Notícias do Mercado

Por Guilherme F. B. Rodrigues, ARTON ADVISORS - São Paulo - 25/04/2022 às 07h11

Bolsas recuam com surto de Covid na China e expectativa de alta dos juros; petróleo despenca

Os índices futuros de Nova York e bolsas da Europa recuam, enquanto os mercados asiáticos fecharam em baixa nesta segunda-feira (25), com a perspectiva de crescimento global mais fraco, taxas de juros mais altas e bloqueios de COVID-19 na China.

A segunda maior economia do mundo luta para conter seu pior surto do vírus, apesar dos duros bloqueios em sua maior cidade, Xangai. No fim de semana, Pequim alertou que o vírus está se espalhando sem ser detectado há cerca de uma semana.

Em Wall Street, os investidores estão avaliando a probabilidade de aumento das taxas de juros, enquanto se preparam para o que será a semana mais movimentada até agora na temporada de resultados corporativos. Cerca de 160 empresas do S&P 500 devem divulgar lucros esta semana, e todos os olhos estarão voltados para relatórios de grandes empresas de tecnologia, incluindo Amazon, Apple, Alphabet, empresa controladora do Google, Meta Platforms e Microsoft.

Os investidores também estão ansiosos por uma importante medida de inflação nesta semana. O índice de gastos pessoais do consumidor deve ser divulgado sexta-feira antes do sino. Em fevereiro, o núcleo do PCE saltou 5,4%.

Na Europa, Emmanuel Macron parece ter derrotado confortavelmente sua rival Marine Le Pen na eleição de domingo, garantindo um segundo mandato como presidente da França.

Enquanto isso, os preços do petróleo abrem a semana em queda acentuada, com com preocupações de crescimento global.

Do lado corporativo, destaque para o balanço da Vale, na próxima quarta-feira, após o fechamento do mercado. No mesmo dia, a Petrobras vai divulgar as prévias operacionais do primeiro trimestre. Na quinta-feira, a Oi divulgará o balanço ainda referente ao quarto trimestre de 2021.

Em indicadores, saem confiança do consumidor e IPC-S semanal, com consenso Refinitiv de alta mensal de 1,51%.

Veja os principais indicadores às 6h01 (horário de Brasília):

EUA

Dow Jones Futuro (EUA), -1,06%

S&P 500 Futuro (EUA), -1,12%

Nasdaq Futuro (EUA), -1,01%

Ásia

Shanghai SE (China), -5,13%

Nikkei (Japão), -1,90%

Hang Seng Index (Hong Kong), -3,73%

Kospi (Coreia do Sul), -1,76%

Europa

FTSE 100 (Reino Unido), -2,25%

DAX (Alemanha), -1,82%

CAC 40 (França), -2,34%

FTSE MIB (Itália), -2,14%

Commodities

Petróleo WTI, -4,58%, a US$ 97,39 o barril

Petróleo Brent, -4,61%, a US$ 101,73 o barril

Minério de ferro negociado na bolsa de Dalian despenca 10,73%, a 794,5 iuanes, o equivalente a US$ 121,10

Bitcoin

Os preços do Bitcoin recuam 3,30%, a US$ 38.431,78

MME dá novo prazo para novos contratos de usinas da CEEE-G

Disponibilidade da energia para o concessionário deve começar em janeiro do ano que vem

Pedro Aurélio Teixeira, Da Agência CanalEnergia, Do Rio De Janeiro - 25 de abril de 2022

O Ministério de Minas e Energia publicou nesta segunda-feira, 25 de abril, a portaria 642/2022, que altera para 1º de janeiro de 2032 o prazo para o início da disponibilidade para o concessionário da energia das hidrelétricas da CEEE-G após novo contrato. O conjunto das usinas da CEEE-G somam 920,416 MW de capacidade instalada.

A portaria original, a 559/2021, estabeleceu condições complementares para a outorga de novos contratos de concessão para o conjunto de usinas da geradora gaúcha, que deverá ser privatizada ainda esse ano. A concessão será outorgada por 30 anos, contado a partir da assinatura do novo contrato.

