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IFE: nº 4.458 - 06 de dezembro de 2017
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gesel@gesel.ie.ufrj.br
lEditor:Prof. Nivalde J. de Castro

Índice

Regulação e Reestruturação do Setor
1
GESEL: tendência é que o CMSE desligue as termelétricas, mas perspectiva pode mudar
2 Estados do Brasil e Bolívia criam grupo de trabalho sobre energia
3 Aneel: vetada a tentativa de enquadrar projetos de GD no Reidi
4 Audiência pública que debaterá o aprimoramento dos procedimentos de regulação tarifária é aprovada
5 Aneel: homogado o Resultado do Mecanismo de Descontratação de Energia de Reserva
6 Aneel: emitida a resolução sobre valor do custo do déficit de energia
7 Aneel: IGP-DI é mantido como índice de atualização do custo do déficit de energia
8 Credores recebem R$ 114 milhões repassados da Conta Bandeiras, referente a outubro
9 Aneel: aprovadas as cotas de Itaipu para 2018 e define as cotas para 2023
10 Aneel: aprovados os montantes de potência e energia vinculada da Usina de Itaipu
11 A.T. Kearney: Perdas de energia custam mais de R$ 8 bi aos consumidores em 2016

Empresas
1 Eletrobras: prepara Captação externa é preparada para primeira janela de 2018
2 Eletrobras: Nova linha de distribuição é inaugurada no sertão de Alagoas
3 Ampla Energia: Conselho propõe aumento de capital de R$1,2 bi
4 CTEEP: Fitch atribui rating ‘aaa(bra)’ à proposta de sexta emissão de debêntures
5 CTEEP: Fitch avalia que a sólida estrutura financeira da companhia deve continuar
6 Prysmian e AES Eletropaulo: Contrato de R$ 30 mi é fechado
7 CPFL Paulista: R$ 7,4 milhões são aplicados em Franca neste ano
8 CPFL Piratininga: R$ 24,2 milhões são destinados à rede elétrica de Ibiúna até setembro

9 RGE Sul: R$ 10,85 mi são aplicados em Santa Maria no acumulado do ano

10 Indra fecha 2017 com crescimento de 50% nos negócios na área de energia

11 EDP, CTG e Furnas antecipam obra de hidrelétrica de 700 MW

Leilões
1 MME: definida garantia física de eólicas participantes do A-6
2 Aneel: homologado resultado do leilão de descontratação de reserva

Oferta e Demanda de Energia Elétrica
1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil
2 GV Energy: Volume de chuvas nos próximos meses deve aproximar de média histórica
3 Santander: Volume de chuvas no Início do próximo ano deve atingir 90% da MLT

4 Consultoria Thymos Energia: CMSE deve ter postura conservadora diante da melhora atual

5 Instituto Acende Brasil: Hidrologia melhorou, mas efeitos não são imediatos

6 Consultoria Thymos Energia: Recuo do PLD é inconsistente diante da melhora insignificante dos reservatórios

7 Consultoria Capitale Energia: Recuo do PLD é cauteloso e Energia Armazenada continua baixa

8 Três Marias e Sobradinho serão controlados exclusivamente pela ANA em caso de baixa dos reservatórios

9 Vazões de Três Marias e Sobradinho serão administradas pelo ONS se capacidade for superior a 60%

Meio Ambiente
1 WWF: Programa de concessões de infraestrutura do Brasil desconsidera riscos climáticos

Energias Renováveis
1 Liberadas eólicas no Ceará para operação comercial

Gás e Termelétricas
1 Segundo Governo, votação do PL do Gás ocorrerá até março
2 Segundo ANP, mercado de gás natural do país passa por mudanças profundas
3 Segundo executivo, oferta de gás em gasodutos da Petrobras deve crescer 23% em 2017
4 Bolívia venderá para Mato Grosso do Sul 2 milhões de m³/dia de gás
5 Copel: ampliação do contrato de gás com Petrobras para UTE Araucária
6 Durante os meses de outubro e novembro de 2017, ABiogás recebe cinco novas associadas
7 Cotas de Angra para 2018 somam 1.572 MW médios
8 Bureau Veritas entra no mercado de gás e energia

Economia Brasileira
1 Copom: decisão deve igualar Selic e TJLP pela 1ª vez
2 OCDE: País terá maior alta de gasto com previdência até 2050

3 Bank of America: Consumo deve liderar alta de 3% no PIB de 2018
4 FGV: IPC-C1 cai para 0,21% em novembro
5 Dólar ontem e hoje

Internacional
1 Colômbia: Os 7 projetos que afastarão o fantasma do racionamento
2 Paraguai: A oferta de Itaipu para ANDE foi de 13%
3 Google agora consome 100% de sua energia gerada pelo sol e pelo vento depois de investir US$ 3,5 bi


Regulação e Reestruturação do Setor

1 GESEL: tendência é que o CMSE desligue as termelétricas, mas perspectiva pode mudar

A ocorrência de um volume de chuvas acima do esperado nas últimas semanas de novembro animou as autoridades e as empresas do setor elétrico, com perspectivas de melhoras no cenário climático e nas condições de operação do sistema, às vésperas dos meses mais chuvosos. Mas ainda há preocupação com relação ao baixo nível dos reservatórios hidrelétricos e receio sobre a intensidade do próximo período úmido, o que pode demandar a operação de uma quantidade maior de termelétricas. O Valor apurou que, apesar da melhora das condições de operação do sistema, os integrantes da cúpula energética do governo Temer ainda estão cautelosos. O entendimento é que a situação melhorou, mas ainda é necessária a ocorrência de chuvas mais intensas para recuperar os reservatórios, no período úmido, até abril. Por isso, o comitê deve manter as reuniões extraordinárias para o acompanhamento das condições operacionais do SIN. O próximo encontro do tipo está previsto para a semana que vem. Segundo o coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel), da UFRJ, Nivalde de Castro, a tendência é que o CMSE desligue as termelétricas, já que o período úmido está se firmando. Mas, segundo ele, a perspectiva pode mudar a cada semana, dependendo da ocorrência das chuvas. A opinião de Castro é compartilhada por outros especialistas. (Valor Econômico – 06.12.2017)

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2 Estados do Brasil e Bolívia criam grupo de trabalho sobre energia

Os estados fronteiriços do Brasil e o governo da Bolívia criaram nesta terça-feira (5/12) quatro grupos de trabalho que irão analisar cooperações em diferentes áreas. Uma delas é a energética, que incluirá a venda de gás natural, cujo contrato com o Brasil se encerra a partir de 2019, além da construção conjunta de hidrelétricas e termelétricas em regiões de fronteiras. Em sua conta na rede social Twitter, o presidente boliviano, Evo Morales, explicou que no próximo dia 30/1, será realizado um encontro na cidade de Puerto Ustares, no departamento boliviano de Beni, na fronteira com o Brasil, para assinar os acordos e a posterior implementação dos ações. Participaram do encontro os governadores do Mato Grosso do Sul, Reinaldo Azambuja; do Mato Grosso, Pedro Taques; do Acre, Tião Vianna; e de Rondônia, Confúcio Moura. No encontro, o governador matogrossense, buscou um acordo para a compra de 500 mil m³/dia diretamente do país vizinho para abastecer o consumo industrial estadual, com a possibilidade de uma parceria do governo de Cuiabá com a estatal YPFB. (Brasil Energia – 05.12.2017)

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3 Aneel: vetada a tentativa de enquadrar projetos de GD no Reidi

A diretoria da Aneel decidiu que projetos de micro e minegeração distribuída não podem usufruir dos benefícios fiscais do Reidi. O pleito foi protocolado pela Prime Projetos e Consultoria e pela Abrapch. A decisão contrária as entidades foi publicada nesta terça-feira, 5 de dezembro, no DOU. Por lei, o Reidi foi criado com o objetivo de tornar mais atrativo investimento privado em infraestrutura no país. Partindo desse entendimento, Aneel explicou que, embora o consumidor tenha que implantar sua própria central geradora para conseguir participar da REN n.º 482/2012, o empreendimento não se trata de obra de infraestrutura. A agência então enviou um ofício orientando as distribuidoras a não enquadrarem como GD centrais geradoras que tenham sido habilitadas no regime de incentivos. Em maio deste ano, a Prime e Abrapch protocolaram carta solicitando a suspensão do ofício. Porém, a Aneel argumentou que, “tendo em vista que micro e minigeração distribuída não podem comercializar energia elétrica e, menos ainda, participar de licitação no Ambiente de Contratação Regulado, esses projetos não podem ser beneficiados com o Reidi”. Recentemente, os investidores em PCHs receberam outra má notícia. A Aneel decidiu que apenas novos projetos hidrelétricos poderiam migrar para geração distribuída. Paulo Arbex, diretor presidente da Abrapch, destacou os R$ 30 bilhões anuais que o país passou a investir em infraestrutura de transmissão porque as novas usinas estão longe dos pontos de consumo. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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4 Audiência pública que debaterá o aprimoramento dos procedimentos de regulação tarifária é aprovada

