano antes. Os resultados foram publicados na madrugada de sábado na CVM. (Valor Econômico – 06.08.2017)

 

3 Equatorial: ativos de distribuição da Eletrobras e Light serão avaliados, diz fonte

A Equatorial Energia vai analisar todas as possíveis oportunidades de investimento que possam surgir com a privatização de ativos de distribuição da Eletrobras e da Light, disse à Reuters uma fonte com conhecimento do assunto. Com bilhões de reais em caixa, a elétrica que tem como principais acionistas a gestora de recursos Squadra Investimentos, o Opportunity e a BlackRock mostra o interesse dos investidores por ativos importantes no setor elétrico colocados à venda por companhias que buscam reduzir endividamento. "Na verdade, a empresa está olhando todas (oportunidades de aquisição)... todo processo de venda, ela vai olhar", disse a fonte, na condição de anonimato, acrescentando que a empresa já foi sondada pelos controladores da Light. As distribuidoras da Eletrobras, que enfrentam fortes prejuízos e têm péssimos indicadores de qualidade do serviço, teriam forte sinergia com os negócios da Equatorial, pela proximidade geográfica. A princípio, a Equatorial acredita que todas as empresas podem ser boas oportunidades de geração de valor, e por isso a definição sobre os alvos específicos da companhia dependerá principalmente do preço que será atribuído para a privatização de cada ativo, disse a fonte, que é familiarizada com os planos da elétrica. "A grande questão mesmo, nos processos, vai ser o custo-benefício... qual é o preço de entrada", disse a fonte. A Equatorial não comentou o assunto, pois está em período de silêncio. A Equatorial também vai avaliar a Light, cuja parte controlada pela Cemig foi posta à venda em sua totalidade, o que inclui também ativos em geração. Ainda não há uma definição, no entanto, se as unidades de geração e distribuição da empresa serão negociadas em conjunto. Segundo a fonte, a Equatorial não descarta investimentos em geração, mas esse "não é o principal foco" da companhia. (Reuters – 04.08.2017) 

 

4 STF marca para 22/8 julgamento de recurso da Cemig contra leilão de Jaguará 

A Segunda Turma do Supremo Tribunal Federal (STF) marcou para o dia 22 de agosto o julgamento de um recurso apresentado pela Cemig, que pretende suspender a realização do leilão da usina de Jaguara, previsto para ocorrer até 30 de setembro deste ano. A empresa solicita ao STF que conceda uma liminar para paralisar o processo e já recorreu à Justiça para também barrar o leilão das usinas de São Simão, Miranda e Volta Grande, previsto para ocorrer na mesma data do de Jaguara. O governo federal, porém, está decidido a licitar essas usinas ainda neste ano. A decisão sobre Jaguara será tomada pelos ministros da Segunda Turma do STF, colegiado composto pelos ministros Edson Fachin, Gilmar Mendes, Ricardo Lewandowski, Celso de Mello e o relator do caso, ministro Dias Toffoli. Durante o recesso do STF, a presidente do Supremo, ministra Cármen Lúcia, não viu urgência na análise do recurso apresentado pela Cemig, deixando que a decisão fosse tomada depois que os ministros da Corte voltassem ao trabalho. “Assim, destacando-se a data designada para o leilão, que se realizará até 30.9.2017, não há urgência a justificar a atuação desta Presidência, em substituição ao relator da presente cautelar”, alegou Cármen. (O Estado de São Paulo – 04.08.2017)

 

