l IFE: nº 4.236 - 03 de janeiro de 2017 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 MME forma grupo de trabalho para discutir expansão de renováveis O MME está formando um grupo de trabalho com as empresas da área de energia renovável para discutir o planejamento do setor, disse, o secretário-executivo da pasta, Paulo Pedrosa. Apesar das queixas dos fabricantes de equipamentos para as fontes eólica e solar sobre o cancelamento do LER em dezembro, a expansão das fontes renováveis segue como uma das prioridades do governo, desde que feita de forma equilibrada, sem onerar o consumidor. Segundo Pedrosa, o cancelamento do LER foi uma decisão difícil, pois o processo já estava em andamento, mas o motivo foi justamente para manter a credibilidade do planejamento do setor. A contratação de energia de reserva "não é um instrumento de política industrial", disse. Levando em conta as sobras contratuais de energia e a forte redução no consumo, resultado da crise econômica, o governo não pretende contratar novos projetos de geração sem que haja a necessidade, onerando os consumidores. Isso não significa que o governo não vai mais contratar fontes renováveis. As principais empresas desses segmentos também estão participando das conversas. A discussão vai tratar do fim de certos subsídios, que tiram competitividade da energia brasileira, segundo o secretário. "Não vamos diminuir as energias renováveis. Vamos reorganizar o setor, ver os recursos disponíveis e reconhecer o verdadeiro preço da energia. Esse será um sinal correto para a sociedade", completou. O governo também está avançando na discussão do leilão de "descontratação" de energia, que terá o objetivo de cancelar contratos de projetos em atraso ou que não saíram do papel. Segundo Pedrosa, a intenção é avançar nesse mapeamento de recursos no primeiro semestre do ano, a fim de fazer um projeto de futuro já com essa visão do setor. Ainda não foi definido como o leilão de descontratação vai funcionar, mas o MME trabalha para que seja de forma competitiva. O que já está descartado é promover um modelo de descontratação unilateral, pois isso iria "desmoralizar" projetos que cumpriram seus compromissos. (Valor Econômico – 03.01.2017) 2 Média geral de tarifas do Brasil em 2016 é de US$ 145/MWh O Brasil aparece entre os países da América Latina com menor tarifa média geral em 2016, em pesquisa sobre tarifas elétricas na distribuição para consumidores regulados, elaborada pela Comissão de Integração Energética Regional (Cier). Com um valor médio de US$ 145/MWh, o país perde para o Equador (US$98/MWh) e a Argentina (US$ 54/MWh), mas está pouco acima da média regional, de US$ 143/ MWh. A maior média é de El Salvador, com US$ 234/MWh. Todos os valores incluem tributos. O levantamento anual da Cier foi feito com 66 distribuidoras de 14 países latino-americanos, que atendem 72 milhões de consumidores e somam um montante anual de energia faturada de 334 TWh. Entre as empresas pesquisadas, 33% são privadas, 38% públicas e 29% tem participação pública e privada. A tarifa de US$162/MWh em média para os clientes residenciais coloca o Brasil em posição intermediária, em sétimo lugar no ranking dos países pesquisados. Mais uma vez, a Argentina se destaca, com US$ 68/MWh, seguida do Paraguai, com US$ 76/MWh. As tarifas mais caras estão no Uruguai, com US$ 249/MWh, e em El Salvador, com US$ 263/MWh. A pesquisa também calculou a tarifa média com impostos para consumidores até 200 kWh, definidos como representativos do segmento residencial entre as empresas participantes do levantamento da Cier. Os dados refletem, segundo a comissão, as tarifas aplicadas pelas distribuidoras aos clientes em sua área de concessão, e não os valores médios de tarifas do país. O Paraguai tem a média mais baixa, de US$ 69/MWh, e a Guatemala a mais alta, com US$ 230/MWh. O Brasil aparece em oitavo lugar, com US$ 169/MWh. (Agência CanalEnergia – 02.01.2017) 3 Cier: tarifas de distribuição para clientes residenciais apresentam diferenças importantes, em razão de políticas públicas, sociais e econômicas diferentes Os valores da pesquisa sobre tarifas elétricas na distribuição para consumidores regulados, elaborada pela Comissão de Integração Energética Regional (Cier) foram calculados a partir das tarifas e do dólar vigentes em 4 de janeiro desse ano para todos os países à exceção da Argentina, que teve como data de referência 1º de fevereiro. A Cier destaca que as tarifas de distribuição para clientes residenciais na região apresentam diferenças importantes, em razão de políticas públicas, sociais e econômicas diferentes. Há também diferenças entre as empresas, ligadas a questões tecnológicas, fontes de energia, densidade de rede e consumo médio, qualidade do serviço e políticas públicas. A maioria dos países pesquisados aplicam tarifas sociais para garantir o acesso da população de baixa renda à energia elétrica, e em alguns países os impostos têm peso importante nas tarifas de distribuição. (Agência CanalEnergia – 02.01.2017) 4 Consumidores devem pagar R$ 66 mi por despacho térmico em janeiro 5 Leis estaduais incentivam energias renováveis no MS Duas leis sancionadas na última sexta-feira, 30 de dezembro, pelo governador Reinaldo Azambuja e publicadas no Diário Oficial do Estado inseriram o Mato Grosso do Sul no rol dos estados brasileiros que oferecem condições competitivas e estimulam o uso e a produção de energia renovável. De acordo com o secretário de Meio Ambiente e Desenvolvimento Econômico, Jaime Verruck, a intenção é transformar o estado em um polo de geração de energia limpa e renovável. Segundo ele, o estado já havia avançado com a simplificação de alguns procedimentos de licenciamento e a isenção do ICMS da microgeração. A Lei nº 4.966, de 29 de dezembro de 2016, de iniciativa do Poder Executivo, altera a lei estadual 3.709, de 16 de julho de 2009 e desonera do pagamento da compensação ambiental os empreendimentos destinados à produção de energia elétrica por fontes renováveis de biomassa, fotovoltaica ou eólica, quando estes forem licenciados "a partir de estudos ambientais diversos do EIA-RIMA e desde que representem a ocupação de espaços territoriais já antropisados, na forma do regulamento". Já a lei nº 4.967, de 29 de dezembro de 2016, autoriza o Poder Executivo a criar a Política Estadual de Incentivo à Geração e ao Aproveitamento da Energia Solar em Mato Grosso do Sul. De autoria do deputado estadual Amarildo Cruz, a lei tem por objetivo “estimular, como forma de diminuir o consumo das diferentes fontes de energia, os investimentos e a implantação dos sistemas de energia solar ecologicamente corretos, englobando o desenvolvimento tecnológico e a produção de energia solar fotovoltaica e fototérmica para autoconsumo em empreendimentos particulares e públicos, residenciais, comunitários, comerciais e industriais” e “criar alternativas de emprego e renda”. De acordo com o secretário, essas novas leis proporcionam mais competitividade às empresas do setor de energia solar, que pretendem se instalar no estado, na participação nos leilões de energia. No LER de 2016, a usina Onça Pintada, da Eldorado, no município de Selvíria, foi viabilizado no certame do governo federal e deve fornecer 50 MW a partir de 2021. (Agência CanalEnergia – 02.01.2017) 6 Hidrelétrica Santo Antônio tem aval para iniciar operação de últimas turbinas A Hidrelétrica de Santo Antônio, que está sendo construída no rio Madeira, em Rondônia, recebeu autorização para iniciar a operação comercial de suas últimas seis unidades geradoras, que somam uma