l IFE: nº 4.190 - 10 de outubro de 2016 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Gás e
Termoelétricas Economia Brasileira Internacional Biblioteca Virtual do SEE
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Artigo GESEL: “O Estado e o Setor Elétrico Brasileiro” Foi publicado na edição nº 326 do Jornal dos Economistas o artigo O Estado e o Setor Elétrico Brasileiro, de autoria de Nivalde de Castro e Rubens Rosental respectivamente, coordenador geral e coordenador da área da área de Integração Elétrica do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (GESEL) do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (IE/UFRJ). O texto traça um breve panorama histórico do setor elétrico brasileiro (SEB), ressaltando sua forte interação e dependência de políticas púbicas. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. Para ter acesso à edição do Jornal dos Economistas na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 10.10.2016) 2 Publicada nomeação de Marcel Biato como representante da AIEA O governo nomeou o diplomata Marcel Fortuna Biato como representante permanente do Brasil junto à Agência Internacional de Energia Atômica (AIEA), em Viena, na Áustria. A nomeação foi publicada nesta segunda-feira, 10, no Diário Oficial da União. O ato é assinado pelo presidente Michel Temer e pelo ministro das Relações Exteriores, José Serra. Biato era o embaixador do Brasil na Bolívia durante o polêmico episódio em que o senador boliviano Roger Pinto Molina foi retirado da embaixada pelo então encarregado de negócios, Eduardo Saboia, e levado a Brasília. Com a mudança de governo, Biato foi premiado com a indicação para a AIEA, pois é especialista em energia. Biato também atuou como pesquisador associado do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (GESEL), ligado ao Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), desenvolvendo estudos e ministrando palestras sobre aspectos diplomáticos da integração elétrica na América Latina. (Valor Econômico e GESEL-IE-UFRJ – 10.10.2016) 3 Cálculo de preço no mercado livre de energia pode mudar O governo colocou em discussão uma mudança fundamental para a expansão do mercado livre de energia e que pode reduzir significativamente encargos cobrados dos consumidores que, apenas neste ano, podem chegar a mais de R$ 3 bi. Trata-se da alteração na metodologia de cálculo no preço no mercado à vista, o PLD. A ideia é torna-lo mais próximo da realidade do sistema, uma vez que há um entendimento de que a modelagem computacional atual não captura corretamente a real necessidade da matriz energética. Na prática, o PLD deve ficar mais próximo do custo real de operação do sistema, que é medido pelo Custo Marginal da Operação (CMO). A expectativa no mercado é de que o PLD ficará ligeiramente mais alto, por refletir melhor as necessidades do sistema. "O mote da discussão não tem o objetivo de alterar o PLD para cima ou para baixo", disse Roberto Castro, conselheiro da CCEE. Segundo ele, com o aumento da segurança do sistema, há uma tendência de aumento do custo da energia por conta do despacho preventivo maior de térmicas. A parte positiva para os consumidores será uma redução significativa dos encargos de serviços do sistema (ESS), que são a diferença entre o PLD e o custo real das térmicas despachadas no sistema, e é rateado entre todos no sistema. Segundo projeções mais recentes da CCEE, o ESS consolidado de 2016 deve ser de R$ 3,2 bi. Segundo Castro, "a ideia é que o 'gap' entre o PLD e o custo [das térmicas mais caras despachadas] fique cada vez menor". (Valor Econômico – 10.10.2016) 4 Thymos Energia: sinal de preço não está em sincronia com a operação 5 Abraceel: mudança nos parâmetros de aversão a risco e na própria governança dos modelos computacionais Segundo Alexandre Lopes, diretor técnico da Abraceel, a implantação de preço horário [que variassem ao longo do dia, refletindo a mudança da carga e a variação da produção] está prevista no modelo regulatório do setor elétrico, mas ainda não existe uma previsão de definição sobre o assunto. Lopes é favorável à mudança nos parâmetros de aversão a risco e na própria governança dos modelos computacionais. Para Edvaldo Santana, ex-diretor da Aneel, a necessidade de aperfeiçoamento nos modelos computacionais é bem maior do que a "simples modificação de parâmetros". Segundo ele, a mudança requer uma nova filosofia, que privilegie a eficiência. (Valor Econômico – 10.10.2016) 6 Alteração gradual e com consulta pública agrada agentes do setor elétrico A iniciativa do MME de colocar em consulta pública as mudanças na metodologia do PLD foi bem recebida pelo mercado, por dar um prazo para que as empresas ajustem suas posições no mercado à vista de energia. Segundo o cronograma estabelecido, o modelo atual de cálculo do preço será mantido em um primeiro momento, mas serão reavaliados os parâmetros de aversão ao risco, disse Roberto Castro, conselheiro da CCEE. Essa mudança deve entrar em vigor apenas em maio de 2017, depois do período chuvoso, pois os agentes já definiram as estratégias de alocação de energia para os próximos meses. Ao longo de 2017, será estudada uma mudança do modelo atual (CVaR, valor condicionado em risco) com a implementação do SAR. Essa alteração só deve entrar em vigor em 2018. Segundo Castro, a mudança prevista para 2018 é muito mais estrutural, por isso precisa da consulta ao setor. Embora considere que a medida seja positiva do ponto de vista técnico, o diretor técnico da Abraceel, Alexandre Lopes, destacou que é importante haver uma definição clara e rápida, pois a incerteza com relação ao funcionamento dos modelos no futuro afeta a negociação de contratos de energia para os próximos anos no mercado livre. Marcelo Parodi, sócio- diretor do grupo Compass Energia, compartilha da avaliação do diretor da Abraceel sobre a indefinição dos parâmetros de risco. Segundo Reginaldo Medeiros, presidente da Abraceel, a decisão do governo de só colocar a primeira alteração do PLD em vigor em maio foi prudente. Pelo cronograma do ministério, a primeira mudança a entrar em vigor, já em janeiro de 2017, será a unificação entre os critérios