l IFE: nº 4.226 - 06 de dezembro de 2016 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Leilões 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 GESEL: Novo TDSE - “A Geopolítica da Energia de Baixo Carbono” O GESEL está disponibilizando em seu site um novo Texto de Discussão do Setor Elétrico (TDSE): A Geopolítica da Energia de Baixo Carbono (TDSE 69). O trabalho objetiva fomentar o debate sobre a nova geopolítica da energia que está surgindo, tendo em vista sua importância para o estabelecimento de políticas públicas para o setor. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ - 06.12.2016) 2 GESEL: Versão em inglês disponível do TDSE 67 Está disponível a versão em inglês do TDSE 67: Perspectivas e Desafios da Difusão da Micro e da Mini Geração Solar Fotovoltaica no Brasil. O texto trata dos condicionantes da inserção da geração distribuída solar fotovoltaica no Brasil, examinando os impactos técnicos e econômicos desta difusão. Para ler a tradução na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ - 06.12.2016) 3 Elétricas avaliam acordo para GSF A CCEE e a Aneel apresentaram na última semana uma proposta de acordo para as empresas de energia responsáveis pelos quatro maiores débitos relativos ao déficit de GSF. Segundo uma fonte com conhecimento do assunto, a dívida dessas empresas, referente aos anos 2015 e 2016, equivale a mais de 50% do total devido de GSF por agentes no mercado livre, em torno de R$ 1,4 bi. Na prática, o acordo prevê que os quatro maiores devedores abram mão das ações judiciais em andamento e que atualmente os protegem da cobrança. Além disso, as companhias aceitariam pagar o GSF de 2015 e 2016 em seis parcelas, nos moldes do que foi acertado para acordo semelhante no mercado regulado, fechado este ano. Em contrapartida, seria concedida uma extensão do período de concessão das usinas hidrelétricas dessas companhias, na proporção do valor do passivo que será pago. A estimativa, segundo a fonte, é que os empreendimentos ganhem uma extensão de dois a três anos do prazo de concessão. A intenção da agência reguladora e da CCEE é concluir a negociação até meados de janeiro do próximo ano. A proposta foi discutida em reunião no escritório da CCEE, em São Paulo, onde participaram todos os cinco conselheiros da câmara (Rui Altieri, Solange David, Ary Pinto Ribeiro Filho, Roberto Castro e Talita Porto), o diretor da Aneel André Pepitone da Nóbrega e representantes das quatro companhias: AES, Duke Energy, Enel Green Power Cachoeira Dourada e Light. Caso as partes cheguem a um acordo, a CCEE e a Aneel pretendem abrir a proposta para os demais devedores do GSF no ambiente livre. As companhias estão agora avaliando e fazendo cálculos sobre o assunto. O tema também deverá ser apreciado pelos respectivos conselhos de administração antes de uma decisão ser tomada. A CCEE reforçou estar aberta ao diálogo com as empresas para buscar uma solução para o GSF no ambiente de contratação livre de energia. A última liquidação do mercado de curto prazo, realizada no início de novembro e relativa às operações de setembro, movimentou R$ 770 mi, do total de R$ 2,39 bi contabilizados. Do valor não pago, R$ 1,36 bi estava relacionado com liminares de GSF no mercado livre, R$ 90 mi integravam a quantia remanescente do acordo de parcelamento da repactuação do risco hidrológico no mercado regulado e R$ 170 mi representavam outros valores em aberto da liquidação. De acordo com informações da CCEE, com relação à repactuação do risco hidrológico no mercado regulado, já foram quitados R$ 2,96 bi, o equivalente a 97% do montante da repactuação. (Valor Econômico – 06.12.2016) 4 EPE revisa instruções para o planejamento dos sistemas isolados 5 Aneel assina documento de cooperação com Comissão Federal Reguladora de Energia dos EUA A Aneel e a Comissão Federal Reguladora dos Estados Unidos da América (FERC) assinaram hoje (5/12) Memorando de Entendimento para cooperação e intercâmbio de informações técnicas entre os órgãos. Participaram da cerimônia de assinatura os diretores da ANEEL Romeu Rufino, André Pepitone da Nóbrega, Reive Barros, Tiago Correia e a Comissária da FERC Colette D. Honorable. O diretor Tiago Correia conduziu a cerimônia que ocorreu na sede da Agência em Brasília. A FERC é uma agência governamental independente que regula a transmissão interestadual de eletricidade, gás natural e petróleo dos EUA. A FERC também supervisiona projetos de gás natural e energia hidrelétrica e tem como missão “auxiliar consumidores americanos a obter serviços de energia confiáveis, eficientes e sustentáveis por um valor razoável por meio de práticas regulatórias e de mercado apropriadas”. A comissária da FERC visita Brasília e Rio de Janeiro, de 5 a 7/12, com o objetivo de promover diálogos sobre a evolução de tecnologia de ponta, financiamento e políticas de energia limpa e desenvolver cooperação em energia limpa e mudanças climáticas entre o Brasil e os EUA. Em Brasília, além da cerimônia com representantes da ANEEL, Honorable também se reunirá com o Ministério de Minas a Energia e visitará o centro operacional do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). No Rio de Janeiro, Honorable se encontrará com representantes do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP), da Agência Nacional do Petróleo (ANP) e da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). (O Estado de São Paulo – 05.12.2016) 6 PSR defende revisão das garantias com regras que estão em consulta pública Segundo a PSR, alterar de forma significativa as regras atuais implicaria em novo adiamento, e consequentemente, confirmaria o sentimento de que essa revisão não sairá do papel no país. O governo atual sinalizou pela busca de um novo realismo na avaliação da capacidade de produção do sistema e com isso o recálculo apontou para o valor atual de cerca de 1.400 MW de garantia física a menos