potência instalada total de 417,5 megawatts, segundo despacho da Aneel no Diário Oficial desta terça-feira (3). Com isso, a hidrelétrica passa a estar completamente operacional, com 50 turbinas e cerca de 3,5 GW em capacidade instalada, quase nove anos após o início das obras, em setembro de 2008. A usina, com investimentos totais estimados em cerca de R$ 20 bil, é uma das maiores hidrelétricas do Brasil e tem como principais acionistas a mineira Cemig e a estatal Furnas, da Eletrobras, além da Odebrecht Energia, da Andrade e Gutierrez Participações e do fundo de investimento Caixa Amazônia Energia, que tem como cotistas a Odebrecht Energia e o fundo de investimentos do Fundo de Garantia (FI-FGTS). (G1 – 03.01.2017) 7 Aneel libera EOL Pontal 2A para operar em teste A Aneel liberou a EOL Pontal 2A, localizada no município de Viamão, no Rio Grande do Sul, para operar em teste a partir do dia 31 de dezembro. O benefício foi para UG5 a UG8, de 2,7 MW cada, totalizando 10,8 MW de capacidade instalada. A EOL Pontal 3B também recebeu a liberação. As turbinas liberadas foram UG1 a UG10, de 2,7 MW cada, totalizando 27 MW de capacidade instalada. (Agência CanalEnergia – 02.01.2017)
Empresas 1 CTG vende fatia de usinas compradas no País O Fundo Chinês para Investimento na América Latina (Clai Fund) fechou a compra de uma participação em mais de 2 gigawatts em hidrelétricas no Estado de São Paulo recém-adquiridas pela unidade brasileira da China Three Gorges (CTG), de acordo com comunicado da subsidiária local da norte-americana Duke Energy, que concluiu a venda dos ativos aos chineses na última semana. A Three Gorges pagou R$ 3,1 bilhões pelas usinas da Duke Energy no Brasil em uma transação concluída na quinta-feira. Segundo a Duke, a CTG posteriormente vendeu um terço do negócio ao Clai Fund pelo mesmo preço por ação envolvido na transação com os americanos. “A CTG informou que a participação acionária indireta na companhia cedida ao Clai Fund não lhe conferirá poder de controle dos negócios e rumos da companhia”, disse a Duke. A China Three Gorges e outras chinesas têm se movimentado ativamente em aquisições no mercado de energia do Brasil, o que levou a CTG a se tornar em pouco tempo a vice-líder em geração no país da América Latina, atrás apenas de empresas do grupo estatal federal Eletrobrás. Negociações. A Duke Energy estava presente no mercado de energia brasileiro desde 1999, quando o setor elétrico estava sendo privatizado. Mas, em fevereiro do ano passado, a companhia anunciou que venderia todos os ativos da América Central e do Sul para se concentrar nos Estados Unidos. Desde o anúncio, a CTG mantinha conversas com o grupo americano e, em outubro, fechou a compra dos ativos brasileiros. O negócio inclui oito hidrelétricas e duas pequenas centrais hidrelétricas nos Estados de São Paulo e Paraná. Juntas, elas têm potência de 2,27 mil MW – o suficiente para abastecer 27 milhões de habitantes. Com a aquisição, a CTG passou a ter capacidade instalada de 8,27 mil MW. A escalada do grupo chinês, dono da maior hidrelétrica do mundo (a China Three Gorges), tem sido surpreendente para atual realidade brasileira de baixos investimentos e pouca atratividade para o estrangeiro. A estreia da empresa no mercado brasileiro ocorreu em 2013. (O Estado de São Paulo – 03.01.2017) A CTG informou ontem que negociou um terço do total das ações que detém na Duke Energy Paranapanema para o Clai Fund. Segundo controladora, o Clai Fund desembolsará o mesmo preço que a atual controladora pagou por ação da geradora de energia. A CTG informou em outubro que pagou US$ 10,80 por ação da fatia de 99,06% até então detida pela americana Duke Energy International, totalizando US$ 969,5 mi. Sendo assim, pela fatia de um terço, ou 33,02%, o Clai Fund deve pagar US$ 323,2 mi. A operação de aquisição da Duke Energy Paranapanema pela chinesa havia sido concluída na semana passada. (Valor Econômico – 03.01.2017) 3 Ações da Renova disparam com expectativa de venda de parque eólico Em crise desde o ano passado por causa de uma parceria frustrada com a SunEdison, que entrou em recuperação judicial em abril, a Renova Energia negocia a venda de um parque eólico na Bahia para reforçar o caixa. Entre os interessados estão a AES. Segundo fontes, a expectativa é que a venda seja concluída nas próximas semanas. A notícia sobre a expectativa de venda do ativo fez as ações da empresa dispararem ontem. Durante o pregão, chegou a subir 22%, mas recuou e fechou com alta de 10% (o Ibovespa, índice da bolsa paulista, caiu 1,13%). No período de um ano, no entanto, os papéis da empresa recuaram 73,45%. O negócio em andamento envolve cifras de mais R$ 700 mi com a venda do parque eólico Alto Sertão II, de 386 MW de potência. Se concluída a transação, a Renova vai usar o dinheiro para reduzir a alavancagem da empresa, cuja dívida soma R$ 1,6 bi, e para concluir a obra do parque Alto Sertão III. Fontes afirmam que a AES já teria concluído uma due diligence nos ativos e feito uma oferta formal à Renova. O negócio ainda não foi fechado porque há outros três investidores no páreo. Em nota, a AES Tietê afirmou que está avaliando várias oportunidade de negócios Brasil afora. No mercado, especialistas afirmam que o grupo americano tem caixa para fazer aquisições já que vendeu por R$ 1,7 bi a AES Sul para a CPFL. Sob novo comando, o grupo tem procurado novas alternativas no País. A empresa estava preparada, por exemplo, para participar de leilão de reserva previsto para o fim de 2016, mas que foi cancelado pelo governo, afirmou uma fonte do setor. A ideia era participar com projetos de energia solar. Por outro lado, o principal ativo da AES no Brasil, a Eletropaulo, continua sendo analisado por investidores para possível compra. (O Estado de São Paulo – 03.01.2017) 4 Cinco distribuidoras da CPFL Energia aplicam R$ 21,4 mi na rede elétrica 5 CPFL Brasil fecha primeiro contrato incentivado com rede hoteleira A CPFL Brasil fechou em dezembro o primeiro contrato de energia incentivada no segmento de hotelaria no Nordeste, informou a comercializadora. O acordo foi fechado para atender três unidades da rede Pontes Hotéis & Resorts em Pernambuco. Os contratos são para atendimento das unidades Mar Hotel Recife Conventions e Hotel Atlante Plaza, ambos localizados no Recife, e do Summerville Beach Resort, que fica em Porto de Galinhas. Segundo a CPFL Brasil, a expectativa é que a operação produza uma economia de até 25% na conta de luz. A geração será oriunda de eólicas, usinas a biomassa, PCHs e solares fotovoltaicas que integram o portfólio da CPFL. Clientes de energia incentivada são aqueles que possuem demanda entre 0,5 MW e 3 MW. Eles podem migrar para o mercado livre, desde que a energia gerada seja produzida por fontes renováveis de energia. (Brasil Energia – 02.01.2017) 6 Renova: Acionistas buscam novo sócio para capitalizar empresa Em crise desde o ano passado por causa de uma parceria frustrada com a SunEdison, que entrou em recuperação judicial em abril. Além da venda de Alto Sertão II, os acionistas buscam um novo sócio para capitalizar a empresa. A Cemig chegou a organizar um processo competitivo para vender uma fatia na empresa de energia renovável no qual houve participação de diversas empresas multinacionais, mas o negócio não foi adiante. O processo, no entanto, continua, afirma uma fonte próxima da companhia. Os problemas da empresa, uma das pioneiras nos investimentos de energia eólica no Brasil, começaram após o fracasso da parceria com a SunEdison. Em junho de 2015, a Renova vendeu 14 parques