de planejamento e operação do sistema, igualando as funções de custo do déficit com a utilização de um único patamar já no começo do ano. Além do ministério e da CCEE, também participam da CPAMP o ONS, a EPE e a Aneel. (Valor Econômico – 10.10.2016) 7 MPF entra com liminar para suspender licitação de hidrelétrica em SP O MPF e o núcleo do Vale do Ribeira do Grupo de Atenção Especial de Defesa do Meio-Ambiente do MPE iniciaram uma ação civil pública com o pedido de liminar para que o Ibama suspenda o processo de licitação da usina hidrelétrica de Tijuco Alto, no rio Ribeira de Iguape. A hidrelétrica compreende uma área de 52 km² de mata Atlântica, na divisa entre São Paulo e Paraná. O projeto é da Companhia Brasileira de Alumínio e está estimado em R$ 536 milhões. Na liminar, o MPF e o MPE também pedem que a União e a Aneel anulem e extinguam os efeitos da concessão de aproveitamento de potencial de energia hidráulica à usina, decretada sem licitação há 28 anos. O lago da hidrelétrica atingiria dois municípios em São Paulo (Ribeira e Itapirapuã Paulista) e três no Paraná (Adrianópolis, Dr. Ulysses e Cerro Azul). Para o MPF, o maior problema do licenciamento ambiental em andamento no Ibama é a “restrição absurda do estudo de impacto ambiental do empreendimento para apenas parte da bacia hidrográfica” do rio Ribeira de Iguape, e o subestimado impacto socioeconômico da região. O MPF e o MPE apresentou seis pareceres técnicos ao Ibama com questões relativas a poluição do solo e da água, impactos aos componentes bióticos, impactos socioeconômicos, estimativas financeiras, questões relativas a arqueologia, espeleologia e geologia e biológicos/agronômicos. Segundo o Ministério Público, ainda há diversos pontos a serem esclarecidos nesses temas. O MPF move a ação contra a empreendedora CBA, empresa do grupo Votorantim, os órgãos licenciadores (Ibama, Ministério do Meio-Ambiente, e o ICMBio), além de contestar outras irregularidades relacionadas a órgãos estatais. (G1 – 09.10.2016) 8 Decreto modifica estrutura de cargos e funções gratificadas do MME 9 Eólicas e biomassa podem perder incentivo na tarifa-fio Os descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão (Tust) e de distribuição (Tusd) para as fontes eólica e biomassa, de 50%, podem ser retirados caso passe o texto da MP 735 em análise no Congresso Nacional, depois de ter sido aprovado em comissão mista na Câmara dos Deputados. Não há previsão de corte nos descontos para PCHs e solares. A MP ainda depende de aprovação pelo Plenário da Câmara e pelo Senado. O propósito da MP é, além de flexibilizar regras para privatizações e concessões do setor elétrico, o de diminuir o peso de encargos sobre a tarifa de energia, entre outros objetivos. Os descontos das tarifas-fio são suportados pela CDE, um dos principais encargos do setor e o governo pretende reavaliar a concessão de subsídios, com atenção sobre o encargo, que passou a contar com novas atribuições a partir de 2012, por causa da MP 579. A ideia é que para novos projetos das duas fontes os descontos sejam válidos apenas pelos primeiros cinco anos de operação das usinas. Não haveria, entretanto, alteração para projetos leiloados antes da MP, que foi relatada pelo deputado José Carlos Aleluia e recebeu diversas emendas. A medida pode ter impacto significativo na sustentabilidade financeira de projetos, uma vez que os preços da energia são calculados com base nos descontos nas tarifas-fio. É a segunda notícia negativa para a indústria eólica nesta semana, que teve sua participação no próximo leilão de energia de reserva bastante afetada pela falta de linhas de transmissão, segundo análise apresentada pela EPE e pelo ONS nesta semana. Cerca de 70% dos projetos eólicos cadastrados no leilão, localizados nos estados do Rio Grande do Norte, Bahia e Rio Grande do Sul, ficariam impedidos de negociar energia no leilão agendado para dezembro diante da capacidade zero de escoamento da geração. Além de atingir o negócio de geração eólica e à biomassa de uma forma geral, a retirada dos descontos pode ter um impacto para o crescimento dos consumidores especiais no mercado livre. O número desses agentes na CCEE dobrou neste ano, chegando a 2.056 em agosto, e tem impactado no portfólio das distribuidoras, já às voltas com a sobrecontratação de energia Esses consumidores migraram buscando tarifas mais baixas do que as do mercado regulado, e precisam necessariamente comprar energia “incentivada” no mercado livre. Mas se os projetos perderem os descontos, podem subir o valor dos contratos e diminuir a atratividade do ambiente de contratação para os consumidores especiais. (Agência Brasil Energia – 07.10.2016) 10 Volume de informações geográficas fornecidas por distribuidoras dobrou com Módulo 10 11 MME enquadra projeto de reforço na Subestação Itaberá no Reidi O MME aprovou o enquadramento no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura do projeto de reforços na subestação Itaberá, localizada no município de Itaberá, no Estado de São Paulo. As obras serão executadas no período de 13 de maio de 2016 até 13 de novembro de 2018, e será investido, sem a incidência de impostos, um total de R$ 43,8 mi. (Agência CanalEnergia – 07.10.2016) 12 CGH no Rio Grande do Sul também recebeu liberação para operar em teste A Aneel liberou o início da operação comercial a partir do dia 6 de novembro na EOL Ventos do Morro do Chapéu, localizada no município de Tianguá, no Ceará. O benefício foi para UG1 a UG15, de 1,69 MW cada, totalizando 25,35 MW de capacidade instalada. A CGH Wiggers, localizada no município de Santa Rosa de Lima, em Santa Catarina, também poderá dar início à operação comercial. A unidade liberada foi a de número 1, de 0,6 MW de capacidade instalada. A Aneel também liberou o início da operação em teste na CGH Mambuca, localizada nos municípios de Ajuricaba e Condor, no Estado do Rio Grande do Sul. As unidades liberadas foram as de número 1 e 2, com 0,5 MW cada, totalizando 1 MW de capacidade instalada. (Agência CanalEnergia – 07.10.2016) 13 Nota Técnica sobre margem de escoamento de energia de projetos do 2º LER 2016 A Revisão da Nota Técnica sobre margem de escoamento de energia de projetos do 2º LER 2016 foi publicada pelo ONS. A revisão traz as Margens de Capacidade para Escoamento de Energia Elétrica pela Rede Básica, DIT e ICG, referente aos projetos concorrentes no 2º LER 2016. O documento contempla a elevação nos valores das margens nas subestações Milagres 500 kV, Milagres 230 kV e Quixadá 500 kV. O ONS destacou que, apesar do aumento das margens nessas subestações, o valor total da margem na área formada por essas subestações, pela subestação São João do Piauí e pelo seccionamento da linha de transmissão 500 kV São João do Piauí - Sobradinho não foi alterado. (Aneel – 07.10.2016)