do que se tinha anteriormente a entrar em vigor a partir de janeiro de 2018. Uma discussão dessa envergadura, indicou a PSR na edição de novembro de sua publicação mensal Energy Report, demandaria cerca de dois anos, pelo menos. O MME estendeu o prazo para a entrega das contribuições dos agentes até o próximo dia 7 de dezembro. Originalmente, esse prazo vencia no domingo, 4 de dezembro. Segundo a PSR, o principal passo para melhorar o ambiente institucional e comercial do setor elétrico seria o que se convencionou em chamar de enforcement, que não é nada mais do que estabelecer que toda regra será cumprida à risca. Acontece que esse impasse da revisão das garantias físicas e seus seguidos adiamentos acabam tendo um grave efeito colateral. Faz com que agentes assumam compromissos, que caso as regras sejam efetivamente implementadas, dificilmente poderão cumprir os acordos firmados anteriormente. (Agência CanalEnergia - 05.12.2016) 7 Aneel libera operação em teste na EOL Aura Mangueira XI A Aneel liberou a EOL Aura Mangueira XI, localizada no município de Santa Vitória do Palmar, no Rio Grande do Sul para operar em teste. O benefício foi para UG1 a UG3, de 3 MW cada, totalizando 9 MW de capacidade instalada. A EOL Aura Mirim IV, também recebeu o benefício. A liberação foi para UG1 a UG5, de 3 MW cada, totalizando 15 MW. Outra que também poderá dar início aos testes é a EOL Ventos de Santo Augusto VIII, localizada no município de Simões, no Piauí. O benefício foi para UG1 a UG8, de 2,3 MW cada, totalizando 18,4 MW de capacidade instalada. A Aneel também liberou a EOL Pontal 2A, localizada no município de Viamão, no Rio Grande do Sul para operar comercialmente. O benefício foi para UG1 a UG4, de 2,7 MW cada, totalizando 10,8 MW de capacidade instalada. A UTE Levorin, localizada no município de Guarulhos, em São Paulo, também poderá operar comercialmente. A liberação foi para UG1 a UG2, de 2,055 MW cada, totalizando 4,11 MW de capacidade instalada. (Agência CanalEnergia - 05.12.2016) 8 Lançamento do Tomo V do livro “Temas Relevantes no Direito de Energia Elétrica” 9 Artigo de Orestes Gonçalves Jr.: “Ainda há luz no setor elétrico” Em um artigo publicado pelo Valor Econômico, Orestes Gonçalves trata das implicações da publicação da MP 579 para o setor elétrico. Segundo Gonçalves, o sistema elétrico brasileiro esgotou seu modelo após a desastrosa publicação da MP 579, que permitiu vencimento antecipado das concessões das geradoras com valor dos ativos abaixo dos precificados pelo mercado, o que reduziu o preço da energia em torno de 20% justamente no período em que o país entrava na principal seca e estiagem de sua história. Ele conclui que, construir um plano estratégico e de longo prazo é fundamental para o país, com privatizações, que praticamente zera risco de intervenção governamental, leilões regionais para o investimento novo e definição dos papéis das instituições que ficaram públicas, como a EPE, a ONS, a Aneel e a empresa de economia mista CCEE. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ - 06.12.2016)
Empresas 1 Cemig investe R$ 1,3 milhão na rede elétrica de Belo Oriente A Cemig já investiu cerca de R$ 1,3 mi em melhoria na rede elétrica de Belo Oriente (MG), na região do Vale do Rio Doce, nos últimos dois anos. Entre os recursos destinados para o município está a realização de obras de manutenção e reforço e serviços de prevenção. Uma das ações mais importante foi executada na última semana: uma inspeção aérea na rede elétrica que abastece a cidade. O helicóptero da empresa percorreu todos os 45 quilômetros da rede com o objetivo de garantir a qualidade e continuidade do abastecimento de energia para os clientes da cidade, reduzindo os problemas com fornecimento. A aeronave utiliza o Gimbal, equipamento de última geração que fornece imagens termográficas. De acordo com o líder de negócio da Cemig, Riwardeny Nunes Tales, os dados captados permitem visualizar as condições da rede, captando os pontos frágeis, como má conexões e equipamentos com defeitos. A partir dessa inspeção, a Cemig realizou as intervenções mais urgentes na semana passada. As manutenções restantes estão sendo programadas. A Cemig também já realizou a substituição de equipamentos da rede que alimenta o município, como três bancos de regulação, dispositivo que melhora a tensão da energia distribuída e um religador, equipamento que, ao detectar algum falha no circuito, religa o sistema automaticamente, sem a necessidade de uma equipe de eletricistas. A Cemig também executou a poda nas árvores que estavam em contato com a rede elétrica na área urbana do município e a limpeza de faixa na extensão rural. “A empresa tem investido na cidade para proporcionar mais qualidade no fornecimento de energia para os mais de 25 mil habitantes de Belo Oriente”, afirmou Riwardeny. (Agência CanalEnergia - 05.12.2016) 2 Justiça suspende processo de caducidade de LTs da Abengoa em construção Decisão da juíza Maria da Penha Nobre, da 5ª Vara Empresarial do Rio de Janeiro, proferida em 2 de dezembro, interrompeu o processo de caducidade das concessões da Abengoa que não estão em operação. A sentença acata um pedido feito pela própria Abengoa. Na decisão, a juíza pede que as condições do contrato de concessão sejam atualizadas, em especial a RAP e ainda convoca a participação da Aneel e do MME. A juíza marcou uma audiência especial com todas as partes envolvidas no próximo dia 13 de dezembro às 14:30 horas. Na sentença, a juíza alega que a caducidade é um dos caminhos que a lei permite, mas que ele será demorado. Segundo ela, o processo não se justifica na conjuntura da recuperação judicial da Abengoa, considerada complexa. Ela quer que se pondere sobre a plausibilidade das medidas em discussão, de modo que elas atendam a continuidade das operações da transmissora, a manutenção dos empregos e os interesses dos credores. Maria