eólicos à SunEdison, por cerca de R$ 1,6 bi. Desse valor, cerca de R$ 500 mi entraram no caixa da empresa em dinheiro, e o pagamento restante foi em ações. Com dificuldades financeiras nos Estados Unidos, os papéis da SunEdison despencaram e a Renova teve de contabilizar as perdas. Apesar dos prejuízos, a Renova tinha uma série de investimentos a cumprir e dívidas a pagar. No ano passado, o rating da companhia foi rebaixado pela Fitch Ratings devido à preocupação de calote. Mas, nos últimos meses, a empresa conseguiu pagar parte da dívida e renegociar outra fatia, dissipando a preocupação. Agora, com o dinheiro esperado com a venda do parque, a companhia espera desafogar o caixa. Para conseguir honrar os compromissos no ano passado, a Renova teve de fazer uma forte reestruturação interna, que envolveu a revisão do cronograma de algumas obras, cancelamento de contrato com sócios, corte despesas e um aumento de capital de R$ 731 mi feito pelos sócios, entre eles a Cemig e a Light. (O Estado de São Paulo – 03.01.2017) 7 Vestas pode ampliar base no país se houver mercado A Vestas pode investir no aumento de sua capacidade instalada no Brasil. A companhia alcançou 1,5 GW em encomendas de turbinas eólicas. "Embora não tenhamos nada de concreto no momento, estamos sempre avaliando as oportunidades. E se o mercado se mostrar resiliente, certamente em algum momento vamos ampliar a capacidade", afirmou o presidente da Vestas no Brasil, Rogério Zampronha. Os dois pedidos firmados em dezembro, cujos valores não foram informados, incluem a entrega de 74 turbinas, somando 159 MW de capacidade. O maior deles foi com a EDF, que encomendou 53 aerogeradores (117 MW) para a segunda fase do projeto Ventos da Bahia. A entrega está prevista para começar no primeiro trimestre de 2018, e o comissionamento é esperado para o terceiro trimestre do ano. O segundo contrato envolve o fornecimento de 21 turbinas (42 MW) para a Gestamp. As máquinas são destinadas aos parques eólicos Cabeço Vermelho e Cabeço Vermelho II, no Rio Grande do Norte. A entrega é prevista para começar no último trimestre deste ano e o comissionamento dos parques é esperado para o segundo trimestre de 2018. Segundo Zampronha, o índice de nacionalidade dos equipamentos é da ordem de 70%. Em cerca de um ano, desde que inaugurou a fábrica no Ceará, a Vestas já produziu 160 turbinas no local. Com os dois novos pedidos, a Vestas fechou 2016 com 371 MW de capacidade de aerogeradores encomendados em 2016, número em linha com o total de encomendas registradas em 2015, de 376 MW, mesmo não tendo sido realizado um leilão específico para projetos eólicos no ano passado. Segundo estimativas de mercado, a Vestas possui cerca de 30% de participação de mercado no Brasil. Questionado sobre a expectativa para 2017, Zampronha, formado em economia, demonstrou otimismo. O executivo destacou ainda a inflação sobre controle, a tendência de queda da taxa de juros e as medidas da agenda do presidente Temer aprovadas recentemente ou em discussão pelo Congresso. (Valor Econômico – 03.01.2017) 8 AES Eletropaulo investirá em automação da rede em 2017 A AES Eletropaulo pretende investir R$ 533 milhões na melhora de sua rede de distribuição de energia elétrica no biênio 2016-2017. Os recursos serão destinados, principalmente, à substituição de trechos antigos da rede e à instalação de novos equipamentos de automação, de acordo com Saulo Ramos, diretor de Operação da concessionária paulista, em vídeo divulgado pela distribuidora. Em 2016, a AES Eletropaulo substituiu 130 km da malha antiga de distribuição por rede compacta, que, segundo Ramos, convive melhor com a arborização local. A previsão para 2017 é ampliar esse número, com a troca de 770 km de rede. Ainda com relação à manutenção da rede, foram realizadas 500 mil podas em árvores na área de concessão da Eletropaulo em 2016, número que deve se repetir nesse ano, segundo o executivo. Outra meta da empresa é ampliar a automatização de suas operações. Até 2015, a AES Eletropaulo tinha 1.350 religadores automáticos em operação, número que, ao final de 2016, saltou para 4.000 unidades. Para o ano que se inicia, a meta é instalar mais 1.400 religadores na rede de distribuição de São Paulo. “Estamos investindo também em localizadores de falta, aparelhos que ficam conectados à central de operações da empresa para localizar as falhas de suprimento. Desse modo, a central pode encaminhar uma equipe ao local com mais agilidade”, explicou Ramos. Com localizadores instalados, a equipe da central de operações também pode ativar os religadores do local afetado por meio de telecomandos, restabelecendo assim o fornecimento de energia sem necessidade de atendimento presencial. A Eletropaulo terá mais de 7.000 localizadores até o final de 2017, de acordo com o diretor. (Brasil Energia – 02.01.2017) 9 A Geradora prevê faturamento de R$ 370 mi em 2016 A Geradora, que atua no segmento de locação de grupos geradores, prevê faturar, em 2016, R$ 370 milhões. O montante, que é cerca de 90% maior que o registrado em 2015, deverá ser atingido em função do fornecimento de serviços para grandes eventos realizados no Brasil. Em 2017, a empresa vai focar em eventos internacionais e acredita na retomada das obras de infraestrutura no país. Para aperfeiçoar o atendimento aos clientes, a empresa está implantando uma central de vendas. No dia 2 de janeiro, será lançado uma linha exclusiva para locação de equipamentos e venda de usados, abrangendo todo o território nacional. Os investimentos na nova central giram em torno de R$ 240 mil por ano. De acordo com o diretor comercial da A Geradora, Candido Terceiro Jr., o objetivo da central é se aproximar dos clientes e padronizar esse relacionamento, criando um canal comunicação direto por meio da chamada gratuita. De acordo com ele, o novo sistema vai oferecer mais agilidade e eficiência no atendimento, bem como a valorização da marca junto ao mercado. A meta é aumentar o contato com o cliente em 30% e consequentemente, ter um aumento na receita de 10%. A empresa vai implantar em janeiro, o ERP Protheus, desenvolvido pela TOTVS. O novo sistema, que demandará investimentos de R$ 2,4 milhões, vai garantir um aumento na eficiência dos processos internos e a integração das áreas contábil, fiscal, gestão de patrimônio, financeiro, compras, almoxarifado e gestão de contratos. Segundo o diretor administrativo financeiro da A Geradora, Rogério Reis, as expectativas com a implantação do software são positivas. (Agência CanalEnergia – 02.01.2017) 10 Termina acordo de exclusividade da EDF para compra da UHE Itaocara A Light enviou comunicado ao mercado nesta segunda-feira, 2 de janeiro, informando que terminou o compromisso de exclusividade - assinado em outubro de 2016 - que a francesa EDF tinha para a compra de 51% da UHE Itaocara (RJ - 150 MW). De acordo com a Light, não foram alcançadas todas as condições precedentes para a apresentação de oferta vinculante relativa ao negócio. A usina de Itaocara foi viabilizada no leilão A-5 de 2015 por meio de um consórcio formado entre a Light e Cemig. (Agência CanalEnergia – 02.01.2017) 11 Engie doa 264 painéis solares para Parque Madureira A Engie investiu na sustentabilidade do Parque Madureira, localizado na zona Norte do Rio de Janeiro, com a doação de 264 módulos fotovoltaicos, instalados no novo Edifício Multiuso do local, que foi inaugurado no dia 24 de dezembro. Os painéis são responsáveis por gerar uma média anual de 131.434 kWh, o que corresponde ao consumo de 50 famílias. O novo prédio foi construído para abrigar todas