l IFE: nº 4.235 - 02 de janeiro de 2017 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Leilões Oferta e Demanda de Energia Elétrica Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Economia Brasileira Internacional Biblioteca Virtual do SEE
Regulação e Reestruturação do Setor 1 GESEL: cenário de sobrecontratação é ideal para rever modelo comercial do setor O momento de excesso na oferta de energia que se apresenta para o ano que vem pode ser o cenário ideal para a revisão do modelo de comercialização que vem sendo pedida por agentes do setor. Na opinião do coordenador do GESEL - Grupo de Estudos do Setor Elétrico do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro Federal do Rio de Janeiro, Nivalde de Castro, há espaço para que a discussão seja feita. "Esta folga vai permitir que em 2017 se faça um esforço grande no sentido de rever algumas bases e fundamentos do modelo que foi estruturado em 2014, notadamente a questão da formação de preço no mercado de curto prazo", explica. Na avaliação do grupo, a queda na demanda traz problemas para distribuidoras e a falta de chuva traz o GSF, o que inviabiliza investimentos. O coordenador do Gesel elogia a mudança feita no comando e na cúpula do Ministério de Minas e Energia, ocorrida por conta do impeachment da então presidente Dilma Rousseff. Para Castro, a figura de Fernando Coelho Filho - um jovem deputado federal do PSB, que nunca tinha dirigido a pasta - deu uma nova dinâmica à política energética brasileira e para sua governança. Ele cita também a postura adotada pelo secretário-executivo, Paulo Pedrosa, que nas decisões tem escutado o setor em busca de soluções consensuais. "O ministério está tomando decisões muito bem fundamentadas. Medidas foram respaldadas por análises técnicas da Aneel, EPE, ONS, CCEE e BNDES", observa. A volta da atratividade e da disputa nos leilões de transmissão também foi lembrada pelo coordenador do Gesel com fato positivo do ano. As mudanças realizadas nos editais trouxeram, segundo ele, a retomada da confiança dos empreendedores. "Foi iniciado um processo de destravamento dos investimentos na transmissão", ressalta. A movimentação de players estrangeiros na distribuição, como a chinesa State Grid, que comprou a CPFL, e da italiana Enel, que venceu o leilão da Celg (GO) com um ágio alto, não ficaram de fora. "Essas decisões vieram em momentos de crise econômica, o que mostra a força do marco regulatório do setor", avisa. (Agência CanalEnergia – 30.12.2016) 2 GESEL: inovações devem ser acompanhadas atentamente pelo órgão regulador O GESEL - Grupo de Estudos do Setor Elétrico do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro Federal do Rio de Janeiro, que em 2017 completa 20 anos, tem se dedicado a estudar as inovações tecnológicas e regulatórias do setor, como a geração distribuída e o smart grid. O professor Nivalde de Castro, coordenador do Grupo, alerta que as inovações devem ser acompanhadas atentamente pelo órgão regulador, sob pena de causarem um efeito perverso, com aumento de tarifa. Na Europa e nos Estados Unidos, aonde já estão consolidadas, elas são usadas para desaquecimetno global e inserção de fontes renováveis no sistema, o que não é o caso do Brasil. "O vetor desse desenvolvimento tecnológico não é problema para o Brasil", frisa. O impacto causado pelos seus custos é outro fator apontado por ele. No exterior, esse impacto é mitigado pelo fato de os países apresentarem uma renda per capita mais elevada, e há possibilidade de inclusão de encargos. No Brasil, isso já não seria possível devido à situação econômica. Para 2017, Castro vê disposição do ministério em priorizar a expansão da fonte hidrelétrica. A falta de demanda também se torna aliada para que projetos sejam aprimorados e estudados com mais calma, sem a pressão de prazo de entrega. Usinas hidrelétricas médias, que estão com os projetos travados por problemas ambientais, largam na frente da fila. (Agência CanalEnergia – 30.12.2016) 3 Ministério prevê iniciar inventário de usina binacional em fevereiro O MME planeja iniciar em fevereiro de 2017 os estudos de inventário do projeto hidrelétrico binacional entre Brasil e Bolívia, afirmou nesta sexta-feira o ministro da pasta, Fernando Coelho Filho. O empreendimento, de três mil megawatts de capacidade, fica localizado próximo do município fronteiriço de Guajará-Mirim (RO) e tem investimento estimado em R$ 15 bi. Segundo o ministro, quando os estudos estiverem concluídos, o governo brasileiro, junto com o governo boliviano, vai decidir quando e de que forma dar início às obras. Nesta sexta-feira, durante a cerimônia de inauguração de Jirau, a ESBR, consórcio dono da hidrelétrica, e a Eletrobras assinaram um memorando de entendimentos para cooperação técnica e ambiental para o desenvolvimento de estudos para a construção do projeto binacional. Na prática, o acordo permite que a ESBR dê suporte à Eletrobras a desenvolver o estudo junto com a Ende, a estatal boliviana do setor elétrico. A ESBR é formada por Engie (40%), Chesf (20%), Eletrosul (20%) e Mitsui (20%). O investimento estimado em Jirau foi da ordem de R$ 19,6 bi. Tapajós O ministro afirmou também que vai respeitar e aguardar a posição do Ibama sobre o projeto da hidrelétrica de São Luiz do Tapajós, de mais de oito mil MW de capacidade, no Pará, para somente depois desenvolver o empreendimento. “A Eletrobras e outras empresas já fizeram uma série de investimentos no seu inventário [do Tapajós]. E nós estamos aguardando uma posição do Ibama. É uma intervenção importante para o setor elétrico brasileiro. Mas não nos interessa fazer sem respeitar todas as regras ambientais. Dentro do prazo oportuno e quando isso for resolvido, podemos pensar em tocar o projeto”, disse Coelho Filho. (Valor Econômico – 16.12.2016) 4 Patamar único de custo de déficit ainda não pode ser usado, esclarece MME 5 Consumidor inicia 2017 com bandeira verde na conta de luz O ano de 2017 começa com bandeira verde na conta de luz do mês de janeiro. De acordo com o relatório mensal do ONS, a condição hidrológica favorável determinou o acionamento de usinas térmicas com “CVU abaixo de R$ 211,28 por megawatt-hora (R$/MWh)”. “O valor da térmica acionada ficou em 128,65 R$/MWh e possibilitou a manutenção da bandeira verde, sem custo para todos os consumidores de energia elétrica”, diz nota da Aneel. O sistema de bandeiras tarifárias, criado pela Aneel, indica o custo real da energia produzida. Isto possibilita o uso racional do consumo de eletricidade. As bandeiras tarifárias, de acordo com a agência, funcionam da seguinte maneira: as cores verde, amarela ou vermelha indicam se a energia custará mais ou menos devido às condições de geração de energia elétrica. (Agência Brasil – 01.01.2016) 6 Normativo sobre bandeiras tarifárias está em audiência pública Aberta no dia 19 de dezembro audiência pública para discutir a proposta de aperfeiçoamento do sistema de bandeiras tarifárias, bem como a definição das faixas de acionamento e os adicionais para 2017. A Superintendência de Gestão Tarifária da Aneel avaliou que para 2017, a atual regra baseada na definição do PLD pode trazer distorções ao acionamento das bandeiras amarela e vermelha. Neste sentido a proposta em audiência é que a definição das faixas de acionamento não seja exclusivamente atrelada ao PLD, mas que leve em consideração a distribuição de custos e riscos entre os patamares, de forma a não sobrecarregar um patamar em virtude do aumento ou redução do PLD. As faixas de acionamento seriam definidas anualmente com base na estimativa de custos para cada cenário. Conforme a proposta a bandeira amarela passaria a R$ 2 a cada 100(Kwh), já a bandeira vermelha no patamar 1 se manteria em R$ 3 a cada 100 (Kwh), e no patamar 2 cairia para R$ 3,50 a cada 100 (Kwh). O documento traz ainda os itens da previsão de custos das distribuidoras para a definição dos valores das bandeiras tarifárias e receitas que serão aportadas na Conta Bandeiras. (Aneel – 19.12.2016) 7 Conta bandeiras repassa R$ 82,4 mi para distribuidoras A Aneel autorizou o repasse de R$ 82,4 milhões da Conta Bandeiras para 25 distribuidoras de energia elétrica, referente à contabilização financeira de novembro, segundo despacho publicado no Diário Oficial da União desta sexta-feira, 30 de dezembro. A Light é quem receberá o maior valor, R$ 13,7 milhões, seguido por Copel-D (R$ 9,4 milhões), Elektro (R$ 8,8 milhões) e Eletropaulo (R$ 8,5 milhões). Clique aqui para ver a lista completa. O regime de bandeiras tarifárias teve início em janeiro de 2015 e consiste no repasse imediato ao consumidor de eventual aumento de custos na geração de energia elétrica. Esse valor recolhido depois é repassado para as distribuidoras que ficam sem cobertura tarifária em um encontro de contas. A Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (Conta Bandeiras) é gerida pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). (Agência CanalEnergia – 30.12.2016) 8 Aneel discute aprimoramento de indicadores de qualidade 9 Orçamento do ONS é aprovado pela Aneel A Diretoria da Aneel aprovou, no dia 16 de dezembro, o orçamento do ONS para 2017. O orçamento para o ciclo janeiro a dezembro de 2017, com vigência a partir de 1/1/2017, é de R$ 649,129 milhões. Foram contemplados itens operacionais (R$ 605,097 mi), valores relativos ao Plano de Ação (R$ 37,502 mi) e aquisições e benfeitorias (R$ 6,531 mi). O ONS é pessoa jurídica de direito privado, sob forma de associação civil, sem fins lucrativos, e a regulação e a fiscalização de suas atividades são de competência da Aneel. (Aneel – 19.12.2016) 10 Aneel aprova as regras de comercialização para 2017 11 Aneel prevê orçamento de R$ 14,1 bi para a CDE no ano que vem O orçamento previsto para a CDE em 2017 ficou em R$ 14,1 bi – montante menor que 2016, quando o orçamento ficou em R$ 18,4 bi. A medida foi tomada no dia 16 de dezembro, em Reunião Pública Extraordinária onde foi aprovada abertura de audiência pública para discutir a fixação das cotas da CDE-USO de 2017 a serem pagas pelos consumidores de energia elétrica por meio de encargo a ser incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão. Em relação aos valores de 2016, houve redução de R$ 2,739 bi (-23%) das quotas anuais da CDE – USO. Segundo a área de gestão tarifária da Aneel, esse abatimento em 2017 foi ocasionado pela diminuição de despesas em alguns itens, como por exemplo CCC e indenização de concessões. O orçamento da CDE é composto por um conjunto de despesas que inclui a universalização do acesso à energia por meio do programa Luz para Todos; os descontos da tarifa social de baixa renda; os subsídios para produção de energia termelétrica nos sistemas isolados, por meio da conta CCC; indenizações de concessões; subsídios ao carvão mineral nacional; entre outros. As receitas são compostas do pagamento pelo Uso do Bem Público (concessões); multas da ANEEL; recursos da União, pagamento de bonificação; recursos da Reserva Global de Reversão - RGR; Cotas da CDE Uso, entre outros. (Aneel – 19.12.2016) 12 Subsídios custarão menos para o consumidor de energia em 2017, diz Aneel A Aneel estimou que os consumidores de energia terão que pagar R$ 12,8 bi em 2017 para bancar a CDE. O custo é 16,3% menor que os R$ 15,3 bi pagos em 2016. Com a redução, a conta de luz deve cair, em média, 1,29%. A CDE paga por programas sociais como o Luz para Todos e Tarifa Social e também por subsídios do setor, como desconto na conta de energia de agricultores que usam irrigação. A redução vai representar uma queda média de 1,71% nas contas de energia das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste e de 0,25% para Norte e Nordeste. Dos R$ 12,8 bi, R$ 9,1 bi serão pagos por todos os consumidores de energia, inclusive pelos consumidores livres que compram energia diretamente das geradoras. Outros R$ 3,7 bi serão pagos apenas pelos consumidores cativos, que são os atendidos pelas distribuidoras de energia. A proposta da Aneel ainda passará por audiência pública, entre 19 de dezembro e 17 de janeiro e poderá sofrer alguma alteração. A despesa total da CDE em 2017 será de R$ 14,1 bi, R$ 4,1 bi a menos que em 2016. Parte desse valor será pago pelo saldo que sobrou na conta deste ano (R$ 289 mi), parte por recursos como multas e tarifa pelo uso da água e o restante pelos consumidores, que é a cota de R$ 12,8 bi. Segundo o diretor da Aneel, André Pepitone, grande parte da queda deve-se à redução com o gasto da CCC, que passou de R$ 6,3 bi para R$ 4,3 bi. A CCC é usada para pagar o combustível usado nas usinas termelétricas que abastecem os chamados sistemas isolados, de regiões localizadas no Norte do país não interligadas ao SIN. Por isso, precisam ser abastecidas com energia gerada por usinas termelétricas. (G1 – 16.12.2016) 13 Itaipu pode colaborar nas discussões sobre São Luiz do Tapajós No que pode ter sido seu último evento público como presidente de Itaipu Binacional, Jorge Samek avalia que os projetos voltados para energia limpa não só complementam a vocação renovável da usina como podem servir de parâmetros para futuros projetos, como a de São Luiz do Tapajós, de 8.040 MW. O executivo avalia que é preciso retomar o projeto da usina e que Itaipu pode se colocar como colaboradora do projeto – ele contou que a binacional ajudou nas primeiras peças publicitárias da usina, que seguiria o conceito de usina-plataforma, de construção e operação remota, sem ocupação nos arredores. Para o executivo, a geração hidrelétrica ainda pode ser um vetor de desenvolvimento e de produção de energia barata. Ele destacou que a área alagada de Belo Monte, usina que passou por fortes restrições ambientais desde o início do projeto, corresponde a um terço do que possui a binacional. Belo Monte possui 516 quilômetros quadrados de reservatórios, contra quase 1.350 quilômetros quadrados de Itaipu - ou o equivalente à cidade de São Paulo, segundo ele. Além disso, destacou, Altamira tem quase a área do Paraná. Além disso, frisou, todas as hidrelétricas e reservatórios de abastecimento de água, somadas, possuem área alagada que corresponde a 0,4% do território nacional. Por esses e outros fatores, Samek acredita que o governo e o setor elétrico deveriam apostar no diálogo para a retomada das hidrelétricas. (Brasil Energia – 21.12.2016) 14 ABGD: microgeração deve atingir 20 mil sistemas em 2017 A microgeração distribuída deve alcançar 20 mil sistemas em operação em 2017, estima a ABGD, uma das associações que representa o setor de geração distribuída. “Em número de sistemas, vamos dobrar [em relação ao final de 2016], o que é muito pouco”, comenta o presidente executivo da associação, Carlos Evangelista. A Aneel projetava inicialmente que a modalidade atingisse 40 mil sistemas conectados até o final do próximo ano. Para o executivo, a perspectiva de prolongamento da recessão econômica é um dos principais fatores para essa projeção pouco otimista. Mesmo que os novos modelos de microgeração - como a geração remota ou compartilhada e o aluguel de sistemas - tenham ampliado o número de consumidores que poderiam instalar novos sistemas, a modalidade já não cresceu como o esperado em 2016. Até novembro, eram 6670 unidades consumidoras gerando energia no Brasil. Mas a projeção da Aneel era de que, com as novas regras do sistema de compensação e a desoneração do ICMS sobre a energia gerada, o país chegasse a ter 14 mil sistemas instalados neste ano. “É evidente que os resultados da economia impactam todos os negócios”, diz Evangelista. O executivo também lembra que pequenas e médias empresas, que em geral têm um retorno financeiro melhor com a geração distribuída, por estarem ligadas na baixa tensão, fazem planos de investimentos com prazos mais curtos, o que dificulta a opção pela instalação dos sistemas. Não só em termos de expectativa e confiança do consumidor, o mal desempenho da economia também tem efeitos práticos que