5 Cotesa: comercializadora direciona foco para região Sul

Em funcionamento desde maio deste ano, a comercializadora da Cotesa elegeu como foco o público da região Sul do país. Sediada em Santa Catarina, a Cotesa já tem uma atuação de quase duas décadas no setor elétrico, fazendo desde a operação & manutenção de empreendimentos até soluções para atender ao setor. De acordo com Rafael Franzoni, diretor da comercializadora, a intenção é atender consumidores e geradores da região, além dos que são seus clientes em outras áreas. “O único ponto que não atendíamos era a comercialização de energia. Estava faltando esse braço. Atendemos tanto consumidores quanto geradores”, explica ele. Com uma base de cerca de 40 clientes consumidores, a empresa está comercializando no momento apenas energia renovável. Segundo Franzoni, isso não afasta da Cotesa a energia convencional para futuras negociações. “Até pela situação do mercado, temos atuado bem mais focados na incentivada”, avisa. Ele conta que os clientes têm buscado economizar em todos os sentidos, inclusive na energia. Os clientes querem comprar energia por um preço mais barato para ter um diferencial competitivo e os geradores têm buscado soluções para baixar o custo. Sem estipular uma meta para esse ano, o executivo prefere apostar no bom atendimento para obter resultados. Segundo ele, a inconstância do preço tem sido um fator complicador para mais migrações no ambiente de contratação livre. Franzoni gostaria de um cenário com o preços e regras menos passíveis de alterações. Ele se mostrou preocupado com as variações casadas por alterações na formação do preço. Franzoni também elogia a proposta de consulta pública feita pelo governo para mudar o marco do setor elétrico. Para ele, há a possibilidade da compra e venda de energia se aproximar de uma commodity. “Existe a possibilidade de a gente conseguir negociar direto com o gerador”. (Agência CanalEnergia – 04.08.2017) 

 

6 Light: mais de mil irregularidades de energia são encontradas em bairro da Zona Norte do Rio

A Light realizou na última quinta-feira, 3 de agosto, uma operação de combate ao furto de energia na região de Ramos, Zona Norte do Rio. O resultado de 1.072 irregularidades em 1.697 locais inspecionados, com índice de acerto de 63% nas verificações, impressionou os agentes e a companhia. As ligações clandestinas, conhecidas popularmente como “gatos”, sobrecarregam a rede de distribuição energética, provocando interrupções do fornecimento. Entre os dias 01º e 07 de julho de 2017, a Light informa que atendeu a 10 mil chamados em razão de interrupções. O maior número de ocorrências foi registrado justamente nas regiões onde se furta mais energia, na Zonas Oeste e Norte do Rio de Janeiro e na Baixada Fluminense. A companhia ainda informou que o roubo de energia em sua área de concessão corresponde a cerca de 40% sobre a carga distribuída para a rede de baixa tensão, o equivalente ao consumo do Estado do Espírito Santo, durante um ano. A Light realizou, de janeiro a junho de 2017, 197.045 inspeções, sendo detectadas 144.983 irregularidades (todas normalizadas), ou seja, a cada 100 clientes, 73 furtavam energia. (Agência CanalEnergia – 04.08.2017) 

 

7 Chesf tem penalidade de multa reduzida

A Aneel reduziu a penalidade de multa aplicada à Chesf no valor de R$ 1,78 milhões para R$ 1,60 milhões. O valor inicial corresponde a 0,0530% do montante de R$ 3,36 bilhões relativo ao faturamento anual da subsidiária a Eletrobras durante o período compreendido de dezembro de 2015 a novembro de 2016, para 0,0478% do referido montante. A penalidade refere-se ato de infração resultado de fiscalização que teve como objetivo verificar o cumprimento das disposições regulamentares estabelecidas nos artigos 32 e 33 da Resolução Normativa ANEEL n° 270, de 26 de junho de 2007, relativas ao nível de qualidade dos serviços de energia elétrica e a não prestação do serviço público de transmissão, respectivamente, no ciclo 2014/2015. A penalidade foi aplicada pela verificação da ultrapassagem de padrão de frequência de outros desligamentos apurados no período de junho de 2014 a maio de 2015. Nessa parcela da fiscalização foram apurados problemas em 69 trechos de ativos de transmissão. A segunda parte tem como base o atingimento dos limites de descontos definidos na resolução normativa 270/2007 da Aneel. (Agência CanalEnergia – 04.08.2017) 

 

 