A Diretoria da Aneel aprovou nesta terça-feira (5/12), durante reunião pública, audiência pública para discutir o aprimoramento da minuta do Submódulo 10.6 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret, relativo à coleta de informações periódicas no âmbito da distribuição de energia elétrica. A proposta é desenvolver uma plataforma de recebimento de dados (SIASE), de forma a racionalizar os pedidos de informações. As demandas serão solicitadas de forma detalhada, com os seguintes objetivos: desenvolver interface entre processos regulatórios e das distribuidoras; publicidade das informações; pesquisas e estudos, incluindo a definição de políticas públicas, e auditoria social da informação. Para a implementação do Submódulo 10.6 do Proret faz-se necessário definir as datas de carregamento dos dados, além do planejamento para sua utilização. Dessa forma, as informações deverão ser encaminhadas até 30/06/2018, de forma retroativa, referente ao período de competência de janeiro de 2014 a maio de 2018. A partir de então, os dados deverão ser encaminhados mensalmente. A partir de 2020, o SIASE será utilizado integralmente para os processos tarifários e de definição de encargos, incluindo as rotinas de cálculo. (Aneel – 05.12.2017)

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5 Aneel: homogado o Resultado do Mecanismo de Descontratação de Energia de Reserva

A diretoria da Aneel decidiu hoje (5/12), em reunião pública, homologar o resultado do Mecanismo Competitivo de Descontratação de Energia de Reserva de 2017. A Agência emitirá resolução que extingue as outorgas de autorização dos empreendimentos detidos pelos proponentes vencedores do mecanismo, e rescinde, sem aplicação de multa, os Coner referentes aos empreendimentos. (Aneel – 05.12.2017)

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6 Aneel: emitida a resolução sobre valor do custo do déficit de energia

Aprovada hoje (5/12) em reunião pública da diretoria resolução normativa sobre os critérios de atualização do valor do custo do déficit de energia. O assunto foi debatido na audiência pública 067/2017, realizada entre 16/11 e 30/11. (Aneel – 05.12.2017)

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7 Aneel: IGP-DI é mantido como índice de atualização do custo do déficit de energia

O custo do déficit de energia será corrigido anualmente pelo IGP-DI, índice de inflação já usado atualmente pela Aneel. A manutenção do indicador foi aprovada pela Aneel nesta terça-feira, 5 de dezembro. Com a decisão, a CCEE vai calcular a atualização do custo para 2018 pela variação do índice de preços entre janeiro e novembro de 2017. O custo atual do déficit de energia, que a partir desse ano passou a ter um patamar único, é de R$ 4.650,00/MWh. O novo valor vai ser divulgado no sítio eletrônico da CCEE até o dia 20 de dezembro de cada ano. É a câmara que vai informar o valor atualizado ao ONS. O Custo do Déficit de energia é considerado na definição dos preços do mercado de curto prazo entre a primeira e a última semana operativa de cada ano. A Aneel informou que está em fase de conclusão o projeto estratégico de pesquisa e desenvolvimento que trata da metodologia de elaboração da função de custo do déficit. A previsão é de que os relatórios finais sejam apresentados no inicio de 2018. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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8 Credores recebem R$ 114 milhões repassados da Conta Bandeiras, referente a outubro

A Aneel aprovou o repasse de R$ 114,2 milhões as concessionárias de distribuição de energia elétrica credoras. Os valores são referentes às operações de outubro e deverão ser pagos até o dia 11 de dezembro. Segundo despacho Aneel nº 4068, publicado no DOU desta terça-feira, 5 de dezembro, os valores serão repassados a 20 concessionárias. AES Eletropaulo (SP), Cemig -D (MG) e Celesc (SC) receberão os maiores montantes, respectivamente, R$ 30,5 milhões, R$ 29,5 milhões e R$ 8,9 milhões. Por outro lado, os agentes devedores da Conta Bandeiras terão juntos que aportar R$ 112,4 milhões (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)


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9 Aneel: aprovadas as cotas de Itaipu para 2018 e define as cotas para 2023

A Aneel aprovou as cotas de potência e de energia de Itaipu que serão comercializadas em 2018 pela Eletrobras com as concessionárias de distribuição das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste. Também foram definidas as cotas das distribuidoras para 2023. As cotas que serão divididas proporcionalmente entre as distribuidoras totalizam 6.876 MW médios. A usina teve sua garantia física redefinida em maio desse ano pelo MME de 8,2 mil MW médios para 7,7 mil MW médios. Mas parte desse valor, 896,143 MW médios, é referente à carga que entra no sistema elétrico do Paraguai. O rateio das cotas da usina considera o agrupamento das cinco concessões do grupo Energisa no interior de São Paulo e das concessões das distribuidoras da CPFL conhecidas como “paulistinhas”, que atendem municípios de São Paulo, Minas Gerais e Paraná. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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10 Aneel: aprovados os montantes de potência e energia vinculada da Usina de Itaipu

A Diretoria da Aneel aprovou hoje (5/12), durante Reunião Pública, os montantes de potência contratada e energia vinculada da UHE Itaipu a serem comercializados no ano de 2018 pela Eletrobras com as concessionárias de energia das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste. Além disso, foram aprovados os valores correspondentes às cotas-partes que deverão ser consideradas no rateio de potência e energia da usina para o ano de 2023. A Lei nº 5.899/1973, que dispõe sobre a aquisição dos serviços de eletricidade da UHE Itaipu, estabelece que a totalidade dos serviços, que o Brasil se obrigou a adquirir pelo tratado celebrado com a República do Paraguai, será utilizada pelas empresas concessionárias nas cotas que lhes forem destinadas pelo Poder Concedente. Dessa forma, a Aneel estabelece as cotas-parte anuais de Itaipu seis anos a frente, considerando o valor do mercado faturado dos consumidores cativos de cada concessionária. (Aneel – 05.12.2017)

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11 A.T. Kearney: Perdas de energia custam mais de R$ 8 bi aos consumidores em 2016

Os consumidores de energia arcaram com mais de R$ 8 bi em energia que foi injetada na rede e não chegou a ser consumida em 2016, devido às perdas totais apuradas pelas distribuidoras por questões como inadimplência, má gestão de recursos e roubos de energia. O número consta em um estudo feito pela consultoria americana A.T. Kearney, que considerou os resultados de 2016 de 26 concessionárias de distribuição de energia que representam 70% do mercado total. As perdas de energia por furtos ou fraude custaram aos consumidores de energia cerca de 5,1% de toda a energia injetada na rede ano passado, o que representou o total R$ 3,6 bi, ou R$ 53 por consumidor no ano. Considerando também as perdas totais de energia, que incluem perdas técnicas, o valor fica ainda maior, chegando a 12,5% de toda a energia injetada na rede, somando R$ 8,7 bi, ou R$ 128 por cliente. Ainda que a energia não chegue, de fato, aos consumidores, as perdas são remuneradas pela tarifa quando ficam abaixo das metas regulatórias estabelecidas pela Aneel, baseadas em critérios de eficiência das companhias de distribuição de energia. A inadimplência foi outro fator que pressionou as distribuidoras no ano passado, segundo a consultoria. O estudo aponta que a maior parte das distribuidoras teve um custo com PCLD bem maior que o estabelecido - e remunerado - na tarifa, devido à situação econômica do país. As somas dos valores apurados a mais que as metas regulatórias das distribuidoras somou R$ 1,4 bi em 2016, o que afetou significativamente o resultado da maioria das concessionárias, segundo a A.T. Kearney. Esses valores são considerados "receitas irrecuperáveis" pelas companhias. (Valor Econômico – 06.12.2017)

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Empresas

1 Eletrobras: prepara Captação externa é preparada para primeira janela de 2018

A Eletrobras estuda retomar uma captação externa de dívida, o que pode acontecer na primeira janela de 2018, no começo do ano, após a Cemig fechar com sucesso uma captação de US$ 1 bilhão em bônus no exterior. Bradesco e Bank of America Merril Lynch (BofA) já foram, inclusive, contratados para conduzir o processo. A operação, se concretizada, ajudará a estatal a compor seu programa de reestruturação, que envolve a privatização e que, provavelmente, ocorrerá no segundo semestre de 2018. Com os recursos captados em nova emissão, a Eletrobrás estaria apta a alongar, por exemplo, US$ 1,750 bilhão de dívida representada por bônus que vencem em 2021. De janeiro até hoje, emissores brasileiros levantaram cerca de US$ 30,5 bilhões no exterior, incluindo o Tesouro, montante que já supera o total de 2016. Procurada, a Eletrobras informou que estuda e avalia diversas iniciativas que possam contribuir para atingir as metas do Plano Diretor de Negócios e Gestão. (O Estado de São Paulo – 06.12.2017)

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2 Eletrobras: Nova linha de distribuição é inaugurada no sertão de Alagoas