prejudicam a expansão da microgeração, como o encarecimento do crédito e o endurecimento das condições de empréstimo. Para pessoas físicas, que são as principais instaladoras de microgeração no país (79% dos sistemas), o financiamento é muito importante para tornar viável o investimento, que pode muitas vezes se equiparar à compra de um carro. Aperfeiçoamento das regras também poderia ajudar a colocar a geração distribuída de volta no caminho de crescimento projetado inicialmente pelo governo. “O que ajudaria muito seria facilitar a burocracia com as distribuidoras, que ainda não estão preparadas”, sugere Evangelista. (Brasil Energia – 21.12.2016) 15 MME prorroga valores de garantia física de hidrelétricas por um ano O MME prorrogou a garantia física de hidrelétricas despachadas centralizadamente por um ano. A decisão foi publicada em portaria na edição desta quarta-feira (28/12) do Diário Oficial da União e também considera a energia assegurada de Itaipu. Cálculos da EPE indicam que pelo menos 1,4 mil MW médios seriam reduzidos. Hidrelétricas despachadas centralizadamente são aquelas que operam de acordo com as determinações do ONS. Segundo o ministério, a medida não deve trazer prejuízos ao processo de revisão porque os novos valores vão passar a vigorar a partir de janeiro de 2018. A previsão é que os novos valores de garantia física sejam conhecidos até o fim de abril. Os agentes já haviam sido comunicados da decisão do MME. O tema esteve em consulta pública no ministério e a análise já foi encerrada pela instituição. "As diversas contribuições recebidas trouxeram elementos que, para serem devidamente considerados no processo da revisão ordinária de garantia física de energia das usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente, demandam tempo e providências adicionais, impactando o cronograma anteriormente estabelecido, que previa a publicação das garantias físicas revisadas ainda no final de dezembro de 2016", disse o MME em comunicado. (Brasil Energia – 28.12.2016) 16 Decisão da Aneel para Isolux coloca foco sobre transmissoras espanholas no Brasil Uma decisão recente da Aneel deve aumentar ainda mais as preocupações com o setor de transmissão, de quem o setor elétrico depende para que projetos de geração sejam conectados no prazo previsto no cronograma. A revogação da confirmação da Isolux como vencedora de dois lotes em leilão realizado em 2015 certamente intensificará a preocupação do setor, especialmente pelo fato da companhia ser do mesmo país de outra empresa que enfrenta dificuldades: a Abengoa. A Aneel negou ainda pedido de efeito suspensivo da Isolux para a perda dos dois lotes. A decisão da Aneel pela retomada dos lotes ainda não impede que a Isolux participe de leilões de transmissão - um novo processo foi aberto na agência para analisar a eventual aplicação de penalidades à companhia. No entanto, o sinal amarelo está aceso desde a dêbacle da Abengoa, que abandonou obras em andamento e tenta vender seus ativos, antes de um processo de caducidade. A Aneel quer "solução de mercado" para esses ativos, entre os quais cerca de 2 mil quilômetros de linhas de transmissão que conectam Belo Monte ao Nordeste brasileiro. (Brasil Energia – 29.12.2016) 17 Mercado regulado de energia liquida R$ 147,6 mi A liquidação financeira dos termos de cessão dos contratos regulados decorrentes do mecanismo de compensação de sobras e déficits (MCSD) referente a novembro deste ano movimentou R$ 147,6 milhões. A operação teve 100% de adimplência, e contou com a participação de 71 agentes de distribuição, sendo 35 devedores e 36 credores, de acordo com a CCEE. (Brasil Energia – 29.12.2016) 18 CIER lança edital para pesquisa de tarifas de energia A Comissão de Integração Energética Regional (CIER) lançou nesta semana o edital da Pesquisa de Tarifas Elétricas em Distribuição para Clientes Regulados de 2017. Os interessados em participar devem preencher o formulário disponível no site da CIER entre 6 de fevereiro e 17 de março de 2017. As empresas que contribuírem com a pesquisa poderão acessar o resultado do ano anterior, no qual a CIER indica os níveis tarifários de mais de 20 clientes representativos dos segmentos residencial, comercial e industrial, além de detalhar informações sobre tarifas sociais, clientes livres, encargos tarifários e impostos. O relatório de 2016 apresenta ainda uma análise comparativa das tarifas atuais de 66 empresas de distribuição de energia elétrica de 14 países da América Latina e do Caribe. Juntas, essas distribuidoras fornecem eletricidade a 70 milhões de clientes na região e entregam mais de 400 TWh/ano. (Brasil Energia – 28.12.2016) 19 Artigo de Claudio J. D. Sales e Alexandre Uhlig: “Custos socioambientais no setor elétrico: diagnóstico e propostas (Partes 1 e 2)” Em artigo publicado em duas partes pela Agência CanalEnergia, Claudio J. D. Sales e Alexandre Uhlig (Instituto Acende Brasil) discutem os resultados de um levantamento feito pelo Instituto Acende Brasil que constata que os custos socioambientais de hidrelétricas quadruplicaram em 20 anos, abordando o impacto da incerteza regulatória sobre os custos dos empreendimentos. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 02.01.2017)
Empresas 1 Light reverte pessimismo e atrai investidores A Light, que preocupava o mercado principalmente com relação aos níveis de perdas de energia e de endividamento, passou a ser motivo de interesse dos investidores. A mudança foi provocada pela proposta da Aneel para o quarto ciclo de revisão tarifária da elétrica: um aumento médio de 12,36% das tarifas de energia da empresa, a partir de 15 de março, e a flexibilização de metas de perdas comerciais. Não à toa, as ações da Light já valorizaram 6,27% desde o dia em que a autarquia divulgou a proposta de aumento tarifário. No acumulado do ano, as ações da Light apresentam um crescimento de 72%, muito influenciado, é verdade, pela melhora do ambiente regulatório do setor a partir de mudanças implementadas e propostas pelo MME. Mesmo assim, o índice que mede o desempenho do setor, o IEE, subiu apenas 40%. Os analistas preveem ainda mais valorização para a Light. "Os dados preliminares dessa revisão vieram melhores do que os que esperávamos que entrariam em vigor apenas em novembro de 2018" em relatório do JP Morgan. A Citi Corretora também avaliou que os números vieram acima do esperado. Na mesma linha, o BTG Pactual e o UBS estimam que a revisão tarifária antecipada da distribuidora possa gerar um ganho no Ebitda de R$ 500 mi a R$ 600 mi anuais. O prejuízo que a companhia tem com as perdas de energia, que o BTG calcula que possa chegar a R$ 312 mi em 2016, pode cair para R$ 146 mi em 2017 e R$ 90 mi em 2018, em uma combinação de uma meta regulatória mais elevada e do processo de recuperação da companhia. A revisão tarifária antecipada trata-se, na verdade, de um aditivo contratual da concessão da companhia. A partir desse aditivo, a distribuidora terá o quarto ciclo de revisão tarifária iniciado em 15 de março de 2017. (Valor Econômico – 27.12.2016) 2 Cenário menos turbulento pode facilitar venda de fatia da Light O cenário menos turbulento a partir de agora pode facilitar a busca, pela Cemig, de um potencial comprador para uma fatia da Light. A estatal mineira possui hoje 41,92% de participação direta e indireta na empresa, após o FIP Redentor ter exercido sua opção de venda que tinha contra a Cemig na Parati, veículo de investimentos na elétrica fluminense. Além da movimentação societária e da revisão tarifária, outros dois temas estão no radar da Light neste momento. O primeiro é a eleição do substituto de Mauro Borges, ex-presidente da Cemig, no conselho de administração da distribuidora. O nome sugerido pela mineira foi o de Giles Azevedo, ex-assessor de Dilma Rousseff. A CVM, porém, suspendeu a assembleia de acionistas na qual seria apreciada a indicação de Azevedo, para analisar se a nomeação é legítima, no âmbito da nova Lei das Estatais. O segundo imbróglio é a Supervia, concessionária de transportes ferroviários do Estado do Rio de Janeiro, cuja dívida de R$ 38 mi por quatro faturas não pagas levou a distribuidora a pedir a falência da companhia, que tem como acionista majoritário a construtora Odebrecht. Além do pedido de falência, que deve ser apreciado pela Justiça em janeiro, está prevista audiência entre as empresas e o governo do Rio no dia 25 do mesmo mês, para tratar do desequilíbrio financeiro da Supervia, em relação à tarifa de energia. A Supervia é a maior conta privada da Light. (Valor Econômico – 27.12.2016) 3 Light aprova aporte de R$ 12,2 mi na Renova O conselho de administração da elétrica Light aprovou aporte de capital de até R$ 12,2 mi na Renova Energia, para pagamento da quarta parcela dos juros remuneratórios da terceira emissão de debêntures da Renova. A Light detém fatia de 20,28% das ações ordinárias da Renova, equivalentes a 15,68% do total de ações, através da Light Energia. Também foi aprovado voto favorável dos conselheiros indicados pela Light Energia na reunião do conselho de administração da Renova que vai deliberar sobre o aumento do capital social da Renova, no montante de até R$ 300 mi, ao preço de emissão de R$ 6 por unit, com montante mínimo de subscrição de R$ 50 mi e prazo de subscrição de 120 dias. A Renova deixou de pagar R$ 48 mi em juros da terceira emissão de debêntures da companhia, que venceram em 15 de dezembro. As debêntures totalizam R$ 500 mi e têm vencimento final em 2024. Por conta disso, a Fitch Ratings rebaixou o rating nacional de longo prazo da Renova de “CC(bra)” para “RD(bra)”, equivalente a calote restrito. (Valor Econômico – 23.12.2016) 4 Light pede falência da Supervia, por dívida de R$ 38 mi 5 Conta de luz no Rio é 17% mais cara por elevado nível de furto de energia A Light realizou nesta terça-feira uma grande operação de combate ao furto de energia em Guaratiba, Zona Oeste do Rio de Janeiro. A distribuidora informou que encontrou 1.300 irregularidades no consumo de energia, de um total de 1.500 inspeções, ou seja, com 85% de efetividade. Como parte da energia que é roubada é paga por todos os consumidores, segundo a distribuidora, as contas de energia poderiam ser 17% mais baratas se não fossem os furtos de energia no Rio. Segundo a concessionária, o Rio de Janeiro é o estado com maior perda de energia no Brasil. Já a companhia detém o posto de concessionária com o maior nível de furto: quase um quarto (23,39%) de toda a energia distribuída pela Light é furtada, equivale a 6.000 GWh/ano ou o consumo de todo o mercado residencial do Espírito Santo. De acordo com a Light, até setembro deste ano foram realizadas 81 operações e mais de 40 mil inspeções com 50% de detecção de irregularidades. Como consequência da atuação conjunta com a Secretaria de Segurança Pública foram lavrados 276 boletins de ocorrência e efetuadas 33 prisões. Na operação desta terça-feira, a Light utilizou cerca de 800 profissionais que inspecionaram estabelecimentos comerciais e residenciais na região de Guaratiba. A Light informou que também disponibilizou atendimento comercial aos clientes, por meio de sua agência móvel, estacionada na Praça Antônio Ibiapina, na Rua Vicente Perrota. A concessionária reforçou o pedido à população para que denuncie furto de energia. (O Globo – 27.12.2016) 6 Aneel aprova consulta pública sobre revisão de tarifas da Light A Aneel aprovou, em 16 de dezembro, a realização de uma audiência pública para discutir a revisão das tarifas da distribuidora de energia Light, que atende consumidores do Rio de Janeiro. Segundo a proposta da Aneel, o reajuste poderá ser de 8,55% para os consumidores residenciais e de 20,56% para as indústrias. A previsão é que os índices finais da revisão tarifária da distribuidora só sejam conhecidos em março de 2017. A consulta pública também trata de um termo aditivo no contrato da Light. A revisão tarifária das distribuidoras é feita a cada quatro anos e leva em conta os custos, os investimentos e a eficiência das empresas. A Light atende cerca de 4 mi de unidades consumidoras localizadas em 31 municípios do Rio de Janeiro. (Agência Brasil – 16.12.2016) 7 Itaipu vai investir US$ 500 mi em modernização A Itaipu Binacional vai investir US$ 500 mi na modernização da tecnologia da hidrelétrica, de 14 mil MW de capacidade instalada. O projeto, que terá início no próximo ano, prevê demandar dez anos para ser concluído, pois será feito em todas as 20 turbinas da usina ao longo do período. "Vamos começar a partir do ano que vem um grande processo de atualização tecnológica [de Itaipu]. Isso vai levar mais de dez anos. Estamos nos organizando de uma forma que não haja desperdício de água. Será feito em unidade por unidade", afirmou o diretor-geral do lado brasileiro da usina, Jorge Samek, ao Valor. O investimento - conforme o executivo - será pago com recursos gerados pelo próprio empreendimento e repassado para o consumidor apenas a partir de 2023, quando terminar o pagamento do financiamento da hidrelétrica, cujo investimento total foi de US$ 23 bilhões. Na terça-feira à noite, a hidrelétrica de Itaipu atingiu a marca inédita de 100 milhões de MWh produzidos em um único ano. A estimativa de Itaipu Binacional é que a geração em 2016 alcance recorde de 102,5 milhões de MWh. A melhor marca da hidrelétrica, até então, era de 98,6 milhões de MWh, obtida em 2013. Segundo Samek, o principal benefício de um volume maior de energia gerada é um efeito redutor no custo para o país, tanto por um preço mais baixo da energia de Itaipu quanto da necessidade menor de utilização de outras fontes mais caras, como termelétricas. Na prática, porém, a tarifa de energia de Itaipu para as distribuidoras previstas para o próximo ano terá um aumento de 11,41%, de acordo com a Aneel. Esse crescimento se deve à variação do custo de cessão para o Brasil de parte da energia de Itaipu que pertence ao Paraguai. "Não há aumento do preço daqui [da parte brasileira] de Itaipu", disse o executivo. Questionado sobre a indicação do nome de Luiz Fernando Vianna, presidente da Copel, para a assumir a diretoria-geral brasileira de Itaipu, Samek afirmou que esse tipo de mudança é normal, mas que ele não tinha informações sobre o assunto. (Valor Econômico – 22.12.2016) 8 Itaipu reassume liderança mundial em produção de energia A Usina Hidrelétrica de Itaipu quebrou o recorde mundial de geração de energia elétrica ao ultrapassar os 98,8 milhões de MWh produzidos pela Usina Três Gargantas, na China, em 2014. Com o resultado, a empresa brasileiro-paraguaia reassumiu a liderança no setor. A marca de hoje foi alcançada 13 horas depois que Itaipu superou seu recorde anterior de 98,6 milhões de MWh, registrado em 2013. A equipe técnica de Itaipu prevê que a usina deve atingir na quarta-feira a meta inédita de 100 milhões de MWh, energia suficiente para abastecer o consumo de todo o planeta por dois dias. A produção total de 2016 deve ficar acima de 102,5 milhões de MWh. Uma combinação de fatores contribuiu para o bom desempenho, segundo a empresa: a afluência regular do Rio Paraná, a alta demanda de eletricidade no Brasil e no Paraguai, a otimização do uso dos recursos naturais e a elevada performance dos equipamentos. Segundo as projeções de Itaipu, este ano Três Gargantas, que fechou novembro com a geração em torno de 83 milhões de MWh, deve ter uma produção total de 90 milhões de MWh. Com 22 mil MW de potência instalada, ante 14 mil MW de Itaipu, a usina chinesa começou a operar a plena carga em 2012. No entanto, embora com capacidade instalada de equipamentos superior, Três Gargantas só conseguiu produzir mais do que Itaipu em 2014, quando o Brasil enfrentava uma grande seca e a geração hídrica foi prejudicada. Histórico Desde a entrada em operação, em maio de 1984, Itaipu já gerou 2,4 bilhões de MWh. Essa energia seria suficiente para suprir o consumo de todo o planeta por 40 dias. Itaipu