as atividades culturais do Parque, que foi ampliado. Na inauguração, no sábado, estiveram presentes o prefeito do Rio, Eduardo Paes, e o presidente da Engie Brasil , Maurício Bähr. Segundo Bähr, essa iniciativa está alinhada a estratégia da Engie de aumentar ainda mais a sua atuação em fontes renováveis, contribuindo para um mundo mais sustentável e com menos emissões. “Estudos mostraram que as placas solares instaladas no parque vão reduzir a emissão anual de CO2 em 69.600 kg, o correspondente a 3.322 árvores plantadas ou 856 mil km rodados de um carro popular”, diz Bähr. Inaugurado em 2012 e ampliado pela primeira vez em 2015, o Parque é considerado o primeiro sustentável do Rio de Janeiro, reunindo soluções que contribuem para a economia de água, energia e a integração e o bem-estar de 200 mil pessoas que são beneficiadas pelo espaço. (Agência CanalEnergia – 03.01.2017)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Números dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do submercado Sudeste/Centro-Oeste estão operando com volume de 33,7%. Os dados são do Operador Nacional do Sistema Elétrico, referentes ao último dia 1 de janeiro de 2017. A energia armazenada é 68.412 MW mês e a energia natural afluente é 30.431 MW med, que é o mesmo que 46% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A usina de Furnas está operando com volume de 46,73% e a de Nova Ponte com 25,68%. No Nordeste, os reservatórios estão operando com volume de 16,7%, aumentando 0,2% em comparação com o dia anterior. A energia armazenada é 8.644 MW mês e a ENA é 8.780 MW med, que é equivalente a 63% da MLT. A usina de Sobradinho está operando com volume de 12,92%. Na região Norte, houve acréscimo de 0,1% em comparação com o dia anterior, o que deixou os reservatórios com volume de 19%. A energia armazenada na região é 2.858 MW mês e a ENA é 2.878 MW med, que é o mesmo que 28% da MLT. A usina de Tucuruí está operando com 27,26% da capacidade. No Sul, houve acréscimo de 1,5% no nível dos reservatórios, o que deixou com volume de 61,8%. A energia armazenada é 12.325 MW mês e a ENA é 14.522 MW med, que é equivalente a 189% da MLT. A usina de Barra Grande está operando com volume de 61,72%. (Agência CanalEnergia – 02.01.2017) 2 Níveis no Sudeste/Centro-Oeste melhoram e terminam 2016 com volume de 33,7% Os reservatórios do submercado Sudeste/ Centro-Oeste terminaram dezembro e o ano de 2016 operando com 33,7% da sua capacidade, mostrando melhora na comparação com os anos anteriores. De acordo com dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico, em 2015 os níveis estavam em 29,85% na mesma época e em 2014, ano crítico para a hidrologia, em 19,33%. A usina de Furnas encerrou o ano com volume de 46,79%, bem acima de 2015, quando encerrou o ano com 30,48% da sua capacidade e de 2014, em que o nível estava em 13,45%. Na região Nordeste, embora o nível nos reservatórios tenha triplicado em um ano, eles continuam em patamar baixo. Saíram de 5,2% para 16,5%. Em 2014, ano de severa seca, eles tiveram desempenho melhor, chegando em dezembro com 17,61% da capacidade. A hidrelétrica de Sobradinho, maior reservatório da região, ficou com volume de 12,54%, inferior aos 20,3% de 2014, mas acima dos 2,19% do ano passado. No Sul, houve uma queda de quase quarenta pontos percentuais no volume, caindo dos 98,4% de 2015 para 60,3% em 2016. O submercado foi o único que ficou em situação pior que a de 2015. Mas apesar da queda expressiva, os níveis continuam altos. Em 2014, os reservatórios da região terminaram o ano com 55,73%. A usina de Passo Real chegou ao volume de 80,83% em 2016. A marcas é menor que 94,25% do ano passado, mas também supera a registrada em 2014, de 64%. Na região Norte, o volume no fim do ano ficou em 18,9%, obtendo um resultado melhor que o de 2015, de 15,4%. O valor ficou abaixo do volume de 2014, de 32,95%. O volume na usina de Tucuruí em 2016 chegou a 27,02%, crescendo na comparação com o registrado no ano anterior, 15,46%. Em 2014, a capacidade ao fim do ano das UHE era de 26,86%. (Agência CanalEnergia – 02.01.2017) 3 Calor deve levar a aumento de 3,7% no consumo de energia em janeiro O ONS prevê um crescimento de 3,7% do consumo de energia em janeiro, em relação a igual período de 2016, totalizando 67.845 MWm. Apesar do dado otimista, ele não se deve a uma possível recuperação da economia brasileira, mas à elevação das temperaturas no primeiro mês deste ano, ante janeiro de 2016, segundo especialistas e meteorologistas. As temperaturas elevadas também são reflexo de um volume de chuvas menos intenso previsto para janeiro, na comparação com igual mês de 2016. Menos chuvas se traduzem em um nível menor de armazenamento dos reservatórios hidrelétricos, justamente em um período considerado importante para a recuperação dos lagos das usinas. O ONS prevê um volume de chuvas de apenas 72% da MLT para janeiro, no subsistema SE/CO, o principal do país é responsável por 70% do total de energia armazenável em reservatórios hidrelétricos do país. Com isso, o operador estima que as usinas das duas regiões cheguem ao fim do mês com apenas 36% de estoque, contra 44,4% observados no último dia de janeiro de 2016. Segundo Leontina Pinto, diretora executiva da consultoria Engenho, a situação dos reservatórios hidrelétricos do país é preocupante, apesar da aparente tranquilidade devido ao consumo mais fraco nos últimos anos. "Basta ver o preço alto da energia de curto prazo em janeiro", afirmou a especialista. O PLD, o preço de curto prazo, está em R$ 148,04/MWh, valor considerado elevado para essa época do ano. Na última reunião de 2016, realizada em dezembro, o CMSE, que reúne as principais autoridades do segmento, havia indicado que o risco de qualquer déficit de energia em 2017 era de 0,9% para o subsistema SE/CO e 0,1% para o Nordeste. (Valor Econômico – 03.01.2017) 4 Ano de 2016 foi atípico para o padrão do El Niño De acordo com informações do Instituto Climatempo, apesar da ocorrência do fenômeno "El Niño" - caracterizado por chuvas fortes no Sul e seca no Sudeste e Nordeste - no verão do ano passado, janeiro de 2016 foi considerado atípico para o padrão do El Niño e registrou muitas chuvas. Para este ano, não está prevista a ocorrência do volume de chuvas registrado no início de 2016. Dessa forma, também são esperadas temperaturas mais elevadas, que deverão influenciar o consumo de energia. Segundo o ONS, entre os subsistemas do país, o maior aumento de consumo em janeiro, na comparação anual, deverá ocorrer no Nordeste, de 9,4%, para 10.926 MWm. Com relação ao SE/CO, a expectativa é de crescimento de 3,5%, para 39.428 MWm, na mesma comparação. Sobre o Norte, a expectativa é de aumento de 3,2%, totalizando 5.541 MWm. Já, para o Sul, a estimativa é de queda do consumo, de 0,1%, para 11.950 MWm. Em entrevista recente, o diretor geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, contou que não prevê problemas no fornecimento de energia durante o horário de pico de demanda neste verão (que ocorre entre 14h e 16h, por causa das elevadas temperaturas), devido ao consumo menor do país, fruto do desaquecimento da economia. Com relação à expectativa de chuvas, o Nordeste continua sendo motivo de preocupação. O ONS espera um volume de chuvas de apenas 41% em relação à média histórica para janeiro na região. Com isso, a expectativa é que os lagos das usinas fechem o primeiro mês do ano com 21% de estoque, contra 17,6% registrados em igual período de 2016. Sobre o Norte, o ONS prevê um volume de chuvas em janeiro de 63% da média histórica para o período. Dessa