A Eletrobras Distribuição Alagoas inaugurou no último sábado, 2 de novembro, a nova linha de distribuição que interliga as subestações de Delmiro Gouveia e Olho d’Água das Flores. O evento aconteceu na subestação de Olho d’Água das Flores e reuniu autoridades e representantes da empresa. O investimento no projeto ficou em R$ 25 milhões. A iniciativa irá proporcionar uma maior confiabilidade do sistema elétrico e sensível melhoria nos níveis de tensão dos municípios de Água Branca, Batalha, Belo Monte, Cacimbinhas, Dois Riachos, Jacaré dos Homens, Jaramataia, Major Izidoro, Monteirópolis, Olho d’Água das Flores, Olho d’Água do Casado, Santana do Ipanema, Olivença, Ouro Branco, Palestina, Pão de Açúcar, Pariconha, Poço das Trincheiras, Senador Rui Palmeira, São José da Tapera, Traipu e Carneiros. “Esta obra é um verdadeiro marco para o sistema elétrico do sertão de Alagoas”, declarou Adjar Barbosa, presidente da Eletrobras Alagoas, apontando que o empreendimento abrange a construção de mais de 80 km da nova linha de distribuição, a ampliação das duas subestações e a construção de redes de média de tensão que fazem o fornecimento de energia para municípios do sertão. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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3 Ampla Energia: Conselho propõe aumento de capital de R$1,2 bi

O conselho de administração da Ampla Energia e Serviços aprovou um aumento de capital de 1,2 bilhão de reais, com a emissão de novas ações ordinárias, informou a empresa em comunicado divulgado nesta quarta-feira. “O aumento de capital será realizado mediante a capitalização de crédito da acionista Enel Brasil S.A., no montante de 1,2 bilhão de reais, decorrente de mútuos intercompanhia celebrados com a companhia”, disse a Ampla em comunicado. O objetivo da operação é fortalecer a estrutura de capital da empresa, com melhoria do índice de alavancagem, redução das despesas financeiras com dívidas e do risco de não cumprimento de obrigações. Com a operação, o capital social da Ampla subirá para 2,498 bilhões de reais, divididos em 166,7 milhões de ações ordinárias. (Reuters – 06.12.2017)

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4 CTEEP: Fitch atribui rating ‘aaa(bra)’ à proposta de sexta emissão de debêntures

A Fitch Ratings atribuiu na última segunda-feira, 4 de dezembro, o Rating Nacional de Longo Prazo ‘AAA(bra)’ à proposta de 6ª emissão de debêntures da CTEEP, no montante de R$ 350 mi. A proposta de emissão, da espécie quirografária, será realizada em série única com prazo de três anos após a data da emissão. Os recursos serão destinados ao reforço de capital de giro e alongamento do passivo financeiro da companhia. A Fitch classificou a CTEEP com o Rating Nacional de Longo Prazo ‘AAA(bra)’ com Perspectiva Estável. Os ratings da CTEEP refletem a sua forte qualidade de crédito, decorrente do baixo risco de negócios do setor de transmissão de energia no Brasil, cujo fluxo de caixa operacional é bastante previsível. De acordo com o cenário-base da Fitch, no período de oito anos, a partir de agosto de 2017, a empresa receberá indenizações de aproximadamente R$ 1,6 bi por ano, segundo cálculos da agência, relativas à renovação antecipada de sua principal concessão. Este montante irá quadruplicar o EBITDA da companhia e será uma importante fonte de liquidez para que a CTEEP concretize seu programa de investimentos sem pressionar o robusto perfil financeiro consolidado. Estes investimentos incluem novos projetos, obtidos nos últimos leilões do setor elétrico, e estão estimados em torno de R$ 2,5 bi nos próximos quatro anos, proporcionalmente às participações da companhia. A Fitch irá monitorar o risco de potenciais ações judiciais que possam impedir a CTEEP de continuar recebendo mensalmente a indenização prevista, o que enfraqueceria o seu fluxo de caixa e pressionaria os indicadores de crédito. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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5 CTEEP: Fitch avalia que a sólida estrutura financeira da companhia deve continuar

A Ficth Ratings acredita que a alavancagem financeira e a liquidez da CTEEP continuarão compatíveis com os ratings da companhia, em virtude da crescente geração operacional de caixa, proveniente, sobretudo, da compensação adicional relativa à renovação antecipada de sua principal concessão. A alavancagem líquida ajustada, com base nos critérios contábeis regulatórios, deverá ser inferior a 1,5 vez já em 2017 e abaixo de 1,0 vez a partir de 2018, também beneficiada pela liberação, no próximo ano, de mais da metade das garantias corporativas às subsidiárias não controladas. Na opinião da Fitch, este forte perfil financeiro posiciona a CTEEP como consolidadora no segmento de transmissão de energia brasileira, havendo espaço para que participe de outros leilões de concessão sem penalizar seu perfil de crédito. No período de 12 meses encerrado em 30 de setembro de 2017, a dívida total ajustada da empresa (incluindo R$ 1,1 bilhão das garantias mencionadas) foi de R$ 2,9 bilhões, o que resultou em um índice dívida total ajustada/EBITDA (regulatório) ajustado de 4,6 vezes, com 3,6 vezes em bases líquidas. Caso sejam excluídas as garantias, estes índices seriam de apenas 2,8 vezes e 1,8 vez, respectivamente. O cenário-base da Fitch estima um EBITDA crescente, na faixa de R$ 1,5 bi a R$ 2,4 bi, de 2017 a 2020, com o impacto positivo da substancial entrada das indenizações. A Fitch acredita que o fluxo de caixa livre (FCF) da CTEEP será de R$ 170 mi a R$ 180 mi nos próximos dois anos, ficando negativo em 2019 e 2020 devido às elevadas necessidades de investimentos e um nível elevado de pagamento anual de dividendos. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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6 Prysmian e AES Eletropaulo: Contrato de R$ 30 mi é fechado

A Prysmian Brasil anunciou na última segunda-feira, 4 de dezembro, que fechou um contrato no valor de R$ 30 milhões com a AES Eletropaulo para implantação de um sistema subterrâneo de transmissão de energia na cidade de São Paulo. O escopo do projeto inclui fornecimento de materiais, equipamentos e técnicos para realizar obras civis, montagem eletromecânica, testes e comissionamento da linha de transmissão subterrânea. A nova linha conectará a rede de energia da AES Eletropaulo à Estação Transformadora de Distribuição (ETD) Vila Mariana, de 88/13,8V, em construção no bairro da Vila Mariana, zona sul da capital paulista. A linha subterrânea terá extensão total de aproximadamente 2,9 quilômetros de cabos de alta tensão, totalizando a quantidade de 18 mil metros de cabeamento. O sistema subterrâneo ligará a Estação de Transição Gumercindo (localizada na região do Ipiranga, próxima à Estação Ipiranga do Metrô) à ETD Vila Mariana (localizada ao lado da Estação Vila Mariana do Metrô). A conclusão da obra está prevista para outubro de 2018. O traçado foi projetado sob a faixa de segurança do antigo Ramal Aéreo de Estação Vila Mariana 3 e 4 de 88kV e também sob vias públicas do município de São Paulo. Como o projeto tem um prazo curto de execução, a empresa atua em múltiplas frentes de trabalho, com abertura de valas convencionais e uso de equipamentos MND (método furo-direcional não destrutivo), de forma a agilizar a instalação da infraestrutura necessária para a passagem dos cabos, principalmente nas regiões de maior fluxo de tráfego e/ou maior impacto nas comunidades por onde a obra avançará. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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7 CPFL Paulista: R$ 7,4 mi são aplicados em Franca neste ano

A CPFL Paulista investiu R$ 7,4 milhões atualização e expansão da rede elétrica no acumulado de 2017 até setembro na cidade de Franca (SP). Os recursos contribuem para aumentar o nível de conforto e qualidade do serviço para os mais de 153 mil clientes atendidos no município. Foram reservados R$ 2,9 milhões em ligação de consumidores na área urbana e rural, por meio da instalação de novos medidores e extensão da rede elétrica o que possibilitou o acréscimo de 2 mil novos clientes na cidade. A concessionária ainda dedicou outros R$ 806 mil na ampliação da capacidade de subestações e linhas de transmissão e em adequação de capacidade da rede de distribuição, tornando o sistema elétrico da cidade mais flexível e robusto. Mais de R$ 3,3 milhões foram aplicados em melhorias e manutenção. Deste montante, a distribuidora destinou em torno de R$ 863,1 mil em ações como manutenção programada ou emergencial e substituição de transformadores. Por sua vez, os aportes em melhoramentos nas redes primária e secundária e instalação de novos equipamentos somaram R$ 2,4 milhões. A empresa segue no desenvolvimento de projetos especiais ou focados em smart grid (redes inteligentes). Para essas ações foram destinados em torno de R$ 302,4 mil. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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8 CPFL Piratininga: R$ 24,2 milhões são destinados à rede elétrica de Ibiúna até setembro