responde por 18% de toda a energia elétrica consumida no Brasil e atende a 82% do consumo paraguaio de eletricidade. Para construí-la, foram necessários U$ 27 bi, captados em órgãos nacionais e internacionais, incluindo as rolagens financeiras. Atualmente, a dívida é US$ 10 bilhões. Cerca de 60% dos custos anuais tem como destino o pagamento dessa dívida. O pagamento total da dívida ocorrerá no primeiro trimestre de 2023. (Valor Econômico – 17.12.2016) 9 WEG reforçou negócios com várias aquisições e na geração de energia Em um ano marcado por pequenas aquisições que reforçam sua estratégia de crescer no setor elétrico e no mercado externo, a WEG leva avante seu plano de se consolidar como fornecedora de projetos completos em mais um segmento - o de termelétricas. Além disso, decidiu antecipar seu projeto de internacionalização no fornecimento para energia eólica. A oferta de "pacote completo" já ocorre com PCHs. Para essas, além do gerador e da turbina, a companhia garante o fornecimento de engenharia. No área de energia eólica, a WEG entrega parques completos. Segundo o presidente da empresa, Harry Schmelzer, esse tem sido um movimento estratégico da empresa em diversas frentes em que atua. Ao mesmo tempo, a companhia amplia sua posição no mercado internacional. No caso de PCHs, por exemplo, Schmelzer destaca que a WEG já tem atuação em países da América Latina. Outro passo importante, explica, foi dado neste ano com a aquisição do negócio de turbinas eólicas de grande escala da Northern Power Systems (NPS). Segundo Schmelzer, é a primeira engenharia da empresa cuja sede não é no Brasil. Com esse movimento, a WEG passou a ser a única proprietária de uma carteira de patentes, projetos e softwares para manutenção de aerogeradores com mais de 1,5 MW de capacidade nominal, além de ficar com a equipe de engenheiros da empresa que faz pesquisa e desenvolvimento em energia eólica e com os contratos de operação e manutenção de algumas turbinas existentes. O objetivo, conforme o executivo, é tentar viabilizar exportações para outros países da América do Sul a partir de produção no Brasil. (Valor Econômico – 23.12.2016) 10 CEB vai vender ativos e focar na distribuição nos próximos cinco anos O conselho de administração da CEB aprovou o plano de negócio da empresa para o período de 2017 a 2021. A decisão foi tomada em reunião realizada em 14 de dezembro, cuja ata foi arquivada hoje na CVM. O plano estabeleceu como objetivos centrais, “para dar sequência ao saneamento econômico-financeiro da CEB”, a adequação dos custos e despesas operacionais e a redução do endividamento, com consequente redução do serviço da dívida. As principais estratégias para viabilização do plano de negócios são a alienação de participações societárias, a monetização de ativos imóveis, e a capitalização do principal negócio da companhia, a CEB Distribuição. O conselho enfatizou que o plano aprovado concentra e foca a operação da companhia nos próximos cinco anos na atividade de distribuição de energia, exceção apenas para os ativos eventualmente não alienados. Quanto à potencial alienação de imóveis, os conselheiros recomendaram à diretoria o estudo de alternativa da criação de um veículo, como uma SPE, a fim de concentrar esses terrenos e desenvolver as melhores condições para a venda. (Valor Econômico – 20.12.2016) Os acionistas da estatal paranaense de energia Copel aprovaram ontem, em assembleia, o aumento do capital social no valor de R$ 1 bi, por meio de capitalização de reserva de lucros, passando de R$ 6,91 bi para R$ 7,91 bi. A capitalização não causará alteração no valor do patrimônio líquido da companhia. O montante incorporado é oriundo do total da retenção dos lucros de 2008, bem como de 59,6% da retenção dos lucros de 2009. Também foi aprovada a criação de uma diretoria de governança, risco e compliance. Fabio Malina Losso foi eleito para comandar a diretoria. (Valor Econômico – 23.12.2016) O grupo Energisa divulgou ontem que sua receita operacional líquida, excluindo construção, totalizou R$ 9,3 bi de janeiro a novembro deste ano, montante 2,2% menor no comparativo com igual intervalo de 2015. Somente no mês de novembro, pelo mesmo critério, a receita alcançou R$ 924 mi, com aumento de 11,8% no comparativo anual. No ano, até novembro, o consumo de energia elétrica no mercado cativo, livre e não faturado da Energisa alcançou 26.015,9 GWh, com queda de 1,8% ante o mesmo intervalo de 2015. Apenas no mês passado, tal resultado ficou em 2.390,0 GWh - recuo de 1,5% ante novembro de 2015. (Valor Econômico – 27.12.2016) O conselho de administração da Renova aprovou um aumento de capital de até R$ 300 mi por subscrição privada de ações. Segundo a companhia, serão emitidas cerca de 115,9 milhões de ações ordinárias e 34 milhões de papéis preferenciais. A Renova indicou ainda que foi fixado o preço de R$ 2 por papel ON e de R$ 2 por ação PN. As units, formadas por duas ações preferenciais e uma ordinária, valerão R$ 6. A empresa indicou ainda que o aumento de capital só será concretizado se atingir o mínimo de R$ 50 mi. "Os recursos obtidos serão utilizados inicialmente para honrar compromissos financeiros vencidos com credores e fornecedores e arcar com despesas ordinárias necessárias ao pleno funcionamento de suas atividades." (Valor Econômico – 27.12.2016) A Light informou em que a EDF encerrou compromisso de exclusividade para compra de 51% da Usina Hidrelétrica Itaocara. As companhias haviam assinado compromisso em 28 de outubro, com prazo até o fim de janeiro para a conclusão das negociações. A usina é detida indiretamente pela Light por meio da subsidiária Itaocara Energia. Segundo o comunicado, a tentativa de acordo foi cancelada "em razão de não terem sido alcançadas, após a realização de análises pela EDF, todas as condições precedentes para a apresentação de oferta vinculante". (Valor Econômico – 02.01.2017) 15 Fitch Ratings rebaixa rating nacional de longo prazo da Renova Energia A Fitch Ratings rebaixou o rating nacional de longo prazo da Renova Energia de "CC(bra)" para "RD(bra)", equivalente a calote restrito. Segundo a Fitch, o rebaixamento reflete a ausência de pagamento de R$ 48 mi em juros da terceira emissão de debêntures da companhia, que venciam em 15 de dezembro. As debêntures totalizam R$ 500 mi e têm vencimento final em 2024. Ainda conforme a agência, a Renova negocia o pagamento com o único debenturista. O rating "RD(bra)" da Fitch indica que o emissor precisa resolver uma inadimplência no pagamento de uma emissão ou que obteve múltiplos perdões ou períodos de tolerância no pagamento de uma ou mais importantes obrigações financeiras. (Valor Econômico – 22.12.2016) 16 BTG Pactual propõe incorporação da BTG Comercializadora de Energia O BTG Pactual propôs a seus acionistas a incorporação da BTG Comercializadora de Energia. O tema será debatido em assembleia geral extraordinária marcada para o dia 18 de janeiro. De acordo com o banco, o objetivo da transação é simplificar a estrutura do grupo, o que pode gerar redução de custos financeiros e operacionais. Criada em abril de 2000, ainda no banco Pactual, a BTG Comercializadora faz compra, venda, intermediação, importação e exportação de energia elétrica. O banco diz, porém, que o efetivo início da atuação direta neste mercado só se deu em outubro de 2010. Segundo o banco, o objeto social do BTG Pactual já permite que a instituição realize diretamente as atividades da BTG Comercializadora, por isso a proposta de incorporação. Caso seja aprovada, a incorporação não resultará em mudanças no patrimônio líquido ou capital social do BTG Pactual, pois esses números da BTG Comercializadora já estão refletidos no balanço. (Valor Econômico – 02.01.2017) 17 Cade aprova compra da Celg Distribuição pela Enel O Conselho Administrativo de Defesa Econômica aprovou na última terça-feira (27/12), sem restrições, a aquisição da Celg Distribuição pela Enel. No leilão ocorrido neste mês, a italiana adquiriu a primeira distribuidora privatizada da Eletrobras por R$ 2,1 bilhões. A decisão foi publicada no Diário Oficial da União. (Brasil Energia – 28.12.2016) 18 Eletrobras vai recuperar capacidade de investimento em breve, diz MME O ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, afirmou que a Eletrobras vai recuperar, em breve, sua capacidade de investimento. “A Eletrobras vai muito em breve voltar a recuperar a sua total capacidade de investimento, sua capacidade de poder auxiliar ainda mais o setor elétrico brasileiro”, disse o ministro, durante cerimônia de inauguração da hidrelétrica de Jirau, no rio Madeira, em Rondônia, da qual a estatal detém 40% de participação, por meio das subsidiárias Chesf e Eletrosul. Presente à cerimônia, o presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Jr., reafirmou a jornalistas que a companhia pretende levantar R$ 4,5 bi com a venda de participações em SPEs em 2017. Jirau não está entre os ativos que deverão ser vendidos. “Vamos avaliar todos os empreendimentos onde temos direito de 'tag along' e o controlador esteja vendendo. Para nós é melhor isso, porque acompanhamos o preço do controlador”, disse Ferreira Jr. Segundo ele, outra estratégia é fazer com que a holding Eletrobras assuma participações de suas subsidiárias em SPEs de geração eólica e linha de transmissão por exemplo. Com isso, a ideia é montar pacotes de grupos de ativos para oferecer ao mercado por um preço melhor. O presidente da Eletrobras destacou que pretende lançar no início de 2017 um programa de incentivo à aposentadoria de funcionários. E, entre o fim do primeiro e início do segundo semestre, a ideia é lançar um plano de incentivo ao desligamento na área administrativa da empresa. Segundo Ferreira Jr., os dois pontos estão sendo discutidos neste momento com a área responsável no Ministério do Planejamento. (Valor Econômico – 16.12.2016) 19 Economática: ações ON da Eletrobras valorizam 287,8% em 2016 As ações do tipo ON da Eletrobras, com valorização de 287,85%, ficaram em segundo lugar em ranking elaborado pela consultoria Economática, que listou as 16 ações com valorização acima de 100% em 2016, até o último dia 23 de dezembro. As ações da estatal brasileira só perderam para as ordinárias do Magazine Luiza, que cresceram 499% no período. O preço de fechamento no dia 23 de dezembro chegou a R$ 22,34. As ações preferenciais da Eletrobras, do tipo PNB, também tiveram bom desempenho no ano, ficando em nono lugar na lista, com 141,09% de crescimento. Ela registrou preço de R$ 25,17 em 23 de dezembro. Até esse dia, o índice Ibovespa tem valorização de 33,65% e o CDI, de 13,71%. A Eletrobras é a única empresa do setor elétrico que figura na lista, que tem empresas do setor de siderurgia, como a Gerdau e a Usiminas; e de água e saneamento, como a Sanepar e a Copasa, além da outra estatal federal, a Petrobras, que viu suas ações PN crescerem 112,54% em 2016. (Agência CanalEnergia – 29.12.2016) 20 Chinesa Three Gorges conclui compra de ativos da Duke Energy no Brasil A Three Gorges Corporation concluiu nesta quinta-feira a aquisição dos ativos da Duke Energy no Brasil por um total de US$ 946,7 mi, equivalentes a R$ 3,1 bi, segundo comunicado divulgado pela unidade brasileira da Duke. Com isso, o presidente-executivo da Three Gorges no Brasil, Li Yinsheng, passará a ser o diretor-executivo-presidente e presidente do conselho de administração da Duke Energy no país, informou a unidade local da companhia norte-americana. O negócio havia sido anunciado originalmente no início de outubro. A empresa informou ainda que, como a transação envolveu 99,06% do capital da Duke Energy Brasil, a Three Gorges deverá realizar uma OPA das demais ações ordinárias e preferenciais da companhia ainda em circulação. A Duke no Brasil possui um portfólio de hidrelétricas no Estado de São Paulo que somam 2,24 gigawatts em capacidade. Ao absorver essas usinas, a Three Gorges passará a somar 8,27 gigawatts no Brasil, incluindo usinas sob gestão da empresa e participações. (O Globo – 29.12.2016) 21 Celesc aprova orçamento de investimento de R$ 371,7 mi para 2017 O conselho de administração da Celesc aprovou orçamento de investimento consolidado de R$ 371,7 mi para a companhia em 2017. Do montante total, R$ 282 mi serão investidos no segmento de distribuição de energia, sendo R$ 245,3 mi destinados para obras de ampliação e melhoria do sistema e R$ 36,7 mi, para instalação e modernização de equipamentos de medição. Ainda em distribuição, R$ 31,1 mi serão aplicados em sistemas de informação, R$ 10,8 mi, em veículos e R$ 1,3 mi, em edificações. A Celesc Geração terá orçamento de R$ 38,6 mi para 2017, sendo R$ 5,3 mi em novos negócios e R$ 33,3 mi na ampliação e melhorias das usinas. Estão previstos outros R$ 8 mi a serem investidos pela controladora em novos negócios. (Valor Econômico – 16.12.2016) 22 Celesc aprova R$ 1,7 milhão para plano de demissão voluntária O conselho de administração da companhia de energia elétrica Celesc, de Santa Catarina, aprovou um orçamento adicional de R$ 1,7 mi para o ano de 2016 referente ao Plano de Desligamento Incentivado (PDI). O valor contempla o número de inscrições realizadas no plano de desligamento e os ganhos de eficiência e redução de custos que o PDI proporcionará à Celesc. (Valor Econômico – 28.12.2016) 23 Casino aposta em geração distribuída solar no Brasil Um dos maiores desafios do segmento de eficiência energética e geração distribuída é a obtenção de financiamentos e de uma carteira de clientes com baixo risco. Para a GreenYellow, o caminho é mais simples. Subsidiária integral do Grupo Casino, a companhia veio para o Brasil com um consumidor garantido: o Grupo Pão de Açúcar (GPA). "Somente em 2015 e 2016 economizamos o equivalente ao consumo anual de 100 supermercados", disse o presidente da GreenYellow Brasil, Pierre-Yves Mourgue. Nesse segmento, a empresa faz uma avaliação do consumo de energia da loja e oferece o diagnóstico com a solução, que em geral envolve mudança na iluminação, no ar-condicionado e nas condições de resfriamento de alimentos. O segundo foco de atuação da empresa é em projetos de geração distribuída de energia solar fotovoltaica. Em ambos os negócios, de eficiência energética ou geração distribuída, a GreenYellow fica responsável pelos investimentos em equipamentos, que são arcados com aportes de capital do Casino. A remuneração vem da economia que o cliente tem na fatura de energia. No caso da eficiência energética, cerca de metade dos 25% de consumo vão para remunerar o investimento. A companhia vai inaugurar em janeiro sua primeira planta de geração distribuída, em uma loja da rede Assaí em Várzea Grande, no MT, com 303 KWp. O segundo projeto, também com a rede Assaí, é a construção de uma unidade nova perto de Brasília, que terá mais de 900 MWp de capacidade instalada em placas solares, geração suficiente para abastecer 40% do consumo da loja. O plano da GreenYellow é ir além e oferecer os mesmos serviços para outros clientes, aumentando sua atuação no país. (Valor Econômico – 23.12.2016) A Taesa informou ontem que os fundos de investimento Coliseu e Taurus chegaram a um acordo para vender a totalidade de suas participações na empresa vinculada ao bloco de controle para a holding estatal colombiana Interconexión Eléctrica, pelo valor de R$ 1 bilhão. A participação a ser vendida corresponde a 20,03% das ações ordinárias da Taesa e a 14,88% do capital social da companhia. Após a conclusão da operação, a participação de 41,6% no bloco de controle da Taesa pelos fundos passará a ser detida pela Interconexión, que fará parte do acordo de acionistas da elétrica. Segundo o último formulário de referência publicado pela Taesa, no dia 12 de dezembro, o fundo Coliseu detinha 13,87% do capital da companhia e o Taurus, 1%. A Cemig, que detém 31,54% da elétrica, já havia anunciado em setembro a venda de 22,273 milhões de units detidas na