forma, os reservatórios da região deverão fechar o mês com 26,8% de estoque. Em 31 de janeiro de 2016, as usinas do Norte marcavam 30,3% da capacidade. Já com relação ao Sul, o órgão prevê volume de chuvas 15% acima da média histórica para janeiro na região. Assim, o operador espera que os reservatórios das usinas do Sul cheguem ao fim deste mês com 60% de armazenamento. Em 31 de janeiro do ano passado, porém, o estoque dos reservatórios das usinas da região estava em 93,1%. (Valor Econômico – 03.01.2017) A UHE de Itaipu fechou 2016 com a produção de 103,098 milhões de MWh, confirmando a expectativa e registrando recorde mundial de geração de energia em um ano. O recorde anterior havia sido registrado pela chinesa Três Gargantas, de 98,8 milhões de MWh, em 2014. De acordo com Itaipu Binacional, a produção da usina em dezembro ficou em 8,9 milhões de MWh, registrando o melhor dezembro de todos os tempos em termos de geração de energia da hidrelétrica, que entrou em operação em meados dos anos 1980. (Valor Econômico – 03.01.2017) 6 PLD deve chegar ao pico em maio em três submercados O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) deve apresentar pico de preço em maio deste ano nos submercados Norte, Sudeste/Centro-Oeste e Sul, quando o preço deve alcançar R$ 288/MWh, estimou a CCEE nesta segunda-feira (2/1). No Nordeste, porém, o preço deve superar a marca dos R$ 300/MWh em março, chegando ao auge de R$ 326/MWh em abril, reflexo das baixas hidrologias que estão resultando em baixos níveis de armazenamento. Em todos os subsistemas, porém, a previsão é de que o PLD chegue em dezembro, no período de chuvas, com valores da ordem de R$ 128/MWh. Esses preços, porém, são indicativos de previsões e podem mudar ao longo do ano, conforme o cenário hidrológico, entrada em operação de linhas de transmissão e usinas, entre outros fatores. As projeções do PLD já consideram os novos parâmetros utilizados novos parâmetros nas projeções de aversão ao risco e um único patamar único de custo de déficit, de R$ 4.650,00/MWh. O PLD subiu 30% na primeira semana do ano. A média das cargas passou de R$ 113,62/MWh para R$ 148,04/MWh em todos os submercados entre 31 de dezembro e 6 de janeiro, de acordo com a CCEE. Na última revisão de dezembro, a previsão de afluências do país ficou em 75% da média histórica (MLT). Todos os submercados também tiveram percentuais abaixo da média de longo prazo: Sudeste (79%), Sul (94%), Nordeste (53%) e Norte (53%). A expectativa para janeiro é ainda mais baixa. A energia natural afluente (ENA) ficou em 69% da MLT, o que explica a alta do PLD na semana, segundo a CCEE. (Brasil Energia – 02.01.2017)
1 FGV e IFC criam diretrizes para investimento na Amazônia "Não estamos aprendendo com os erros", diz Mario Prestes Monzoni Neto, que há 12 anos chefia uma equipe no Centro de Estudos em Sustentabilidade da Fundação Getúlio Vargas (GVCes) que acompanha os impactos de grandes hidrelétricas na Amazônia, como Jirau, no rio Madeira, ou Belo Monte, no Xingu. "Vamos ver um novo ciclo de investimentos na Amazônia e o risco de se repetir tragédias anunciadas é grande." Por isso mesmo, pesquisadores do GVCes se uniram ao International Finance Corporation (IFC), do Banco Mundial, para criar um conjunto de diretrizes que ajudem a reduzir os impactos socioambientais de grandes projetos na região. A plataforma, batizada de "Diretrizes para Grandes Obras na Amazônia", é resultado de consultas feitas desde 2015 e da participação de 300 pessoas representando mais de 130 instituições de vários setores ¬ de associações de povos indígenas a empresas e bancos, institutos de pesquisa e ONGs. "Temos por mandato fazer investimentos na Amazônia, mas a estratégia do IFC para a região é criar alternativas sustentáveis e que consigam parar a destruição da floresta", diz Hector Gomez Ang, gerente geral da IFC no Brasil. "Os principais desafios são na parte socioambiental", continua. Para o IFC, a plataforma "é uma estratégia de mitigação de riscos." O novo ciclo de investimentos, segue Ang, será em energia, mineração e logística. "Temos opção de não fazer nada ou fazer alguma coisa." Nos investimentos na Amazônia, "há risco de imagem e risco financeiro. Temos que gerar fluxo de caixa, mas é difícil ter retorno de desenvolvimento quando o desafio é tão complexo." Monzoni lembra que as grandes obras na Amazônia têm gerado "boom, colapso e conflitos. Não se olha o território a longo prazo." A iniciativa, que está em consulta pública, tem algumas mensagens-¬chave: o processo de planejamento territorial precisa complementar as medidas do licenciamento ambiental, com arranjo de governança próprio; instrumentos financeiros inovadores têm que interagir com os recursos existentes; é preciso fortalecer as capacidades institucionais e incluir empreendedores, poder público e sociedade civil; povos indígenas, comunidades tradicionais e quilombolas devem ser envolvidos nas decisões; impactos em crianças, adolescentes e mulheres têm que ser identificados na fase preliminar e a madeira que vier do desmatamento autorizado nas obras tem que ser aproveitada e estimular o desenvolvimento local. O conjunto de diretrizes soa razoável e até óbvio, mas é surpreendente como esses eixos não têm sido observados, dizem os pesquisadores. (Valor Econômico – 21.12.2016) 2 Ford apresenta novo Fusion híbrido autônomo A Ford apresentou no mês passado o protótipo da nova geração do Fusion Hybrid autônomo, que deve ser exibido ao público em duas oportunidades, na feira de tecnologia CES e no Salão Internacional de Detroit, segundo informou a montadora americana. Entre as mudanças estão o reposicionamento e o número de sensores LiDAR, de quatro para dois, uma atualização da plataforma do modelo e o sistema de direção virtual, além de um programa de computador com maior poder de processamento, ainda de acordo com a Ford. (Brasil Energia – 02.01.2017)
Energias Renováveis 1 Abiogás leva sugestões para RenovaBio Animada com a discussão promovida pelo MME em dezembro sobre políticas de desenvolvimento para o setor de biogás e biometano, a Abiogás busca introduzir pautas do seu PNBB no RenovaBio, programa recém criado pelo ministério para desenvolver combustíveis renováveis. “A meta mais ampla da Abiogas era a criação de um comitê interministerial para debater estratégias de crescimento do biogás de forma plural. E entendemos que o RenovaBio pode ser justamente essa frente de trabalho”, diz o conselherio da associação, Márcio Schittini. Entre as prioridades da Abiogás para este ano, estão a liberação da injeção de biometano de origem urbana (como lixo ou lodo de esgoto) na rede de gasodutos; a criação de um fundo garantidor para projetos do setor e adequação da classificação fiscal, temas que podem destravar investimentos na produção dos combustíveis. No caso da mistura do biogás de aterros sanitários e outras origens urbanas ao gás natural, o processo está perto de ser concluído. De acordo com Schittini, as normas de medição e testes de composição para assegurar a qualidade desse tipo de combustível devem ser publicadas ainda neste mês pela ABNT e a ANP poderá então atualizar norma permitindo a injeção desse gás na rede. O desenvolvimento do biogás e biometano de origens urbanas é considerado estratégico: embora a maior parte do potencial de produção do biogás esteja no agronegócio (cerca de 80% do potencial estimado pela associação de 77 milhões de metros cúbicos por dia), a produção urbana está próxima das redes de distribuição e dos centros de consumo de energia elétrica e térmica. “O setor é muito pautado por uma agenda de longo prazo que envolva o mundo agrícola. Mas a maçã mais baixa dessa árvore é o urbano”, explica Schittini. Outra pauta que a associação quer incorporar ao RenovaBio é a criação de um fundo garantidor para projetos de produção do biogás. “Nem todas as empresas que investem no setor atualmente são robustas o suficiente para aportar as garantias que são exigidas pelos agentes financiadores”, comenta o conselheiro da Abiogás. A idéia, de acordo com Schittini, é que o fundo ajude a liberar recursos dos bancos para projetos no setor. E uma sugestão é abastecer esse fundo com recursos de P&D do setor de óleo & gás, aponta. Não há atualmente uma classificação fiscal para o biogás ou o biometano, a NCM. (Brasil Energia – 02.01.2017)