A CPFL Piratininga investiu R$ 24,2 milhões em melhorias e na expansão de seu sistema elétrico no acumulado de 2017 até setembro em Ibiúna. O aporte de recursos representa um crescimento de 122% em relação ao mesmo período de 2016, contribuindo para melhorar o fornecimento de energia para os 18,4 mil clientes atendidos na cidade. Do total investido, a concessionária dedicou em torno de R$ 22,5 milhões em ligação de consumidores na área urbana e rural, por meio da instalação de novos medidores e da extensão da rede elétrica, o que possibilitou o acréscimo de 114 novos clientes no munícipio no referido período. Em manutenção e melhorias, foram destinados aproximadamente R$ 1,6 milhão e outros R$ 580,4 mil foram utilizados em ações como manutenção programada ou emergencial, substituição de transformadores e manutenção das redes primária e secundária. Por sua vez, os investimentos em melhoramentos nas redes primária e secundária e instalação de novos equipamentos somaram R$ 1,1 milhão. A empresa segue no desenvolvimento de projetos especiais ou focados em smart grid (redes inteligentes). Para essas ações, foram reservados aproximadamente R$ 46,6 mil. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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9 RGE Sul: R$ 10,85 mi são aplicados em Santa Maria no acumulado do ano

A RGE Sul investiu R$ 10,85 mi em obras que contemplam todos os pontos do sistema de abastecimento elétrico de Santa Maria (RS), durante os nove primeiros meses deste ano. A distribuidora efetuou a troca de 1.937 postes e construiu 26,5 Km de rede elétrica, para suprir à demanda de um mercado em constante ebulição, como é o caso dessa importante cidade do centro do estado; diversificada e com um polo educacional muito bem consolidado. Do total aportado no município, R$ 5,58 mi foram destinados à novas ligações urbanas e rurais, de núcleos habitacionais e substituição de medidores de baixa, média e alta tensão, além de reforma e modernização das redes envolvidas. A concessionária investiu também R$ 850 mil na melhoria dos níveis de tensão, com foco na instalação de novos componentes e novas fontes de abastecimento. Em janeiro, por exemplo, a empresa reservou R$ 1,2 mi para a construção de um novo alimentador na Subestação Santa Maria 4, com a extensão de 3,8 Km de rede. A obra melhorou o atendimento à Cohab Tancredo Neves e ao Distrito Industrial e reduziu os níveis de carregamento do alimentador. “O novo Hospital Regional de Santa Maria está entre os 11 mil clientes que foram diretamente beneficiados por este trabalho. A obra executada no início do ano possibilitou grande flexibilidade à rede elétrica porque separou o fornecimento para as áreas urbana e rural”, ressaltou o Consultor de Negócios da RGE Sul, Carlos Amorim. A concessionária ainda aplicou outros R$ 3,74 mi em obras para adequações das redes, troca de transformadores, manutenção de religadores e reguladores de tensão, reforma de redes de distribuição, substituição de cabos de linhas já existentes. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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10 Indra fecha 2017 com crescimento de 50% nos negócios na área de energia

A Indra, provedora de serviços de tecnologia no setor elétrico e em demais áreas, contabiliza em 2017 um crescimento de 50% no segmento energético no país. A empresa encerrou o último ano fiscal contabilizando contratos com mais de 40 empresas e concessionárias de energia, abarcando soluções de gerenciamento de infraestruturas de TI, consultoria tecnológica em processos de BPO e provimento de service desk, que contam com o centro de tecnologias energéticas em Campinas (SP) para abastecer os negócios no Brasil e em países da América Latina, África e Europa. Entre as soluções desenvolvidas no país, voltadas para o setor elétrico, está o InGRID, que permite às companhias do setor de energia gerenciar a operação e manutenção de suas redes de distribuição por meio de um modelo de controle e gestão das redes elétricas. A tecnologia incorpora o conceito das smart grids aos processos de planejamento, desenvolvimento, manutenção e operação, incluindo uma plataforma baseada em uma arquitetura IoT (Internet of Things), que permite oferecer gestão de eficiência energética para grandes clientes e também para unidades residenciais. Na área de service desk, a Indra opera a maior central do país, para a uso exclusivo da Petrobras. Localizada em Campos dos Goytacazes (RJ), a unidade conta com uma equipe de mais de 1.000 profissionais e mais de 125 mil atendimentos a cerca de 90 mil usuários. Os serviços na concessionária preveem ainda o gerenciamento de mais de três milhões de operações por ano, tais como aprovação de pedidos de interrupção de abastecimento, solicitações de ordens de serviço, reclamações, monitoramento de veículos, acompanhamento de obras e registro de incidentes, entre outros. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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11 EDP, CTG e Furnas antecipam obra de hidrelétrica de 700 MW

A primeira máquina da usina hidrelétrica de São Manoel, que terá 700 MW de potência, entrou em operação em testes na noite da última segunda-feira, com seis meses de antecipação em relação ao prazo determinado no leilão em que o projeto foi licitado, marcando o terceiro projeto da EDP Energias do Brasil a começar a operar antes do previsto pelo contrato. A usina hidrelétrica fica no rio Teles Pires, na divisa entre Mato Grosso e Pará, e pertence a um consórcio formado pela EDP, Furnas e China Three Gorges (CTG), cada uma com um terço do projeto. A primeira máquina tem 175 MW de potência. "Continuamos trabalhando com um cronograma de antecipação das outras três máquinas, com previsão de início de operação em janeiro, fevereiro e março", disse Luiz Otavio Assis Henriques, vice-presidente de Geração e Comercialização da EDP e também presidente da Empresa de Energia São Manoel (EESM), concessionária da usina. O prazo de início de vigência dos contratos da usina é em maio. A expectativa da companhia é que a Aneel autorize a operação comercial da usina nas próximas semanas. O andamento da obra sofreu um contratempo quando foi necessária a troca da construtora responsável pelo projeto, no fim de 2016, quando as obras físicas já tinham avanço próximo de 90%. A Constran, do grupo UTC, vinha enfrentando problemas no empreendimento e foi substituída pela paranaense Cesbe. Até o contrato da hidrelétrica com as distribuidoras começar a valer, em maio, a energia pode ser vendida no mercado livre, em contratos de curto prazo ou liquidada na cotação à vista, o PLD, fixado em R$ 220,16/MWh para essa semana, depois de ter se mantido no teto fixado de R$ 533/MWh até o mês passado. (Valor Econômico – 06.12.2017)

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Leilões

1 MME: definida garantia física de eólicas participantes do A-6

O MME publicou no DOU desta terça-feira, 5 de dezembro, os montantes de garantia física referente aos pontos de medição de cada um dos empreendimentos eólicos participantes do leilão A-6, marcado para 20 de dezembro. Segundo a Portaria nº 363, para efeitos de comercialização de energia, as perdas elétricas até o centro de gravidade do respectivo submercado deverão ser abatidas dos montantes de garantia física definidos nesta portaria. As garantias físicas dos empreendimentos perderão a validade e a eficácia após a realização do leilão, caso não sejam objetos de contatos de comercialização no ambiente regulado. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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2 Aneel: homologado resultado do leilão de descontratação de reserva

A Aneel homologou o resultado do leilão de descontratação de energia de reserva, realizado, em 28 de agosto desse ano. No certame foram descontratados 183,2 MWmédios, com um prêmio médio pago pelos geradores de R$ 66,02 por MWh. Participaram do leilão 25 empreendimentos com contratos em leilões de reserva, dos quais 16 eram centrais eólicas e nove usinas solares fotovoltaicas cuja construção não foi iniciada. O certame resultou no ressarcimento de R$ 105,9 milhões à Coner. A Aneel também declarou extintas as outorgas de autorização das 25 centrais geradoras e os Contratos de Energia de Reserva vinculados aos empreendimentos, sem a aplicação de multa por rescisão. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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Oferta e Demanda de Energia Elétrica

1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil

Os reservatórios do Sul tiveram redução de 0,5% nos níveis em relação ao dia anterior e se encontram com 58,5% da capacidade, segundo dados do ONS relativos a última segunda-feira, 4 de dezembro. A energia armazenada no dia ficou em 11.766 MW mês e a energia afluente está em 86% da MLT. A usina de Passo Fundo opera com 83,14% da capacidade. No Norte do país os níveis apresentaram recuo de 0,1% e os reservatórios se encontram com 15,9% da capacidade. A energia armazenada chegou a 2.390 MW mês e a ENA ficou em 37% da MLT. A hidrelétrica Tucuruí se encontra com 23,19% da capacidade. Já o submercado Nordeste segue com os crescimentos, ainda que sensíveis, dos dias anteriores e teve na presente data elevação de 0,2% nos níveis, com os reservatórios operando com 6,2% da capacidade. A energia armazenada ficou em 3.222 MW mês no dia e a energia afluente está em 22% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica Sobradinho apresenta 2,92% da sua capacidade. Na região Sudeste/Centro-Oeste os níveis subiram 0,1%, deixando os reservatórios com 19,5% da capacidade. A energia armazenada está em 39.573 MW mês e a energia afluente em 89% da MLT. A usina de Furnas trabalha com 9,87% da capacidade e São Simão, com 18,45%. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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2 GV Energy: Volume de chuvas nos próximos meses deve aproximar de média histórica