companhia, todas desvinculadas ao bloco de controle. (Valor Econômico – 28.12.2016) 25 Aneel autoriza operação de quarta turbina na hidrelétrica Belo Monte A Aneel autorizou o funcionamento da quarta unidade geradora da Usina Hidrelétrica Belo Monte, que está sendo construída em Vitória do Xingu, sudoeste do Pará. A decisão foi publicada no Diário Oficial da União desta quarta-feira (21). De acordo com a Norte Energia, empresa responsável pela usina, a unidade geradora foi sincronizada no dia 20 de dezembro ao SIN, mas o equipamento passava por testes desde 22 de novembro. Com o funcionamento desta turbina Belo Monte passa a ter 4 das 18 unidades geradoras da Casa de Força Principal em funcionamento. Cada uma é capaz de gerar 611,11 MW de potência. Além das turbinas da Casa de Força Principal, também existem quatro unidades geradoras operando no Sítio Pimental, onde funciona a Casa de Força Complementar, que são capazes de gerar 2.599,5 MW. As duas casas de força ficam a cerca de 50 km de distância. Segundo a Norte Energia, a usina estará em pleno funcionamento quando forem ativadas as 18 turbinas da Casa de Força Princial e as seis da Casa de Força Complementar. Ainda não há previsão para a conclusão da obra mas, de acordo com a empresa, Belo Monte terá capacidade para gerar 11.233,1 MW, uma quantidade de energia capaz de abastecer 60 mi de pessoas em 17 estados brasileiros. (G1 – 21.12.2016) 26 CPFL Paulista investiu R$ 13,1 mi na rede elétrica de Bauru De janeiro a setembro deste ano, a CPFL Paulista aplicou R$ 13,1 milhões em investimentos na ampliação, manutenção do sistema elétrico e atendimento da necessidade de clientes e crescimento de mercado em 14 cidades atendidas na região de Bauru, interior de São Paulo. Deste montante, o maior volume investido foi naquele municipio, em torno de R$ 7 milhões, equivalentes a 54% do total. No período, a CPFL Paulista investiu R$ 2,7 milhões em projetos voltados ao atendimento dos clientes, por meio da ampliação das redes de distribuição e da instalação de novos medidores. Destaque para o aporte de R$ 1,01 milhão de medidores para conexão de consumidores residenciais e comerciais de pequeno porte. Com isso, a distribuidora atendia 166,9 mil clientes em Bauru ao final de setembro de 2016, ante 164,05 mil em dezembro de 2015. Outros R$ 2,2 milhões foram investidos em projetos que dão suporte ao crescimento do mercado, sendo R$ 1,2 milhão na adequação de capacidade das redes de distribuição, e R$ 992 mil no aumento de capacidade de subestações e de linhas de transmissão. A CPFL Paulista ainda destinou mais R$ 1 milhão em melhorias na rede elétrica, dos quais R$ 252,7 mil na rede secundária. As ações de manutenção consumiram R$ 891,9 mil dos investimentos no período. Do montante, R$ 406 mil foram aplicados na substituição de transformadores avariados. Outros R$ 261 mil foram destinados a manutenções programadas ou emergenciais. E R$ 207 mil foram gastos no plano de manutenção. Nas 234 cidades de sua área de concessão, a CPFL Paulista investiu R$ 348 milhões no acumulado de janeiro a setembro de 2016. O valor representa um aumento de 20% em relação ao montante aplicado no mesmo período do ano anterior (R$ 279 milhões). (Agência CanalEnergia – 30.12.2016) 27 Controlador define novo presidente para Cemig O conselho de administração da Cemig bateu o martelo e aprovou oficialmente o nome do novo presidente da companhia - Bernardo Salomão, que foi diretor comercial da estatal mineira no governo de Aécio Neves (PSDB) e trabalhou na empresa por 31 anos. Salomão vai substituir Mauro Borges, amigo próximo do governador de Minas Gerais, Fernando Pimentel (PT). O atual vice-presidente, Paulo Castellari, será o novo diretor financeiro e de relações com investidores (RI) da companhia, no lugar de Fabiano Maia Pereira. Castelarri, que foi presidente da Anglo American, ocupava a vice-presidência desde setembro e continuará acumulando o cargo interinamente, segundo a companhia. Apesar da indicação ser política, Salomão é um nome com experiência no setor elétrico. Na sua longa carreira na Cemig, foi também presidente e diretor de empresas do grupo. Depois, ocupou a direção de Energia da Usiminas. Atualmente, era um dos diretores da Ponta Energia, empresa formada por ex-diretores da Cemig voltada para a área de serviços para consumidores livres, especiais e cativos, entre outras atividades. Os novos presidente e vice-presidente são vistos como nomes próximos do PMDB, indicando um aumento do poder do partido no governo de Pimentel. O STF iniciou semana passada o julgamento sobre qual o rito necessário para que Pimentel possa ser processado. Ele foi processado pelo MPF por corrupção e lavagem de dinheiro. Por ter foro privilegiado, ele só pode ser processado pelo STJ. No entanto, o STJ entendeu que só pode processá-lo se tiver o aval da Assembleia Legislativa de Minas Gerais. Por isso, a importância da nomeação de aliados para os cargos da estatal mineira. A decisão sobre o julgamento ficou para 2017, pois a oposição questionou o entendimento do STJ e levou a questão ao STF. Ao mesmo tempo, a Cemig passa por uma situação financeira delicada e corre para vender ativos e reduzir seu endividamento. Segundo analistas, apenas o fato de ser uma indicação política não diz muito sobre os rumos que a companhia pode tomar. Borges também era uma indicação do governador, e havia um entendimento de que ele estava executando um bom trabalho à frente da empresa, na medida do possível. (Valor Econômico – 22.12.2016) 28 Cemig consegue liminar e mantém operação da hidrelétrica de Miranda A Cemig conseguiu ontem um mandado de segurança para manter a concessão da hidrelétrica de Miranda, que venceria hoje. A estatal pretende manter a concessão da usina, da mesma forma com que briga na Justiça há anos para manter as hidrelétricas São Simão e Jaguara. A companhia havia impetrado o pedido de liminar ontem, e conseguiu que fosse deferido com urgência pela ministra Laurita Vaz, presidente do STJ. Com isso, a Cemig seguirá operando a hidrelétrica de acordo com as bases iniciais do contrato, até que o mandado de segurança tenha o mérito apreciado. A Cemig rejeitou a renovação das concessões das três usinas nos termos da MP 579, que estabeleceu a operação no regime de cotas, com uma redução considerável de receita. Antes de entrar com o pedido de liminar para manter Miranda, a Cemig entrou com um recurso administrativo na Aneel, que foi indeferido. Em seguida, a empresa apresentou recurso ao MME, no qual também não obteve sucesso. "Infelizmente, como não tivemos uma solução, tivemos que judicializar pois a concessão vence agora", disse Vítor Alves de Brito, advogado do escritório Sergio Bermudes e Associados, que representa a companhia nesse caso. Segundo Brito, a estatal segue negociando com o governo por uma solução amigável que envolva a manutenção das três concessões. O plano original do governo era leiloar as concessões das três usinas. Para isso, poderia usar o modelo utilizado em 2015 na relicitação de um grupo de usinas, entre elas Jupiá e Ilha Solteira, que pertenciam à Cesp. O certame seguiu as regras estabelecidas pela MP 688, no qual os investidores pagaram um bônus pela outorga dos ativos relicitados. A Cemig tem negociado com o governo um modelo na qual pague a outorga equivalente pelas três usinas e possa mantê- las sem ir a leilão, mas ainda não houve uma decisão nesse sentido. O argumento da estatal mineira é que os termos dos contratos de concessão originais dessas três usinas previam a renovação por 20 anos. No caso de Jaguara, o assunto chegou ao STF, que começou a discutir a viabilidade de um acordo pacífico entre as partes. Com a decisão judicial, a Cemig passa a operar Jaguara e Miranda nas bases originais do contrato. Já São Simão segue operada pela companhia, mas no regime de cotas, enquanto o mérito do mandado de segurança dessa concessão não é apreciado. (Valor Econômico – 23.12.2016) 29 Integração da RGE Sul ao sistema CPFL transcorre conforme planejado Desde o dia 1º de dezembro as faturas dos consumidores da antiga AES Sul, já estampam a logomarca da RGE Sul, atual razão social da companhia comprada pela CPFL Energia. Da mesma forma, a página da distribuidora na internet também está dentro do novo padrão visual, seguindo a mesma estética da empresa coirmã, a RGE. Com isso, a integração ao grupo CPFL está se dando dentro do cronograma planejado, conta o presidente da RGE Sul, José Carlos Tadiello. O processo de aquisição junto ao grupo AES foi concluído no final de outubro e, desde então, segundo relata o executivo, um grupo de trabalho multidisciplinar vem se desdobrando para atender os prazos acordados com a Aneel, para colocar a distribuidora em linha com os padrões técnicos da CPFL Energia, no que se refere a quantidade e duração de interrupções no fornecimento. “Desde o momento em que as negociações transcorriam, antecipadamente já tínhamos ciência de que seria necessário fazer investimentos de atualização”, admitiu. Logo no início da transição, nos primeiros dias de novembro, um forte vendaval atingiu em cheio a área de concessão da RGE Sul, causando a queda de 1.527 postes. Isso comprovou, explicou Tadiello, a necessidade de desembolso da ordem de R$ 1 bilhão até 2019 para colocar em ordem a rede da empresa. Só em relação aos postes, calcula-se uma necessidade de troca de 40 mil unidades. A região metropolitana de Porto Alegre, onde há maior concentração de consumidores deve ter prioridade inicial, mas a ideia é buscar estender a modernização a todos os pontos. (Brasil Energia – 30.12.2016) 30 Qualidade alavanca investimentos em distribuição, diz Eaton Já se verifica no país uma retomada das vendas para o segmento de distribuição, afirma o presidente corporativo para a América Latina da Eaton, João Vicente Faria. Segundo o executivo, os negócios vem crescendo, puxados, principalmente, pela busca das concessionárias por melhorias na qualidade do fornecimento, incrementadas, por sua vez, em razão das exigências mais rígidas da Aneel quanto ao nível de atendimento para o mercado consumidor. “Temos fornecido sistemas de smart grid a grandes distribuidoras. A lógica é simples. Ou seja, melhor fazer investimento em qualidade do que pagar multas”, explicou o executivo, sem, porém, citar valores, já que a política de divulgação da Eaton é concentrada em relatórios globais com divulgação em datas determinadas pela matriz nos EUA. Eficiência energética é outra área que também vem ganhando espaço, com destaque para o segmento de datacenters. A Eaton forneceu equipamentos para um dos maiores projetos do gênero em termos mundiais, que foi a construção do novo centro de processamento do banco Itaú. O executivo avalia, no entanto, que, pelo custo muito elevado da energia no Brasil, os investimentos deveriam ser ainda maiores porque o retorno se dá em menor tempo que em entre outros países. (Brasil Energia – 30.12.2016) 31 CEEE Distribuição conclui obra de R$ 1 milhão nos municípios de Canguçu e Piratini A CEEE Distribuição concluiu a obra de expansão da rede de energia elétrica entre Canguçu e Piratini, na Região Sul do estado, que beneficia inicialmente e de forma direta 500 clientes atendidos pela concessionaria, mas abastecidos com infraestrutura energética de fronteira pertencente à AES-Sul, a partir do município de Santana da Boa Vista. A obra no valor de R$ 1 milhão iniciou em julho passado e foi executada em duas etapas. Na primeira, a partir da Subestação de Canguçu, foram construídos 10 quilômetros de rede de média tensão e instalados de 75 postes ao longo da BR 392. Na segunda fase do projeto foram colocados mais 281 postes e outros 24 quilômetros de rede, beneficiando no total quase 3 mil clientes da região. (Agência CanalEnergia – 30.12.2016) 32 Modernização de Água Vermelha deve ser concluída no primeiro semestre de 2018 A AES Tietê estima que deve concluir a modernização da hidrelétrica Água Vermelha no primeiro semestre de 2018. A usina, que possui seis unidades geradoras, encontra-se sob processo de modernização que inclui turbinas, equipamentos auxiliares e sistemas de controle. O investimento na iniciativa é de R$ 204 milhões. A empresa concluiu a modernização da quarta unidade geradora recentemente. A expectativa é que Água Vermelha apresente disponibilidade acima de 90% após o término do projeto, ainda de acordo com a AES Tietê. (Brasil Energia – 28.12.2016) 33 EDP mantém certificação de excelência das práticas de gestão ambiental A EDP (ES) manteve sua certificação ISO 14001, do Sistema de Gestão Ambiental (SGA), atestando que suas instalações estão adequadas aos mais rigorosos padrões ambientais. Todo processo de auditoria foi aplicado pelo Bureau Veritas Certification (BVC), grupo internacional especializado em auditorias e certificações de gestão em relação às normas regulatórias ou voluntárias. A norma ISO 14001 avalia a excelência da gestão ambiental, como a identificação e qualificação dos aspectos e impactos, além do controle dos processos ambientais. Mantiveram o certificado as instalações físicas do Centro Operacional de Carapina (COC) e as Subestações Manguinhos e Serra Sede, ambas no município da Serra, e Goiabeiras, em Vitória (ES). “A manutenção da certificação inicia-se desde um rigoroso monitoramento dos requisitos legais, até a implementação e revisão de procedimentos relevantes na área de meio ambiente, pertinentes ao Sistema de Gestão Ambiental”, ressalta João Bosco, gestor executivo da EDP. Reforçando o comprometimento de todos os colaboradores neste rigoroso processo de certificação, a distribuidora realiza ações para disseminar a importância e a conscientização ambiental com as equipes de colaboradores próprios e contratados. (Agência CanalEnergia – 30.12.2016) 34 Cooperativa do interior de Santa Catarina tem redução na tarifa aprovada pela Aneel Foi aprovada no dia 16 de dezembrim durante Reunião Pública Extraordinária da Diretoria da Aneel, redução nas tarifas da Cooperativa de Eletricidade Praia Grande (Ceprag). As novas tarifas entram em vigor partir de 22/12/16. Os índices que serão aplicados às contas de luz dos consumidores são: Efeito Médio -4,55 % (negativo); Baixa Tensão (Residências) -4,55 % (negativo); Alta Tensão (Indústrias) -4,89 % (negativo). Ao calcular os índices de reajuste, a Agência considera a variação de custos que a empresa teve no decorrer do período de referência. A fórmula de cálculo inclui custos típicos da atividade de distribuição e outros custos como energia comprada de geradoras, encargos de transmissão e encargos setoriais. A aplicação do reajuste anual está prevista nos contratos de permissão assinados entre as cooperativas e o Governo federal, por meio da Aneel. Os índices homologados pela Agência são os limites a serem praticados pelas cooperativas. (Aneel – 19.12.2016)