Empresas 1 Chinesa CTG paga quase US$ 1 bi por negócio da Duke Energy no Brasil A Duke Energy International Group vai vender para a CTG a totalidade do capital da Duke Energy International Brazil Holdings — e, consequentemente, o controle da sua controlada indireta Duke Energy Geração Paranapanema. Segundo comunicado enviado à CVM, o contrato de compra e venda assinado entre as partes regula a venda direta de 735.023 ações preferenciais (PN) da Geração Paranapanema detidas pela Duke Energy International Brazil Holdings e também a venda indireta de mais 31.180.723 papéis ordinários e 57.849.548 de PNs — em conjunto, equivalem a aproximadamente 99,06% do capital da geradora. O preço por ação da empresa a ser pago na transação foi fixado em US$ 10,80, sujeito a alguns ajustes, o que significa que a transação deve somar US$ 969,5 milhões. De acordo com o comunicado, o preço final da operação em reais será divulgado em fato relevante a ser publicado quando o negócio for fechado. A conclusão da operação está sujeita ao cumprimento de condições usuais, incluindo a aprovação pelo Cade e pela Aneel. Como o controle da Geração Paranapanema será vendido para a CTG, a chinesa deverá promover uma OPA da empresa em circulação no mercado. No aviso, a empresa também se compromete a manter os investidores informados sobre os desdobramentos do negócio. (Valor Econômico – 10.10.2016) 2 State Grid vai criar nova distribuidora no Brasil A State Grid planeja criar uma nova empresa no Brasil para gerenciar os ativos de distribuição, quando concluir a aquisição das participações no grupo CPFL Energia. A nova empresa poderá englobar eventualmente ativos como a Celg D e outras distribuidoras da Eletrobras, caso a chinesa seja bem sucedida na aquisição dessas companhias. "Não sabemos como irá acontecer. Estamos construindo uma nova empresa que cuidará do negócio de distribuição", disse Cai Hongxian, presidente da State Grid Brazil Holding. Segundo ele, a nova empresa será como uma "irmã" da SGBH e será subordinada à sede do grupo, em Pequim. O executivo não soube indicar uma data prevista para a conclusão da aquisição da CPFL. Com a decisão da Previ e do Energia São Paulo Fundo de Investimento em Ações (Energia SP) de vender suas participações na elétrica, a State Grid concluiu a compra do bloco de controle, ficando com 53,3% da empresa, por R$ 13,5 bi. O próximo passo será a realização de oferta pública de ações aos minoritários, que pode ficar para 2017. Cai lembrou que a aquisição da participação de 23,6% da Camargo Corrêa na CPFL já foi aprovada pelo Cade. O acordo, porém, aguarda pelo menos outras duas aprovações, sendo uma da Aneel e outra do governo brasileiro, já que a CPFL, que terá agora um controlador estrangeiro, possui área de concessão na fronteira do Rio Grande do Sul com outros países. Segundo o executivo, o grupo chinês elegeu o Brasil como o seu principal alvo de investimentos fora da China. A companhia, que vai investir R$ 15 bi nos próximos três anos em projetos já contratados no Brasil, avalia novas aquisições no país e desenvolver projetos do zero, a partir de leilões de linhas de transmissão. Nesse sentido, a elétrica estuda participar do próximo leilão marcado para o fim deste mês. Com R$ 1 bi de faturamento anual, o Brasil já responde por quase 20% das receitas da State Grid fora da China. O grupo prevê investir R$ 5 bi em 2017. Desse total, R$ 2,8 bi serão com capital próprio e R$ 2,2 bi em financiamentos. O braço brasileiro auxilia fornecendo informações para a holding. Além da Celg D, que deve ir à leilão em novembro, os principais novos negócios no radar da chinesa são a privatização das outras seis distribuidoras da Eletrobras, em 2017, e ativos de transmissão da Abengoa. (Valor Econômico – 10.10.2016) 3 Belo Monte: A Chinesa State Grid espera obter licença para construção de subestações conversoras A State Grid espera obter em janeiro de 2017 a licença de instalação para iniciar a construção das subestações conversoras do segundo sistema de transmissão de Belo Monte. A companhia submeteu os estudos de impacto ambiental (EIA-Rima) ao Ibama em março deste ano e está realizando as últimas audiências públicas necessárias para discutir o projeto. A expectativa, segundo Cai Hongxian, é obter a licença de instalação para a implantação da linha de transmissão em março do próximo ano. A data é considerada fundamental pela companhia, para aproveitar a janela de oportunidade do período seco - entre abril e novembro. O segundo linhão de Belo Monte tem investimentos previstos de R$ 7 bi, de acordo com a Aneel. O executivo, porém, lembra que é preciso acrescentar a esse valor outros 25% relativos a inflação e custos de financiamento, entre outros itens. A linha está prevista para entrar em operação em dezembro de 2019. O primeiro linhão de Belo Monte, do qual a State Grid possui 51% de participação, em parceira com Furnas (49%), está com as obras em andamento. Com R$ 5 bi de investimentos estimados pela Aneel e 2,1 mil km, a linha está prevista para iniciar operação em fevereiro de 2018. Instalada no país desde 2010, a State Grid tem 7,6 mil km de linhas de transmissão em operação e 9,8 mil km em construção, quase 20% de toda a rede elétrica brasileira. (Valor Econômico – 10.10.2016) 4 Cemig e Alupar vendem ativo de transmissão no Chile 5 CEEE inicia programa que permite substituir eletrodomésticos A CEEE-D (RS) iniciou o Projeto CEEE Distribuição em Casa, que visa incentivar aos consumidores residenciais atendidos