da Penha Nobre argumenta que a lei procura evitar o fim das empresas e que como juíza não pode ficar alheia a fatos do processo que poderiam trazer um desfecho positivo. A magistrada vê que a manutenção das RAPs para empresas não operacionais servirá como um obstáculo na sua recuperação e que as consequências que a caducidade traria não se traduziriam em benefícios para consumidores, credores e nem mesmo para o órgão regulador. "Ora, se licenças já foram obtidas; áreas já desapropriadas; equipamentos já fabricados e parcialmente entregues e instalados; financiamentos já desembolsados; trabalhadores então empregados, nessa hipótese, que bem reflete o caso deste processo de recuperação judicial ...faz-se imperioso que a infraestrutura não venha a ser desprezada e, nesse sentido, se adota, em preito à supremacia do interesse público e social, uma solução racional, heroica, capaz, ainda, de evitar o comprometimento do êxito da recuperação judicial", diz um dos trechos da decisão. A Aneel informou à Agência CanalEnergia que ainda não foi notificada da decisão judicial. (Agência CanalEnergia - 05.12.2016)
Leilões 1 Primeiro LER de 2016 é homologado parcialmente pela ANEEL A ANEEL homologou hoje parcialmente, durante Reunião Pública da Diretoria, o resultado do Leilão nº 3/2016-ANEEL, denominado 1º LER de 2016. De acordo com a decisão, 22 dos 30 empreendimentos atenderam aos requisitos de habilitação estabelecidos no edital. Anteriormente, seis empreendimentos já haviam sido habilitados. Ainda restam dois empreendimentos com pendência na documentação dos vendedores da energia negociada no certame. O Leilão, destinado à contratação de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração a partir de fonte hidrelétrica, foi realizado em 23/9/2016, com início de suprimento de energia em 1º/3/2020. O montante de energia elétrica negociada no leilão foi de 25.087.147,2 MWh, ao preço de venda médio de R$ 227,02/ por MWh. A energia foi comercializada por agentes detentores de 30 empreendimentos – 11 CGHs e 19 PCHs – o que representa potência instalada total de 180,324 MW e garantia física de 107,33 MWm. (Aneel – 06.12.2016) 2 Abengoa tirou a Bahia do leilão de reserva, lamenta secretário O secretário de Infraestrutura da Bahia, Marcus Cavalcanti, lamentou o fato do seu Estado ficar de fora do próximo leilão de energia de reserva, marcado para 19 de dezembro, por causa da falta de margem de escoamento para a futura produção das usinas. Esse gargalo foi criado, em parte, pelo atraso na construção de empreendimentos de transmissão sob responsabilidade da concessionária espanhola Abengoa, que está em recuperação judicial no Brasil e tenta negociar um acordo com credores na Espanha. "A situação da Abengoa fez com que a Bahia ficasse de fora desse leilão", disparou Cavalcanti, preocupado que o problema persista em 2017. Para ele, ficar novamente de fora dos próximos leilões por causa do gargalo na transmissão "seria um desastre para os empreendimentos em desenvolvimento na Bahia". O executivo representou o governador do estado da Bahia, Rui Costa, no primeiro Encontro Baiano para Energia Solar, realizado na sede da Federação das Indústrias do Estado da Bahia (FIEB), nesta terça-feira, 6 de dezembro. Além da Bahia, a falta de margem de escoamento também tirou do leilão os projetos localizados nos Estados do Rio Grande do Norte e do Rio Grande do Sul. Os três estados são os que mais têm viabilizados projetos nos últimos leilões de energia do Brasil. Estavam cadastrados na Bahia 9.535 MW em projetos; 7.195 MW no Rio Grande do Norte e 4.685 MW no Rio Grande do Sul. (Agência CanalEnergia - 06.12.2016)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Nível dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios da região Nordeste estão operando com volume de 10,6%, aumentando 0,1% em comparação com o dia anterior. Os dados são do ONS, referentes ao último dia 4 de dezembro. A energia armazenada na região é 5.486 MW/mês e a ENA é 4.749 MWm, que é o mesmo que 44% da MLT armazenável no mês até o dia. A usina de Sobradinho está operando com 6,71% da capacidade. No submercado SE/CO, os reservatórios continuam com o volume de 33,2%. A energia armazenada é 67.372 MW/mês e a ENA é 29.635 MWm, que é equivalente a 61% da MLT. A usina de Furnas está operando com volume de 48,09% e a de Nova Ponte com 22,12%. Na região Norte, houve queda de 0,2% em relação ao dia anterior, o que deixou os reservatórios com volume de 20,1%. A energia armazenada na região é 3.026 MW/mês e a ENA é 2.023 MWm, que é o mesmo que 35% da MLT. A usina de Tucuruí está operando com 30,25% da capacidade. No Sul, os reservatórios estão operando com volume de 68,9%, recuando 0,1% em comparação com o dia anterior. A energia armazenada é 13.750 MW/mês e a ENA é 6.809 MWm, que é o mesmo que 67% da MLT. A usina de Barra Grande está operando com volume de 69,46%. Outras informações sobre níveis de armazenamento, por submercado ou pelos principais reservatórios do país, bem como a geração de gráficos comparativos, podem ser acessadas na Seção Reservatórios do Monitor Energia, disponível para assinantes do CanalEnergia Corporativo. (Agência CanalEnergia - 05.12.2016) 2 Consumo de eletricidade cai 2,8% em outubro no Brasil, informa ministério O consumo de energia elétrica no Brasil caiu 2,8% em outubro, menor variação mensal desde março, informou hoje (5), no Rio de Janeiro, a EPE, vinculada ao MME. De acordo com a empresa, o resultado reflete o efeito das temperaturas mais amenas e a conjuntura econômica adversa. A pior queda de consumo de eletricidade do ano foi apresentada pelo setor de comércio e serviços (-6,9%). Também os setores residencial e industrial mostraram redução do consumo de 2,5% e 1,7%, respectivamente, em comparação a igual mês do ano anterior. No setor residencial, a queda ocorre após sete meses consecutivos de aumento do consumo, destacando a Região Centro-Oeste, com baixa de 8%. O consumo da classe comercial acompanha o desaquecimento econômico. O segmento industrial que mostrou maior queda no consumo de eletricidade em outubro foi o de extração de minerais metálicos (-18,4%). Em contrapartida, a metalurgia permaneceu como principal segmento de consumo industrial de eletricidade no país, com expansão de 8,4%. De acordo com a EPE, essa alta se deveu, em especial, às ferroligas, à siderurgia e à metalurgia dos metais não-ferrosos de Minas Gerais, cujo consumo de eletricidade evoluiu 32,8%. Nos últimos 12 meses, o consumo de energia caiu 1,6%, puxado principalmente pela indústria, que mostrou retração de 4,5%, informou a EPE. (Agência Brasil – 05.12.2016)