Gás e Termelétricas 1 GESEL: é compreensível que a política energética não priorize o carvão Apesar da pressão dos representantes do setor, a participação na matriz elétrica de usinas nucleares e das térmicas a carvão deve continuar limitada devido aos altos custos. Com os acordos ambientais assumidos pelo Brasil recentemente e a concorrência com fontes mais baratas e limpas, como gás natural e eólica, o carvão perde competitividade. Já a fonte nuclear depende de aportes. De acordo com o presidente da EPE, Luiz Augusto Barroso, o planejamento do setor não descarta nenhuma fonte de geração, mas as termelétricas a carvão enfrentam alguns entraves. “O maior desafio é o relacionado às emissões. Este desafio, no entanto, pode ser precificado caso o Brasil adote uma taxação de carbono, que permitiria esta tecnologia competir com outras precificando explicitamente esta externalidade”, disse ele. A alternativa, entretanto, elevaria ainda mais o custo das termelétricas ligadas a carvão. “Nossas reservas de carvão são de baixa qualidade e as usinas termelétricas a carvão são as mais poluidoras entre todas as fontes. Como o Brasil tem a opção de térmicas a gás natural, é compreensivo que a política energética não priorize esta fonte não renovável”, avaliou o professor do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (GESEL) da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Nivalde de Castro. (DCI – 30.12.2016) 2 Governo manda desligar UTE Santarém, no Pará O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) recomendou a descontratação da termelétrica Santarém (18,7 MW), da Eletronorte, a partir de janeiro de 2017, uma vez que não se verifica a necessidade de despacho da referida usina neste ano em razão da entrada em operação de unidades geradoras da UHE Pimental (Belo Monte) e da redução de carga realizada pela distribuidora Celpa, do Pará. A usina foi instalada em regime emergencial como uma das soluções para agregar confiabilidade no atendimento das cargas da região denominada Tramo Oeste. A decisão de contratar a usina foi tomada pelo próprio CMSE, ainda em janeiro de 2014. O ONS apresentou, em 8 de dezembro, um estudo sobre as condições de atendimento à região oeste do Pará, abordando a necessidade da geração da UTE Santarém no horizonte 2017 a 2019. De acordo com o ONS, com a entrada em operação da UHE Pimental e a redução de carga na área de concessão da Celpa, "não se verifica a necessidade de despacho da UTE Santarém para o ano de 2017." "Para o ano de 2018, está prevista a necessidade de até 5 MW de geração [da UTE Santarém] nos meses de setembro a dezembro. Para 2019, está prevista a necessidade de até 20 MW de geração no segundo semestre e no ano", detalhou o ONS. Assim, o CMSE reconheceu a necessidade de descontratação da térmica. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) ficou responsável de realizar um novo estudo sobre o atendimento à região do Pará para os anos de 2018 a 2019. As informações constam na ata da 175º reunião do CMSE, realizada em 8 de dezembro, porém só disponibilizada nesta segunda-feira, 2 de janeiro. (Agência CanalEnergia – 02.01.2017) Economia Brasileira 1 Balança comercial atinge saldo recorde de US$ 47,7 bi em 2016 A balança comercial apresentou em 2016 superávit de US$ 47,692 bilhões, o maior saldo da série histórica, com início em 1989. O valor é mais do que o dobro do registrado em 2015, de U$ 19,7 bilhões. O recorde anterior foi de US$ 46,456 bilhões, registrado em 2006, segundo dados do Ministério da Indústria, Comércio Exterior e Serviços (MDIC). O resultado é consequência de exportações no valor de US$ 185,2 bilhões e importações de US$ 137,6 bilhões. A corrente de comércio (soma de todas as exportações e importações no ano) foi a menor registrada desde 2010. Abrão Neto, secretário de Comércio Exterior, destacou a importância desse superávit para a manutenção dos estoques das reservas cambiais e a redução de 75% para o déficit das nossas contas externas. “O resultado deve ser considerado positivo. Olhando para 2017, deveremos ter um resultado ainda melhor do que o de 2016, com aumento tanto de exportações quanto de importações”, disse Neto. O volume de exportações foi recorde, com 645 milhões de toneladas exportadas. No total, houve uma alta de 2,9% na quantidade de exportações. No entanto, houve queda de 6,2% no preço médio das exportações. Já as importações caíram tanto em termos de preço quanto em quantidade, colaborando para o recorde do saldo. Por conta da variação de preços e da desaceleração econômica, pela primeira vez o resultado da conta de petróleo e derivados foi positiva, de US$ 410 milhões, ante US$ 5,738 bilhões de déficit em 2015. Para Neto, porém, esse resultado positivo foi conjuntural, tendendo a retomar à média negativa apresentada desde 1997. (O Globo – 02.01.2017) 2 Mercado de capitais brasileiro registra o maior crescimento entre países da América Latina O mercado de capitais brasileiro registrou o maior crescimento entre os países da América Latina em 2016, informou a consultoria Economática. Em dezembro de 2015, o mercado de capitais no Brasil contava com 266 empresas e valor de US$ 455,7 bilhões. De janeiro a dezembro de 2016, essas empresas se valorizaram em 55,09%, para US$ 706,7 bilhões. "O mercado com maior crescimento de valor de mercado em 2016 foi no Brasil", disse a Economática, destacando que o país registrou no ano passado a maior desvalorização do dólar (-16,07%) entre as nações avaliadas da América Latina. A pesquisa avaliou o valor de mercado das bolsas do México, Peru, Colômbia, Chile, Argentina e Brasil. A consultoria verificou que em dezembro de 2015 haviam 656 empresas de capital aberto na América Latina, cujo valor de mercado acumulado era US$ 1,25 trilhões. Em 2016, houve uma valorização de US$ 259,5 bilhões (ou 20,69%), para US$ 1,51 trilhões bilhões. Dos seis mercados listados pela Economatica somente o do México apresentou queda do valor de mercado no ano de 2016. No final de 2015 o valor de mercado de 120 empresas mexicanas era de US$ 433,5 bilhões contra US$ 373,1 bilhões no dia 28 de dezembro de 2016, queda de US$ 60,3 bilhões ou -13,92%. "Devemos destacar também que no período o dólar no México teve valorização de 20,19%, o que acaba influenciando a queda do valor de mercado em dólares das empresas mexicanas." Entre as 30 empresas da América Latina que apresentaram maiores crescimento de valor de mercado, há três empresas de energia: Petrobras, Eletrobras e CPFL Energia. (Agência CanalEnergia – 02.01.2017) 3 Previdência tem déficit de R$ 219 bi em 12 meses 4 Atividade industrial do Brasil tem em dezembro menor nível em 6 meses A atividade da indústria brasileira continuou a se retrair no fim de 2016, de acordo com o Índice Gerentes de Compras (PMI, em inglês), calculado