pela empresa a substituírem geladeiras, freezers e lâmpadas por produtos etiquetados com selo "A" em economia de energia do Procel-Inmetro. O projeto, no valor de R$ 13,4 mi e que tem como parceiro o consórcio formado pelas Lojas Colombo e a 3E Engenharia, vencedor do processo licitatório, tem duração máxima de 12 meses. Conforme o Departamento de Eficiência Energética do Grupo CEEE, 18 mil clientes do segmento residencial atendidos pela companhia em 35 municípios do estado poderão ser beneficiados com a substituição de 90 mil lâmpadas, 10.150 geladeiras e 1.850 freezers, por produtos similares, de melhor desempenho energético. O projeto CEEE Distribuição em Casa, que integra o Programa de Eficiência Energética da Companhia, prevê uma economia de energia de 6.473,68 MWh/ano e de 2.344,15 KW no horário de ponta do sistema energético. Para participar, além de ser o titular da conta, é necessário estar adimplente com a concessionária de energia e possuir um equipamento ineficiente, com, no mínimo, cinco anos de uso e capacidade em litros maior ou igual ao novo para a troca. (Agência CanalEnergia – 07.10.2016) 6 Engie busca estimular hidrelétricas médias A dificuldade verificada nos últimos anos para a expansão de fontes hidrelétricas está fazendo com que a Engie busque estimular projetos médios que contemplem essa fonte. De acordo com Gil Maranhão, diretor de novos negócios da Engie, o direcionamento dado pelo governo apenas para grandes projetos dessa fonte fez com que fossem postos de lado esse tipo de projeto. "O Brasil esqueceu todo o potencial espalhado de projetos que vão até 300 MW", afirma Maranhão, que participou na última quinta-feira, 6 de outubro, da mesa redonda "O papel da geração hidrelétrica na Matriz Elétrica brasileira". O diretor da Engie conta que levantamento feito pela empresa em conjunto com outras do setor encontrou um potencial de 15 GW em mais de 120 projetos que poderiam ser desenvolvidos, caso entraves como questões ambientais, falta de escala, dificuldades na logística ou definições sobre demarcações de áreas indígenas fossem solucionados. Esses obstáculos estão sendo estudados para que na próxima etapa seja apresentado ao governo o que está sendo perdido em termos de investimentos, compensações, incremento de PIB local, engenharia e indústria de base. O diretor da Engie acredita que o estudo deverá ficar pronto apenas no início de 2017. Ele prevê conversas com vários setores do governo, como os MME, da Casa Civil e do Meio Ambiente e a secretaria do Programa de Parceria de Investimentos, além de órgãos do setor, como a EPE e o ONS. "As conversas iniciais foram muito receptivas", observa Maranhão. Classificando as novas diretrizes de financiamento do BNDES como em linha como o que vinha sendo prometido pelo banco, ele acredita que o setor hidrelétrico e o mercado financeiro vão saber se adaptar para o novo cenário. O banco reduziu para 50% o financiamento de projetos hidrelétricos. Segundo Maranhão, a expansão da fonte hidrelétrica no mundo tem caminhado bem, mesmo com um panorama em que as fontes renováveis estão aparecendo de modo intenso nas matrizes, incluindo a brasileira. (Agência CanalEnergia – 07.10.2016) 7 Delegação de obras a outros agentes deve reduzir impactos de atrasos da Abengoa Preocupada com o impacto do atraso nos projetos de transmissão da Abengoa no Sistema Interligado, a Aneel tem acelerado a transferência a outras transmissoras de obras destinadas a garantir o escoamento de energia de novos empreendimentos de geração. Questionadas pela concessionária, as autorizações de reforços foram emitidas pela Aneel com respaldo do MME, que quer evitar o comprometimento de outras obras, em consequência dos problemas financeiros enfrentados pela empresa Uma das decisões mais importantes em relação a Abengoa, a que garantiu a realização de reforços na Subestação Xingu e na Subestação Estreito pela Belo Monte Transmissora de Energia, está suspensa desde julho por liminar resultante de uma ação judicial da concessionária. Sem previsão de entrega dos empreendimentos em construção antes de dezembro de 2021, a empresa passou a questionar administrativamente todos os atos da Aneel, e dá sinais de que os outros processos podem parar também na Justica. Ela alega que não tem sido ouvida, embora seja parte interessada nos processos, e que a perda de parcelas da Receita Anual Permitida dessas instalações pode afetar o plano de recuperação financeira. O argumento foi aceito nesta primeira ação pela juíza titular da 3ª Vara da Justiça Federal em Brasília, ao conceder liminar favorável a Abengoa. Os diretores da Aneel manifestaram desconforto com a situação. Para Andre Pepitone, o país, o setor e os empreendimentos de energia renovável não podem ficar refém do processo de recuperação judicial da Abengoa. Reive Barros dos Santos lembrou que a empresa tem dado prejuízos ao sistema elétrico brasileiro por problemas na entrega dos seus contratos, e que isso tem reflexos no mercado e para o consumidor. O diretor-geral, Romeu Rufino, reconheceu que a empresa é uma empreendedor importante no segmento de transmissão, "que ajudou muito na expansão do sistema de transmissão no Brasil". Rufino destacou que "são sempre muito bem vindas as iniciativas e as soluções tidas como de mercado" e, "se um determinado investidor deseja passar a sua posição a outro empreendedor, tem um rito a ser observado, mas a Aneel aplaude essa dinâmica do mercado". Ele lembrou que há um esforço para mitigar os prejuízos dos atrasos nas obras da empresa, e que deve prevalecer nessas ações o interesse público. As obras autorizadas pela Aneel a BMTE são de complemento de Infraestrutura em 500 kV para a conexão do 1º Bipolo em corrente continua Xingu-Estreito. A empresa vai receber uma parcela adicional de receita de R$ 8,4 mi, com o compromisso de concluir a obra em 12 meses. Segundo a Aneel, o escoamento da energia da hidrelétrica de Belo Monte depende de alguns empreendimentos de transmissão, dentre as quais a Subestação Xingu, da Abengoa. (Agência CanalEnergia – 07.10.2016) 8 Aneel: Esperanza Transmissora de Energia ficará responsável parte da obras da Subestação