1 Ibama indefere licença ambiental da Usina de Tijuco Alto O Ibama indeferiu a licença prévia ambiental para a construção da UHE de Tijuco Alto, no Vale do Ribeira, na divisa entre os estados de São Paulo e do Paraná, devido à inviabilidade ambiental do empreendimento, após 28 anos de luta das populações locais, quilombolas e pequenos agricultores contra a construção da usina. No Ibama, o processo de licenciamento ambiental tramita há mais de dez anos, com início em janeiro de 2004. Os dados do Estudo de Impacto Ambiental são datados de 2005. Dois anos depois, houve audiências públicas nos municípios de Cerro Azul (PR), Adrianópolis (PR), Ribeira (SP), Registro (SP) e Eldorado (SP), que sofreriam impactos pela obra. As audiências tiveram grande participação da sociedade e fortes manifestações contrárias ao empreendimento. Segundo despacho produzido pelo Ibama, dados mostram “a relação da área inundada com a energia firme [máxima produção em período crítico], demonstrando que o projeto é ineficiente quando comparado a outros da mesma ordem de grandeza de área inundada”. O instituto constatou também que o trecho a ser inundado estava “em franco processo de regeneração vegetal”. Tudo isso influenciou na decisão de Rose, que diz que o projeto já demonstrava ser “inviável ambientalmente”. (Agência Brasil – 05.12.2016) 2 Fepam emite LP para linha de transmissão da Eletrosul A Fepam emitiu licença prévia para instalação de mais uma das novas linhas de transmissão de energia elétrica da Eletrosul. A licença confere viabilidade ambiental para duas linhas de transmissão, que juntas têm 334 quilômetros de extensão passando pelos municípios de Alegrete, Quaraí e Santana do Livramento, na região da Campanha (RS). No total, está em andamento na Fepam o licenciamento ambiental de um grande sistema de linhas de transmissão de energia elétrica, denominado Lote A, que abrange várias regiões do estado. O lote foi dividido em cinco empreendimentos submetidos ao licenciamento ambiental, dos quais quatro são mediante EIA-RIMA e um por meio de RAS. Além do grupo da Campanha, já foram emitidas as licenças prévias do grupo Litoral e o trecho da licença prévia de 230 KV que irá ligar a Subestação Guaíba 2 à futura Subestação Guaíba 3. Restam ainda, em etapa final de análise, os grupos Escudo, Depressão Central e Região Metropolitana. Após a obtenção das licenças prévias, a Eletrosul deverá desenvolver os projetos e programas ambientais e encaminhar solicitação das licenças de instalação junto à Fepam e, somente após a emissão poderá dar início às obras de implantação das novas linhas de transmissão de energia elétrica. (Agência CanalEnergia - 05.12.2016)
Energias Renováveis 1 Renováveis correspondem a 41,2% da matriz energética brasileira As fontes renováveis corresponderam a 41,2% da matriz energética brasileira em 2015, quase três vezes mais que na matriz global, na qual têm uma parcela de apenas 13,8%. Na matriz de geração elétrica, a participação das renováveis é ainda maior, chegando a 74% de renováveis, em comparação com 23,8% globalmente. Os dados constam no boletim “Energia no Mundo 2014-2015”, divulgado anualmente pela Secretária de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME. Em 2015, a demanda mundial de energia atingiu o montante de 13.777 Mtep (tonelada equivalente de petróleo), das quais 81,4% de combustíveis fósseis. Entre as fontes consumidas no mundo, o petróleo representou 31,4%; o carvão mineral, 28,1%; o gás natural, 21,6%; energia nuclear, 4,9%; energia hidráulica, 2,6% e outras fontes não especificadas, 11,4%. Do total da demanda mundial de energia no ano passado, 36%, ou 5.000 milhões de tep, foram destinadas à geração de energia elétrica, como insumos, resultando em 24.364 TWh ofertados e 2.880 Mtep de perdas térmicas. Das fontes utilizadas para geração de energia elétrica, 39,1% foram de carvão mineral, 22,3% de gás, 3,9% de óleo, 10,6% de urânio, 17,1% de hidráulica e 7% de outras não especificadas. As fontes renováveis somaram 23,8%, dos quais, 3,5% de eólica e 1 de solar. Quanto às emissões de CO2 pelo uso de energia, o mundo emitiu 32.100 Mt em 2015, equivalentes a um indicador de 2,33 tCO2 por tep de energia consumida. No Brasil, o indicador de emissões ficou em apenas 1,55 tCO2/tep (66% do indicador mundial), em razão da maior presença de fontes renováveis na sua matriz energética. (Agência Brasil Energia - 05.12.2016)