Leilões

1 Transmissão pode ter investimento recorde de R$ 23 bi, diz Aneel

O segundo leilão de LTs previsto para 2017, a ser realizado entre outubro e novembro, deve oferecer projetos que somam R$ 10,3 bilhões em investimentos. Se todos os lotes forem arrematados, o segmento baterá recorde de contratação de novos projetos em um ano, alcançando R$ 23 bilhões - em abril, R$ 12,7 bilhões foram contratados. Essa projeção é feita por técnicos da Aneel. Confirmada a expectativa de contratação de novas linhas este ano, o segmento terá superado em mais de 20% o volume de R$ 18,9 bilhões dos projetos negociados nos leilões do ano passado. Os certames de 2016 são responsáveis, até agora, pelo maior volume de investimento anual em transmissão registrado na série histórica do órgão regulador. Tiago Correia, diretor da Aneel, considera que o recorde de contratação de linhas em 2017 pode ser explicado pelo aperfeiçoamento dos editais e melhora na rentabilidade dos projetos. Até o ano passado, houve ainda o represamento de lotes não arrematados nos leilões pelas transmissoras que não estavam satisfeitas com o ambiente de contratação. "Este ano tivemos uma melhora significativa dos leilões com maior clareza das regras, mas me parece que a principal razão desse resultado, a ser confirmado, é o aumento da taxa interna de retorno", disse Correia. Para 2018, a Aneel já prepara a oferta, no início do ano, de outra leva de projetos de transmissão que somam R$ 6,1 bilhões. 

 

2 Leilões de LTs não trazem retorno imediato para recuperação da economia

Apesar de o governo comemorar a melhora do ambiente de contratação que andava ruim até o início do ano passado, os leilões de transmissão não trazem retorno imediato para a recuperação da economia, nem rendem receita extra ao caixa do Tesouro com o pagamento de outorga. Os efeitos mais aguardados, que inclui a geração de emprego na fase de construção civil, são sentidos de maneira mais forte dois anos depois da assinatura dos contratos. O presidente da Abrate, Mário Miranda, afirmou que o principal gatilho de desembolso é o licenciamento ambiental dos projetos que ocorrem, em média, 17 meses após a contratação. Segundo ele, é nessa fase que os bancos liberam os financiamentos e a ordem de pagamento aos fornecedores começa a ser emitida. "Nossa economia está sentindo os impactos dos projetos de transmissão contratados em 2015. Essas obras estão em pleno vapor", disse o presidente da Abrate. Ele ressaltou que o planejamento do setor indica um investimento médio de R$ 11,9 bilhões por ano no segmento de transmissão até 2026. (Valor Econômico – 07.08.2017)

 

 

Oferta e Demanda de Energia Elétrica

1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil

Os reservatórios do Nordeste sofreram alteração negativa de 0,1% nos níveis em comparação com o dia anterior e se encontram com 15% da capacidade, segundo dados do ONS referentes ao último dia 3 de agosto. A energia armazenada na região é de 7.787 MW mês e a ENA é de 1.092 MW med, que equivale a 27% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A usina de Sobradinho está com 9,79% da capacidade. No Sudeste/Centro-Oeste o recuo nos níveis foi de 0,3% e os reservatórios operam com 37,4% da capacidade. A energia armazenada é de 76.131 MW mês e a ENA é de 16.204 MW med, que equivale a 79% da MLT. Furnas registra 36,01% da capacidade. Na região Sul a alteração negativa nos níveis foi de 0,7% e os reservatórios apresentam 67,8% da capacidade. A energia armazenada é de 13.623 MW mês e ENA é de 3.482 MW med, que corresponde a 30% da MLT. A usina de Passo Fundo está com volume de 97,98. No Norte do país a diminuição foi de 0,2% e os reservatórios estão com 58,7%. A energia armazenada na região é de 8.834 MW mês e a ENA é 1.902 MW med, que é o mesmo que 66% da MLT. A hidrelétrica de Tucuruí opera com 91,59% de capacidade. (Agência CanalEnergia – 04.08.2017) 