Açu III A Aneel delegou a Esperanza Transmissora de Energia parte da obras da Subestação Açu III, de responsabilidade da Concessionária ATE XVII, subsidiária da Abengoa. O atraso na instalação impediria a energização de parte dos ativos da própria Esperanza, que detém a concessão das LTs em 500kV Quixadá – Açu III; Açu III - João Câmara III e João Câmara III - Ceará Mirim II; além da LT 230 kV João Câmara II -Ceará Mirim II. Os reforços na subestação da Abengoa tem investimento previsto de R$ 10,3 mi e RAP de R$ 1,3 mi, com operação comercial em 12 meses. A São João Transmissora foi autorizada a fazer a adequação do módulo geral da Subestação São João do Piauí para possibilitar a conexão de suas instalações ao SIN. As obras deverão ser executadas em sete meses, em troca de um adicional de receita de R$ 467,8 mil. Foram autorizados ainda reforços na Subestação Gilbués II pela São Pedro Transmissora. A obra é parte das instalações da ATE XVI Transmissora de Energia. Serão feitas também obras pela Paranaíba Transmissora na SE Barreiras II, de 500 kV, necessárias para que a concessionária se conecte ao barramento instalado pela São Pedro Transmissora. O investimento da Paranaíba é de R$ 7 mi, e a RAP de R$ 863,7 mil O prazo dado as empresas é de seis meses. As obras da Abengoa no Brasil estão paralisadas desde dezembro do ano passado, quando a empresa anunciou a abertura na Espanha de um processo equivalente ao de recuperação judicial. No Brasil, há um processo específico de recuperação em andamento desde fevereiro desse ano. Os projetos afetados pela crise financeira da empresa envolvem a instalação de 6.218 km de linhas de transmissão pelas transmissoras ATE XVI, ATE XVII, ATE XVIII, ATE XIX, ATE XX, ATE XXI, ATE XXII, ATE XXIII e ATE XXIV, subsidiárias do grupo. (Agência CanalEnergia – 07.10.2016)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios da região Nordeste continuam operando com volume de 14,2%, não recuando em relação ao dia anterior. Os dados são do ONS, referentes ao último dia 6 de outubro. A energia armazenada na região é de 7.329 MW/mês e a ENA é 1.143 MWm, que equivale a 30% da MLT armazenável no mês até o dia. A usina de Sobradinho opera com 10% da capacidade. Na região Norte, houve uma queda de 0,4% em comparação com o dia anterior, o que deixou os níveis em 38,1%. A energia armazenada é de 5.726 MW/mês e a ENA é 1.285 MWm, que é o mesmo que 65% da MLT. A usina de Tucuruí opera com volume de 63,27%. No submercado SE/CO, os reservatórios estão com volume de 39%, recuando 0,1% em relação ao dia anterior. A energia armazenada na região é de 79.033 MW/mês e a ENA é 16.339 MWm, que é equivalente a 63% da MLT. A usina de Furnas está com operando com volume de 56,21% e a de Nova Ponte com 26,15%. No sul, houve uma queda de 0,6%, que deixou os reservatórios com volume de 75,4%. A energia armazenada na região é de 15.040 MW/mês e a ENA é 4.811 MWm, que é o mesmo que 28% da MLT. A usina de Barra Grande opera com 67,07% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 07.10.2016) 2 ONS revê previsão de consumo de energia para outubro O ONS reviu a projeção da carga de energia (consumo mais perdas) para outubro, de 67.593 MWm para 66.233 MWm. Com isso, a estimativa de variação da carga em outubro, ante igual período de 2015, passou de um crescimento de 0,7% para uma queda de 1,3%. De acordo com relatório divulgado na tarde desta sexta-feira pelo órgão, a mudança na projeção é mais intensa para o submercado SE/CO, o maior do país. Com relação a ele, a estimativa passou de uma alta de 0,5% para uma queda de 2,7%. Volume de chuvas Com relação à expectativa de chuvas, não houve grandes mudanças. O ONS espera um volume de chuvas no SE/CO de 76% da média histórica para outubro, contra 77% na previsão anterior, feita semana passada. Com relação ao Nordeste, onde a situação é mais crítica, o ONS elevou a projeção de chuvas para outubro, de 34% para 39% da média histórica para o mês. O ONS também espera um nível de armazenamento nos reservatórios hidrelétricos do SE/CO e 32,2% no último dia de outubro, contra 31,9% na projeção anterior. Na mesma comparação, a estimativa desse indicador para o Nordeste passou de 10,4% para 11,3%. (Valor Econômico – 07.10.2016) 3 PLD fica em R$ 214,32/MWh em todos os submercados O PLD de todos os submercados se manteve estável em relação à semana passada, uma vez que o patamar de intercâmbio de energia entre os submercados não teve alteração. Para o período de 8 a 14 de outubro, o valor passou de R$ 213,29/MWh para R$ 214,32/MWh. A previsão de afluências para outubro caiu de 66% para 62% da média histórica, com queda em todos os submercados: Sudeste (76%), Sul (41%), Nordeste (39%) e Norte (70%). Essa mudança faz com que o PLD aumente, juntamente com a redução da disponibilidade térmica e hidráulica, que teve baixa de 700 MWm de energia. Contudo, a redução dos volumes de ENA foi compensada pela queda de 1.125 MWm na carga esperada para a segunda semana de outubro e pelo aumento de 1.050 MWm no nível de armazenamento esperado, o que deixou o preço estável. Já o fator de ajuste do MRE para o mês foi estimado em 88%. Os ESS são esperados em R$ 96 mi para o período, sendo R$ 91 mi referentes à segurança energética. O CMO, utilizado na base de cálculo do PLD, subiu 2,5% na semana de 8 a 14 de outubro, passando de R$ 198,86/MWh para R$ 203,91/MWh nos quatro submercados do país. (Agência Brasil Energia – 07.10.2016) 4 Aneel autoriza republicação do PLD de setembro A Aneel autorizou, em 7 de outubro, a republicação do PLD das três primeiras semanas operativas do mês de setembro. A republicação foi necessária porque a CCEE informou houve "inconsistência" no cálculo do reajuste dos CVU de algumas termelétricas, o que ensejaria a republicação de valores calculados para o PLD de setembro. A Resolução Normativa nº 568/2013 permite que o PLD seja republicado desde que haja erros na inserção de dados, no código fonte da cadeia de modelos ou na representação de qualquer componente do sistema. A republicação do PLD só pode ocorrer nos casos em que a diferença, em módulo, entre o PLD recalculado e o seu valor original for superior a 10% do valor do PLD mínimo vigente. A republicação do PLD precisa ser autorizada pela Aneel e publicada em despacho no Diário Oficial da União. (Agência CanalEnergia – 07.10.2016)