Gás e Termoelétricas 1 SCGÁS aposta em novo modelo de interiorização do gás A SCGÁS está apostando em um novo modelo de distribuição de gás natural com o objetivo de abrir o mercado no interior do estado de Santa Catarina. Nesse modal, a distribuidora investe somente em uma rede interna de gasodutos na cidade, em vez de conectá-la à malha principal. Lages será o primeiro município do estado a receber o projeto, que deve demandar R$ 6 milhões em investimentos, segundo Cósme Polese, presidente da SCGÁS. O escopo do projeto da distribuidora catarinense prevê a construção de 7 km de gasodutos dentro do perímetro urbano de Lages, rede que, segundo Polese, terá a mesma segurança de suprimento do que a malha interconectada da empresa. Para levar o energético até o gasoduto da cidade, caminhões vão transportar GNC ou GNL, soluções que ainda estão sendo estudadas pela SCGÁS. “Essa é uma forma de antecipar a chegada do gás natural, que é uma ferramenta de desenvolvimento, a locais mais distantes”, afirmou o executivo. Atualmente, a SCGÁS está construindo um gasoduto que vai conectar Lages à cidade de Rio do Sul, trecho de quase 130 km de extensão que só deve ser concluído em 2020. A ideia, portanto, é implantar a rede interna de Lages ainda em 2017, antecipando em mais de dois anos o início do fornecimento de gás natural no município.A distribuidora, inclusive, já mapeou outras regiões que podem ser atendidas por esse modelo. São Joaquim, conhecida pelo clima frio, é uma delas: “hoje, a cidade não tem gás natural. Se conseguirmos criar uma rede estruturante no local para atender ao mercado interno, os habitantes poderão consumir gás a um custo menor do que GLP [gás liquefeito de petróleo] e óleo diesel”, de acordo com Polese. (Agência Brasil Energia - 05.12.2016) 2 SCGÁS quer criar rede de gás natural para atender o mercado interno em Santa Catarina Caso o modelo dê certo em Lages, outras cidades que estão no radar da empresa podem recebê-lo. Entre essas estão Três Barras, São Miguel do Oeste, Joaçaba e até mesmo Chapecó — que ficou mundialmente conhecida pelo trágico acidente de avião que fez 71 vítimas, entre elas o time de futebol da cidade, a Chapecoense —, segundo a SCGÁS. O interesse no projeto é tão grande que a SCGÁS está disposta a subsidiar o preço do gás natural na região. “O gás que chegar até Lages terá um custo adicional de transporte rodoviário e da estrutura de despressurização, no caso do GNC, ou de regaseificação, para o GNL. Queremos que o custo seja equiparado, igual em todo o estado”, explicou o executivo, garantindo que não haverá aumento de tarifa: “na verdade, deve haver uma redução da margem da distribuidora”. O retorno, contudo, não deve tardar a vir, uma vez que a concessionária estará abrindo um novo mercado consumidor em cidades acostumadas a pagar por energéticos mais caros. Nas contas da SCGÁS, Lages deve trazer um aumento de 7% no volume de gás natural vendido, da ordem de 120 mil m³/dia. A opção inicial é utilizar o gás do Gasbol, que será convertido em GNC para chegar de caminhão à Lages. Polese lembrou que o GNL não foi descartado, ainda mais se houver interesse em instalar uma estrutura de regaseificação em Santa Catarina. O projeto de redes isoladas de gás natural, como é chamado, está em consulta pública na Agência Reguladora de Serviços Públicos de Santa Catarina (Arsesc) até o dia 17 de janeiro de 2017. Após a finalização da consulta, a agência deve elaborar uma minuta de resolução para regulamentar o modelo de distribuição no estado. (Agência Brasil Energia - 05.12.2016) 3 Autossuficiência em urânio enriquecido ainda depende de medidas de governo As Indústrias Nucleares do Brasil querem colocar em prática o plano de tornar o Brasil autossuficiente em urânio enriquecido, já de olho na operação de Angra 3, quando estiver concluída. Para isso, é preciso que decisões de órgãos ambientais e reguladores nucleares, além de aportes de recursos pelo Tesouro, façam com que a INB consiga executar o programa, capaz de economizar recursos e manter plenamente ativa uma das partes mais importantes da indústria de energia nuclear. A geração nuclear com urânio enriquecido por fissão nuclear tem um dos pilares a chamada cascata de ultracentrífugas, ferramenta acessível apenas a poucas pessoas, já que o processo de enriquecimento de urânio é segredo de estado, estratégico, uma vez que poucos países dominam esta técnica – entre os quais o Brasil. As cascatas são grupos de centrífugas de alta capacidade (os dados estratégicos incluem o número de centrífugas em cada cascata, a velocidade de operação e o tamanho delas). "Todas as fases do processo de fabricação do combustível ocorrem na fábrica de Resende", disse o diretor de Produção do Combustível Nuclear, Giovani Moreira. (Agência Brasil Energia - 05.12.2016) 4 Brasil dispõe da sexta maior reserva provada de urânio Além disso, o Brasil dispõe da sexta maior reserva provada de urânio, com potencial de ser ainda maior. O problema é que o uso pleno da tecnologia ainda está distante porque a mina de urânio que estava sob exploração para atender à demanda nacional está fechada e as duas opções estão em processo de licenciamento – ambiental, a cargo do Ibama, e nuclear, sob responsabilidade da CNEN – que demanda tempo, diante da complexidade do tema. A mina que vinha sendo explorada está localizada em Caetité (BA), e faz parte de uma área onde podem ser abertas várias outras minas, conhecidas no meio pelo jargão "anomalias". A mina que vinha sendo explorada teve as operações suspensas após suspeitas de contaminação da água, ao mesmo tempo em que venceu a licença de operação da CNEN e ocorreu o esgotamento da produção. A primeira alternativa era a abertura de uma mina subterrânea (Cachoeira), mas o licenciamento dessa opção está mais lento do que o normalmente verificado porque no Brasil é a primeira vez que se recorre a este tipo de exploração no caso do urânio. Ao mesmo tempo, a mina a céu aberto do Engenho também passa por processo de licenciamento. Engenho teria capacidade para produzir cerca de 3,5 mil toneladas de concentrado de urânio durante 14 anos. (Agência Brasil Energia - 05.12.2016) 5 Urânio é suficiente para atender 40% da geração de Angra 1 Além de resolver o futuro das minas, a INB está de olho na conclusão da primeira fase do processo de enriquecimento de urânio. Atualmente, o combustível nuclear enriquecido no país em seis cascatas de ultracentrífugas, é suficiente para atender a 40% da geração de Angra 1, o que obriga o país a exportar o urânio extraído das reservas localizadas na Bahia, enriquecer em centrífugas no