A ocorrência de um volume de chuvas acima do esperado nas últimas semanas de novembro animou as autoridades e as empresas do setor elétrico, com perspectivas de melhoras no cenário climático e nas condições de operação do sistema, às vésperas dos meses mais chuvosos. Mas ainda há preocupação com relação ao baixo nível dos reservatórios hidrelétricos e receio sobre a intensidade do próximo período úmido, o que pode demandar a operação de uma quantidade maior de termelétricas. De acordo com projeções da consultoria GV Energy, a expectativa é que o volume de chuvas no país nos quatro primeiros meses de 2017 seja da ordem de 90% da média histórica para o período, condição que traria alívio à operação do sistema e ao déficit de geração de usinas hidrelétricas, medido pelo GSF. "A situação dos reservatórios ainda não é confortável, principalmente para o submercado Nordeste, tendo em vista que a pré-estação chuvosa foi muito ruim, entretanto, com a expectativa de melhora no cenário de vazões, a tendência é de recuperação dos reservatórios ao longo dos próximos meses", informou a GV Energy, em relatório sobre o assunto. (Valor Econômico – 06.12.2017)

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3 Santander: Volume de chuvas no Início do próximo ano deve atingir 90% da MLT

A ocorrência de um volume de chuvas acima do esperado nas últimas semanas de novembro animou as autoridades e as empresas do setor elétrico, com perspectivas de melhoras no cenário climático e nas condições de operação do sistema, às vésperas dos meses mais chuvosos. Mas ainda há preocupação com relação ao baixo nível dos reservatórios hidrelétricos e receio sobre a intensidade do próximo período úmido, o que pode demandar a operação de uma quantidade maior de termelétricas. O Santander acredita que, se o volume de chuvas para o início do próximo ano ficar entre 80% e 90% do histórico para o período, a bandeira tarifária permanecerá na cor vermelha patamar 1, com possibilidade de mudança para cor amarela caso o volume de chuvas alcance 95% do histórico. Com isso, o banco espera que não haja pressão tarifária por causa das bandeiras, nem um custo extraordinário de GSF para as distribuidoras, com relação à energia das hidrelétricas sob regime de cotas, diferentemente do cenário observado nos últimos meses. "A ideia é que não vemos a tarifa de energia elétrica, se mantida essa quantidade [proporcional] de chuvas de novembro, como um risco de pressão inflacionária", explicou a analista Tatiana Pinheiro, do Santander. (Valor Econômico – 06.12.2017)

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4 Consultoria Thymos Energia: CMSE deve ter postura conservadora diante da melhora atual

A ocorrência de um volume de chuvas acima do esperado nas últimas semanas de novembro animou as autoridades e as empresas do setor elétrico, com perspectivas de melhoras no cenário climático e nas condições de operação do sistema, às vésperas dos meses mais chuvosos. A consultoria Thymos Energia tem uma visão menos otimista: embora as chuvas tenham causado um acréscimo de 0,8% no volume de acumulação dos reservatórios hidrelétricos do subsistema Sudeste/Centro-Oeste e de 0,6% nos lagos das usinas do Nordeste, entre 21 e 30 de novembro, as regiões Sul e Norte tiveram, no mesmo período, redução do nível de estoque de 0,3% e 1,6%, respectivamente, resultando em melhora pouco relevante nos níveis do SIN. A consultoria recomenda uma postura mais conservadora do CMSE com relação ao nível de armazenamento dos reservatórios e de operação de termelétricas. "Em junho também ocorreu esse movimento [de melhora momentânea das condições climáticas e, nas semanas seguintes, voltou a escassez de chuvas]. Entendo que o CMSE deve se posicionar no sentido de manter as térmicas ligadas", disse João Carlos Mello, presidente da Thymos. Segundo ele, desligar um bloco de energia de 6 GW neste momento, pode perpetuar o quadro de baixo nível dos reservatórios para o próximo ano. Recentemente o CMSE determinou o desligamento de 5 GW de térmicas, passando de 15 GW para 10 GW em operação. (Valor Econômico – 06.12.2017)

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5 Instituto Acende Brasil: Hidrologia melhorou, mas efeitos não são imediatos

A ocorrência de um volume de chuvas acima do esperado nas últimas semanas de novembro animou as autoridades e as empresas do setor elétrico, com perspectivas de melhoras no cenário climático e nas condições de operação do sistema, às vésperas dos meses mais chuvosos. Para o presidente do Instituto Acende Brasil, Claudio Sales, a hidrologia melhorou, mas os efeitos não são tão imediatos. "Para o CMSE de amanhã esperamos alguma sinalização de melhora, mas nada muito grandioso, dado o nível baixo em que os reservatórios estão neste momento", afirmou o especialista. "Não esperamos grandes surpresas, mas os sinais são positivos, como reflexo da chuva que veio, tardiamente, mas veio. Isso em alguma medida já se refletiu no PLD, e a sinalização é que continue por aí, com a perspectiva até de redução da bandeira tarifária nos próximos meses", completou. (Valor Econômico – 06.12.2017)

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6 Consultoria Thymos Energia: Recuo do PLD é inconsistente diante da melhora insignificante dos reservatórios

Duas das principais consultorias do setor elétrico estão reticentes com o comportamento variável do PLD, que, após um longo período no limite regulatório, têm apresentado patamares reduzidos nas últimas semanas. Atualmente na média de R$ 220,16/MWh com a possibilidade de um aumento do nível das chuvas nos próximos dias, o PLD pode estar refletindo uma expectativa de pluviosidade que não deve ser suficiente para recuperar os níveis dos reservatórios das hidrelétricas do Sistema Interligado Nacional, na visão da Thymos Energia. A consultoria mapeou as variações da Energia Armazenada no SIN e identificou um acréscimo médio no volume dos reservatórios do país de apenas 0,6% entre 21 e 30 de novembro – semana anterior à queda do preço de referência do setor –, sendo de 0,8% no Sudeste e de 0,6% no Nordeste. No mesmo período, as regiões Sul e Norte sofreram um decréscimo no EAR de -0,3% e -1,6%, respectivamente, o que, segundo a Thymos, resultou em uma melhora “praticamente insignificante nos níveis do SIN”. Na avaliação do presidente da consultoria, João Carlos Mello, a manutenção do preço da energia elétrica em patamar baixo em um momento crítico como o de agora revela uma inconsistência. “O maior problema é a redução drástica do despacho térmico devido a uma redução do CMO, que não reflete a realidade da situação operacional do armazenamento mais baixo. Com isso, não se economiza volume de água nos reservatórios e perpetua ainda mais o problema. Em abril de 2018, final do período de chuvas, os níveis de armazenamento podem estar com valores pouco seguros”, diz Mello. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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7 Consultoria Capitale Energia: Recuo do PLD é cauteloso e Energia Armazenada continua baixa

Duas das principais consultorias do setor elétrico estão reticentes com o comportamento variável do PLD, que, após um longo período no limite regulatório, têm apresentado patamares reduzidos nas últimas semanas. Na mesma linha da análise da Thymos, a consultoria Capitale Energia enxerga com “cautela” a atual faixa do PLD, assim como o valor de aproximadamente R$ 190/MWh nas negociações de contratos no mercado convencional para o ano de 2018. Para a empresa, a capacidade total de 19% de reservamento médio no país verificado no último mês de novembro representa um cenário “bastante crítico” se comparado ao valor de 23% visto no mesmo período em 2001 – ano do último racionamento de eletricidade em nível nacional – e em 2014, quando houve outra grave crise hídrica. Segundo Rafael Mathias, sócio da Capitale Energia, será necessária a ocorrência de afluências próximas à média nas bacias do Sudeste, de dezembro a março, para garantir níveis confortáveis dos reservatórios ao final do período chuvoso. Para o executivo, ainda que as expectativas tenham melhorado para o ano de 2018, não há qualquer garantia de que o preço de energia se mantenha abaixo de R$ 200/MWh. “Qualquer melhora no cenário econômico, atrelada a uma mudança climática, que derrube o volume de chuvas, pressionará novamente para cima o preço”, avalia Mathias. (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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8 Três Marias e Sobradinho serão controlados exclusivamente pela ANA em caso de baixa dos reservatórios

O combate ao drama da seca que há cinco anos castiga o Rio São Francisco passará a ter um novo aliado. A gestão das vazões do rio será agora submetida a decisões ligadas exclusivamente à segurança hídrica, e não mais a critérios de geração de energia, quando o rio estiver com baixo nível em seus reservatórios. Na prática, isso significa que as duas principais represas de acumulação de água do São Francisco - Três Marias e Sobradinho - serão administradas somente pela ANA enquanto estiverem com menos de 30% e 20%, respectivamente, de capacidade de armazenamento de água. Acima desse nível, a ANA poderá discutir as vazões com o ONS, que administra a geração de energia no País. Abaixo desse nível, porém, o ONS terá de acatar toda e qualquer decisão da ANA. As regras foram incluídas numa resolução que a agência prevê publicar nesta quarta-feira, 6, no Diário Oficial da União (DOU). O objetivo é que as regras coloquem no papel medidas que já estavam sendo implantadas, mas que vinham gerando atritos entre o órgão que cuida da segurança hídrica e aquele responsável pela geração de energia do País. Para que as medidas passem a valer, a ANA espera que os níveis dos reservatórios melhorem nos próximos três meses. Hoje, Sobradinho está com apenas 2,9% de sua capacidade plena. Três Marias tem somente 9,9% do que pode armazenar. "O importante dessa resolução é que o sistema do Rio São Francisco voltará a ter segurança hídrica", diz Joaquim Gondin, superintendente de operações da ANA. (O Estado de São Paulo – 05.12.2017)