Meio Ambiente 1 Documentário mostra impactos da Hidrelétrica de Belo Monte para população local O documentário “Belo Monte – Depois da inundação”, do diretor Todd Southgate, que percorreu a cidade de Altamira e parte do Rio Xingu para registrar como estão indígenas e ribeirinhos após o enchimento do reservatório da UHE de Belo Monte, no início de 2016, teve sua pré-estreia no dia 9 de outubro, na capital paulista. Após a exibição, um debate contou com a presença dos indígenas Jailson Juruna, afetado pela barragem de Belo Monte, e Edovaldo Datie Munduruku, que mora na região que seria afetada pela construção da UHE São Luiz do Tapajós, no Rio Tapajós, ambas no estado do Pará. Todd Southgate acompanhou o processo de construção de Belo Monte desde o começo, e disse que foi um choque quando presenciou os impactos após a inundação do reservatório. Há 25 anos o diretor produz documentários que dão voz a pessoas que sofrem pelo esquecimento ou por serem ignoradas. O documentário mostra os impactos para a população que mora e depende do Rio Xingu e para a cidade de Altamira, que fica próxima a Belo Monte e abrigou os operários que trabalharam na construção da usina. A estrutura do município não suportou a demanda populacional atraída pelos empregos na obra. O filme mostra o aumento da violência no trânsito, dos homicídios e a maior evidência da falta de saneamento básico, além do número de pessoas afetadas pela obra, que é maior do que o considerado pelos estudos prévios. (Agência Brasil – 09.10.2016)
Energias Renováveis 1 Odebrecht Energia vende eólicas para Grupo NC A Odebrecht anunciou ontem a venda da unidade de energias alternativas para o Grupo NC. A transação envolve o Complexo Eólico Corredor do Senandes. O valor da venda não foi divulgado, apenas o total de investimento nos ativos, de R$ 400 mi. Segundo fontes do mercado, considerando a dívida de R$ 250 mi do complexo, a transação rendeu ao caixa da Odebrecht algo em torno de R$ 150 mi. A unidade era um braço da Odebrecht Energia, que tem 13 projetos eólicos, de 330 MW, para ser instalado no Rio Grande do Sul e no Ceará. Além disso, o grupo detém fatia de 28,6% na UHE de Santo Antônio, que também está à venda. Em nota, a Odebrecht afirmou que a operação está de acordo com o “programa de alienação de ativos e desalavancagem da empresa que visa a reciclagem de capital, reforço do caixa e a redução do endividamento consolidado do grupo”. O Grupo trabalha na venda de ativos e renegociação da dívida para continuar operando e evitar um processo de recuperação judicial. A empresa pôs à venda várias operações de concessões fora do Brasil e, entre outros ativos, a Odebrecht Ambiental. Hoje os maiores esforços estão nas negociações da Odebrecht Óleo e Gás (OOG) com detentores de títulos para reestruturar uma dívida de US$ 3,7 bi e evitar que esses investidores peçam o vencimento antecipado desse compromisso. Paralelamente, a empresa negocia com a Petrobrás contratos que possam sustentar o fluxo de compromissos dessa dívida. A OOG tem em aberto com esses credores os juros de US$ 550 mi de bônus perpétuos, no montante de US$ 9,6 mi. Com a transação anunciada ontem, o complexo eólico passa a ficar sob a marca de negócios NC Energias Renováveis. Em nota, o grupo afirma que a aquisição reforça a proposta de diversificação dos negócios. A efetivação da transação de compra está condicionada à aprovação dos órgãos competentes, principalmente do Cade e do BNDES. (O Estado de São Paulo – 08.10.2016) 2 Petrobras Biocombustível inicia desmobilização da Usina de Biodiesel de Quixadá A Petrobras Biocombustível comunicou nesta quinta-feira (6/10) que irá encerrar as atividades produtivas da Usina de Biodiesel de Quixadá, no Ceará, a partir de 1º de novembro. Esta iniciativa está alinhada ao processo de saída da produção de biocombustíveis, conforme indicação do PNG 2017-2021. A decisão foi comunicada aos empregados, sindicatos, clientes e fornecedores da unidade. Considerando que de acordo com as projeções, não haveria uma solução para a usina em curto prazo e sem novos investimentos, o Conselho de Administração da Petrobras Biocombustível optou por encerrar a produção de biodiesel no Ceará e assim focar recursos em projetos com maior rentabilidade. A desmobilização levará em torno de seis meses e será realizada por uma equipe multidisciplinar. Os empregados próprios serão transferidos para as outras duas unidades da Petrobras Biocombustível e os empregados cedidos serão realocados em outras unidades da Petrobras. As usinas de Montes Claros (MG) e a de Candeias (BA) continuarão a operar normalmente. A Petrobras estuda alternativas para estas unidades, em linha com as metas do seu Plano de Negócios. O plano do desinvestimento da Petrobras prevê a venda de US$ 15,1 bi em ativos. Recentemente, a petroleira aprovou a venda da NTS (Nova Transportadora do Sudeste) para a Brookfield, por US$ 5,2 bi, o que corresponde a 35% da meta. Entre 2018 e 2019, a intenção é vender US$ 19,5 bi em ativos para financiar os novos investimentos. (Agência Brasil Energia – 07.10.2016)