exterior, especialmente no Canadá, e importar o produto final. A conclusão da primeira fase, neste caso, prevê a instalação de mais cascatas de ultracentrífugas, de modo que se possa atender à demanda total de Angra 1. Para completar essa primeira fase já foram necessários US$ 170 milhões, segundo o presidente da INB, João Carlos Tupinambá, mas ainda há necessidade de mais recursos para finalizá-lo. A primeira unidade do complexo nuclear precisa de 121 elementos combustíveis – uma espécie de torre com aproximadamente quatro metros de altura que comporta, cada uma, 235 varetas carregadas de pastilhas de urânio. As pastilhas são minúsculas: elas têm a forma de um cilindro com um centímetro de comprimento com um centímetro de diâmetro. Mas o poder energético delas é grande – apenas duas pastilhas são capazes de produzir eletricidade suficiente para abastecer uma residência com quatro pessoas durante um mês. (Agência Brasil Energia - 05.12.2016) 6 Angra 2 e a futura Angra 3, demandará mais US$ 340 milhões de investimentos A segunda fase, para atender a toda a demanda de Angra 2 e a futura Angra 3, demandará mais US$ 340 milhões de investimentos, completou o executivo. No total, a estimativa é que a conclusão das duas fases demande até 2019 cerca de US$ 600 milhões. Para essas duas usinas, que usam a mesma tecnologia de geração, precisarão, cada uma, de 193 elementos combustíveis (cada uma com 236 varetas), com altura de cinco metros. Embora o investimento seja elevado, especialmente no momento em que o governo tem feito esforços para reduzir os gastos, Tupinambá aponta uma economia de US$ 51 milhões por ano, o que corresponderia a um retorno de 12 anos sobre o investimento, e uma elevação da capacidade de produção de urânio enriquecido para 840 toneladas por ano. Ao deter todo o processo, destaca o superintendente de Enriquecimento Isotópico da INB, Ézio Ribeiro da Silva Junior, o país deixa de depender de outros países (naturalmente concorrentes no pequeno, mas estratégico mercado nuclear), e abre espaço para novos empregos de alta qualificação. (Agência Brasil Energia - 05.12.2016) 7 INB quer recursos para receber novo ciclo nuclear Com a responsabilidade de suprir a Eletronuclear com o combustível necessário para as usinas de Angra 1 e 2, as Indústrias Nucleares do Brasil busca recursos com o governo federal para garantir a ampliação do processo de enriquecimento de urânio, fazendo com que ela atinja a autonomia no processo. Serão necessários cerca de US$ 600 mi para a segunda fase do processo, cuja primeira etapa será concluída em 2019. De acordo com o presidente da INB, Mario Tupinambá, essa segunda fase do enriquecimento vai proporcionar uma economia de US$ 51 mi por ano para a empresa, se pagando em 12 anos. Esses recursos também deixariam o setor com capacidade de expansão de mais plantas nucleares que ainda estão no papel. A INB vem se mostrando pronta para receber a demanda de combustível que virá da usina de Angra 3. Na fábrica em Resende (RJ), elementos que vão atuar desde a fase de teste já estão disponíveis. Devido a decisão de alguns países de abandonar a fonte nuclear, o minério enfrenta um período de preço baixo. Atualmente, a maior parte do enriquecimento é feito no exterior e apenas 16% do processo é feito por aqui. A execução de todo o processo de enriquecimento do urânio, além da vantagem econômica, traria a vantagem estratégica, já que nem todos os países que possuem usinas nucleares tem a tecnologia do enriquecimento. Essa autonomia de certa forma fortalece o sistema nacional, com mais opções para diversificar a matriz energética. O outro foco que a empresa estatal está debruçada é a retomada da sua produção. O minério vem da mina de Caetité, na Bahia, mas atualmente a produção está parada, porque a capacidade da mina se esgotou e duas minas, uma subterrânea e outra em aberto, aguardam o início da produção. A implantação da mina a céu aberto da mina do engenho está em fase final e o início da operação está previsto para 2017. Já a lavra subterrânea está em fase de licenciamento pela Comissão Nacional de Energia Nuclear e só poderá começar a operar dois anos após obter a licença e vai fornecer 400 toneladas de urânio. A ampliação da capacidade da planta química está em fase de elaboração e licenciamento. Essa implantação vai deixar a INB cm capacidade de processar até 800 toneladas por ano. O prazo é de junho de 2020, com investimentos de R$ 531 mi. Há ainda o projeto de mina associada em Santa Quitéria, no Ceará, em que uma parceria com o Grupo Galvani, da área de fertilizantes, vai fazer com que se extraia da mina urânio para a INB e fosfato para a parceira. Essa mina traria mais 1.500 toneladas por ano para a produção da INB, eliminando qualquer problema de oferta ou necessidade de importação e também está em processo de licenciamento. (Agência CanalEnergia- 05.12.2016) Economia Brasileira 1 Temer confirma necessidade de idade mínima para aposentadoria Na abertura de reunião com líderes da Câmara e do Senado, o presidente Michel Temer afirmou que as despesas com Previdência Social estão em torno de 8% do PIB e devem atingir 18% do PIB em 2060, o que inviabiliza o sistema previdenciário. Para reforçar a necessidade da reforma da Previdência Social, ele destacou que o déficit da Previdência deve chegar a R$ 181 bi no próximo ano. “Fica impossível prosseguir com dados dessa natureza. Nossos ouvidos se acostumam com bi”, frisou o presidente, destacando o déficit fiscal de R$ 170 bi deste ano e o da Previdência Social. “O país não suporta isso. Por isso, dizemos que a Previdência precisa mudar. A conta não fecha”, disse. E confirmou a necessidade de fixação de uma idade mínima para a aposentadoria no país (Valor Econômico - 06.12.2016) 2 Copom vê espaço para corte maior do juro, mas adia decisão A avaliação dos membros do Copom do BC é que a melhora nas projeções de inflação, especialmente no cenário de mercado, sugere que pode haver mais espaço para a flexibilização das condições monetárias do que o percebido anteriormente. As informações constam da ata, divulgada nesta terça-feira, da reunião ocorrida na semana passada. Na ocasião, se decidiu por uma redução de 0,25 ponto na Selic, atualmente fixada em 13,75% ao ano. O comitê destacou a redução nas suas projeções internas para inflação de 2017 e 2018. Conforme já publicado na semana passada, a inflação é projetada em 6,6% para 2016 nos cenários de referência e mercado e é prevista para ficar, respectivamente, em 4,4% e 4,7% em 2017 e em 3,6% e 4,6% em 2018. (Valor Econômico - 06.12.2016) 3 Dólar ontem e hoje