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9 Vazões de Três Marias e Sobradinho serão administradas pelo ONS se capacidade for superior a 60%

A gestão das vazões do rio será agora submetida a decisões ligadas exclusivamente à segurança hídrica, e não mais a critérios de geração de energia, quando o rio estiver com baixo nível em seus reservatórios. As regras foram incluídas numa resolução que a agência prevê publicar nesta quarta-feira, 6, no Diário Oficial da União (DOU).Pelas regras atuais, a liberação mínima de água de Sobradinho era de 1.300 metros cúbicos por segundo (m³/s), mas há anos essa vazão vinha ocorrendo em volumes muito menores, em caráter de exceção, por conta das restrições hídricas do São Francisco. Atualmente, está em apenas 500 m³/s. De acordo com as novas regras, haverá faixas de liberação de água. A geração de energia terá liberdade de administrar as vazões das represas quando os reservatórios estiverem com mais de 60% de suas capacidades. Abaixo desse nível, porém, não poderão verter mais de 1.000 m³/s através de suas turbinas. E, se esse volume ficar ainda mais baixo, entre 20% e 30%, quem manda é a ANA. Maior reservatório do Brasil em área alagada, o lago de Sobradinho, na Bahia, chegou a ter apenas 1% de sua capacidade no ano passado. Estava prestes a registrar as mesmas condições neste ano, mas imposições mais restritivas de uso de água acabaram evitando que chegasse ao seu volume morto. O reservatório de 4.214 quilômetros quadrados, equivalente a quase três vezes o de Itaipu, atravessa seu pior período desde que foi formado, em 1980. (O Estado de São Paulo – 05.12.2017)

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Meio Ambiente

1 WWF: Programa de concessões de infraestrutura do Brasil desconsidera riscos climáticos

O programa de concessões de infraestrutura do governo de Michel Temer não considera riscos climáticos, o que deixa projetos como estradas e ferrovias expostos a eventos como inundações e a prejuízos de bilhões de reais, afirma relatório do braço brasileiro da organização não governamental internacional WWF, divulgado nesta terça-feira. Segundo o levantamento, o Brasil sofre por ano perdas de mais de 9 bilhões de reais em vários setores, por desastres naturais que incluem secas e inundações causadas por chuvas e elevação do nível do mar. “A infraestrutura requer investimentos de longo prazo, e os custos para sua recuperação, quando afetada por desastres e eventos extremos, estão entre os mais elevados”, disse em comunicado à imprensa a diretora da área de riscos e oportunidades ambientais da iniciativa Infra2038, Natalie Unterstell, autora do relatório da WWF. A iniciativa foi criada este ano durante reunião anual da Fundação Lemann neste ano e tem como objetivo colocar o Brasil entre os 20 primeiros países no quesito “infraestrutura” do ranking de competitividade do Fórum Econômico Mundial até 2038. O país ocupa a 116ª posição no ranking atualmente. A WWF sustenta que cenários de redução de chuvas no Norte, assim como aumento de chuvas no Sudeste e elevação do nível do mar em regiões litorâneas do país, “já apontam para prejuízos diretos em infraestruturas de energia e transportes”, daí a necessidade de se considerar os riscos climáticos na modelagem das futuras concessões do país. O relatório cita riscos envolvendo hidrelétricas, redes de transmissão de energia, rodovias, ferrovias e portos. Mudanças na temperatura global tendem a favorecer chuvas nas regiões Sul e Sudeste do país e reduzir precipitações no Norte e no Nordeste, com isso, o cenário tende a “afetar negativamente a malha rodoviária e a funcionalidade do sistema hidrelétrico”. (Reuters – 05.12.2017)

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Energias Renováveis

1 Liberadas eólicas no Ceará para operação comercial

A Aneel liberou para operação comercial as unidades geradoras UG1 a UG11, de 2.100 kW cada, somando 23.100 kW de capacidade instalada da usina de geração eólica denominadas EOL Santo Inácio IV, segundo despacho publicado pela Aneel nesta terça-feira, 5 de dezembro. Outra usina a receber a autorização da Aneel é a EOL Santo Inácio III, que compreende as unidades UG1 a UG14, de 2.100 kW cada, formando 29.400 kW de capacidade. Os empreendimentos estão localizados em Icapuí (CE). (Agência CanalEnergia – 05.12.2017)

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Gás e Termelétricas

1 Segundo Governo, votação do PL do Gás ocorrerá até março

O governo federal espera a aprovação do substitutivo final ao projeto de lei que muda o marco do gás natural até março do ano que vem. A diretora do Departamento de Gás Natural do MME, Symone Araújo, diz ter plena confiança que a matéria será aprovada na próxima quarta-feira (6/12), na CME, da Câmara dos Deputados. O parecer do relator, deputado Marcus Vicente (PP-ES) é pela aprovação da matéria. Sobre as emendas apresentadas, a diretora disse que o tema está suficientemente maduro para ser votado, já que uma audiência pública, realizada na Câmara dos Deputados, no último dia 16/8, teria servido para que os agentes envolvidos tirassem suas dúvidas sobre o processo. O próprio relator recomendou a rejeição de 19 emendas. Apesar do texto ser considerado maduro por ela, ainda existem alguns pontos de dúvida, como a coordenação da malha de transporte, que deverá ser feita por um gestor de áreas de mercado - que pode ser um transportador ou até mesmo um novo agente a ser criado para a função, à semelhança do ONS, com um código de gestão e coordenação da malha. A diretora de Gás do MME disse ainda que a chamada pública da TBG, prevista para o ano que vem, dará um parâmetro de como se definirá a base da renovação do contrato de importação com os bolivianos. Para ela, a capacidade a ser contratada pelos agentes e os preços poderão dar uma noção de como serão os novos acordos com o país vizinho. A diretora considera que a proposta de atrelar o preço do hidrocarboneto boliviano ao do GNL pode entrar na mesa de negociação. (Brasil Energia – 05.12.2017)

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2 Segundo ANP, mercado de gás natural do país passa por mudanças profundas

O diretor-geral da ANP, Décio Oddone, afirmou nesta terça-feira que há um cenário de transformações profundas no mercado de gás natural brasileiro. Segundo ele, esse quadro se deve principalmente ao movimento de venda de ativos da Petrobras no setor, abrindo espaço para outros investidores. Segundo ele, o setor de gás natural viveu “sob o domínio da Petrobras” nas últimas duas décadas. Oddone afirmou que agora vê “discussões sobre outros atores investindo em transporte de gás natural no Brasil”. O diretor-geral da ANP acrescentou que a perspectiva de chegada do gás natural dos campos do pré-sal para o território brasileiro no futuro vai dar uma “chacoalhada” no mercado, com o aumento da oferta. Ele constatou que o mercado de gás natural brasileiro ainda é relativamente pequeno, com um consumo da ordem de 100 milhões de metros cúbicos diários, nos períodos de acionamento termelétrico. Quando as térmicas não são ligadas, esse consumo cai para quase a metade. A Petrobras deixará de ser o garantidor do suprimento de gás natural do Brasil, mas continuará sendo um agente importante no mercado de energia no país, afirmou o gerente executivo de gás natural da Petrobras, Rodrigo Costa. Segundo ele, com a abertura do mercado de gás natural brasileiro, a partir da venda de ativos da Petrobras no setor, os demais investidores terão oportunidade de ofertar o energético na malha de gasodutos do país. O diretor de governança e conformidade da Petrobras, João Elek, afirmou em relação à crise institucional do Estado do Rio de Janeiro hoje, é importante passar por uma fase ruim para que seja alcançada uma melhoria no futuro. Segundo ele, nunca as instituições democráticas brasileiras foram tão desafiadas como tem acontecido recentemente. (Valor Econômico – 05.12.2017)

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3 Segundo executivo, oferta de gás em gasodutos da Petrobras deve crescer 23% em 2017

A oferta de gás natural da Petrobras em sua malha de gasodutos no Brasil vai crescer cerca de 23 por cento em 2017, ante 2016, para 54 milhões de metros cúbicos por dia, com o impulso do pré-sal, afirmou nesta terça-feira o gerente executivo de gás natural da empresa, Rodrigo Costa. A projeção para 2018, segundo Costa, está em fase de elaboração e será apresentada na atualização do plano de negócios da Petrobras para o período 2018-2022, que deverá ser publicado em breve pela companhia. “Essa oferta inclui Petrobras e parceiros, ou seja, é o gás disponibilizado na malha pela Petrobras. Hoje a Petrobras compra o gás dos parceiros, sendo 80 por cento do gás nosso e 20 por cento dos parceiros. Esses 20 por cento compramos e ofertamos na malha”, disse ele, a jornalistas, em evento na Firjan. O executivo ressaltou que há um ciclo crescente de expansão da oferta do insumo no país. A produção de gás natural do Brasil em outubro cresceu 0,5 por cento em relação ao mês anterior e 5,6 por cento ante outubro de 2016, para 115 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), segundo os dados mais recentes da ANP. Costa ponderou que, apesar da perspectiva de aumento de oferta nos próximos anos, o Brasil continuará sendo importador do insumo para atender a demanda interna ao menos até 2026. Em 2019, vence o contrato de importação do gás da Bolívia e, negociações entre representantes de empresas de ambos os países estão em andamento para tratar dos novos termos e condições do compromisso. O executivo da Petrobras prevê entregar em 2020 todo o sistema da Rota 3, conjunto de dutos, gasodutos e a Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) do projeto Comperj, no Rio de Janeiro. Costa ressaltou ainda que com as mudanças no mercado de gás previstas no programa do governo federal Gás para Crescer a estatal continuará sendo um player relevante no mercado, porém deixará de ser o garantidor do suprimento nacional. (Reuters – 05.12.2017)