Gás e Termoelétricas 1 Petrobras muda cronograma e reduz potência de térmica a óleo no PE A Aneel autorizou a Petrobras a reduzir a potência instalada da termelétrica U-50, localizada em Ipojuca (PE), de 200 MW para 150 MW, com o desligamento de uma turbina, segundo despacho publicado na edição desta sexta-feira do Diário Oficial da União. Além disso, a Aneel alterou o cronograma da implantação das unidades geradoras da usina, passando a de número 2 a entrar em operação até 15/7, enquanto que a de número 3 tem que ser operada comercialmente até 21/7. U-50 é uma termelétrica que está sendo implantada pela Petrobras em regime de autoprodução, com uso de óleo combustível e alternativa de coque. A usina está sendo construída dentro da Refinaria Abreu e Lima e a primeira unidade geradora deveria ter entrado em operação em janeiro de 2012, mas teve adiamento para agosto de 2014, segundo o processo analisado pela Aneel. Em dezembro do ano passado, a estatal pediu a redução da capacidade e a aprovação de novo cronograma, devido à rescisão contratual com a empresa contratada para a implantação do projeto, um ano antes, acarretando em atrasos nas obras. Como a usina será utilizada em regime de autoprodução, a Aneel disse não ter identificado excludente de responsabilidade pelo não cumprimento do cronograma, uma vez que os prejuízos pelo atraso recaem sobre o próprio empreendedor. (Agência Brasil Energia – 07.10.2016) 2 ANP detalha áreas disponíveis para estocagem de gás A ANP detalhou as áreas disponíveis para consulta de interesse em atividades de estocagem subterrânea de gás natural (ESGN). A agência publicou um resumo com os aspectos geológicos e fisiográficos para cada uma dos nove campos onshore ofertados. Estão disponíveis dados dos campos Cidade de Sebastião Ferreira e Lagoa Pacas (Bacia de Alagoas), Lagoa Parda Sul e Mosquito (Bacia do Espírito Santo), Acauã Leste (Bacia Potiguar), e Camaçari, Lagoa Verde, Pojuca Norte e Miranga Leste (Bacia do Recôncavo). O maior campo é Mosquito, na porção emersa da Bacia do Espírito Santo. Com área de desenvolvimento de 11,936 km², o campo fica a 40 km do município de São Mateus (ES). A área foi descoberta em 1988 e, até 2008, foram perfurados sete poços exploratórios, sendo três produtores e quatro secos. Os interessados podem ainda indicar outras áreas que considerem próprias para desenvolver a atividade, sem implicar nenhum compromisso. As áreas que tiverem manifestações de interesse válidas serão indicadas ao MME, o que pode resultar em uma futura licitação, de acordo com a ANP. O processo completo de consulta termina em 20/12. (Agência Brasil Energia – 07.10.2016)
Economia Brasileira 1 Produção industrial cai em 11 de 14 locais em agosto, aponta IBGE A queda da produção industrial em agosto foi espalhada, atingindo 11 de 14 locais pesquisados, mostrou pesquisa do IBGE. Os recuos mais intensos ocorreram no Paraná (-8%), Espírito Santo (-6,4%), Amazonas (-5,7%) e São Paulo (-5,4%), considerando o confronto com julho. Na média do país, a indústria recuou 3,8%. Goiás (-2,9%), Minas Gerais (-2,8%), Pernambuco (-2,7%), Ceará (-2,4%), Rio de Janeiro (-1,3%), Rio Grande do Sul (-0,2%) e Santa Catarina (-0,2%) completaram o conjunto de índices negativos em agosto. Por outro lado, a Bahia (10,4%) teve a alta mais acentuada no mês. As demais taxas positivas foram no Pará (1,2%) e Região Nordeste (0,8%). Na comparação com agosto doe 2015, o setor industrial mostrou redução de 5,2% em agosto de 2016, com 13 dos 15 locais pesquisados apontando resultados negativos, apesar de agosto de 2016 (23 dias) ter tido dois dias úteis a mais do que agosto de 2015. As principais baixas foram observadas no Espírito Santo (-23,9%) e Bahia (-11,3%). Goiás (-7,6%), Amazonas (-7,4%), Mato Grosso (-6,4%) e Minas Gerais (-5,5%) também tiveram quedas mais acentuadas do que a média nacional, enquanto Rio de Janeiro (-4,5%), Região Nordeste (-3,7%), Paraná (-3,5%), São Paulo (-3,3%), Ceará (-2,4%), Pernambuco (-1,8%) e Rio Grande do Sul (-1,4%) completaram o conjunto de taxas negativas. Em contrapartida, a produção industrial do Pará teve o maior avanço em agosto de 2016, de 17%, impulsionado, em grande parte, pelas indústrias extrativas (minérios de ferro em bruto). Santa Catarina também registrou crescimento, de 1,8%. No acumulado no ano, frente a igual período de 2015, 13 dos 15 locais avaliados pelo IBGE apresentaram baixa na produção industrial, com três recuando com intensidade superior à média nacional (-8,2%), com Espírito Santo liderando com decréscimo de 22,6%. Amazonas e Pernambuco declinaram 14% cada. Por outro lado, as indústrias do Pará (11,1%) e Mato Grosso (7,3%) apresentaram expansão de janeiro a agosto, em grande parte, pelo comportamento positivo vindo de indústrias extrativas (minérios de ferro em bruto), no primeiro local; e de produtos alimentícios (carnes de bovinos congeladas, frescas ou refrigeradas e rações), no segundo. (Valor Econômico – 07.10.2016) 2 IBGE: Serviços e preços administrados sobem acima do IPCA de setembro A inflação dos serviços desacelerou de agosto para setembro, de 0,59% para 0,33%, mas ainda ficou bem acima do resultado do IPCA do nono mês de 2016, de 0,08%, de acordo com dados do IBGE. Esse resultado foi influenciado pela alta dos preços da alimentação fora de casa de agosto para setembro, de 0,18% para 0,33%. As passagens aéreas, que sempre têm impacto nesse índice, reduziram o ritmo de baixa, indo de recuo de 3,85% para decréscimo de 2,39%. Em 12 meses, contudo, a inflação de serviços subiu menos em setembro (7,04%) que em agosto (7,40%). Nos preços administrados, a taxa passou de 0,26% para 0,37%, também acima do IPCA do mês, com destaque para o gás de botijão, que saiu de queda de 0,40% para alta de 3,92%. A energia elétrica deixou queda de 0,13% para elevação de 0,14%. Neste caso, a taxa em 12 meses também desacelerou, de 8,48% para 7,90% de agosto para setembro. (Valor Econômico – 07.10.2016) 3 Confiança do consumidor sobe pelo terceiro mês seguido, nota CNI 4 Mercado espera inflação mais baixa em 2016, de 7,04% Após a surpresa com a inflação de setembro, que cedeu mais que o esperado, os analistas do mercado financeiro reduziram a expectativa para o aumento do IPCA deste ano e do próximo, segundo o boletim Focus, do BC. A mediana das estimativas para o IPCA em 2016 caiu pela quarta semana seguida ao sair de 7,23% para 7,04% de aumento. Para 2017, a projeção recuou ligeiramente, de 5,07% para 5,06% de alta. Em 12 meses, a previsão cedeu de 5,15% para 5,07%. Os analistas do grupo Top 5 - que mais acertam as projeções - também reduziram suas expectativas. A mediana de médio prazo para o avanço do IPCA deste ano saiu de 7,30% para 7,02% e, para o ano que vem, de 5,50% para 5,13%. Na sexta-feira passada, o IBGE informou que o IPCA subiu 0,08% em setembro, a menor taxa para o mês desde 1998. A taxa veio melhor que a estimativa mais otimista para o período, de alta de 0,11%. No Focus, os analistas mantiveram a expectativa de que o juro básico da economia registre 