Internacional 1 Argentina: ContourGlobal aumentou ainda mais seu portfólio na América Latina com a aquisição brasileira ContourGlobal anunciou hoje que assinou um acordo para adquirir a participação da Neoenergia em um portfólio de 206 MW de ativos operativos de geração localizadas no Brasil. O portfólio é composto por sete usinas hidrelétricas, totalizando 130 MW nos estados de Bahia, Goiás e Rio de Janeiro, e quatro instalações de cogeração alta eficiência que totalizam 76 MW no Paraná, Rio de Janeiro e São Paulo. Joseph Brandt, Presidente e CEO da ContourGlobal, disse: "Estamos muito satisfeitos em expandir nossos negócios no Brasil, onde temos operado instalações de geração de energia por mais de uma década. A aquisição anunciada hoje se agrega ao nosso portfólio hidrelétrico existente e amplia o nosso negócio de soluções que oferece alta eficiência energética no local para clientes comerciais e industriais ". Alessandra Marinheiro, Vice-Presidente Executiva da ContourGlobal, disse: "Estes ativos contratados a longo prazo estão localizados em, ou próximos a, estados brasileiros onde temos presença operacional e incluem instalações de cogeração em dólares semelhantes às nossas plantas de Soluções na Europa e África. Nossa plataforma operacional nos permite integrar eficientemente estas novas instalações em nossa organização latino-americana ". Estima-se que a aquisição será implementada no primeiro trimestre de 2017, e está sujeita a várias condições e aprovações, por parte do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) e a ANEEL. (El Inversor – Argentina – 05.12.2016) 2 Chile: geração hidrelétrica teve pior desempenho em 16 anos e seca se aprofunda Um ano historicamente seco está jogando contra a geração hidrelétrica do Chile, já que em outubro registrou sua pior marca em 16 anos para este mês. A eletricidade proveniente de centrais hidrelétricas anotou em outubro uma potência de 1.574 GWh no Sistema Interligado Central (SIC), a cifra mais baixa desde 2000 segundo os dados disponíveis no Centro de Despacho Econômico de carga (CDEC). Em outubro, a energia gerada por esse tipo de centrais foi 36% menor em comparação ao mesmo período do ano passado, diminuindo sua participação na matriz energética de 56% em outubro de 2015 para 36%. A razão? As escassas precipitações do ano apontam que esse será uma das temporadas mais secas da história. No ano hidrológico 2016-2017, que contempla desde abril a novembro desse ano, os níveis de licença para as principais bacias do país superam 90% e inclusive chegam até 98% no caso do Rio Laja. Isso quer dizer, no caso do Laja, que somente 2% dos anos na estatística seriam mais secos que o atual, segundo dados do CDEC-SIC. (Diario Financeiro – Chile – 05.12.2016) 3 Bolívia: Hidrelétrica Rosita garantirá irrigação e água O Ministro de Hidrocarbonetos e Energia, Luis Alberto Sánchez, informou que o projeto hidrelétrico multiuso Rositas permitirá garantir a irrigação de 300.000 hectares de cultivos e o abastecimento de longo prazo de água potável para Santa Cruz, além do componente de geração de energia. "Por seu caráter multipropósito, garantirá a irrigação de 300.000 hectares de cultivos, permitindo aumentar a segurança alimentar na região e no país. Criará novas áreas de produção agrícola e incorporará a população rural e indígena no processo produtivo agrícola", afirmou citando um boletim informativo institucional. Ressaltou que o projeto também vai aumentar os níveis de produção de energia elétrica, promoverá o fornecimento de água potável, estimulará o desenvolvimento da agrícola industrial, dinamizará o desenvolvimento das populações locais, aumentará os níveis de renda na região, melhorará o acesso rodoviário para as comunidades na área do projeto e contribuirá no controle de inundações."Permitirá controlar as cheias do Rio Grande e evitará a inundação de 42.000 hectares de plantações que todo ano apresentam perdas, proporcionando maior segurança alimentar na região e do país", disse ele.Em setembro, o governo concedeu à execução do projeto de construção a empresa chinesa Associación Accidental Rositas.Esta empresa construiu a maior do mundo hidrelétrica do mundo Três Gargantas de 22.500 MW que está na China. (Página Siete – Bolívia – 04.12.2016) 4 Peru: Produção de eletricidade do mês de outubro aumentou em 3,8% 5 Uruguai: cidadão pode ser dono de um parque eólico em parceria com UTE A empresa estatal UTE oferecerá a possibilidade ao cidadão de ser proprietário de um parque eólico. O fará mediante a emissão de ações de uma sociedade anônima em moeda nacional equivalente a US$ 44 milhões. Como principal novidade está a possibilidade de ter acesso a ações a partir de US$ 100 nos locais de RedPagos, adiantou ao El País o presidente da empresa, Gonzalo Casaravilla.Trata-se do parque eólico Valentines, localizado na estrada 7 no limite entre os departamentos de Florida e Trinta e Três, que está operando desde setembro. Está é uma diferença em relação a emissões anteriores da UTE para os parques Pampas e Arias, que foram realizadas antes da conclusão das obras. “Valentines já está entregando energia a rede faz algumas semanas, o que é muito bom, pois toda a parte do risco de construção já está superada”, comentou Casaravilla. O projeto significou um investimento estimado de US$ 171 milhões e se custeou com um empréstimo “ponte” do Banco Nacional, segundo informou no momento UTE. Na emissão será ofertado 80% do pacote acionário da Areaflin – a S.A. proprietário do parque e hoje em mãos da UTE – e os 20% restantes seguirá com a empresa pública. O presidente da UTE pontuou que “não era necessário” obter fundos para o projeto visto que “ a experiência indica que os parques eólicos se financiam sozinhos”, mas se optou por ir ao mercado de valores por que “ nos motivava poder construir um instrumento de poupança para pequenos investidores”. (El País – Uruguai – 3.12.2012)