2 CCEE: PLD atinge teto anual e fica em R$ 533,82/ MWh entre 5 e 11 de agosto

O PLD para o período entre 5 e 11 de agosto atingiu o teto estabelecido para o ano ao passar de R$ 514,66/MWh para R$ 533,82/MWh no Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. O preço segue idêntico em todos os submercados, uma vez que os limites de intercâmbio entre os submercados não foram atingidos em nenhum patamar de carga. As afluências esperadas para o Sistema, em agosto, foram revistas de 67% para 63% da Média de Longo Termo, abaixo da média para todos os submercados: Sudeste, de 75%; Sul, com 49%; Nordeste, de 33% e Norte, com 61%. A carga prevista para a próxima semana deve ficar 1.085 MW med mais baixa frente à expectativa anterior, com reduções de 935 MW med no Sudeste e de 150 MW med no Nordeste. Não há alterações na carga prevista para o Sul e Norte. Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram 610 MW med mais baixos frente à última previsão com reduções no Sudeste, de 610 MW med e de 200 MW med no Sul. Já no Nordeste e no Norte, os níveis apresentaram valores em torno de 105 MW med e 95 MW med acima do esperado, respectivamente. O fator de ajuste do MRE previsto para agosto é de 61,7%. Os ESS são esperados em R$ 6 milhões para o período, valor referente à restrição operativa. (Agência CanalEnergia – 04.08.2017)

3 ONS: Afluências dos subsistemas devem ficar abaixo da média em agosto

As afluências em todos os subsistemas devem ficar abaixo da média histórica em agosto, de acordo com dados do ONS, a ENA do Sudeste/Centro-Oeste deve ficar em 15.248 MW med, que é 75% da média de longo termo. No Sul, ela deve chegar a 5.082 MW med, o equivalente a 49% da MLT. No Nordeste, que continua em situação difícil, a ENA prevista é de apenas 1.126 MW med. Esse valor corresponde a 33% da MLT. No Norte, a ENA fica em 1.647 MW med, que correspondente a 61% da MLT. Com isso, o armazenamento no Nordeste deve chegar ao fim de agosto com 11,6%; no Sudeste/Centro-Oeste, com 32,2%; Norte, com 50%; e Sul, com 58%. Ainda de acordo com o ONS, a carga no SIN em agosto deve ter uma variação de 1,1% na comparação com o mesmo período do ano anterior. O desempenho está ligado ao momento fraco da economia. A temperatura deve subir em todas as capitais, com poucas chuvas. O subsistema que vai ter a maior variação na carga é o Sul, que vai ter um aumento de 10.922 MW med ou 4,1% na carga. Em seguida vem o Norte, com aumento de 3,5% na carga, que deve ficar em 5.779 MW med. O Sudeste/ Centro-Oeste, fica praticamente estável, crescendo apenas 0,2% e registrando 37.033 MW med. No Nordeste, a carga não cresce, permanecendo em 10.148MW med. O despacho térmico programado ficou em 14.339 MW médios, sendo a maior parte 9.698 MW med por ordem de mérito. (Agência CanalEnergia – 04.08.2017) 

4 ONS reduz projeção de carga de energia e chuva na área de hidrelétricas em agosto

O ONS prevê que a carga de energia do SIN deverá fechar agosto com alta de 1,1 por cento, o que representa uma queda ante a projeção da semana passada, que apontava para elevação de 1,9 por cento. O órgão do setor de eletricidade também reduziu a previsão de chuva na área das hidrelétricas do Sudeste, que concentram os maiores reservatórios, e agora vê as precipitações neste mês em 75 por cento da média histórica, ante 78 por cento na semana anterior. (Reuters – 04.08.2017) 

 

5 Caso Samarco: hidrelétrica atingida deve levar mais 1 ano para voltar a operar

A hidrelétrica de Candonga, no rio Doce, em Minas Gerais, ainda deve levar mais de um ano para retomar a operação, após ser invadida por lama na sequência do rompimento de uma barragem de mineração da Samarco em novembro de 2015, em um incidente que deixou 19 mortos e é considerado o maior desastre ambiental do Brasil. A projeção foi apresentada à Cemig e à Vale, donas da usina, pela Fundação Renova, uma entidade criada pelos acionistas da Samarco que tem concentrado os trabalhos de recuperação do ambiente, ativos e comunidades afetadas pelo incidente. "A previsão da Fundação Renova é de que possa haver o enchimento do lago em julho de 2018, se conseguirem concluir os trabalhos no prazo", disse à Reuters a área de comunicação da hidrelétrica de Candonga. A usina está paralisada desde o incidente na barragem, sem gerar energia para o sistema elétrico. A suspensão da geração de energia acontece para evitar possíveis danos que a lama poderia causar às turbinas, mas segundo o documento visto pela Reuters análises feitas até o momento não indicam comprometimento das estruturas civis do empreendimento. Um documento com data de julho visto pela Reuters afirma que devem ser realizados até o final deste ano trabalhos de dragagem e limpeza do canal de jusante da usina. Posteriormente, serão necessários mais entre cinco e sete meses para recuperação das unidades geradoras e demais equipamentos da casa de força da hidrelétrica. (Reuters – 04.08.2017) 


