CPFL mira leilões da Celg-T, CEEE-G e de transmissão

Lucro da companhia salta 143,6% para R$ 1,1 bi no segundo trimestre influenciado pela retomada no consumo industrial

HENRIQUE FAERMAN, DA AGÊNCIA CANALENERGIA

Depois de comprar a CEEE-T por R$ 2,67 bilhões, a CPFL Energia está de olho em três principais oportunidades de crescimento em 2021, estudando os ativos da Celg-T, com leilão marcado para outubro, além dos certames de transmissão do governo e da CEEE-G, previstos para dezembro, destacou o presidente da companhia Gustavo Estrella em teleconferência ao mercado nesta sexta-feira, 13 de agosto.

“São várias alternativas na mesa para avaliar e endereçar aquelas que irão fazer mais sentido para nós”, comentou o executivo, afirmando que o interesse maior recai em ativos que a companhia já tem participação na geradora gaúcha, como no caso das usinas hidráulicas do Complexo Energético do Rio das Antas(Ceran) e Energética Barra Grande (Baesa).

De acordo com Estrella, a estratégia sempre foi balancear crescimento com pagamento de dividendos sem comprometer as novas oportunidades, tendo uma linha divisória clara da atuação perante o controlador, a chinesa State Grid, que se concentra em projetos de transmissão de alta voltagem.

“Nós ficamos com um nível médio de mais baixa voltagem, com muito mais características de interação com o negócio de distribuição”, pontua.

O grupo reportou seus resultados financeiros na última quinta-feira, 12, mostrando lucro líquido de R$ 1,126 bilhão no segundo trimestre de 2021, salto de 143,6% ante igual período do ano passado. Já o Ebitda consolidado atingiu R$ 2 bilhões, avanço de 70% na comparação anual, enquanto a receita liquido chegou a R$ 8,813 bilhões, aumento de 34,3% na comparação anual.

O consumo de energia teve retomada, com crescimento de 12,9%, ficando inclusive acima do patamar do segundo trimestre de 2019. Por sua vez, as vendas de energia na área de concessão da empresa totalizaram 16.881 GWh no período, resultado atribuído a classe industrial, que registrou crescimento 27,4%, seguido pela comercial, com 14%.

Crise hídrica

Sobre a crise hídrica o presidente da CPFL destacou que o período entre outubro a dezembro deverá ser o mais crítico, com temperaturas mais altas e consumos maiores, exigindo planejamento e atenção para o atendimento à demanda, mas ressaltando um cenário mais confortável para 2022 com expectativa da entrada de 10 GW de nova capacidade.

“É grave a expectativa de curto-prazo e ainda que não se tenha um cenário base com racionamento para esse ano existe o risco”, avalia Estrella, que numa hipótese de racionamento não enxerga nenhum outro cenário que não o de 2001, com a compensação e reequilíbrios de contratos de concessão pensando na sustentabilidade do setor ao longo prazo.

“Se houver racionamento de 10% o impacto em toda cadeia do setor é tão grande que não tem como enxergar um efeito isolado em um segmento ou outro”, pontua.

Para Estrella, os players e agentes tem que sentar e discutir a crise e os impactos nas precificações e outras situações, o que irá depender do tipo de gerador, de heads hidrológicos, marcado livre, cativo. “São tantas variáveis que passam pela rediscussão ampla de todas as regras do setor, algo que é muito complexo”, conclui.

Pelo lado das distribuidoras, uma sugestão dada à Aneel em recente Consulta Pública é a sinalização de aumentar ainda mais o valor do segundo patamar da bandeira vermelha devido ao risco hidrológico e aumento dos despachos termelétricos, o que está em discussão.

“A agenda regulatória foi atropelada por uma série de novos assuntos, como a pandemia, mas as discussões continuam em paralelo, como no caso também dos custos operacionais, regulatórios e de perdas”, finaliza Estrella.

ONS: custo marginal de operação médio ultrapassa R$ 3 mil

Consumo de energia deverá aumentar em 3,2% na comparação com o mesmo período do ano passado

MAURÍCIO GODOI, DA AGÊNCIA CANALENERGIA, DE SÃO PAULO (SP)

O custo marginal de operação médio continua a sua escalada ao longo de agosto. Na revisão 2 do Programa Mensal de Operação o valor ultrapassou R$ 3 mil/MWh e está em R$ 3.044,45/MWh em todos os submercados. Segundo dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico, o patamar de carga pesada está em R$ 3.091,73, o de carga média em R$ 3.069,18 e no leve em R$ 2.995,74/MWh.

Com isso continuam todas as térmicas sendo despachadas, a previsão é de um total de 14.806 MW médios, sendo 4.745 MW médios por inflexibilidade e a maior parte, por ordem de mérito, ou 10.061 MW médios.