Leilões 1 Aneel fará novo leilão de transmissão com 34 lotes A Aneel realizará novo leilão de transmissão com 34 lotes de projetos que preveem a instalação de 7.373 km de novas linhas. Se houver a negociação de todos os lotes, o certame deve resultar em investimentos de R$ 12,7 bi e geração de 27,4 mil empregos. As regras do leilão serão discutidas em audiências públicas no período de 20 de dezembro a 23 de janeiro. A minuta de edital prevê a oferta de lotes que foram rejeitados em leilões anteriores e projetos retomados pela agência reguladora pelo fato de ainda não terem saído do papel. A diretoria da Aneel mencionou os nomes Braxenergy e Isolux, para exemplificar algumas companhias que não implementaram projetos adquiridos em leilões anteriores. Esses projetos serão relicitados no próximo certame. Entre as principais mudanças previstas no leilão está a redução do valor da garantia de fiel cumprimento, que cairá de 10% para 5% sobre o custo estimado para implantar as novas instalações de transmissão; a ampliação do prazo entre a publicação do edital e a realização do leilão, de 30 dias para 60 dias; e a possibilidade de lotes que não receberam proposta no início da disputa serem relicitados ao final, numa espécie de repescagem. (Valor Econômico – 16.12.2016) 2 Leilão de energia existente negocia 21 MW médios A Cemar foi a única a comprar energia no leilão A-1. A distribuidora comprou 21 MW médios de garantia física, movimentando R$ 43,5 mi. O preço médio de venda foi de R$ 118,15 o MWh, deságio de 1,54% em relação ao preço máximo que havia sido estabelecido pela Aneel, de R$ 120 o MWh. Na ponta vendedora, a Suzano vendeu 13 MW médios, pelo preço médio de R$ 118 o MWh; a Kroma Energia vendeu 1 MW médio por R$ 118/MWh; e a MDL vendeu 7 MW médios, por R$ 118,45/MWh. O certame, operacionalizado pela CCEE, serve para que as distribuidoras de energia adequem os contratos de acordo com a previsão de demanda para o ano que vem. Os contratos terão validade de dois anos, até o fim de 2018. A expectativa já era de que o leilão contratasse um baixo volume de energia, uma vez que a maior parte das distribuidoras está sobrecontratada para o ano que vem, devido à queda no consumo de energia. Até o ano passado, as distribuidoras eram obrigadas a contratar um montante de reposição declarado nos leilões A-1. Um decreto presidencial publicado no início de agosto, porém, flexibilizou as normas e passou a permitir que as distribuidoras adquiram apenas aquilo que for necessário para atender o mercado consumidor. (Valor Econômico – 26.12.2016) 3 Setor eólico não se sustenta sem novos leilões, defende GE A imagem e a credibilidade do Brasil foram prejudicadas pelo cancelamento do LER que aconteceria no dia 19 de dezembro, segundo Jean-Claude Robert, líder da GE Wind para a América Latina. A GE Wind apostava no sucesso do leilão, que surpreendeu o setor ao ser cancelado com poucos dias de antecedência devido à expectativa de um consumo menor de energia nos próximos anos. Segundo Robert, o cancelamento às vésperas prejudicou a imagem do país. Além disso, o cancelamento pode comprometer a atratividade de novos leilões de energia eólica, segundo o executivo. A companhia considerava essencial que o governo tivesse contratado um volume de energia eólica no leilão, sinalizando apoio à indústria eólica local. Segundo o executivo, os leilões são uma parte integrante da política industrial para a sustentabilidade do setor elétrico, "pois política industrial se faz com volume e financiamento". A disputa, que foi cancelada, era vista como uma grande sustentação para essa cadeia. O ideal, segundo Robert, era a contratação de 2,5 GW a 3 GW de energia eólica por ano no Brasil, para garantir que a indústria de fornecimento siga sustentável e fazendo investimentos. A característica do setor eólico no país, complementar à geração hidrelétrica, é outro argumento que justificaria a realização do leilão mesmo com queda na demanda. Segundo Robert, a tarifa paga pelo consumidor tende a ser menor com o menor despacho das termelétricas, que custam mais caro que as eólicas. Esse foi o primeiro ano em que nenhum projeto de fonte eólica foi contratado desde 2009, quando o setor estreou no país. Desde então, a GE Wind já entregou 2.189 turbinas eólicas no país, com 4,2 GW de potência. A expectativa é superar 3 mil equipamentos instalados em 2018. A empresa não divulga qual o volume de energia e nem até quando está contratada no Brasil. Além da presença no país, a GE Wind tem forte interesse em crescer na América Latina. Há, porém, o obstáculo da competitividade. No Brasil, há exigências de conteúdo local atreladas ao financiamento que aumentam a competitividade das máquinas produzidas no país. O mesmo não acontece em outros países, como a Argentina. (Valor Econômico – 02.01.2017) 4 Novos leilões de energia dependem da recuperação econômica O planejamento de novos LER depende das perspectivas de recuperação da economia e dos seus impactos nas projeções de consumo de energia no país, disse a EPE em uma nota técnica, explicando o cancelamento do certame que teria acontecido ontem. Segundo a EPE, se a retomada econômica for mais demorada do que o esperado, “isso trará um significativo desafio para a contratação de todas as fontes.” A lógica vale para leilões regulares de energia nova, em que a demanda é oriunda de declarações das distribuidoras, ou dos leilões de reserva, em que a demanda é calculada pelo governo. “Este é, sem dúvida, o maior desafio do setor”, diz a nota técnica da EPE. O documento afirma que isso precisa ser enfrentado em conjunto com a organização da oferta, com o equacionamento dos projetos com dificuldade em entrar em operação ou que serão cancelados. “A decisão de não contratar tal volume de reserva, o que redundou no cancelamento do 2º LER de 2016, foi tomada pelo poder concedente tendo em vista a recente, inesperada e significativa deterioração da perspectiva para o cenário econômico, o que gerou a revisão de carga”, diz a nota técnica. Em 7 de dezembro, o ONS, a EPE e a CCEE revisaram a carga do sistema com uma redução média de cerca de 3.500 MWm até 2019, ano de início da entrega da energia que seria comercializada no leilão cancelado. Outra questão que contribuiu para o cancelamento do certame, segundo a EPE, é a perspectiva de que será realizado um leilão de “descontratação” da energia de reserva no início de 2017. “Estuda-se a possibilidade de utilizar este mecanismo de mercado para descontratar projetos que ainda não entraram em operação comercial, reduzindo o volume de sobre-oferta, o que beneficiaria o consumidor”, diz o documento. A opção também é uma alternativa de solução para projetos com dificuldade de implantação, evitando soluções que poderiam resultar em judicialização e processos longos. (Valor Econômico – 20.12.2016)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Números dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios da região Nordeste estão operando com volume de 16%, aumentando em 0,6% em comparação com o dia anterior. Os dados são do ONS, referentes ao último dia 29 de dezembro. A energia armazenada é 8.279 MW mês e a energia natural afluente é 7.683 MW med, que é o mesmo que 52% da média de longo termo armazenáveis no mês até o dia. A usina de Sobradinho está operando com 11,75%. Na região Norte, os reservatórios continuam com volume de 18,7%. A energia armazenada na região é 2.818 MW mês e a ENA é 3.675 MW med, que é equivalente a 49% da MLT. A usina de Tucuruí está operando com volume de 26,62%. No submercado Sudeste/Centro-Oeste, os reservatórios estão operando com 33,8% da capacidade, 0,1% a menos que o dia anterior. A energia armazenada é 68.742 MW mês e a ENA é 32.834 MW med, que é o mesmo que 76% da MLT. A usina de Furnas está operando com volume de 47,14% e a de Nova Ponte com 25,61%. No Sul, houve queda de 0,1% em relação ao dia anterior, o que deixou os reservatórios com volume de 58,9%. A energia armazenada na região é 11.751 MWmês e a ENA é 8.311 MWmed, que é o mesmo que 90% da MLT. A usina de Barra Grande está operando com volume de 53,46%. (Agência CanalEnergia – 30.12.2016) 2 CMO e PLD têm alta na primeira semana operativa de 2017 O Custo Marginal da Operação (CMO) apresentou alta de 24,76% para a primeira semana operativa de janeiro (de 31/12 a 06/01), na comparação coma semana anterior, subindo a média semanal para R$ 133,64/MWh, segundo programação mensal do ONS, divulgada nesta sexta-feira (30/12), contra R$ 107,11/MWh, respectivamente. O PLD ficou em R$ 149,16/MWh nas cargas pesada e média em todos os submercados, e em R$ 146,08/MWh na carga leve. Os valores superam os verificados na semana passada, que foram de R$ 113,95/MWh para as cargas pesada e média e de R$ 113,03/MWh para a carga leve. (Brasil Energia – 30.12.2016) 3 Matriz elétrica cresce 7% em um ano A matriz elétrica brasileira cresceu quase 7% em um ano. De acordo com dados do MME, a capacidade instalada das usinas chegou a 148.555 MW em outubro de 2016, o que representa um acréscimo de 9.283 MW na comparação com o mesmo mês do ano anterior. Do volume total adicionado, as hidrelétricas representam a maior parcela, de 5.215 MW. Em seguida, aparece a fonte eólica, com 2.980 MW, as usinas termelétricas, com 1.087 MW, e, por fim, a fonte solar, com 2 MW instalados no período. Em termos percentuais, contudo, a eólica teve o maior crescimento, de 44% na comparação anual. Hoje, a capacidade instalada de geração de energia a partir dos ventos soma 9.660 MW no Brasil, provenientes de 395 usinas. A fonte eólica já representa 6,5% da matriz elétrica brasileira em termos de capacidade. (Brasil Energia – 26.12.2016) 4 ONS espera crescimento de carga de 3,7% em janeiro O ONS espera um crescimento da carga no Sistema Interligado Nacional (SIN) em janeiro da ordem de 3,7% na comparação com janeiro de 2016, para 67.845 MW médios, muito influenciado pela temperatura que faz a população gastar mais energia com equipamentos de ar-condicionado. Em dezembro de 2016, a carga (consumo + perdas) ficou em 65.333 MW médios, o que representou um encolhimento de -1,7% quando comparado com dezembro de 2015. No acumulado do ano, o SIN apresentou carga de 65.513 MW médios, 0,5% menos que o verificado entre janeiro e dezembro 2015. O departamento de meteorologia do ONS informou que não há previsão de frente fria para os primeiros dez dias de janeiro nas regiões Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste, o que impede a formação de precipitação de chuvas relevante, restando apenas temporais de fim de tarde.A Energia Natural Afluente esperada para janeiro no Sudeste é de 72% da Média de Longo Termo (MLT), com maior expectativa de chuvas a partir terceira semana do mês. No Sul, a ENA esperada é de 115% da MLT, devido a uma frente fria esperada nos primeiros dez dias do mês. Para o Nordeste, a ENA prevista é de 41% da MLT, considerada a 83º pior hidrologia para janeiro de toda a história do subsistema. O Norte deve receber 63% da MLT. O ONS também apresentou a expectativa de energia armazenada para os reservatórios de todo país. O Sudeste deve chegar ao final de janeiro com 36,1% de energia acumulada; Sul com 58,8%; Nordeste com 21%; e Norte com 7,5%. O Custo Marginal da Operação (CMO) para semana de 31 de dezembro a 6 de janeiro foi calculado, em média, em R$ 133,77/MWh para todos os submercados. (Agência CanalEnergia – 30.12.2016) 5 Demanda tem leve alta em dezembro O consumo de energia apresentou estabilidade nas quatro primeiras semanas de dezembro, segundo dados da CCEE. A prévia divulgada pelo InfoMercado Semanal Dinâmico aponta demanda de 60.334 MW médios, contra 60.554 MW médios verificados entre 3/12 e 28/12 do ano passado, queda de 0,4%. No mercado cativo, a demanda apresentou queda de 7%, de 47.383 MW médios no ano passado, para 44.073 MW médios. No mercado livre, a CCEE registrou elevação de 23,5% na demanda, impactado por migração de clientes. Excluindo esse fator, o consumo apresentaria queda de 4,1%. A migração fez com que os setores de comércio, manufaturados diversos e serviços fossem os ramos de atividade com maior elevação de demanda, com percentuais de, respectivamente, 110%, 70,7% e 69%. A geração apresentou no período queda de 2,1%, caindo de 63.211 MW médios, para 61.892 MW médios. Eólicas apresentaram alta de 30% na produção, fruto da maior entrada em operação de novos parques. A geração hidrelétrica cresceu 6,2% nas quatro primeiras semanas de dezembro, enquanto termelétricas geraram 34% a menos, por causa da menor produção nuclear, de usinas a óleo diesel e gás natural. (Brasil Energia – 30.12.2016) 6 Consumo de energia elétrica cai 1,2% em novembro Consumo de energia no país mostra que o Brasil ainda está longe da retomada do crescimento econômico. No mês de novembro o consumo total de energia atingiu 38.645 GW/h, 1,2% menor do que os 39.114 GW/h no mesmo mês do ano passado. De acordo com dados da Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica da EPE, de novembro, nos últimos doze meses a demanda por eletricidade caiu 1,3%. O setor comercial foi o que registrou uma forte queda no consumo em novembro, recuando 5% na comparação com igual mês do ano passado. Já a demanda das indústrias por energia no país se manteve praticamente estável, com um aumento de apenas 0,1% em novembro, enquanto a demanda residencial cresceu 0,2%. As Regiões SE/CO registraram as maiores reduções na demanda, de 2,6%. Já Nordeste e Norte tiveram crescimento de 1,7% e 0,9%, respectivamente. No Sul, foi registrado um crescimento de 0,2% da demanda em novembro. Em seu Boletim, a EPE reconhece que ainda não há sinais de recuperação da economia: "Ainda não se conseguiu visualizar, por meio da demanda industrial de eletricidade, uma possível recuperação da atividade econômica das indústrias, uma vez que o monitoramento das plantas industriais do país, principalmente dos ramos mais energointensivos, não tem indicado uma elevação expressiva e consistente do nível de consumo de energia elétrica em relação ao ano passado." O consumo de energia no setor industrial caiu 1,7% em novembro em relação a igual mês do ano passado, 0,9% no Nordeste e 4,% no Centro-Oeste. Já no Sudeste registrou pequeno crescimento de 0,9%; no Sul, de 0,6%. (O Globo – 29.12.2016) 7 Consumo de energia no Brasil em novembro, por região O consumo de 19.308 GWh do Sudeste liderou no recuo no Brasil, em novembro, caindo 2,2% na comparação com o mesmo mês do ano passado, segundo dados são da Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica da EPE. Os destaques são as classes industrial e comercial, com baixas de 4% e 3,4%, respectivamente. Na região Sul, que registrou consumo de 6.630 GWh, a variação negativa chegou a 1,6%, com o consumo comercial recuando 4,9%. No Centro-Oeste, o consumo de 2.913 GWh se mostrou estável, com leve queda de 0,2% e a classe industrial crescendo 0,6%. No Nordeste, a retração registrada ficou em 0,3% e o consumo em 6.873 GWh, com destaque para a expressiva baixa na classe industrial, de 7,9%, embora a classe residencial tenha crescido 3,3%. Na região Norte, o consumo em novembro ficou em 2.920 GWh, sendo a única que apresentou aumento, crescendo 1,8%. A classe comercial aumentou o consumo da região em 3,4% e a residencial, em 4,3%. (Agência CanalEnergia – 30.12.2016) 8 Crescimento de 18,6% no mercado livre em novembro Segundo dados são da Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica da EPE, houve crescimento de 18,6% no mercado livre em novembro. O aumento equivale a 1,76 TWh ou 79% da contratação registrada no ambiente cativo. Nos estados, apenas Roraima não apresentou registro, enquanto apenas no Piauí, Alagoas e Distrito Federal houve diminuição no consumo nessa categoria. O Paraná teve um aumento de 68% em relação a novembro do ano passado, enquanto em Minas Gerais ele subiu 19,5%, e em São Paulo, 14,8%. Segundo a EPE, a migração para o ambiente livre começou a tomar força em abril deste ano. (Agência CanalEnergia – 30.12.2016) 9 Atraso em LTs impedirá uso máximo das usinas do rio Madeira em 2017 O atraso em duas importantes obras de transmissão em São Paulo vai comprometer a exploração total do potencial de geração das hidrelétricas de Jirau (3.750 MW) e Santo Antônio (3.568 MW) em 2017, alertou o ONS, durante reunião com executivos da cúpula do setor elétrico em novembro. Em Jirau, a motorização das turbinas está completa, enquanto em Santo Antônio resta pendente apenas a publicação de licenças pelo órgão ambiental para as seis últimas máquinas. Segundo documento obtido pela Agência CanalEnergia, mesmo com a efetiva entrada em operação das instalações que compõem o segundo bipolo do Madeira, prevista para 31 de janeiro, haverá um gargalo provocado pelo atraso na conclusão das linhas em 500 kV Araraquara 2-Taubaté e LT Araraquara 2-Fernão Dias, a primeira construída exclusivamente pela concessionária paranaense Copel e a segunda em parceria com Furnas, subsidiária da Eletrobras. A previsão é que haja uma restrição de escoamento das usinas do Madeira da ordem de 3.850 MW em janeiro, podendo chegar a 6.098 MW em junho de 2017. Nas palavras do ONS, essas linhas são fundamentais para o escoamento total da energia produzida no Norte para a região Sudeste. "A política de operação a ser estabelecida pelo operador poderá considerar a impossibilidade de exploração total do potencial de geração das usinas do Madeira em determinada época do ano e dependente das condições hidrológicas da região Sul, de modo a se evitar, por exemplo, sobrecarga na rede atual, necessidade de geração térmica na área Rio/São Paulo por razões elétricas ou limitação do intercâmbio para o subsistema Sul", avisou o ONS. (Agência CanalEnergia – 29.12.2016)