pela Markit. O PMI saiu de 46,2 em novembro para 45,2 em dezembro, mínima de seis meses. Em dezembro de 2015, o indicador se situou em 45,6. Leituras abaixo de 50 expressam contração. Segundo relatório da Markit, houve uma queda mais aguda nas novas encomendas, inclusive de exportação, que se refletiu numa diminuição da produção, na compra de insumos e em mais demissões. A redução mais acentuada de funcionários ocorreu no segmento de bens de capital. Os custos, enquanto isso, tiveram a maior alta em quatro meses. Os estoques de pré e pós¬produção tiveram queda acentuada, segundo a Markit. "O declínio acelerado no volume de novos pedidos observado no final do ano aumenta as preocupações em relação ao setor industrial do Brasil, com a demanda tanto interna quanto a exportação mostrando uma fraqueza acentuada. As perspectivas de negócios para 2017 parecem sombrias, devido a várias condições adversas para a economia brasileira, entre elas a deterioração das condições do mercado de trabalho, o consumo fraco, os cortes nos orçamentos, os distúrbios políticos e a demanda contida nos mercados externos”, afirmou Pollyanna De Lima, economista da IHS Markit e autora do relatório. (Valor Econômico – 02.01.2017) 5 Após bater 6% em 2016, FGV vê inflação pelo IPC-S em 4,6% neste ano Depois de ter avançado 6,18% em 2016, o Índice de Preços ao Consumidor ¬ Semanal (IPC¬S) deve desacelerar para 4,6% neste ano, prevê Paulo Picchetti, coordenador do indicador de inflação calculado pela Fundação Getulio Vargas (FGV). Preços administrados, serviços e alimentação serão os maiores responsáveis pela convergência do IPC¬S ao centro da meta, que, na avaliação de Picchetti, não conta com grandes fatores de risco. “Não vejo nenhum grande fator de ameaça para a dinâmica de preços em 2017”, diz Picchetti, destacando principalmente a recessão, que ainda fará o papel de segurar repasses por alguns meses. Mesmo que a economia saia da crise, o que é esperado ao longo do ano, não há nenhuma perspectiva de retomada vigorosa que seja capaz de provocar pressões de demanda, afirmou. (Valor Econômico – 02.01.2017) 6 Inflação pelo IPC-S sobe mais em Recife e no Rio no fim de dezembro A inflação medida pelo Índice de Preços ao Consumidor ¬ Semanal (IPC¬S) acelerou em duas capitais no fim de dezembro de 2016. Em Recife, o indicador teve acréscimo de 0,74%, após aumentar 0,72% na terceira medição do mês; no Rio de Janeiro, passou de 0,27% para 0,55%. No caso de Belo Horizonte e em Porto Alegre, o IPC¬S saiu do campo negativo para apresentar alta no encerramento do mês ¬ na primeira localidade, passou de recuo de 0,01% para elevação de 0,10% e, no segundo, de baixa de 0,10% para acréscimo de 0,09%. Houve redução do ritmo de alta em São Paulo (0,29% para 0,27%), em Salvador (0,21% para 0,19%) e em Brasília (0,62% para 0,60%). Na média das sete capitais, o IPC¬S subiu de 0,24% para 0,33% da terceira prévia de dezembro para a leitura final do período. No ano, o indicador acumulou alta de 6,18%. (Valor Econômico – 03.01.2017) 7 Dólar ontem e hoje
Internacional 1 Argentina cancelou parte de sua dívida com o Paraguai pela energia de Yacyretá O governo argentino este mês desembolsou um total de US$ 1,740 mi que corresponde à energia paraguaia de Yacyretá transferidos em 2015. Com essa quantidade, o país cancelou sua conta em atraso no ano passado, mas está pendente a dívida acumulada em 2016. Um relatório co Ministério da Fazenda indica que no dia 5 deste mês, o governo argentino transferiu para o Tesouro US$ 1,1 mi enquanto no 21 do mesmo mês foram depositados US$ 640 mil; soma que totalizou US$ 1,740 mi em compensação pela a energia correspondente ao Paraguai em Yacyretá e que foi cedida para o sistema elétrico argentino. Com essa quantidade, o país praticamente cancela a sua conta do último ano e deixa pendentes os pagamentos pelo consumido em 2016. Extraoficialmente, sabe-se que o preço da energia paraguaia ou o valor da compensação paga pela Argentina por MWh é de cerca de US$ 10. No entanto, os valores e métodos de cálculo em anexo C do Tratado de Yacyretá foram alterados por uma das Notas Reversales de 9 de Janeiro de 1992. Este instrumento, embora tenha sido rejeitada pelo legislação Guarani, segue vigente, nas partes que lhes convém aos nossos parceiros. Quando Mauricio Macri assumiu o cargo em dezembro de 2015, o total da dívida com o Paraguai somaram cerca de US$ 127 mi, que é dividido da seguinte forma: US$ 62 mi pelo exercício de 2014 e U$S 65 mi pelo de 2015. Antes de final do ano, remeteu ao Tesouro US$ 38 mi, deixando pendentes US$ 24 mi, que cancelaram em maio deste ano. (Inversor Energético – Argentina – 29.12.2016) 2 O BID financiará a construção de um parque eólico da YPF na Argentina De acordo com a empresa em um comunicado, a Corporação Interamericana de Investimentos americano, parte do BID, concedeu um empréstimo de 200 mi de euros, reembolsável durante um período máximo de 9 anos para construir um parque eólico com 30 turbinas que serão distribuídas em um área de 20 km² na Argentina. A primeira parcela do empréstimo foi feita hoje com a concessão de US$ 62 mi de para o início da construção, que será localizada cerca de 40 km a nordeste da cidade de Comodoro Rivadavia, uma das principais cidades da região sul. A usina terá uma vida útil de 20 anos e servirá para fortalecer o compromisso da petroleira Argentina de gerar 20% de sua energia através de fontes renováveis não tradicionais, como explica a declaração. Segundo a empresa, esta planta irá reduzir "significativamente" os custos de produção, permitirá a "economia do combustível não consumido" e contribuirá para "o desenvolvimento de energia renovável e know-how para projetos futuros." (Ultima Hora – Paraguai – 21.12.2016) 3 Argentina: Governo espera aumentar em 57% a produção de gás até 2025 O Ministério de Minas e Energia da Argentina apresentou os Cenários Energéticos até 2025, nos quais é esperado um aumento na produção de gás natural em Vaca Muerta, atingindo um aumento de 57% "no melhor cenário" em dez anos. Além disso, se assegurou a continuidade das importações provenientes da Bolívia em longo prazo e GNL para os picos de inverno, mas é esperado para "gerar excedentes exportáveis sazonais a partir de 2022". Para o setor de energia elétrica, é esperada uma redução significativa na geração térmica e expansão das fontes renováveis. Estima-se que a demanda de eletricidade implicaria na instalação de 17,2 GW de capacidade adicional, dos quais 9,4 serão a partir de fontes renováveis; 4.1 com projetos nucleares; 2.9 de hidrelétricas; e apenas 0,8 de geração térmica. Também se prevê que, após a implementação de políticas de economia e de eficiência energética até 2025, o consumo final de energia será reduzido em 5,9%. E em paralelo será incentivada uma melhoria na qualidade do sistema elétrico a partir da definição e licitação de projetos de transmissão de em alta tensão (LEAT). (Inversor Energético – Argentina – 26.12.2016) 4 The Guardian destaca energias renováveis portuguesas como momento marcante da ciência em 2016 5 Portugal: Levantamento dos duplos apoios nas renováveis avança "com máxima urgência" O secretário de Estado da Energia garante que a correção dos duplos apoios à produção de eletricidade em regime especial é uma medida que está avançando com "a máxima urgência", realçando que agora tem força de lei. "A medida tem valor reforçado de lei e, como é evidente, o Governo vai usar a força de lei do Orçamento do Estado [para 2017]", afirmou Jorge Seguro Sanches à Lusa, referindo-se aos valores recebidos