A previsão de vazões continua no mesmo patamar de grandeza da previsão original do ONS. No Sudeste/ Centro-Oeste, a estimativa é de que a energia natural afluente fique em 57% da média de longo termo. Apesar de bem abaixo do histórico de 91 anos é o segundo mais elevado, perdendo apenas para o Norte que tem previsão de 81% da MLT. No Nordeste o índice projetado é de 42% e no Sul de apenas 33% da média histórica dos 91 anos.

Em termos de armazenamento, a projeção aponta a continuidade da maior pressão sobre o SE/CO que espera-se terminar agosto em 21,2% do total. No Sul os volumes estão em queda livre, de um total de 37,5% atuais deverá fechar o período com 24,2%. No NE a estimativa é de 48,9% e no Norte 73,5%.

Ao mesmo tempo a expectativa de carga é de aumento de 3,2% na comparação com o mesmo período de 2020. Segundo análise do ONS, a diminuição das restrições locais provocadas pelo avanço na vacinação tem provocado uma melhora nas condições de demanda com impacto mais forte, que a esperada no início do ano, na recuperação da economia brasileira.

Além disso, a meteorologia aponta a ocorrência de temperaturas superiores às observadas na semana em curso, nas capitais dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, exceto no Rio de Janeiro onde as previsões indicam temperaturas, em média, semelhantes as observadas na semana que termina nesta sexta-feira, 13 de agosto.

Com isso, a projeção é de que no SE/CO seja verificado crescimento de 1,4%, no Sul é de 5,2%, no NE o maior índice com 7,1% e 3,7% no Norte.

Em termos de meteorologia, houve precipitação apenas nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu e em pontos isolados do Paranapanema na semana em curso. As demais bacias hidrográficas de interesse do SIN apresentaram período de estiagem. E para os próximos sete dias a previsão é de registro de chuva fraca a moderada apenas nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai.

PEC disciplina gasto com precatórios, garante Paulo Guedes

Empresas poderão optar por oferecer qualificação a empregados, em vez de pagar contribuição ao Sistema S

Por Daniel Rittner e Cristiano Romero — De Brasília

O ministro da Economia, Paulo Guedes, diz que, sem a adoção de regras para o parcelamento de precatórios devidos pela União, despesa que tem crescido de forma vertiginosa nos últimos anos, o governo teria que recorrer a um “shutdown”, isto é, à suspensão do funcionamento de órgãos públicos e até mesmo do pagamento de salários.

Inflação mais alta deprime renda e limita a retomada

Só a classe A terá sobra de recursos, com alta de 2,8%. Na outra ponta, a classe D/E deve ter um recuo de 18,5%

Por Ana Conceição — De São Paulo 

O aumento na inflação está deixando menos renda na mão das famílias e é um fator que pode limitar o consumo neste ano, um fator que se adiciona a outros, como a escassez de insumos na indústria e as perdas na agropecuária, como percalços no caminho de um crescimento mais forte da atividade.

Alta ou baixa do preço da energia não depende de privatização da Eletrobras, diz Altieri, da CCEE

“Se o preço da energia vai subir ou cair, depende do mercado, não da privatização da Eletrobras. Depende dos movimentos naturais do mercado", sustentou durante Live do Valor

Por André Ramalho, Valor — Rio 

O presidente do conselho de administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Rui Altieri, disse que a privatização da Eletrobras não será determinante para reduzir ou aumentar os preços de energia do país. “Se o preço da energia vai subir ou cair, depende do mercado, não da privatização da Eletrobras. Depende dos movimentos naturais do mercado. Na nossa avaliação, não passa pela questão da capitalização da Eletrobras”, afirmou o executivo, durante participação na Live do Valor.

Preços do petróleo caem em meio à vacilante perspectiva de demanda na China

Por Ahmad Ghaddar

LONDRES, 16 de agosto (Reuters) - Os preços do petróleo caíram cerca de 1% na segunda-feira, caindo para uma terceira sessão, depois que dados oficiais mostraram que a produção de refino e a atividade econômica desaceleraram na China, em uma indicação de que os surtos de COVID-19 estão prejudicando os segundos -maior economia.

O petróleo Brent caiu 58 centavos, ou 0,8%, a US $ 70,01 o barril às 0943 GMT. O petróleo dos EUA caiu 64 centavos, ou 0,9%, para US $ 67,80. Ambos os contratos caíram mais de $ 1 no início da sessão.