Energias Renováveis 1 Geração solar sofre revés e investimento será adiado O cancelamento do único LER que contrataria energia solar fotovoltaica de 2016 pode resultar na postergação de investimentos de produtores de equipamentos dessa fonte no Brasil. Inicialmente, o governo federal planejava a realização de dois leilões de reserva no ano passado, contratando energia eólica e solar. As duas disputas acabaram sendo canceladas - a última, marcada para 19 de dezembro, com apenas cinco dias de antecedência. "O cancelamento foi um sinal preocupante para o setor, veio de forma abrupta", disse Rodrigo Sauaia, presidente da Absolar. Segundo Nelson Colaferro, fundador da Blue Sol Energia Solar, voltada para geração distribuída, e presidente do conselho da Absolar, a velocidade no ganho de escala do segmento de energia solar pode ser menor por conta desse cancelamento. Além de postergar investimentos de potenciais fabricantes de equipamentos para a área de energia solar que consideram se instalar no Brasil, o cancelamento também pode atrasar o desenvolvimento da geração distribuída solar no país. "Estávamos torcendo para os leilões acontecerem, pois isso traria benefícios para a geração distribuída", disse Pierre-Yves Mourgue, presidente da GreenYellow do Brasil, empresa controlada pelo grupo Casino e especializada em eficiência energética e geração distribuída. Segundo Mourgue, o setor de geração distribuída não tem o poder de atrair fabricantes para o país, ao contrário daqueles que se concentram em grandes projetos de geração solar centralizada. Um dos obstáculos para o desenvolvimento de projetos de geração distribuída é justamente o financiamento. Bancos de fomento, por exemplo, exigem percentuais de conteúdo local difíceis de serem atingidos, uma vez que a maior parte dos equipamentos ainda é importada. Segundo Colaferro, a postergação de investimentos no segmento deve acontecer apenas no curto prazo. Sauaia também aposta no retorno de leilões de energia solar este ano. (Valor Econômico – 02.01.2017) 2 Geração solar reduz custos e caminha para ser a mais barata Há uma transformação acontecendo nos mercados globais de energia que vale a pena sinalizar agora que 2016 está acabando: a energia solar, pela primeira vez, está se tornando a forma mais barata de gerar eletricidade. Já houve projetos isolados no passado onde isso aconteceu: um leilão especialmente competitivo no Oriente Médio. Mas agora a energia solar não subsidiada está começando a ser mais competitiva do que a do carvão e do gás natural em uma escala maior e, particularmente, a construção de novos projetos de energia solar em mercados emergentes está custando menos do que a de projetos eólicos, segundo dados novos da Bloomberg New Energy Finance. Embora a energia solar estivesse destinada a cair abaixo da eólica, devido à queda mais acentuada dos seus preços, poucos previram que isso aconteceria tão rápido. "O investimento em energia solar passou do nada - literalmente nada -, há cerca de cinco anos, para muito", disse Ethan Zindler, diretor de análise de políticas dos EUA na BNEF. "Grande parte dessa situação se deve à China, que está desenvolvendo rapidamente a energia solar" e ajudando outros países a financiarem seus próprios projetos. Este foi um ano notável para a energia solar. Os leilões bateram um recorde atrás do outro de energia solar barata. É a eletricidade mais barata da história, aproximadamente metade do preço dos concorrentes de energia a carvão. Quando todas as finalizações de 2016 forem contabilizadas nos próximos meses, é provável que a quantidade total de energia solar fotovoltaica adicionada globalmente supere o total de energia eólica pela primeira vez. As últimas projeções da BNEF preveem 70 GW de energia solar instalados em 2016, em comparação com 59 GW de energia eólica. No que se refere a investimentos em energia renovável, os mercados emergentes assumiram a liderança sobre os 35 países-membros da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), investindo US 154,1 bi em 2015, contra US 153,7 bi desses países mais ricos. As taxas de crescimento de implementação de energia limpa são mais altas nesses mercados emergentes. Contudo, a acumulação de energia eólica e solar leva tempo e combustíveis fósseis ainda são a opção mais barata quando não há vento e o sol não brilha. O carvão e o gás natural continuarão desempenhando um papel fundamental na redução da pobreza de energia para milhões de pessoas nos próximos anos. (Valor Econômico – 27.12.2016) 3 Energia solar cresceu 70% em dois anos A geração de energia solar está experimentando um boom, como ocorreu anos atrás com a energia eólica, tendo crescido mais de 70% a capacidade de geração nos últimos dois anos. Cerca de 90% das unidades existentes foram instaladas neste período, segundo dados da SER Energia, empresa do setor. Apesar da perspectiva de forte crescimento, o governo federal cancelou o leilão de energia renovável, que seria realizado em 19 de dezembro e que incluía projetos de energia solar. O presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia, disse que o setor, que se preparava para participar do leilão, foi surpreendido com a suspensão. Para o executivo, foi um sinal ruim aos investidores. O executivo calculou que poderiam ter sido contratados pelo menos 1.500 MW em projetos de energia solar, que representariam investimentos de R$ 9 bi até 2019. Apesar da suspensão do leilão de energias renováveis, empresários e especialistas acreditam que a energia solar vai continuar crescendo a taxas elevadas no país nos próximos anos. Segundo a Absolar, com base nas projeções feitas pela EPE, os projetos de energia solar podem chegar a 25 GW em potência instalada até 2030. Eles poderão representar investimentos de R$ 125 bi. Com essa expansão, se estima que a participação da energia solar na matriz energética vai passar do 0,02% em 2015 para mais de 10% em 2030. A expectativa é que dos 25 GW de energia solar previstos para serem instalados até 2030, 17 GW sejam de geração centralizada e 8,2 GW de geração distribuída. A expectativa de o país atingir 25 GW de energia solar em 2030 integra um dos cenários construídos pela EPE, que serviu de base para o compromisso do Brasil na definição das metas nacionais de redução das emissões de gases do efeito estufa. O presidente da EPE, Luiz Barroso, afirma que já vêm sendo adotados vários tipos de estímulos para o desenvolvimento da energia solar no país. Ele cita o convênio com o Confaz. A redução de mais de 70% no preço da energia solar nos últimos dez anos e o aumento de mais de 50% nas tarifas de energia elétrica em 2015 impulsionaram a geração solar no Brasil, de acordo com a Absolar. Segundo dados da Aneel, são 5.525 sistemas de micro e minigeração, dos quais 5.437 (98,4%) são de fonte solar, sendo 78% de uso residencial, 15% comercial e o restante, implementado nas indústrias, em edifícios públicos e em propriedades rurais, entre outros. A Aneel projeta que a minigeração crescu cerca de 800% em 2016. O BNDES também ampliou sua fatia de financiamento em projetos solares de 70% para 80%. (O Globo – 01.01.2017) 4 Absolar estima que, em 2018, a participação da energia solar na matriz energética chegará entre 2% e 3% A Absolar estima que, já em 2018, a participação da energia solar na matriz energética ficará entre 2% e 3%. Ao todo, existem 111 projetos em andamento, dos quais 12 em construção, com um total de 346 mil KW, e outros 99 empreendimentos que ainda não foram iniciados, de 2.634.397 KW De acordo com dados da Absolar, o segmento de microgeração solar cresceu 320% em 2015, com mais de seis mil sistemas em todo o país, com 42 MW em potência instalada, representando investimentos de R$ 375 mi. Na geração centralizada, a Enel tem fortes investimentos em energia solar no país. Por meio de sua subsidiária Enel Green Power Brasil, a empresa está desembolsando cerca de US$ 980 mi em quatro plantas solares que somam 807 MW. Uma vez concluídas, as quatro usinas serão capazes de gerar mais de 1,7 TWh/ano, o suficiente para atender a mais de 845 mil lares brasileiros por 12 meses. Adley Piovessan, diretor executivo da SER Energia, do grupo SER-Tel, que executa projetos de energia solar e comercializa energia, disse que o crescimento das fontes renováveis na China e na Alemanha vem reduzindo drasticamente os custos dos equipamentos. O crescimento da geração de energia solar tem sido exponencial, e o potencial de expansão é absurdo. Estão vindo investimentos de fora do Brasil, além dos que estão sendo feitos por concessionárias no país. Piovessan diz que o governo tem que aumentar linhas de crédito para compra de equipamentos no exterior e reduzir impostos. Cyro Boccuzzi, membro sênior do Instituto dos Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos (IEEE), diz que há avanços na regulação sendo elaborada pela Aneel, permitindo a chamada geração remota por microempreendedores. O especialista estima que, por R$ 20 mil, é possível instalar uma unidade para gerar 2 KW, o suficiente para suprir mais de 90% do consumo de uma família de quatro pessoas. (O Globo – 01.01.2017) 5 Complexo eólico no Nordeste terá financiamento do BNDES O BNDES anunciou a aprovação de empréstimo no valor de R$ 1,043 bi para o Complexo Eólico Ventos do Araripe 3, composto por 14 parques, nos municípios de Simões e Curral Novo (Piauí) e de Araripina (Pernambuco). A entrada em operação do complexo é prevista para 2017. Segundo informou o banco, por meio de sua assessoria de imprensa, o complexo terá capacidade instalada total de 357,9 MW. Essa energia é suficiente para abastecer 1,14 milhão de residências. O número considera o consumo médio da Região Nordeste. O projeto contribuirá para a diversificação da matriz elétrica, avalia o BNDES. Os investimentos permitirão a geração de até 2,4 mil empregos diretos e indiretos, além de melhorar a infraestrutura da região. Integra o financiamento um subcrédito social no valor de R$ 5,19 mi, que será usado para investimentos no entorno do projeto, em cumprimento a exigências dos órgãos ambientais. Está prevista também a emissão de debêntures de infraestrutura no valor de até R$ 300 mi. Esses títulos vão compor uma parcela do valor total do investimento do complexo eólico, avaliado em R$ 1,743 bi, acrescentou o banco. (Agência Brasil – 22.12.2016) 6 Energias renováveis criam 8,1 mi de novos empregos em 2015 Embora o crescimento do emprego no mundo tenha decrescido, o mercado de trabalho gerado em torno das energias renováveis continuou a aumentar. Os países com maior número de empregos em energia renovável foram a China, Brasil, Estados Unidos, Índia, Japão e Alemanha. O mercado, conhecido como Solar PV foi o maior empregador na área de energias renováveis com 2,8 milhões de empregos no mundo, com um aumento de 11% em relação a 2014. O emprego de PV solar cresceu no Brasil, Japão, Estados Unidos, estabilizou-se na China e continuou diminuindo na União Europeia. A Enerray do Brasil tem contribuído para o crescimento dos números no Brasil e em outros países do mundo. Ela está construindo duas obras no interior da Bahia, que juntas irão gerar mais de 350 GWp e uma produção anual está estimada em 700 GWh. A maior delas está em uma área de 550 hectares e já foram cravadas aproximadamente 130.000 estacas de fixação dos 550.000 painéis fotovoltaicos o que significa a instalação de aproximadamente 170 MWp. Estão sendo criados aproximadamente 1.500 empregos diretos e indiretos diretamente durante a construção. Só no canteiro de obras, estão alojadas 250 pessoas e são servidas mais de 2.500 refeições por dia. Sobre a Enerray: (O Estado de São Paulo – 21.12.2016) 7 Banco ABC obtém US$ 175 mi com IFC para financiar energia renovável O banco ABC captou US$ 175 mi junto ao membro do Grupo Banco Mundial, IFC, para apoiar projetos de energia renovável e que mitiguem os efeitos das mudanças climáticas. O financiamento inclui um empréstimo de quatro anos, de US$ 50 mi, com recursos da IFC, e um sindicalizado de dois anos, de US$ 125 mi, formado por ABN, HSBC, National Bank of Abu Dhabi, Santander e Standard Chartered. (O Estado de São Paulo – 22.12.2016) 8 Vestas fornece turbinas para projetos eólicos brasileiros A empresa dinamarquesa Vestas Wind Systems A / S (CPH: VWS) anunciou o fornecimento de turbinas para projetos brasileiros com uma capacidade combinada de cerca de 160 MW. Um dos contratos é para 53 peças da turbina V110-2.0 MW e vem da EDF EN do Brasil. É para o projeto Winds of Bahia Fase 2 de 117 MW no Brasil. A Vestas informou que a entrega foi iniciada no início de 2018, enquanto o comissionamento é destinado ao terceiro trimestre do mesmo ano. As turbinas eólicas serão fabricadas no Brasil, atendendo ao requisito de conteúdo local do BNDES. A Vestas disse que o projeto, uma vez concluído, elevaria sua capacidade instalada no estado da Bahia para 700 MW. O segundo contrato divulgado hoje é de 42 MW de turbinas a serem instaladas nos parques eólicos Red Cabeco I e II. A Gestamp Eolica Brasil SA adjudicou à empresa dinamarquesa um contrato para o fornecimento e instalação de 21 unidades da turbina V110-2.0 MW para os projetos no Rio Grande do Norte. A entrega das turbinas made-in-Brasil deve começar no quarto trimestre de 2017, com o comissionamento previsto para o segundo trimestre do ano seguinte. (SeeNews – 30.12.2016) 9 Engie Brasil Energia vende 63,4 MW para Companhia Energética Petrolina A Engie Brasil Energia vendeu duas eólicas e uma PCH que somam 63,4 MW para a Companhia Energética de Petrolina, por R$ 391,8 milhões, informou a companhia em fato relevante. A operação envolve as eólicas Beberibe, com capacidade instalada de 25,6 MW, e Pedra do Sal, com capacidade instalada de 18,0 MW, além da PCH Areia Branca, de 19,8 MW. Do valor de venda, R$ 85,4 milhões são relativos ao endividamento líquido estimado. A operação ainda depende da aprovação da Aneel, do BNDES e do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). "A operação integra a estratégia de otimização do parque gerador da Companhia, de forma a permitir a expansão em ativos que ofereçam maior grau de sinergia entre si", disse o diretor-presidente da Engie Brasil Energia, Eduardo Sattamini, no fato relevante – o executivo acumula o cargo com o de diretor financeiro e de Relações com Investidores. A Companhia Energétrica Petrolina é controlada pelos grupos Incospal, Coimex e Vale do Lobo e desde 2002 atua no setor elétrico por meio da termelétrica Petrolina, a óleo combustível. (Brasil Energia – 23.12.2016) 10 CPFL Renováveis inaugura parques A Aneel autorizou a entrada em operação comercial dos últimos aerogeradores do parque eólico Santa Mônica, pertencente ao complexo eólico São Benedito, localizado no município de João Câmara (RN), informou a CPFL Renováveis. Com isso, os complexos eólicos Campo dos Ventos e São Benedito entraram em operação em sua totalidade, com capacidade instalada de 231 MW. (Valor Econômico – 23.12.2016) 11 SP abre consulta pública para contribuições à regulação do biometano Foi publicada na edição da última quarta-feira (28/12) no Diário Oficial do estado de São Paulo a consulta pública para apresentação e obtenção de contribuições à proposta de deliberação da Arsesp, a agência reguladora paulista de energia e saneamento, que dispõe sobre as condições de distribuição de biometano na rede de gás canalizado do estado. O prazo para envio de contribuições será até o dia 27 de janeiro de 2017. Os documentos da consulta pública, incluindo seu regulamento com o modelo para envio de contribuições e os critérios e procedimentos para participação, estão disponíveis na página da ARSESP: www.arsesp.sp.gov.br. (Brasil Energia 29.12.2016)