86% do investimento previsto para o próximo ano será destinado à produção de eletricidade e exploração de petróleo e gás e mineração, segundo dados da Lei das Finanças de 2017. Informações do Orçamento Geral do Estado (PGE) da seguinte gestão mostra que o governo destinou US$ US 2.661 mi do investimento público no setor produtivo, 11,3% a menos do que este ano. Os 86% dos recursos públicos para 2017 são voltados especialmente para as empresas estatais na energia (47,95%), hidrocarbonetos (29,27%) e indústria (8,68%), enquanto os itens agricultura (7,4%), indústria (6,4%) e turismo (0,2%) ficam com os restantes 14%. Desde que começaram a baixar os preços do petróleo em junho de 2014, o executivo começou a projetar o setor da produção de eletricidade como o quarto pilar da economia, que até então era baseada na produção de gás, minerais e agrícolas. Desde aquele ano, o investimento público para o setor energético aumentou de US$ 214 mi para US$ 1.276 mi (2017), para hidrocarbonetos de US$ 646 mi para US$ 779 mi, e para a mineração de US$ 108 mi para US$ 231 mi. (La Razón – Bolívia – 05.12.2016) 7 México: Sobem tarifas elétricas de uso doméstico Em dezembro de 2016, a tarifa elétrica de uso doméstico de alto consumo no México (tarifa DAC) registra um aumento de 1,4% em relação ao mês anterior, informou a Comissão Federal de Eletricidade (CFE). As tarifas para o setor industrial em dezembro aumentaram entre 2,6% e 3,6% em relação a novembro, enquanto que para o setor comercial, as tarifas aumentaram entre 1,4% e 2,4% no mesmo período. Já, as tarifas elétricas para o setor doméstico de baixo consumo são mantidas sem mudança em dezembro de 2016, de modo que somam 24 meses sem aumento. Assim, as tarifas para este setor atingiram uma redução de 2% em relação a dezembro de 2015, informou a Comissão em um comunicado. Cerca de 99% dos lares no México se encontram nessa tarifa, que equivale a cerca de 35,5 milhões de clientes. É importante recordar que esta tarifa subia 4% a cada ano, desde 2006 até 2014, adverte a CFE em um comunicado. O ajuste das tarifas no mês de dezembro está relacionado com os aumentos dos preços dos combustíveis para gerar energia elétrica registrados em novembro de 2016 em comparação com novembro de 2015. (El Informador – México – 02.12.2016) 8 Portugal: Governo fará "todo o possível" para exportar energia renovável para a UE O Governo fará "todo o possível" para que o tema das interligações continue na agenda europeia e para que Portugal tenha possibilidade de exportar energia renovável para a UE, disse hoje em Bruxelas o secretário de Estado da Energia. Na saída de um Conselho de Energia da UE, Jorge Sanches apontou que "a grande discussão" de hoje foi em torno do pacote energético recentemente apresentado pela Comissão Europeia, "que dá a Portugal a certeza de que o caminho traçado até agora, de aposta nas energias renováveis, de aposta na energia nacional, é o caminho correto", e assegurou que o Governo tudo fará para manter no topo da agenda a questão das interligações de eletricidade e gás, sem as quais o país não tem capacidade para exportar a sua energia. "É um dos pontos essenciais na nossa política, e nós vamos fazer todo o possível não só para que a União se continue a afirmar no sentido de ser pioneira na energia renovável no mundo, mas também que a energia renovável portuguesa seja colocada à disposição da UE", declarou. (Correio da Manhã – Portugal – 05.12.2016) 9 Austrália considera cobrar por poluição de usinas de carvão e gás natural Um ministro do governo australiano afirmou que a gestão federal está considerando fazer com que empresas do setor elétrico paguem pela emissão de gases do efeito estufa que geram. O anúncio do projeto do governo vem três anos depois do Senado, acompanhando o posicionamento do governo conservador do Primeiro-ministro Tony Abbott, do Partido Liberal, rejeitar uma taxa nacional de carbono para os grandes poluidores, em 2014. Nesta segunda-feira, o ministro de Meio Ambiente e Energia, Josh Frydenberg, afirmou à rede de televisão pública “Australian Broadcasting Corp.” que o governo está estudando cobrar de usinas de carvão e gás natural pela poluição como estratégia para cumprir suas metas para redução da emissão de carbono. Frydenberg disse que, enquanto o seu governo — também nas mãos do Partido Liberal — rejeitou a precificação do carbono para todas as industrias proposta pela gestão anterior do partido de centro-esquerda, o Partido Trabalhista, o projeto atual em estudo considera apenas o setor elétrico, responsável por um terço das emissãos de gases do efeito estufa da Austrália. Conforme mostrou O GLOBO em novembro, o Brasil também está estudando modelos para a precificação do carbono, por meio do Ministério da Fazenda e com apoio do Banco Mundial. Em 2017, o ministério deve apresentar suas recomendações, e um eventual sistema de precificação já pode ser colocado em prática a partir de 2020. (O Globo – 05.12.2016)
Biblioteca Virtual do SEE 1 GONÇALVES JR., Orestes. “Ainda há luz no setor elétrico”. Valor Econômico. São Paulo, 6 de dezembro de 2016. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
|