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4 Bolívia venderá para Mato Grosso do Sul 2 milhões de m³/dia de gás

O Mato Grosso do Sul passará a importar a partir do ano que vem 2 milhões de m³/dia de gás natural da Bolívia, assegurando fornecimento para projeto termelétrico de 267 MW localizado entre os municípios de Corumbá e Ladário. O acordo foi acertado entre o governador do estado, Reinaldo Azambuja, com o presidente da Bolívia, Evo Morales, que veio ao Brasil nesta terça-feira (5/12) para se reunir com o presidente Michel Temer. A compra direta do insumo é considerada estratégica para o estado e será oficializada em reunião na cidade boliviana de Puerto Ustarez, no próximo dia 30/1, quando se realizará um encontro de cúpula com governadores dos demais estados fronteiriçoes com a Bolívia. O secretário de Estado de Meio Ambiente, Desenvolvimento Econômico, Produção e Agricultura Familiar do Mato Grosso do Sul, Jaime Verruck, acrescentou que a compra direta também tem como objetivo possibilitar o fornecimento do hidrocarboneto para outras empresas e terceiros, independente do contrato com a Petrobras, que vence em 2019. O diretor-presidente da MSGás, Rudel Trindade, informou que o documento definitivo em relação à compra direta do gás será elaborado em um novo encontro no próximo dia 20/12, em Cuiabá, com a presença do ministro boliviano do Hidrocarbonetos, Luis Alberto Sánchez. (Brasil Energia – 05.12.2017)

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5 Copel: ampliação do contrato de gás com Petrobras para UTE Araucária

A Copel anunciou em comunicado ao mercado na última segunda-feira, 4 de dezembro, que assinou com a Petrobras um aditivo ao contrato de fornecimento de gás natural para a UTE Araucária (PR – 469 MW). O contrato vai até 31 de dezembro deste ano e vai ter volume máximo diário de até 2.190.000 Nm³/dia. A térmica de Araucária é de propriedade da Copel e da Copel GT, que possuem, 20% e 60% de participação. A Petrobras é a outra acionista, com 20%. Ela não teve participação no processo de decisão, declarando-se impedida. A UTE Araucária é uma térmica do tipo merchant, não possuindo Contrato de Comercialização de Energia. Ela gera energia quando o CMO supera o CVU da usina ou por solicitação do ONS. De acordo com o comunicado, o contrato resultou na redução dos custos variáveis da térmica em relação ao contrato anterior, aumentando a probabilidade de operação. Além disso, não ter uma cláusula de take or pay no contrato não penaliza com custos fixos à UEG Araucária sem a contrapartida de receita de operação, caso as condições do Sistema Interligado Nacional não sejam adequadas ao seu despacho. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017)

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6 Durante os meses de outubro e novembro de 2017, ABiogás recebe cinco novas associadas

A ABiogás divulgou na última terça-feira, 5 de dezembro, a conquista de cinco novas integrantes para o time de associadas, durante os meses de outubro e novembro. O progresso é parte da estratégia de crescimento da entidade, que busca unir força com empresas privadas e trazer apoio e estímulo ao setor junto ao governo. Para a associação, a conquista se deve ao grande esforço da entidade ao promover o Fórum do Biogás, o maior evento da América Latina destinado ao setor, momento de atualização e aprendizagem, troca de cases importantes que viabilizam o setor energético voltados para o biogás, onde as empresas privadas e governo podem discutir o futuro do setor no Brasil. Para o presidente da ABiogás, Alessandro Gardermann, o IV Fórum do Biogás ganhou uma agenda positiva entre os participantes e isto reflete ao número de novos associados. Entre as novas associadas estão a Apolo Energia, Awite Bioenergia, Ergostech, Janus Pergher e Solvi. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017)

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7 Cotas de Angra para 2018 somam 1.572 MW médios

O montante anual de energia das usinas nucleares disponível para venda às distribuidoras cotistas em 2018 é de 470,036 MW médios para Angra 1 e de 1.102,180 MW médios para Angra 2. Os valores são definidos anualmente pela Aneel, com base nas garantias físicas dos dois empreendimentos, e divididos proporcionalmente entre as empresas de distribuição. A Aneel também estabeleceu as cotas-partes das usinas de Angra – que é a participação atribuída a cada distribuidora – para o ano de 2023. No cálculo, foram considerados os valores faturados dos consumidores cativos das empresas entre setembro de 2016 e agosto de 2017; as mudanças na condição de distribuidoras menores, que deixarão de ser supridas por outras empresas e receberão energia diretamente da usina, e o agrupamento de cinco concessões do grupo Energisa, que formarão a Energisa Sul-Sudeste. Segundo a Aneel, não foi estabelecida cota para a empresa que atende o estado de Roraima, porque não existe previsão de entrada da capital Boa Vista no SIN até 2022. Os valores das companhias do norte e do nordeste que serão privatizadas ficarão com Amazonas Distribuidora, Eletroacre, Ceron, Cepisa, Ceal e CEA, responsáveis pela prestação temporária do serviço de distribuição. (Agência CanalEnergia – 06.12.2017)

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8 Bureau Veritas entra no mercado de gás e energia

O Grupo Bureau Veritas, companhia especializada em Teste, Inspeção e Certificação, anunciou que ingressou no setor de distribuição de gás e energia no Brasil. A empresa já tem contratos assinados com sete concessionárias de serviços públicos. “A entrada nesse mercado faz parte da nossa estratégia de crescimento e diversificação de portfólio de serviços e soluções. A nossa carteira de clientes deste segmento já representa 22% das vendas em 2017”, destaca o diretor comercial do Grupo Bureau Veritas, Vinicius Parmezani. A francesa realiza serviços em todas as etapas do ciclo de distribuição das concessionárias, desde a coleta e monitoramento de dados em campo ao gerenciamento da construção dos seus principais ativos. (Brasil Energia – 05.12.2017)

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Economia Brasileira

1 Copom: decisão deve igualar Selic e TJLP pela 1ª vez

Confirmada a expectativa do mercado de redução do juro básico de 7,5% para 7% ao ano nesta quarta-feira, a Selic e a TJLP serão iguais pela primeira vez na história. Além do efeito simbólico de a principal referência do crédito de longo prazo no Brasil se igualar ao juro de curto prazo, a situação reduz ainda mais o gasto com subsídio nas operações de crédito do BNDES. Esse cenário de redução de subsídios está se materializando mais rapidamente do que o próprio governo imaginava. E, a depender do que ocorrer na última reunião do CMN, que definirá a TJLP sob a regra em vigor e que será a referência para o primeiro ano de vigência da nova TLP, esse quadro se reforçará ao longo dos próximos anos. Quanto maior a diferença entre Selic e TJLP, maior o gasto com os chamados subsídios implícitos, que não transitam pelo Orçamento. Esse subsídio é dado porque o Tesouro capta recursos pagando, no mínimo, a taxa básica, mas repassa recursos ao BNDES pela TJLP, que sempre foi bem mais baixa. Esse custo, contudo, não será zerado quando as taxas se igualarem porque o governo capta recursos também com títulos mais caros que a Selic. Por isso, o melhor indicador é de custo médio da dívida, que tenta ponderar entre os juros dos diferentes títulos do governo. Estudo da Secretaria de Acompanhamento Econômico (Seae) do MF mostrou que esse gasto com subsídios implícitos chegou a R$ 29,1 bi em 2016, quando a Selic passou a maior parte do ano em 14,25% ao ano e a TJLP estava em 7,5%. De lá para cá, a taxa básica caiu para 7,5% e a de referência do BNDES, para 7%. (Valor Econômico – 06.12.2017)

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2 OCDE: País terá maior alta de gasto com previdência até 2050