13,75% até o fim deste ano e 11% até o fim de 2017. Os analistas Top 5 veem a Selic em 13,75% e 11,25% em 2016 e 2017, respectivamente. A estimativa para o desempenho do PIB do país teve ligeira alteração, de retração de 3,14% para recuo de 3,15%. A projeção para 2017 foi mantida, em crescimento de 1,3%. No Focus, a mediana das estimativas para a produção industrial é de queda de 5,96% este ano e aumento de 1,11% no próximo calendário. (Valor Econômico – 10.10.2016) 5 IPC-S avança 0,19% na primeira medição de outubro A inflação medida pelo IPC-S acelerou de 0,07% para 0,19% do fim de setembro para a primeira apuração de outubro, informou a FGV. Das oito classes de despesa avaliadas, o destaque coube à alimentação, que registrou deflação menor (-0,14% para -0,01%) por conta das carnes bovinas, que saíram de alta de 2,08% para 2,80%. Subiram mais habitação (0,28% para 0,39%), saúde e cuidados pessoais (0,34% para 0,44%), vestuário (0,40% para 0,62%) e comunicação (0,08% para 0,16%), influenciados eletrodomésticos e equipamentos (-0,26% para -0,10%), medicamentos em geral (0,15% para 0,22%), roupas (0,30% para 0,48%) e mensalidade para TV por assinatura (0,18% para 0,38%), respectivamente. Transportes deixaram queda de 0,11% para elevação de 0,10%. Aprofundando no campo negativo, ficaram os grupos educação, leitura e recreação (-0,02% para -0,07%) e despesas diversas (-0,32% para -0,33%), em razão dos itens passagem aérea (9,19% para 4,05%) e serviço religioso e funerário (0,40% para -0,07%), respectivamente. O IPC-S mede a inflação semanal em sete capitais: São Paulo, Rio de Janeiro, Belo Horizonte, Porto Alegre, Recife, Salvador e Brasília. (Valor Econômico – 10.10.2016) Hoje, às 10h02, o dólar comercial caía 0,23%, a R$ 3,2081. Na sexta-feira, o dólar comercial caiu 0,20% encerrando a R$ 3,2155. Com isso, a moeda americana encerra a semana em queda de 1,12%. (Valor Econômico – 10.10.2016 e 07.10.2016)
Internacional 1 Governo argentino volta a aumentar preço do gás Depois de dezenas de protestos nas ruas argentinas e de uma decisão da Corte Suprema que bloqueou o aumento do gás, o governo de Mauricio Macri voltou a aumentar, nesta sexta-feira, o preço do combustível. Segundo o ministro de Energia, Juan José Aranguren, a nova tarifa é, em média, 72,6% inferior à que havia sido fixada em abril e que foi anulada pela Justiça. Em junho, consumidores reclamaram que as contas haviam chegado com altas de 1.000% em comparação aos valores cobrados no início do ano. O incremento determinado nesta sexta foi possível porque o governo realizou uma audiência pública nacional para debater o assunto, conforme os magistrados haviam exigido. Para os usuários que consomem menos gás, a alta será de no máximo 300%. A elevação poderá chegar a 400% no caso dos que gastam mais e a 500% em estabelecimentos comerciais. Em média, o governo calcula que o ajuste será de 203%. O aumento da tarifa é essencial para a política econômica de Macri, que pretende reduzir o déficit fiscal por meio desse reajuste e ampliar os investimentos no frágil setor energético argentino. Ao mesmo tempo, ele havia se tornado uma das principais fontes de descontentamento da população. Em manifestações, os argentinos pediram a cabeça do ministro de Energia. O programa de retirada de subsídios a serviços básicos, como energia, gás e transporte, começou no fim de janeiro. Essas ajudas financeiras havia sido implantadas durante o kirchnerismo (2003-2007) e elevado os gastos do Estado. (Valor Econômico – 07.10.2016) 2 Província argentina receberá 300 MW de projetos solares O governo da província argentina de Jujuy anunciou que ganhou 300 MW em projetos de energia solar graças ao recente leilão de energia do país. O valor da tarifa oferecido para os projetos é de US$ 60/MWh, o governador Gerardo Morales disse no comunicado de imprensa. Uma declaração do Ministério de Energia da Argentina mostra que o menor lance para projetos solares foi em torno de US$ 59 por MWh. Um total de 50 projetos, ou 2.305 MW de capacidade de energia solar, competiram por contratos de compra de energia de longo prazo no leilão. A capacidade de Jujuy é composta por três projetos fotovoltaicos nomeados Cauchari 1, 2 e 3, cada um com 100 MW. Cerca de US$ 340 milhões serão investidos nestes esquemas, dos quais 80% virão do Estado e 20% a partir de grupos privados. Empresas chinesas já começaram conversas com o governo local para apoiar os projetos. As usinas serão responsabilidade da Sociedade Mineira e de Energia do Estado de Jujuy (JEMSE). (Agência Brasil Energia – 07.10.2016) 3 Peru é potencial exportador de eletricidade Com seu recente início de operações, a Central Hidrelétrica de Chaglla, no Peru, contribuirá com 6% da produção peruana de energia, com o qual consolidará a posição do país como um potencial exportador de eletricidade na América Latina, disse o diretor da Engenharia da Empresa de Geração de Huallaga, Leonardo Borgatti. “Ter um excedente de energia importante coloca o Peru na mira daqueles países vizinhos que são deficitários em geração de energia, como o Equador e o Chile”, disse. Borgatti comentou que a maior disponibilidade de energia atrairá novos investimentos para o país, uma vez que esta é uma das principais condições para o desenvolvimento de várias indústrias. Nesse sentido, argumentou que os setores mais intensivos na procura de eletricidade são de mineração e manufatura. “Além desses, estão as grandes cidades e os novos centros povoados". Ele disse que, embora o Brasil seja um dos fornecedores de energia líderes na região, sua produção destina-se principalmente para atender a demanda local. "Em contraste, o Peru consume apenas 50% da sua produção total, o que abre novas oportunidades", disse ele. (El Peruano – Peru - 09.10.2016) 4 Portugal: Governo fixa juros "mais baixo de todos os tempos" para dívida tarifária gerada em 2017
Biblioteca Virtual do SEE 1 CASTRO, Nivalde de; ROSENTAL, Rubens. “O Estado e o Setor Elétrico Brasileiro”. Jornal dos Economistas nº 326. Rio de Janeiro, setembro de 2016. p. 4-5. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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