Meio Ambiente

1 Trio de UHEs propõe inundar 1.085 km² da Amazônia

Um trio de novas hidrelétricas que poderão ser erguidas na Amazônia prevê a inundação de uma área equivalente à da cidade do Rio de Janeiro, em uma das áreas ambientais mais sensíveis de toda a região, entre a fronteira dos Estados do Mato Grosso, Rondônia e Amazonas. Na última semana, conforme apurou o Estado, a empresa paranaense de engenharia Intertechne Consultores, que assina projetos de grandes hidrelétricas erguidas na Amazônia – como Belo Monte, Santo Antônio e Teles Pires –, registrou pedido de autorização na Aneel para estudar a viabilidade de três usinas. As hidrelétricas seriam erguidas em meio a uma série de unidades de conservação ambiental e terras indígenas, nos rios Aripuanã e Roosevelt. O que chama a atenção nos três projetos são as imensas áreas de vegetação que teriam de ficar debaixo d’água por conta da construção das barragens, tudo para gerar um volume relativamente baixo de energia. A usina de Sumaúma, segundo os estudos, teria capacidade de gerar 458 MW de energia. Para isso, no entanto, inundaria 420 km² de mata. A hidrelétrica de Quebra Remo entregaria mais 267 MW, desde que 233 km² de floresta fiquem submersos. A terceira usina, a de Inferninho, prevista para o lendário Rio Roosevelt, onde vivem os índios cinta-larga, poderia produzir 310 MW de energia, mas deixaria 432 km² de vegetação cobertos por um lago artificial. Passada a régua, as três usinas adicionariam 1.035 MW de energia ao País, com o custo de inundar 1.085 km² da Amazônia, quase a dimensão de toda a capital fluminense, com seus 1.250 km². (O Estado de São Paulo – 05.08.2017) 

 

Energias Renováveis

1 AES Tietê: projeto solar é transferido para SP

Depois de esperar por mais de um ano por um leilão voltado para fontes renováveis, a AES Tietê comprou um projeto de energia solar por R$ 75 mi, o que poderá tirar o projeto solar de Água Vermelha do papel. Esse será o primeiro projeto "greenfield" da companhia no Brasil, e contará com a expertise da matriz americana, contou ao Valor o presidente da AES Tietê, Ítalo Freitas. "Criamos uma área de engenharia e construção, que terá suporte 'full time' da AES dos Estados Unidos", disse Freitas. Segundo ele, existe total interação entre essas áreas no Brasil com a controladora americana. "Toda a expertise que eles têm no mundo será usada", afirmou ele. Por enquanto, falta ainda decidir onde ficará a usina. A AES Tietê comprou o contrato de compra de energia de um projeto localizado em Tacaibó, em Pernambuco, com autorização para construção de 91MWp de potência. O objetivo da companhia, porém, é transferir a autorização para o Estado de São Paulo, na cidade de Ouroeste, a fim de viabilizar a construção da usina solar Água Vermelha, próxima da hidrelétrica de mesmo nome, que também é concessão da AES Tietê. A expectativa da AES Tietê é que a aprovação pelo regulador saia dentro de cinco a seis meses. Se a mudança for aprovada, o contrato permitirá que a companhia construa metade do planejado para o complexo solar Água Vermelha, de 180 MW. A outra metade do projeto deve depender da realização de um leilão da fonte solar fotovoltaica. Para a AES Tietê, a principal vantagem será nas sinergias na operação da usina, já que ficará ao lado da hidrelétrica. Além disso, praticamente não haverá necessidade de investimentos em transmissão, já que a usina ficará próxima da rede já existente. Outro ponto é cumprir a obrigação que a AES Tietê tem de fazer a expansão da capacidade instalada no Estado de São Paulo, de cerca de 300 MW. "Isso vai marcar o início de nosso investimento em São Paulo", disse. (Valor Econômico – 07.08.2017)