O Brasil é o país que terá o maior aumento das despesas públicas com aposentadorias até 2050, de acordo com projeções da OCDE feitas para os 34 países-membros e oito grandes economias emergentes. No relatório "Panorama das Aposentadorias 2017", a entidade calcula que os gastos públicos no Brasil com aposentadorias do setor privado vão aumentar de 9,1% do PIB, no período 2010-15, para 16,8% em 2050. Nos 34 países da OCDE, esse gasto passa de 8,9% para 9,5% no mesmo intervalo. O documento mostra que, pelo sistema atual, no Brasil a aposentadoria vem mais cedo e o benefício é proporcionalmente maior em relação ao salário recebido na ativa do que em países desenvolvidos. Segundo a OCDE, quem começou a trabalhar em 2016 no Reino Unido, com reformas em vigor e recebendo salário médio, vai ter aposentadoria obrigatória equivalente a apenas 29% da renda anterior. Já no Brasil, pelo sistema atual, na mesma situação, quem fizer a carreira completa (35 anos de trabalho para os homens e 30 anos para as mulheres) receberá 76,4% do salário. Em comparação, a média é de 63% nos países desenvolvidos e de 40% no México e Polônia. Ao mesmo tempo, quando os brasileiros alcançarem 65 anos de idade, a expectativa de vida é de mais 21,2 anos para os homens e 24 anos para as mulheres, ou seja, se aproximam da média de nações ricas. As projeções indicam que o Brasil, como a China, terá envelhecimento rápido, o que também pesará sobre os gastos da Previdência Social. (Valor Econômico – 06.12.2017)

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3 Bank of America: Consumo deve liderar alta de 3% no PIB de 2018

O crescimento será mais sólido em 2018, devendo atingir 3%, num processo liderado pelo consumo das famílias, estima David Beker, chefe de economia e estratégia do Bank of America Merrill Lynch no Brasil. Beker diz que permanecem elevadas as incertezas em relação às eleições e ao avanço da agenda de reformas que melhorem a situação das contas públicas, o que tem impacto sobre o investimento. "Ainda há muita coisa a fazer na parte fiscal." Beker elevou a projeção para o crescimento neste ano de 0,6% para 1%, depois da divulgação do resultado do PIB do terceiro trimestre. De julho a setembro, a economia avançou 0,1% sobre os três meses anteriores, alta pequena, mas o avanço do primeiro trimestre foi alterado de 1% para 1,3% e a do segundo, de 0,2% para 0,7%, o que elevou o nível do PIB. Beker manteve a estimativa para 2018 em 3% e divulgou pela primeira vez o número esperado para 2019, 3,5%, o que pressupõe a continuidade da orientação da política fiscal e do compromisso com a agenda de reformas no novo governo. No curto prazo, Beker vê um cenário benigno, com a recuperação cíclica da atividade em curso. A inflação deve seguir tranquila, fechando em 3,3% neste ano e 3,9% no ano que vem, num ambiente de grande ociosidade na economia. Ele acredita que o Copom vai reduzir a Selic de 7,5% para 7% ao ano, vendo espaço para dois cortes de 0,25 ponto nas duas primeiras reuniões de 2018. Com isso, a taxa cairia para 6,5%, nível em que terminaria o ano que vem. O banco trabalha com um quadro internacional tranquilo em 2018. (Valor Econômico – 06.12.2017)

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4 FGV: IPC-C1 cai para 0,21% em novembro

O Índice de Preços ao Consumidor - Classe 1 (IPC-C1), que mede a variação de preços de uma cesta de produtos e serviços para famílias com renda entre 1 e 2,5 salários mínimos mensais, subiu 0,21% em novembro, após aumentar 0,42% um mês antes, informou a Fundação Getulio Vargas (FGV). Com este resultado, o indicador acumula alta de 2,10% no ano e de 2,29% nos últimos 12 meses. Das classes de despesas avaliadas, houve mudança de rumo em Alimentação (0,31% para -0,47%), Comunicação (0,60% para -0,42%), e Vestuário (0,07% para -0,17%), além de Transportes (-0,20% para 0,58%) e Educação, Leitura e Recreação (-0,08% para 0,53%). Subiram menos Habitação (1,06% para 0,92%) e Despesas Diversas (0,49% para 0,13%). Em contrapartida, houve alta mais acentuada em Saúde e Cuidados Pessoais (0,21% para 0,23%). (Valor Econômico – 06.12.2017)

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5 Dólar ontem e hoje

O dólar comercial fechou o pregão do dia 05 sendo negociado a R$3,2332, com variação de -0,39% em relação ao início do dia. Hoje (06) começou sendo negociado a R$3,2472 — com variação de +0,43% em relação ao fechamento do dia útil anterior — e segue uma tendência de baixa, sendo negociado às 10h15 no valor de R$3,2308, variando -0,51% em relação ao início do dia. (Valor Econômico – 05.12.2017 e 06.12.2017)

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Internacional

1 Colômbia: Os 7 projetos que afastarão o fantasma do racionamento

Entre 2018 e 2022, a Colômbia terá sete novas linhas para a distribuição de energia que garantem confiabilidade no fornecimento através do Sistema Nacional de Transmissão (STN). Do total de projetos, que fazem parte do plano de expansão 2016-2030, já foi oferecido (Copey - Cuestecitas - Fundação), três estão atualmente em audiência pública (Colectora - Cuestecitas - La Loma, El Bosque e Chinú - Toluviejo (Bolívar)). Do mesmo modo, os três restantes Guavio - Reforma - Tunal; Cabrera; e San Antonio - Alcaraván - Banadía entrará no concurso no primeiro trimestre de 2018. "O crescimento da demanda nos últimos anos, a necessidade de conectar geradores e reduzir o custo de geração, e evitar o racionamento por problemas de confiabilidade, foram os principais motivos, entre outros, para desenvolver os sete projetos de transmissão", explicou Ricardo Ramírez Carrero, diretor geral da Unidade de Planejamento de Minas e Energia (Upme). (Portafolio – Colômbia – 05.12.2017)

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2 Paraguai: A oferta de Itaipu para ANDE foi de 13%

A eletricidade gerada pela usina hidrelétrica de Itaipu Binacional ao Sistema Nacional Interconectado administrado pela ANDE foi de 1.187 GWh em novembro passado. Isso representa 13,4% da produção total na planta, que foi de 8,836 GWh. Por sua vez, a Eletrobrás retirou 7.649 GWh, equivalente a 86,6% do total gerado no décimo primeiro mês. Da área técnica de Itaipu, ressaltaram que a produção de novembro foi o melhor registro histórico desse mês, ainda maior em 6,4%, do que o recorde anterior, que foi de 8.301 GWh, obtido no ano passado, no qual o registro de geração anual. Além disso, foi constituída na quarta melhor produção histórica mensal da usina hidrelétrica. Eles também apontam que o produzido no décimo primeiro mês do ano, 4.562 GWh, foi gerado pelo sistema de 50 Hz, que são as máquinas que geram para o lado paraguaio. Em relação à quantidade de energia produzida e acumulada ao longo de onze meses, neste ano de 2017, a Direção Técnica indica que foram 87.130 GWh, o que seria suficiente para atender a demanda atual de nosso país, por aproximadamente seis anos. O abastecimento acumulado no período de janeiro a novembro foi de 11.965 GWh, representando 18,8% de energia, em comparação com o fornecido no mesmo período de 2016, ano em que o registro de geração da usina hidrelétrica foi estabelecido, 23 % superior ao de 2015, e mesmo 42,2% a mais do que em 2013, ano do recorde anterior. (ABC Color – Paraguai – 06.12.2017)

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3 Google agora consome 100% de sua energia gerada pelo sol e pelo vento depois de investir US$ 3,5 bi

Em dezembro de 2016, o Google anunciou que toda a energia para seus centros de dados seria de fontes renováveis. Agora, a empresa divulgou por meio do Twitter que as recentes compras de energia limpa tornaram este objetivo uma realidade. A empresa assinou contratos para três usinas de energia eólica – num total de 535 MW – que colocaram seu investimento total em infraestrutura de energia em mais de US$ 3,5 bilhões, de acordo com a Electrek. O movimento também dá ao Google mais de 3 gigawatts na capacidade eólica e solar. Segundo a empresa, isso é suficiente para alimentar 100% de seus produtos e serviços. “As novas aquisições de energia limpa produzem mais de 3 gigawatts de energia eólica e solar – energias renováveis suficientes para equiparar 100% da energia necessária para administrar os nossos produtos em 2017″, afirmou a empresa. As recentes aquisições da empresa foram impulsionadas pelos custos continuamente decrescentes das energias renováveis, particularmente solar e eólica, que caíram entre 60% e 80%. “Com a energia solar e eólica diminuindo drasticamente nos custos e impulsionando o crescimento significativo do emprego, a transição para a energia limpa está gerando oportunidades econômicas sem precedentes e trazendo resultados mais rápidos do que esperávamos”, disse Gary Demasi, diretor de infraestrutura global do Google, em comunicado. (Ambiente Energia – 06.12.2017)

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Equipe de Pesquisa UFRJ
Editor: Prof. Nivalde J. de Castro (nivalde@ufrj.br)
Subeditor: Fabiano Lacombe
Pesquisador: Rubens Rosental
Assistentes de pesquisa: Ana Vitória, João Pedro Santos, Lucas Morais, Paulo César do Nascimento, Sérgio Silva.

As notícias divulgadas no IFE não refletem necessariamente os pontos da UFRJ. As informações que apresentam como fonte UFRJ são de responsabilidade da equipe de pesquisa sobre o Setor Elétrico, vinculada ao NUCA do Instituto de Economia da UFRJ.

Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br

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