A produção da fábrica chinesa e o crescimento das vendas no varejo desaceleraram drasticamente em julho, mostraram dados, perdendo as expectativas, já que enchentes e novos surtos de COVID-19 interromperam a atividade comercial. consulte Mais informação

O processamento de petróleo bruto da China no mês passado também caiu para o nível mais baixo em uma base diária desde maio de 2020, com refinarias independentes cortando a produção em face de cotas mais apertadas, estoques elevados e lucros em queda. A China é o maior importador de petróleo do mundo. consulte Mais informação

"(Preocupações) sobre a propagação da variante Delta na China e os efeitos que isso terá sobre a demanda de petróleo continuam a pesar sobre os preços", disse o Commerzbank em uma nota.

As dúvidas sobre a velocidade da recuperação econômica também aumentaram depois que o sentimento do consumidor americano caiu drasticamente no início de agosto para o seu nível mais baixo em uma década, mostrou uma pesquisa da Universidade de Michigan no final da semana passada. consulte Mais informação

A Agência Internacional de Energia (IEA) disse na semana passada que o aumento da demanda por petróleo bruto reverteu o curso em julho e deve aumentar a uma taxa mais lenta durante o resto de 2021 por causa do aumento das infecções de COVID-19 da variante Delta. consulte Mais informação

Os gestores de dinheiro reduziram suas posições líquidas de futuros e opções de petróleo nos EUA na semana até 10 de agosto, disse a Comissão de Negociação de Futuros de Commodities dos EUA (CFTC) na sexta-feira.

Os especuladores também cortaram suas posições de futuros e opções em Nova York e Londres em 21.777 contratos, para 283.601 no período, disse a CFTC.

Reportagem adicional de Aaron Sheldrick em Tóquio. Edição de David Goodman

Consolidação de produtores de petróleo do Golfo do México nos EUA acelera

Por Gary Mcwilliams

HOUSTON, 16 de agosto (Reuters) - Os produtores de petróleo e gás do Golfo do México nos EUA se consolidaram em um ritmo mais rápido durante a pandemia, mostram novos dados do governo, à medida que os preços em queda espremiam perfuradores menores que eram vistos como o futuro do setor.

O domínio dos principais produtores do Golfo se agiganta à medida que a vitrine de tecnologia do setor, a Offshore Technology Conference, começa oficialmente em Houston na segunda-feira. O evento, que em anos anteriores atraiu mais de 60.000 pessoas e 1.000 de expositores, será menor este ano devido a cortes de empresas e restrições de viagens induzidas por coronavírus. consulte Mais informação

A pandemia, junto com fechamentos recorrentes de furacões, acelerou a morte de alguns produtores do Golfo do México. Empresas menores, apoiadas por capital privado, que investiram em campos offshore na década passada, enfrentaram dificuldades, fazendo com que várias saíssem, enquanto outras entraram em falência.

"Só veremos mais consolidação", disse Colin White, analista da consultora Rystad Energy. Os produtores de private equity estão sendo engolidos por empresas maiores ou estão abandonando a exploração por investimentos em infraestrutura mais seguros, disse ele.

Os 10 maiores produtores - liderados pela Royal Dutch Shell (RDSa.L) , BP Plc (BP.L) e Chevron (CVX.N) - bombearam este ano 86% dos 1,6 milhão de barris por dia (bpd) da região, um aumento de cerca de 11 pontos percentuais desde 2017, mostram os dados do órgão regulador de segurança e fiscalização ambiental (BSEE).

Duas perfuradoras offshore de capital fechado, Fieldwood Energy e Arena Energy, entraram em falência em 2020, quando os preços do petróleo bruto despencaram. Especialistas em energia dos EUA prevêem que a produção retornará ao pico de 1,9 milhão de bpd em 2022.

A Arena surgiu com sua dívida extinta e um programa de perfuração reduzido. Mas a suspensão dos leilões offshore nos Estados Unidos "certamente esfriou quaisquer investidores em potencial", disse Michael Minarovic, presidente-executivo.

NOVOS PROJETOS TOMAM AS ASAS

A BP planeja sua primeira produção no início do próximo ano em um projeto de 140.000 bpd, a Shell aprovou recentemente um campo de 100.000 bpd que começará a produzir em 2024 e a Chevron está se preparando para explorar um campo de super alta pressão que pode abrir caminho para uma série de novos poços, disse Neil Menzies, gerente geral de projetos de capital da Chevron para sua unidade de negócios no Golfo do México.

"Planejamos crescer para cerca de 400.000 bpd até o meio da década", disse Starlee Sykes, vice-presidente sênior da BP para as operações do Golfo, de cerca de 350.000 bpd agora. Com tecnologias sísmicas avançadas e de alta pressão, "estou otimista de que o Golfo do México ainda existirá por muito tempo", disse ela.

A consolidação reduziu o número de produtores do Golfo de 60 cinco anos atrás para cerca de 49 hoje. O financiamento para empresas menores secou, ​​deixando os futuros poços nas mãos de grandes operadores que podem autofinanciar as operações.