2 Microgeração solar ultrapassa os 100 MW

O Brasil atingiu a marca dos 100 MW de capacidade de microgeração solar distribuída nesta semana, de acordo com dados da Aneel. Mais precisamente, são 101,5 MW instalados, de 12.640 sistemas fotovoltaicos, que fornecem energia para 14.027 unidades consumidoras no país. A fonte domina entre as pequenas usinas instaladas pelos próprios de consumidores - aquelas com até 5 MW de capacidade, ou 3 MW, no caso da geração hídrica. As solares correspondem a 99% do total de 12.763 microusinas instaladas no país e a 70% da capacidade total instalada de microgeração, que soma 144,9 MW. O presidente executivo da Absolar, Rodrigo Sauaia, avalia que o crescimento da modalidade é impulsionado por três fatores principais: a redução de mais de 75% no preço da energia solar fotovoltaica nos últimos 10 anos, o aumento de mais de 50% nas tarifas de energia elétrica nos últimos dois anos e um aumento no protagonismo e na consciência e responsabilidade socioambiental dos consumidores, cada vez mais interessados em economizar dinheiro ajudando simultaneamente a preservação do meio ambiente. “O Brasil possui mais de 81 milhões de unidades consumidoras e um interesse cada vez maior da população, das empresas e também de gestores públicos em aproveitar seus telhados, fachadas e estacionamentos para gerar energia renovável localmente, economizando dinheiro e contribuindo na prática para a construção de um país mais sustentável e com mais empregos renováveis locais e de qualidade”, diz Sauaia. (Brasil Energia – 04.08.2017)

3 Energia eólica: fonte ganha modelo de previsão de geração com mais de 90% de acerto

Nessa semana, o país começou a contar oficialmente com um modelo de previsão de energia eólica Segundo dados da Associação Brasileira de Energia Eólica, a assertividade da projeção desse modelo está acima de 90% para o horizonte do dia seguinte após cerca de três meses de testes. O modelo é o resultado de uma parceira entre a Associação Brasileira de Energia Eólica, e o Operador Nacional do Sistema Elétrico. A formalização da entrega do sistema ocorreu no último dia 2, em São Paulo. Entre suas características está a de ser um modelo único, de código aberto e, portanto, de domínio público. “O modelo representa um avanço muito importante para o setor. Atualmente temos o modelo de previsão de vazões no sistema cujo código não é aberto e que alimenta o Newave. Agora a eólica também tem um modelo de previsões e isso é um avanço porque cada vez mais aumenta a participação na geração e a relevância na matriz como um todo. Principalmente no submercado Nordeste região na qual já chega a responder por até 50% da carga”, afirmou a presidente executiva da entidade, Élbia Gannoum à Agência CanalEnergia. Ela conta que há cerca de um ano formou-se um grupo com o objetivo de estudar o modelo. O Operador, continuou a representante, já havia formado convênios com países da Europa com forte presença da eólica para desenvolver o seu expertise com a fonte que começava a se desenvolver de forma mais significativa por aqui. E hoje há visão do operador de que eólica é variável e não intermitente. “No médio prazo a eólica acaba sendo mais previsível que a hídrica. De um dia para o outro ainda apresenta uma variação maior. Esse modelo consegue aproximar a geração e o planejamento com uma acurácia acima de 90% para o dia seguinte”, revelou. (Agência CanalEnergia – 04.08.2017) 