Gás e Termelétricas 1 Petrobras gastará R$ 822 mi com manutenção de UTEs em 2017 A Petrobras deve gastar R$ 822,3 milhões com a manutenção da infraestrutura de suas usinas termelétricas em 2017, valor quase 20% superior ao previsto para este ano, de R$ 690,5 milhões. A previsão faz parte da Lei Orçamentária Anual (LOA) de 2017, aprovada pelo Congresso e que agora aguarda sanção presidencial. O Sudeste é a região que vai receber o maior volume de recursos da Petrobras para manutenção de usinas, somando R$ 583,6 milhões, o que representa mais de 70% do total. Já as unidades instaladas no Nordeste vão receber R$ 205,8 milhões, enquanto no Centro-Oeste o valor será de R$ 33 milhões. Apesar da expectativa de crescimento dos gastos, o histórico mais recente da petroleira mostra que o aporte, na prática, ficou bem abaixo do inicialmente projetado. De acordo com os dados mais recentes disponíveis, a Petrobras gastou R$ 107,4 milhões com manutenção de termelétricas no primeiro semestre de 2016, o que representa apenas 15% da quantia indicada no orçamento do ano. O portfólio da Petrobras inclui 20 usinas termelétricas próprias e alugadas que, juntas, somam mais de 6.000 MW de capacidade instalada. Em 2014, as usinas da estatal geraram 4.761 MW médios de energia elétrica — ano em que as termelétricas foram muito acionadas pelo ONS, devido à crise hídrica que assolou os principais reservatórios do país. Na quarta-feira (21/12), a Petrobras anunciou a venda de 50% das UTEs Rômulo de Almeida e Celso Furtado, ambas na Bahia, para a petroleira francesa Total. Outras usinas também fazem parte do plano de desinvestimento. Também nesse ano, a estatal procurou o governo do estado de São Paulo para devolver as UTEs Fernando Gasparian e Piratininga. Não se sabe, contudo, em que medida o plano de desinvestimento da Petrobras, cuja previsão é arrecadar U$ 15,1 bilhões no biênio 2015-2016 e US$ 19,5 bilhões em 2017-2018, vai afetar o cálculo de gastos com manutenção de termelétricas no próximo ano. Procurada, a empresa não respondeu a tempo do fechamento desta reportagem. (Brasil Energia – 22.12.2016) 2 Consumo de gás natural recua 14,2% em outubro na comparação anual O consumo de gás natural em outubro cresceu 3,3% em relação a setembro, para 65,07 milhões de metros cúbicos, mas representou queda de 14,2% na comparação com outubro de 2015, segundo números divulgados hoje pela Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás). As maiores baixas de consumo foram registradas nos segmentos industrial e de geração de energia elétrica. Em nota, o presidente da Abegás, Augusto Salomon, destacou que a desaceleração econômica do país continua afetando o consumo de gás em segmentos mais sensíveis ao cenário. O segmento industrial seguiu com a trajetória de queda no consumo de gás natural. Na comparação com setembro, houve retração de 0,98%. Na comparação anual, a queda foi de 10,2%. No mercado residencial, o consumo subiu 1,7% ante o mês anterior e teve aumento de 30,5% em relação a outubro de 2015. No segmento comercial, também houve alta, de 1,3% e 6,4%, respectivamente. Segundo a Abegás, isso indica que a economia e a praticidade do gás natural seguem atraindo mais consumidores. O consumo de gás natural veicular (GNV) teve ligeira alta de 0,5% na base mensal e de 5,3% na base anual. Já a cogeração teve alta de 5,4% em outubro e queda de 4% na comparação com o mesmo intervalo do ano anterior. Na geração de energia elétrica, houve a maior queda de consumo, Ante setembro, foi de 4%. Na comparação com outubro do ano passado, a retração foi de 43,7%. (Valor Econômico – 19.12.2016) 3 Produção de gás tem alta de 2,4% em novembro A produção de gás natural totalizou 111,1 milhões de m³/dia no Brasil em novembro de 2016, o que representa um aumento de 18% na comparação com o mesmo mês do ano passado e de 2,4% frente a outubro desse ano, de acordo com dados da ANP. O volume é superior ao último recorde registrado no país, em setembro de 2016, quando foram produzidos 110,4 milhões de m³/d de gás. O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor do período, somando 29,2 milhões de m³/d de gás natural. A reinjeção de gás natural tem crescido no mesmo ritmo da produção e, em novembro, atingiu 26,8 milhões de m³/d. Em outras palavras, a reinjeção representa hoje quase um quarto do volume total de gás natural produzido no país. Ao contrário do que foi observado em meses anteriores, a queima de gás natural também cresceu em novembro. Segundo a agência, foram queimados 3,8 milhões de m³/d de gás no período, volume 15,5% superior ao registrado no mesmo mês ano passado e 2,9% na comparação mensal. (Brasil Energia – 29.12.2016) 4 Gasoduto de 300 km na Bahia será licitado em 2017 A Bahiagás programa para o início de 2017 a abertura da licitação para a construção da primeira etapa do Gás Sudoeste, gasoduto de distribuição de gás natural que, quando concluído, será o segundo maior do Brasil, com 300 km de extensão. O custo total do empreendimento, incluindo o valor do projeto de engenharia, deve chegar a R$ 504,5 milhões. O gasoduto vai conectar os municípios de Ipiaú e Brumado, passando ainda por Jequié, Maracás e outras cidades da região sudoeste do estado. No total, 15 municípios baianos e 800 mil habitantes poderão receber gás natural canalizado por meio do Gás Sudoeste, segundo a concessionária do estado. A primeira etapa constitui o trecho que começa na fronteira das cidades de Ipiaú e Itagibá e vai até Jequié, a um custo de R$ 117,5 milhões. Em seguida, as obras vão até Maracás, o que, segundo os cálculos da distribuidora, deve demandar R$ 112,3 milhões em investimentos. O último trecho será o mais caro, de R$ 274,5 milhões, ligando Maracás até o destino final, Brumado. Segundo a Bahiagás, todos editais e licitações serão lançados nesse ano, mas nenhum dos três trechos do gasoduto deve entrar em operação até o final de 2017. “A Bahiagás está em franca expansão e dispõe, no seu planejamento plurianual, de grandes projetos para ampliar sua atuação. O próximo ano será muito importante para marcar o lançamento e início de todas as etapas [de obras do Gás Sudoeste]”, afirmou. (Brasil Energia – 23.12.2016) 5 Amazônica Energy planeja rede de GNL para a região Norte Criada este ano, a companhia brasileira Amazonica Energy planeja implantar no fim de 2020 um sistema de movimentação de gás natural liquefeito (GNL) na região Amazônica, utilizando 23 mil km de redes hidroviárias do Pará, Amazonas e Rondônia, em um investimento da ordem de US$ 800 milhões. A expectativa é atender, em um primeiro momento, um mercado de 6 milhões de metros cúbicos diários do energético, que substituirá óleo combustível e diesel, insumos mais caros e poluentes. O projeto está sendo estudado há três anos, mesmo antes da criação da empresa, formada principalmente por experientes técnicos do setor elétrico. Entre os sócios estão o engenheiro elétrico Marcelo Araújo, ex-consultor da área de gás e energia da Petrobras, com passagens por Neoenergia, Eneva (antiga MPX) e Enel; o engenheiro civil Livio Rodrigues de Assis, ex-diretor da Celpa; e o cientista político Augusto Cattoni, ex-diretor da Peugeot Citroën do Brasil e ex-pesquisador do Instituto Atlântico. O principal passo, porém, foi dado na última semana, quando a Amazonica Energy assinou um pré-contrato de fornecimento de GNL com uma grande companhia internacional do setor, pelo período de 20 anos. A companhia, cujo nome ainda é mantido em sigilo, para não atrapalhar nas negociações, também auxiliará a Amazonica Energy a atrair outros parceiros e investidores para o empreendimento, cujo objetivo é ser financiado com recursos estrangeiros. A próxima etapa se dará na próxima semana, quando a Amazonica Energy iniciará o processo de licenciamento ambiental - passo fundamental - do empreendimento. O projeto compreende a construção de um terminal na Foz do rio Amazonas, em local já definido, para armazenar o GNL importado em um Floating Storage Unit (FSU), um navio de estoque. A partir desse ponto ele será movimentado para o interior por meio de uma frota de aproximadamente 30 barcaças, com capacidade de transporte entre 3 mil e 9 mil metros cúbicos diários de GNL. De acordo com a Amazonica, a rede de hidrovias que permitirá a movimentação de GNL é da ordem de 23 mil km, compreendendo desde a foz do rio Amazonas até Porto Velho, em Rondônia. Os principais mercados estão localizados em Barcarena, Belém, Oriximiná e Juruti, no Pará; Manaus, no Amazonas; e Porto Velho. Esse mercado, na avaliação da companhia, pode chegar a 10 milhões de metros cúbicos diários, a partir de atividades industriais, geração de energia e mineração, além de demanda reprimida comercial e futuros projetos termelétricos. (Valor Econômico – 23.12.2016) 6 Mais de R$ 80 milhões para distribuição de gás no Sul A região Sul do país receberá mais de R$ 80 milhões em investimentos na distribuição de gás natural canalizado em 2017, de acordo com levantamento da Brasil Energia. Juntas, as concessionárias Compagas (PR), SCGÁS (SC) e Sulgás (RS) devem destinar R$ 84,4 milhões a projetos de ampliação da rede de gasodutos, captação de novos clientes e operação e manutenção. Alguns projetos, como o gasoduto Serra Catarinense da SCGÁS, já foram iniciados. Em 2017, a distribuidora pretende construir o trecho entre os municípios de Rio do Sul e Trombudo Central, com 12 km de extensão. O custo previsto é de R$ 17 milhões. Outros serão iniciados do zero, como o Estruturante Lages, projeto de rede isolada. O empreendimento da SCGÁS compreende a instalação de 16 km de gasodutos dentro da cidade de Lages, que será atendida por meio de gás natural comprido (GNC) ou gás natural liquefeito (GNL) até que a malha de distribuição chegue ao município. A concessionária deve investir R$ 5,6 milhões no projeto. No caso da Compagas, que atende ao consumo do Paraná, a previsão é investir R$ 25 milhões em vários pequenos projetos de ampliação da rede canalizada. O objetivo da distribuidora é chegar ao final do próximo ano com 815 km de gasodutos em operação, o que inclui a rede já existente no estado. Para o Rio Grande do Sul, a meta é fortalecer o atendimento em mercados que já fazem parte do portfólio da Sulgás. Serão destinados R$ 30,8 milhões à implantação de novos gasodutos, que devem totalizar 54 km de extensão. Os mercados prioritários serão Porto Alegre, Caxias do Sul, São Leopoldo e Canoas, de acordo com a Sulgás. (Brasil Energia – 30.12.2016) 7 Comgás dará início à negociação da 5ª emissão de debêntures A distribuidora Comgás dá início na próxima quinta-feira (29/12) à negociação de sua quinta emissão de debêntures, no valor de R$ 675 milhões. As debêntures simples não conversíveis em ações serão ofertadas a uma taxa de juros de 5,8680% ao ano, com base na data de vencimento em 15 de dezembro de 2023. A empresa divulgou nesta quarta-feira (28/12) o prospecto definitivo da operação, que pode ser consultado no site da Comissão de Valores Imobiliários (CVM). O objetivo da Comgás é arrecadar recursos para dar suporte aos investimentos no negócio de distribuição de gás natural no estado de São Paulo até dezembro de 2017. O plano de investimentos da empresa inclui ampliação dos serviços locais de distribuição de gás canalizado, construção de novas redes, além de recursos para renovação de redes, ramais, conjuntos de regulação, remanejamentos e reforços. De acordo com a distribuidora paulista, esses projetos já estão sendo implementados e, no momento, estão em fase intermediária. O valor total necessário para concluí-los é de R$ 2,21 bilhões, dos quais a emissão de debêntures fará parte. (Brasil Energia – 28.12.2016) 8 Petrobras encerrará contrato de unidade de regaseificação A Petrobras antecipou o fim do contrato da unidade de regaseificação do terminal de GNL Golar Spirit que estava afretada até agosto de 2018. A rescisão será feita em junho do ano que vem, mediante o pagamento de contrapartidas previstas em contrato para a Golar, dona da unidade. A antecipação foi comunicada pela Golar nesta terça-feira (27/12). O Golar Spirit tem capacidade para regaseificar 7 milhões de m³/dia e, segundo a Golar, a perspectiva para recolocação da unidade no mercado é positiva, tendo em vista o desenvolvimento de diversos projetos de GNL ao redor do mundo. (Brasil Energia – 27.12.2016) A Ultrapar convocou seus acionistas para assembleia geral extraordinária a ser realizada em 23 de janeiro, quando será votada a aprovação da aquisição pela Ultragaz da Liquigás, distribuidora de gás de cozinhas da Petrobras. O preço de aquisição é de R$ 2,67 bilhões. A administração argumenta que a aquisição vai gerar ganhos de eficiência, como por exemplo, em logística, na gestão administrativa e em práticas de operação. (Valor Econômico – 23.12.2016) 10 Angra 3 e Reator Multipropósito são prioridades da Aben em 2017 A conclusão do Reator Multipropósito Brasileiro, da Usina Nuclear Angra 3 e a a retomada da produção de concentrado de urânio em Lagoa Real (BA) são prioridades da nova gestão da Associação Brasileira de Energia Nuclear (Aben) no próximo ano. A informação foi dada pela presidente da Aben, Olga Simbalista, que tomou posse no dia 6 deste mês. O Reator Multipropósito Brasileiro está na fase de projeto detalhado, com recursos da Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), do Ministério da Ciência, Tecnologia, Inovações e Comunicações. As obras devem começar em 2017. Olga Simbalista acredita que a verba necessária para dar andamento ao projeto virá do governo federal. “O reator tem um papel não só estratégico, mas permite que o país deixe de importar vários radiofármacos da Argentina e do Canadá”. O Brasil já produz alguns radiofármacos, mas essa produção é limitada. Com o Reator Multipropósito, o país deixaria de ser dependente nesse setor. A produção de concentrado de urânio deverá ocorrer no início de 2017, na Província Uranífera de Lagoa Real, que se estende pelos municípios baianos de Caetité e de Lagoa Real. “Eles vão começar a explorar a Anomalia 9, que é uma mina a céu aberto, e vão voltar a produzir concentrado de urânio aqui no Brasil”. A licença de instalação da lavra a céu aberto de minério de urânio foi concedida à empresa Indústrias Nucleares do Brasil (INB) no ano passado, pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama). A presidente da Aben lembrou que o Brasil tem a sexta maior reserva de urânio do mundo. Advertiu que essa prospecção abrange menos de um terço do território nacional. Outro esforço será pela retomada de Angra 3. A questão é mais complexa, admitiu Olga, porque além dos problemas de contratos que envolvem empreiteiras acusadas de corrupção na Operação Lava Jato, da Polícia Federal, a Comissão de Orçamentos Públicos do Senado suspendeu a execução de algumas obras governamentais até que sejam definidos sobrecustos. Uma delas é Angra 3. Olga aposta, porém, na possibilidade de uma empresa estrangeira trazer financiamento para a usina. A holding Eletrobras está procurando parceiro estratégico para o projeto. A China, Rússia e França se mostram interessadas em participar da obra e um desses países poderá ficar responsável pela conclusão da usina, estimou. Para Olga, a questão mais complexa seria a garantia para a continuidade da obra. A Aben avalia como de elevada importância para o país a continuidade do programa nuclear, incluindo a construção de mais usinas. (Agência Brasil – 25.12.2016) A Eletronuclear assinou um memorando de entendimento com a China National Nuclear Corporation (CNNC) que estabelece as bases para uma possível participação da companhia chinesa na construção da usina nuclear de Angra 3. Segundo nota divulgada pela estatal brasileira, no memorando as duas empresas se comprometem "a estudar formas de trabalhar juntas para viabilizar determinado empreendimento", sem que no entanto tenham sido estabelecidas obrigações. O acordo prevê a criação de grupos de trabalho "para analisar os diversos aspectos do reinício da construção da unidade". (Valor Econômico – 28.12.2016)