"A quantidade de regulamentação e despesas gerais tornam isso difícil (para empresas menores)", disse Ryan Smith, diretor sênior de pesquisa de commodities da fornecedora de dados de energia East Daley Capital. "Operadores maiores estão acostumados com as despesas gerais."

As grandes petrolíferas estão renovando os investimentos devido à menor intensidade de carbono da região para a produção. Os poços offshore estão sob alta pressão, o que significa que o óleo flui prontamente para a superfície em vez de precisar de reforços emissores de carbono. A proibição da queima de rotina pelos reguladores dos EUA também alimentou uma extensa rede de oleodutos, resultando em uma pegada de carbono mais baixa do que muitos campos terrestres, disseram os executivos.

A Royal Dutch Shell, entre outros, planeja aumentar seus investimentos em offshore. A autorização de projetos pelos EUA não foi afetada pela revisão da administração Biden, disseram os executivos.

Os campos de petróleo do Golfo dos Estados Unidos, com sua proximidade a refinarias em terra e usinas de processamento de gás, são "a coisa mais próxima que a indústria de energia tem do restaurante da fazenda à mesa", disse Bill Langin, vice-presidente sênior de exploração em águas profundas da Shell.

Reportagem adicional de Jessica Resnick-Ault em Nova York; edição por David Gregorio

Ibovespa recua na semana; dólar sobe a R$ 5,24

O Ibovespa subiu 0,32%, a 121.089,71 pontos, mas acumulou declínio de 1,4% na semana, segundo dados preliminares (Imagem: REUTERS/Amanda Perobelli)

O Ibovespa fechou em alta nesta sexta-feira, após três quedas consecutivas que definiram um desempenho negativo no acumulado da semana, marcada por uma enxurrada de balanços corporativos e receios com as perspectivas político-econômicas no país.

A safra trouxe resultados de nomes como BTG Pactual, B3, Copel, JBS, Ultrapar, Americanas e Magazine Luiza, com várias ações reagindo com oscilações relevantes aos números do segundo trimestre e perspectivas para os próximos.

A bolsa, na visão de Pedro Menezes, membro do comitê de investimento de ações e sócio da Occam, já vinha mais pressionada pela expectativa de aumento mais forte da Selic nos próximos 12 meses. E nessa semana resultados mais fracos de algumas empresas acabaram reforçando esse viés mais vendedor.

PUBLICIDADE

Nesse contexto, pesou a aceleração do IPCA em julho, no maior resultado para o mês desde 2002, enquanto autoridades do Banco Central – além da ata da última decisão de política monetária – reforçaram nos últimos dias disposição de fazer o que for preciso para ancorar expectativas de inflação.

“Esse freio monetário deve disparar revisões baixistas para o crescimento brasileiro em 2022, pesando ainda mais sobre o preço dos ativos brasileiros, notadamente na bolsa de valores”, afirmou a BlueLine Asset Management.

Em relação à atividade econômica, as vendas no varejo brasileiro registram uma queda inesperada em junho, de 1,77% relação ao mês anterior, mas setor de serviços cresceu pelo terceiro mês seguido e acima do esperado e o IBC-Br mostrou expansão acima das expectativas no final do primeiro semestre.

A deterioração do ambiente político, acrescentou Menezes, também pesou, elevando os juros futuros mais longos e corroborando a piora do Ibovespa na semana.

Na falta de consenso, a Câmara dos Deputados adiou para a próxima terça-feira a votação do projeto que altera regras do Imposto de Renda, parte do conjunto de medidas que integram a reforma tributária em tramitação no Congresso. A PEC dos Precatórios também continuou adicionando desconforto ao mercado.

Em paralelo, o presidente Jair Bolsonaro voltou a criticar ministros do Supremo Tribunal Federal (STF), bem como a defender o voto impresso, mesmo após a derrota sofrida no Congresso com a rejeição de proposta.

Na visão de alguns participantes do mercado, o Ibovespa só não teve uma performance pior em razão do apetite a risco em mercados no exterior. Em Wall Street, o S&P 500 e o Dow Jones renovaram recordes, engatando a segunda semana de alta.

Nesta sexta-feira, o Ibovespa subiu 0,41%, a 121.193,75 pontos, mas ainda acumulando perda de 1,32% na semana. No mês, agora cai 0,5% e no ano avança 1,83%.

O índice Small Caps perdeu 0,25%, a 2.867,97 pontos, com recuo de 2,32% na semana e 3,19% no mês. Em 2021, ainda sobe 1,61%.

O volume negociado no pregão nesta sexta-feira somou 31,17 bilhões de reais (Reuters, 13/8/21)