4 Energia eólica: modelo de previsão representa um marco no setor

Segundo executiva da ABEEólica, Élbia Gannoum, “O modelo [de previsão] entregue pelo ONS é um marco do setor [eólico] porque deixa claro que a inserção de mais eólicas em nossa matriz não só é possível de ser feita com segurança, como também com uma previsibilidade cada vez maior. É um modelo que representa a maturidade e consolidação da eólica”. Por ter o código fonte aberto há a possibilidade de que os agentes que rodam o sistema aprimorá-lo e assim que o fizer submeter ao ONS para que todos tenham a informação padronizada, desde que a o operador valide a alteração, caso se mostre positiva. O objetivo é o aprimoramento das previsões para reduzir a menos de 10% a margem de erro das projeções. Para essa avaliação, explicou o diretor técnico da ABEEólica, Sandro Yamamoto, será criado um grupo com reuniões periódicas com profissionais que utilizam o modelo para discutir aprimoramentos que venham a ser necessários. O operador afirmou que a margem de acerto para a previsão global na região Nordeste te sido considerada boa. Tanto que depois da adoção do modelo dificilmente é necessária a reprogramação de geração por violação de reserva de potência. Élbia, destacou que esse fator é importante para otimizar o uso da rede de transmissão. Apesar de ainda ser necessário que haja espaço para a transmissão de energia para o Nordeste, as lacunas que devem ser deixadas são otimizadas. Yamamoto explicou que o modelo utilizou informações passadas pelos parques eólicos sobre os ventos que são passados a cada 15 dias. Com isso montou-se um sistema com o que foi gerado de energia com base naquele vento e o cenário da meteorologia. Os principais indicadores são as projeções dentro de um mesmo dia e para o dia seguinte. Ele explicou que há perspectivas mais à frente, mas como a probabilidade de erro aumenta o importante para o operador é mesmo esse horizonte principal. (Agência CanalEnergia – 04.08.2017) 

5 Heineken Brasil pretende atingir desafio de ser 100% renovável até 2025

Até 2025, a Heineken Brasil pretende ser uma das primeiras fabricantes de bebidas do país a atingir o desafio global de ser 100% renovável, tanto em energia elétrica, quanto térmica. A decisão do grupo, que adquiriu recentemente a Brasil Kirin, e utiliza em seus processos um mix de energia limpa, onde usa biomassa, óleo vegetal, biogás e energia eólica, vai ao encontro às metas do Acordo de Paris. Atualmente, a fabricante reduziu significativamente seus índices de emissões, que eram de 6,8 kg CO2 por hectolitro (hl) de cerveja produzido em 2012 e passou a ser 3,0 Kg CO2/hl em 2017. No Brasil, as cervejarias de Araraquara e de Ponta Grossa já são consideradas as duas melhores cervejarias da Heineken do mundo no que diz respeito à emissão de CO2. As ações introduzidas nas unidades produtoras foram a troca de caldeiras – que passaram a operar com biomassa – a melhoria de performance, e também pela compra de energia renovável na maioria das operações. Além disso, para aumentar sua fonte de energias renováveis, a fabricante já tem contrato para compra total de energia de um novo parque eólico que deve ser inaugurando ainda neste ano. (Ambiente Energia – 04.08.2017) 

 

Gás e Termelétricas

1 Térmica Coprodia é liberada para operação comercial

A Agência Nacional de Energia Elétrica liberou a usina termelétrica Coprodia, de titularidade da Cooperativa Agrícola de Produtores de Cana de Campo Novo Ltda, para operação comercial da unidade geradora UG1 de 2 MW de capacidade instalada, segundo despacho publicado pela Aneel na última sexta-feira, 4 de agosto. A usina fica no município de Campo Novo do Parecis (MT). (Agência CanalEnergia – 07.08.2017)

 

2 Térmica de Sergipe deve gerar mil empregos no estado até o fim do ano

A usina termoelétrica que está sendo construída no município da Barra dos Coqueiros (SE) deve gerar mil empregos até o final deste ano. Segundo o presidente da empresa, Eduardo Maranhão, até dezembro a obra vai gerar mil empregos diretos. O anunciou foi feito durante uma reunião nesta quinta-feira (3), entre representantes da empresa e do Governo do Estado. A usina termoelétrica da Barra dos Coqueiros deve ficar pronta em janeiro de 2020. (G1 – 04.08.2017) 

 

 