Economia Brasileira 1 Projeções indicam superávit de US$ 43,5 bi na balança em 2017 A balança comercial brasileira deve ter um novo superávit em 2017. A média de 22 projeções de instituições financeiras e consultorias coletadas pelo Valor Data apontam para um superávit de US$ 43,5 bilhões. Confirmadas as projeções, em dois anos a balança comercial contribuirá com perto de US$ 100 bilhões em superávit para o setor externo e deverá atuar para manter controlado o déficit em conta externa em 2017. Com estimativa de saldo positivo de US$ 50,7 bilhões, o departamento de pesquisas e estudos econômicos do Bradesco prevê para o ano que vem novo recorde no saldo comercial. Para este ano, o banco projeta US$ 47,3 bilhões que, confirmados, já será o saldo mais elevado da série histórica, superando o recorde atual, de US$ 41,4 bilhões em 2006. Contar com saldos comerciais tão robustos, diz o banco em boletim de análise da conjuntura macroeconômica, tem suas vantagens em relação ao fluxo cambial, por gerar mais divisas e também para o ajuste do déficit externo. Um superávit comercial de cerca de US$ 50 bilhões em 2017, diz o banco, será crucial para manter o déficit em conta corrente em 1% do Produto Interno Bruto (PIB) no ano que vem. O Bradesco destaca, porém, que os saldos comerciais, embora robustos, ocorrem com o enfraquecimento das exportações brasileiras, que vêm perdendo força desde 2011. As quedas expressivas das importações como reflexo do recrudescimento da recessão econômica resultaram nos saldos comerciais positivos. (Valor Econômico – 29.12.2016) 2 Novo mínimo elevará massa salarial em R$ 38,6 bi, diz Planejamento O Ministério do Planejamento informou que a elevação do salário mínimo, de R$ 880,00 em 2016 para R$ 937,00 em 2017, resultará no incremento de R$ 38,6 bilhões da massa salarial em 2017, ou 0,62% do Produto Interno Bruto (PIB), com efeitos positivos na retomada do consumo e do crescimento econômico ao longo do ano. O Planejamento lembrou que, devido à legislação em vigor, a correção anual para 2017 corresponderá ao aumento real do Produto Interno Bruto (PIB) auferido pelo IBGE referente ao ano de 2015, acrescido da variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor (INPC) para o período de 12 meses acumulados até o mês anterior de vigência do novo salário mínimo. A legislação prevê ainda que eventuais diferenças entre as projeções dos índices utilizados para cálculo do reajuste e os índices efetivamente observados serão computadas no reajuste seguinte. "Ademais, não há previsão de variação real negativa", informou o órgão. (Valor Econômico – 29.12.2016) 3 Brasil fecha 116,7 mil vagas com carteira assinada em novembro 4 Mercado vê inflação de 4,87% em 2017 e expansão de 0,50% da economia A expectativa do mercado para a inflação em 2017 subiu pela primeira vez desde o fim de agosto de 2016, de acordo com o boletim Focus, divulgado pelo Banco Central (BC). A mediana das estimativas para a alta do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) saiu de 4,85% para 4,87%. A última vez em que essa mediana subiu foi na semana encerrada em 26 de agosto, quando saiu de 5,12% para 5,14%. Desde então, a previsão oscilou entre períodos de queda e estabilidade. Desta forma, ao menos no momento, as expectativas ainda não convergem totalmente à meta de 4,5% para 2017. O Focus mostra que a projeção para a inflação em 12 meses também subiu, de 4,77% para 4,80%. Entre os fatores que influenciam a inflação, o Focus mostra leve queda na previsão para o dólar ao fim de 2017, de R$ 3,42 para R$ 3,40, mas aumento maior nos preços administrados, de 5,52% para 5,54%. Para 2016, o IPCA deve encerrar em 6,38%, em vez de 6,40%, oitava revisão consecutiva para baixo. O IPCA do ano será conhecido na próxima semana. A despeito da revisão para cima da projeção de inflação em 2017, os participantes do mercado financeiro veem uma taxa de juros mais baixa ao fim deste calendário. A mediana das estimativas para a Selic saiu de 10,50% para 10,25%. A Selic está, atualmente, em 13,75%. Entre os analistas Top 5 ¬ que mais acertam as previsões ¬, a mediana de médio prazo para o IPCA de 2016 foi de 6,40% para 6,35% de aumento e, para 2017, seguiu em 4,51%. Esse grupo vê a Selic terminando o ano em 10%. Quanto à atividade, nada mudou. O Focus traz previsão de queda de 3,49% no Produto Interno Bruto (PIB) de 2016 e aumento de 0,50% em 2017, mesmas projeções do documento anterior. (Valor Econômico – 02.01.2017) 5 BC projeta inflação dentro da meta este ano e em 4,4% em 2017 O Banco Central (BC) passou a projetar inflação dentro da meta este ano, com redução em 2017. A estimativa para o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) ficou 6,5%, no limite da meta de inflação para 2016. A informação é do Relatório de Inflação do quarto trimestre, divulgada hoje (22), pelo BC.A nova estimativa do BC está 0,1 ponto percentual abaixo da divulgada em setembro (6,6%). A meta de inflação tem como centro 4,5% e limite superior de 6,5%, neste ano. Para o próximo ano, o teto é 6%, mas a projeção do BC indica inflação no centro da meta (4,5%). A estimativa para 2017 é 4,4%. Em 2018, a expectativa é inflação ainda mais baixa, em 3,6%. A probabilidade estimada de a inflação ultrapassar o limite superior da meta em 2016 é estimada em 45% e, em 2017, de 12%. Para 2018, a probabilidade está em torno de 4%. (Agência Brasil – 22.12.2016) Hoje às 10 horas, o dólar comercial subia 0,62%, a R$ 3,2714. Na sexta-feira, o dólar comercial fechou 2016 valendo R$ 3,2506, preço que contempla várias marcas importantes: o menor nível desde o dia 9 de novembro, primeiro dezembro em baixa desde 2012 e a maior queda acumulada em sete anos. Esse desempenho positivo nos últimos dias do ano, carregado de instabilidade, se deve ao ambiente internacional, mas também a um fluxo positivo de recursos que se concentrou nos últimas duas semanas, que colocou o real como destaque entre as divisas emergentes. No ano, o dólar caiu 17,84%, a maior queda desde 2009, quando o pronto caiu 25,32%. (Valor Econômico – 02.01.2017 e 29.12.2016)
Internacional 1 Argentina: Aranguren antecipou uma economia de energia de 15% em 2025 O Ministro da Energia e Minas argentino, Juan José Aranguren, previu nesta quinta-feira que a Argentina estará economizando em 2025 "15% da energia" a partir de medidas de eficiência e revelou que o Fundo Verde para o Clima, iniciativa global criada por 194 governos para responder às mudança climática, concedeu um empréstimo de US$ 130 mi, a uma taxa de 3% e 18 anos de prazo com 2 e meio da graça. Sobre o crédito, Aranguren disse que foi obtido "num momento em que a taxa de juros está crescendo no mundo." "É mais uma demonstração da importância do processo de reformulação da matriz energética da Argentina", disse. Afirmou que as propostas de energia térmica permitirão a adição em março de 2018 cerca de 3 GW, aproximadamente de 8 a 9% do total da capacidade instalada no país e 12% do disponível "a preços 35% menores dos vigentes nos últimos anos ". Ao mesmo tempo, ele continuou, as duas propostas de energia renovável acrescentarão outros 3 GW no prazo de 12-30 meses. "Em 2025, estimou Aranguren, estaremos economizando 15% da energia que seria exigida se não fizermos nada em poupança e eficiência." O ministro explicou que "hoje consumimos 130 TWh e se nada fizéssemos seriam 190 em 15 anos, com o crescimento da economia. No entanto, a meta acordada na recentemente em Marrakesh é de 161 TWh, graças a medidas de redução de custos e eficiência". (Inversor Energético – Argentina – 16.12.2016) 2 Argentina: governo recebeu um empréstimo de US$ 130 mi para o projeto RenovAr Na última sessão do ano, o conselho de administração do Fundo Verde para o Clima aprovou o programa: "catalisar investimentos privados em energia sustentável na Argentina", no valor de US$ 130 mi, informou o MME argentino. O programa será aplicável a empréstimos e/ou garantias financeiras para os períodos de entre 15 e 18 anos para projetos premiados do Programa RenovAr. Juan José Aranguren destaca que a linha de crédito será gerido pelo BID, por meio de American Investment Corporation. O custo do financiamento pelos projetos do Fundo Verde para o Clima pode ser concedido sob licença, conforme acordado pelas partes em cada caso. Além disso, o programa inclui um montante de US$ 3 mi destinados a ações de fortalecimento institucional e cooperação técnica focada no setor de energia renovável na Argentina. Este programa é o primeiro que o Fundo aprovavou para a Argentina desde a sua criação em 2009 e é o mais alto valor total que a entidade concedeu a um país individual até o momento de sua história. É valido ressaltar que se trata de um programa particular que não envolve dívida pública. (Inversor Energético – Argentina – 16.12.2016) 3 Chile e Argentina estudam linha para IV Região Ontem, o ministro da Energia chileno, Andres Rebolledo, reuniu-se com o seu homólogo argentino, Juan José Aranguren. Eles observaram que começaram a busca de fundos internacionais para aprofundar os estudos elétricos e a valorização de uma alternativa de interconexão através do túnel Agua Negra, entre a Região de Coquimbo e a província de San Juan. Eles também vão discutir cinco pontos de união entre os dois países. (Economía y Negócios – Chile – 16.12.2016) 4 Paraguai receberá US$ 100 milhões a mais após recorde mundial de Itaipu 5 Portugal: Número de beneficiários da tarifa social na eletricidade sobe para 815.000 O número de beneficiários da tarifa social na eletricidade subiu para 815.000 em Portugal, mais 125.00 do que no final de setembro, anunciou hoje a secretaria de Estado da Energia. O número de famílias com descontos na fatura de eletricidade disparou para os 630.000 em julho passado, quando a atribuição da tarifa social de eletricidade passou a ser automática. "Esta é uma realidade que contrasta com aquela que o Governo encontrou quando assumiu funções, em dezembro passado, momento em que a tarifa social era então atribuída a 81.000 clientes em situação economicamente vulnerável", lê-se no comunicado do gabinete de Jorge Seguro Sanches. (Correio da Manhã – Portugal – 16.12.2016)
As tarifas da eletricidade sobem em Portugal, a partir de 1 de janeiro, 1,2% para os consumidores domésticos, acima da inflação, que está nos 0,5% e que serve de referência para a atualização das prestações sociais, nomeadamente das pensões (0,5%), confirmou ontem a ERSE. Este aumento servirá, sobretudo, para pagar a dívida tarifária que em 2017 está fixada em 1,7 mil mi de euros. O aumento corresponde a um agravamento mensal de 57 cêntimos para uma fatura de 46,7 euros dos consumidores que ainda estão no mercado regulado. As famílias mais carenciadas continuarão a ter acesso à tarifa social, que sobe 25 cêntimos numa fatura de 20,4 euros. A dívida tarifária é a grande responsável pelo aumento, ano após ano, das tarifas de eletricidade. Em 2017 volta a agravar–se em 134 mi de euros e representa, nesse só ano, 1775 mi de euros de um total de 4,3 bi de euros. Só os apoios às renováveis representam um custo de 1,4 bi de euros, de acordo com os dados divulgados ontem pela entidade reguladora do setor. O aumento da tarifa só não foi superior graças a um conjunto de medidas do Governo, que passam nomeadamente pelo corte das chamadas rendas excessivas. Apesar de ficar acima da inflação de 2016, o valor do agravamento é o mais baixo dos últimos 10 anos, deixando "satisfeito" o secretário de Estado da Energia, Seguro Sanches. (Correio da Manhã – Portugal – 16.12.2016) 7 Portugal: Quase 50 mil mudanças no mercado livre de eletricidade em Outubro Quase 50 mil clientes no mercado livre de eletricidade mudaram de fornecedor durante o mês de Outubro, acentuando a tendência de mudança que não tem limite nem custos associados, de acordo com a ERSE. Segundo o relatório da ERSE, em Outubro, entraram 37.477 clientes no mercado livre, tendo 19.495 transitado do mercado regulado e 17.982 entrado diretamente para as carteiras de comercializadores em regime de mercado. No mesmo mês, foram registradas 48.932 mudanças de carteira entre comercializadores em mercado livre, que conta atualmente com mais de duas dezenas de empresas fornecedoras, em Outubro entrou mais um, a Lusia da energia. Os consumidores podem mudar de comercializador de eletricidade quantas vezes que pretenderem, sendo o novo comercializador a tratar de todos os procedimentos necessários à mudança, inclusive da rescisão do contrato com o anterior fornecedor. O mercado livre alcançou um número acumulado de cerca de 4,7 milhões de clientes em Outubro, o que representa um crescimento de aproximadamente 10% comparado ao mês homólogo. Em termos de quota de mercado, a EDP Comercial manteve a sua posição como principal operador no mercado livre, mantendo a sua quota em número de clientes (85%) e em consumo (46%). (Publico – Portugal – 20.12.2016) 8 Reino Unido contrata 500 MW de armazenamento de energia O Reino Unido contratou recentemente aproximadamente 500 MW de capacidade de armazenamento de energia em um leilão de energia que incluiu a modalidade na negociação. Os contratos foram fechados com a Low Carbon Storage Investment Company, para empreendimentos a partir de baterias de íon-lítio. Do total leiloado, 6%, ou 3,2 GW, foram de projetos de armazenamento de energia, que incluem reservatórios de hidrelétricas reversíveis. (Brasil Energia – 30.12.2016) 9 Solar as a Service tem participação de mercado abaixo de 50% na Califórnia em 2015 A participação de mercado do segmento chamado Solar as a Service (SOaaS), na Califórnia despencou para abaixo de 50% em 2015. O estado representa cerca de 60% desse mercado nos Estados Unidos. Com isso, players tidos como tradicionais no segmento, como SolarCity, Sunrun, Vivint e SunPower, passaram a considerar a união com agentes financeiros e oferta de empréstimos, em vez de arrendamentos, entre outras ações. A constatação integra um relatório da empresa internacional de consultoria Navigant Research. Nesta semana, a Tesla, dona da SolarCity, anunciou parceria com a fabricante japonesa de equipamentos Panasonic para a fabricação de paineis solares numa nova unidade em Buffalo, Nova York. O segmento de SOaaS promove ofertas para financiamento do custo do sistema a clientes ou a compra da eletricidade, pura e simplesmente. Este segmento está em fase incipiente no Brasil, e mesmo nos Estados Unidos é considerado um segmento com alta capacidade de evolução. As empresas de serviços também podem promover produtos que vão desde tarifas verde até contratos em que se ofertam operações e serviços de manutenção a um proprietário solar. "Para sobreviver, o leasing solar e os fornecedores de PPA [contratos de compra de energia] podem se transformar em fornecedores virtuais de usinas e se beneficiar dos novos fluxos de receita", avalia a Navigant. (Brasil Energia – 29.12.2016)
Biblioteca Virtual do SEE 1 SALES, Claudio J. D.; UHLIG, Alexandre. “Custos socioambientais no setor elétrico: diagnóstico e propostas (Partes 1 e 2)”. Agência Canal Energia. Rio de Janeiro, 30 e 31 de dezembro de 2016. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. Equipe
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