Saiba mais: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53209267/mme-da-novo-prazo-para-novos-contratos-de-usinas-da-ceee-g

Prévia da Equatorial

Valor Econômico - 25/04/2022

A Equatorial Energia registrou aumento de 3,5% na energia transmitida nos mercados cativo e livre no primeiro trimestre, para 8,6 milhões de megawatts hora (MWh), segundo prévia operacional da companhia. O maior crescimento no trimestre foi no mercado livre, cuja venda aumentou 12,2% em relação ao mesmo período de 2021 e alcançou 1,4 milhão de MWh. Entre os consumidores livres, o segmento industrial foi responsável por 806 mil MWh, alta de 7,1%, enquanto a venda para os clientes comerciais subiu 20,3% no comparativo anual, somando 509 mil MWh.

Saiba mais: https://valor.globo.com/empresas/noticia/2022/04/25/2f014346-curtas.ghtml

Novas térmicas de privatização da Eletrobras vão custar R$ 52 bilhões, diz EPE

Medida é criticada por especialistas, que apontam aumento de custos para o consumidor 

Stéfano Salles da CNN - Rio de Janeiro - 25/04/2022 às 13:51 | Atualizado 25/04/2022 às 13:54

Incluídas pelo Congresso Nacional na Medida Provisória, convertida em lei, que trata da privatização da Eletrobras, as futuras usinas termelétricas previstas para o país vão custar R$ 52 bilhões extras até 2036.

Isto, apenas em despesas de acionamento, o que especialistas criticam, por gerar impacto para o consumidor na conta de luz.

O número é da Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE), estatal vinculada ao Ministério de Minas e Energia, e foi publicado no Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2031.

A proposta tem sido qualificada no meio político como um “jabuti”, algo que acontece quando um assunto incluído na proposta, sem ter relação com o tema principal. No caso, a capitalização da Eletrobras.

Especialistas criticam a medida e apontam que os custos serão ainda maiores para os consumidores, com a necessidade de construção de linhas de transmissão, infraestrutura para a chegada de gás para abastecer as usinas e importação de combustível.

A privatização está em análise no Tribunal de Contas da União (TCU), última etapa do processo. O tema deve voltar à pauta da corte de contas em 11 de maio.

O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, já afirmou acreditar que a oferta de ações da companhia ao mercado possa ocorrer até julho deste ano.

A EPE traçou diferentes cenários. No mais conservador, chamado “Rodada Livre”, formulado a partir de decisões tomadas a partir de modelos matemáticos, baseado nos menores preços, o PDE prevê um custo de R$ 93 bilhões.

No que inclui as determinações da lei 14.182/2021, com as novas térmicas, o valor sobe para R$ 145 bilhões, ainda sem as despesas de construção das usinas.

Ex-presidente da Eletrobras, Altino Ventura Filho foi diretor técnico de Itaipu Binacional e secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia.

Ele critica a contratação dos oito mil megawatts previstos dessas usinas térmicas. Além dos custos, destaca os compromissos ambientais assumidos pelo Brasil na COP-26, em Glasgow.

“As usinas do Norte e do Nordeste serão instaladas em áreas onde não há demanda, são regiões exportadoras de energia para o Sudeste. Além disto, preveem usinas de gás em locais onde não há gás natural. Precisarão ser abastecidas com a construção de gasodutos ou por gás natural liquefeito (GNL) importado, adicionando custo cambial. É uma desotimização completa do planejamento energético e não acredito que vá prosperar”, avalia Ventura Filho.

Ex-presidente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) ex-diretor do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Luiz Eduardo Barata corrobora as críticas e entende que o documento divulgado pela EPE é um importante alerta.

“Não podemos fazer usinas em locais onde não há nem gás, nem carga. Foi um enorme equívoco, que só contribui para o aumento de custos. Não há como reduzir o preço da energia se as opções são sempre por fontes mais caras. Espero que esses leilões não sejam feitos. Precisamos lembrar que já contratamos, em outubro do ano passado, outros R$ 40 bilhões em geração térmica que deve entrar em operação no primeiro semestre de 2023”, afirma Barata.

Embora o Congresso Nacional seja alvo de críticas por causa da medida, o ex-presidente da Eletrobras entende que o Legislativo agiu com boas intenções em relação ao tema.

“Eles queriam garantir a oferta e o fornecimento de energia elétrica. Embora tenham uma boa atuação na área, sobretudo por meio da Comissão de Energia, eles não dispõem dos instrumentos adequados para analisar o segmento da melhor maneira.

Uma usina deste tipo é um investimento de longo prazo, pelo menos 25 anos. Além das questões de preço, não podemos chegar a 2050 queimando combustível fóssil para gerar energia”, conclui Ventura Filho.

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