Economia Brasileira

1 Meirelles afirma que incerteza política foi equacionada nesta semana

O Brasil viveu momentos importantes e de muita incerteza na área política, mas isso se equacionou nesta semana, afirmou o ministro da Fazenda, Henrique Meirelles. Em palestra durante evento em São Paulo, Meirelles fez um paralelo entre o agravamento recente da crise política com a piora nos indicadores brasileiros desde 2014. “Se olharmos os juros longos, fazendo correlação entre Brasil e países similares, partindo de fevereiro de 2014, vemos que no caso do Brasil, houve piora grande”, afirmou. Os mesmos indicadores tiveram uma recuperação “substancial” a partir de 2016 até maio deste ano, segundo Meirelles. “Houve uma subida forte e aguda dos juros, mas eles voltaram a cair em seguida”, disse o ministro, ao destacar que esse efeito reflete a continuada estabilização da economia brasileira. Meirelles destacou que a atividade econômica está em recuperação, mas o desemprego passa por uma situação reversa à vivida pelo país em 2014. “O desemprego reage com certa defasagem, chegamos ao fim de 2014 com um índice baixíssimo, mas a economia já estava caindo no primeiro semestre daquele ano”, disse o ministro. Neste momento, a atividade econômica está em recuperação, mas o desemprego ainda está elevado, segundo Meirelles. “Diversos setores têm uma trajetória de melhora semelhante da atividade”, destacou. (Valor Econômico – 04.08.2017)

 

2 Meirelles crê que reformas podem avançar juntas

O ministro da Fazenda, Henrique Meirelles, afirmou que, com a previsão de que a reforma da Previdência seja pautada pela Câmara em setembro, há grandes chances de aprovação do projeto até o fim de outubro. "Estamos trabalhando fortemente na agenda de reformas", disse o ministro durante evento em São Paulo. Meirelles destacou a aprovação da reforma trabalhista pelo Congresso e afirmou que, enquanto a proposta para a Previdência não é aprovada, nada impede que já se comece a trabalhar na proposta de reforma tributária. Ele mencionou também uma série de reformas de desburocratização tocadas pelo governo, como o cadastro positivo, e-social e duplicata eletrônica. “Hoje, uma empresa no Brasil gasta 2,6 mil horas só pra pagar imposto em um ano. A ideia é reduzir isso para 600 horas”, disse. A expectativa do governo é que o nível de produtividade da economia brasileira cresça como resultado de reformas microeconômicas, junto com a estabilização fiscal e o que o ministro chamou de "crowding in". “Durante décadas o governo ocupou parcelas do setor privado na economia. Com o teto de gastos, a despesa pública como proporção do PIB deve cair para 15% em dez anos”, ressaltou. Ainda segundo Meirelles, o caminho agora é persistir. “Vamos trabalhar nas reformas da Previdência, tributária, e em uma série de outros projetos em andamento, como por exemplo a TLP”, afirmou. (Valor Econômico – 04.08.2017)

 

3 Mercado de juros futuros tem poucas movimentações à espera de IPCA 

O mercado de juros futuros experimentou uma dia "parado" nesta sexta-feira, com investidores chegando ao fim da semana com posições ajustadas antes da divulgação de importantes leituras de preços nos próximos dias. As taxas, no entanto, acumulam queda desde a sexta-feira passada, pressionadas pela melhora da percepção de risco após a vitória do presidente Michel Temer em votação na Câmara dos Deputados. A decisão dos parlamentares de barrar o encaminhamento da denúncia ao STF deu novo gás à perspectiva de reformas, necessárias para a queda do juro estrutural - movimento que abre espaço para Selic sustentavelmente mais baixa. O "trade" de política monetária poderá ser influenciado na semana que vem pelas divulgações de IGP-DI e IPCA - ambos de julho. O Goldman Sachs espera deflação de 0,40% para o IGP-DI e alta de 0,18% do IPCA, após taxa de -0,23% em junho. O UBS também prevê IPCA em terreno positivo, em 0,20%, devido a aumentos sazonais na conta de energia elétrica e ao primeiro impacto da elevação de impostos sobre combustíveis. O banco espera aceleração ainda mais forte do índice em agosto. “Porém, a perspectiva macro continua a mesma: inflação corrente devendo ficar abaixo da meta”, afirma o UBS, que espera IPCA de 3,7% em 2017. Ao fim do pregão regular, às 16h, o DI janeiro/2018 tinha taxa de 8,190%. O DI janeiro/2019 subia a 7,990%. O DI janeiro/2021 mostrava 9,140%. E o DI janeiro/2023 caía para 9,700%. (Valor Econômico – 04.08.2017)



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