pelas produtoras de eletricidade em regime especial, num montante estimado em cerca de 140 mi de euros. É que, depois da publicação da portaria do Governo, em 14 de outubro, a Assembleia da República integrou-a no Orçamento do Estado para 2017, após proposta do PCP, aprovada pelo PS, PCP e Bloco de Esquerda. Assim, o Governo ficou mandatado para em 2017 deduzir "os valores recebidos pelos centros eletroprodutores que indevidamente se beneficiaram em acumulação de apoios à promoção e ao desenvolvimento das energias renováveis, através de outros apoios públicos", além das remunerações fixadas administrativamente (feed-in-tariff). Em declarações à Lusa, Jorge Seguro Sanches não quis adiantar uma data para o fecho do processo de levantamento dos duplos pagamentos que ocorreram, que permitirá saber qual o valor a devolver, mas garantiu que será ao longo de 2017, até porque metade da verba estimada já foi tida em conta para atenuar a atualização das tarifas da eletricidade em 2017. A Associação de Energias Renováveis (APREN) já rejeitou que os produtores de eletricidade em regime especial tenham recebido duplos pagamentos. (Publico – Portugal – 22.12.2016)
O Governo anunciou nesta segunda-feira que a realização do estudo de viabilidade técnica e econômica da futura interligação elétrica entre Portugal e Marrocos foi entregue a um consórcio internacional do qual fazem parte o Instituto de Engenharia de Sistemas e Computadores - Tecnologia e Ciência (INESC – TEC), e as consultoras Deloitte e Det Norske Veritas (esta última sediada em Oslo, Noruega). O projeto foi concedido por 185 mil euros, segundo os dados divulgados pela secretaria de Estado da Energia. “A concessão resulta de uma decisão conjunta” de Portugal e Marrocos, revelou uma nota de imprensa do gabinete do secretário de Estado da Energia Jorge Seguro Sanches. “Esta interligação permitirá a Portugal, numa fase inicial, potenciar a exportação de energia renovável e, em simultâneo, garantir flexibilidade e segurança de abastecimento e reforçar a competitividade da economia nacional”, refere o comunicado. No Verão, durante a apresentação em Lisboa do relatório “BP Estatistical Review of World Energy”, de 2016, o secretário de Estado da Energia disse contar que o custo desta interligação a Marrocos – com uma capacidade de transmissão de 1000 megawatts - rondasse 200 milhões de euros. A concretizar-se, a construção da interconexão submarina a partir do sul do país servirá para que Portugal exporte energia elétrica para Marrocos. Numa primeira fase, em que Marrocos (que já tem ligação a Espanha) tem uma produção elétrica deficitária e preços muito elevados, Portugal posicionar-se-ia como vendedor, mas, no futuro, estaria obrigado “a ser competitivo”, dado o enorme potencial de produção solar do Norte de África, disse o secretário de Estado ao PÚBLICO, em Março. (Publico – Portugal – 02.01.2017) 7 Espanha: Governo aprova novo bônus social elétrico O Conselho de Ministros espanhol aprovou na sexta-feira o decreto lei acordado entre o PP, PSOE e Cidadãos para estabelecer o novo mecanismo de financiamento de bônus social de eletricidade e reforçar as medidas de proteção para os consumidores vulneráveis, que proíbe os cortes de energia para aqueles que são considerados graves que estão sendo atendidos pelos serviços sociais. O novo regulamento introduz o critério de renda ou receita como determinante em receber o bônus, apesar de não ser conhecido os valores para se beneficiar da medida até que as regras sejam aprovadas. Trata-se de uma aplicação imediata a recuperação do desconto de 25% em contas de energia elétrica para as famílias com todos os membros desempregados; grandes famílias; pessoas com 60 anos ou mais que recebem a pensão mínima; ou aqueles com uma potência contratada inferior a 3 kW. O Supremo Tribunal anulou em outubro o sistema de bônus sociais considerando-o discriminatório, uma vez que afetou apenas as cinco principais companhias, que representam 94% da indústria. Agora ela se aplica a todos, de acordo com Alvaro Nadal, Ministro da Energia, Turismo e Agenda Digital. (El País – Espanha – 23.12.2016) 8 Espanha: A diminuição do uso de carvão reduziu em 20% as emissões de CO2 no setor da eletricidade Enquanto o mundo estava remando em 2015 para um declínio no uso do carvão para gerar eletricidade, a Espanha foi um dos países que mais aumentou o uso desta fonte de energia, o mais poluente de todos. As térmicas espanholas que queimam carvão aumentaram em 21,9% sua produção de energia. A falta de chuvas e ventos, unidos aos baixos preços internacionais do cavão, gerou um aumento tão grande, que por sua vez causou um aumento de 3,2% nas emissões globais de CO2 na Espanha, enquanto no resto da União Europeia se reduziam. Em 2016, no entanto, foram utilizadas fontes mais limpas. As condições do tempo, e não o planejamento energético do Governo, mais uma vez definida a produção de eletricidade na Espanha neste ano que está prestes a terminar. Segundo dados da Rede Elétrica de Espanha no dia 23 de dezembro, 39,2% da energia produzida este ano chegou a partir de fontes não poluentes. É quase quatro pontos a mais que no ano passado. O caso mais notável é o do carvão. Este combustível fóssil é o mais poluente: estima-se ser responsável por 45% das emissões de CO2 no sector da energia. 2015 foi a segunda fonte mais utilizada em Espanha; 19,9% da energia elétrica gerada veio a partir dessa fonte. Esta baixa para o ano para o terceiro lugar, atrás nuclear e eólica- e que a participação cai para 14,3%. (El País – Espanha – 30.12.2016) 9 França inaugura primeira estrada solar do mundo A França inaugurou aquela que é considerada a primeira estrada solar do mundo, em dezembro. Batizada de Wattway, o trecho possui 1 quilômetro de extensão e custou 5 milhões de euros, para uso dos cerca de 2 mil motoristas que se dirigem a uma pequena vila de 3.400 habitantes na Normândia. Os paineis da estrada solar são cobertos com uma resina contendo folhas finas de silício, o que teoricamente permitiria o trânsito de caminhões de mais de 3.500 kg. A energia deve ser usada para abastecer o sistema de iluminação pública da região. Nos Estados Unidos, um pequeno trecho de uma estrada americana, a Solar Roadway, contou com instalação de placas solares para estudos sobre a tecnologia. (Brasil Energia – 02.01.2017) 10 Término de usina hidrelétrica reitera projeto desenvolvimentista do Governo etíope A Etiópia avança em seu projeto desenvolvimentista após o término da tão aguardada usina hidrelétrica GIB III. Com potência estimada de produção anual de 1.870 MW, a obra soma-se a uma série de outras estruturas projetadas pelo Estado etíope para a sustentação do crescimento econômico do país e da intentada transição de uma economia agrária para manufatureira. Tudo com vistas a que, em 2025, o país atinja a condição de economia de nível de renda média no âmbito global. A usina teve sua construção iniciada ainda no ano de 2006, sendo interrompida em uma série de ocasiões por causa de restrições de financiamento. Estima-se que o investimento total para construção foi de, aproximadamente, 1,6 bilhão de dólares. Pouco menos da metade (40%) desta quantia foi desembolsada pelo Governo etíope, sendo o restante financiado pelo Banco Comercial e Industrial da China. A presença chinesa no planejamento e desenvolvimento da obra sinaliza o protagonismo do país asiático no projeto desenvolvimentista etíope, despontando como, talvez, o parceiro comercial e diplomático mais próximo da Etiópia para os próximos anos. Com a finalização da usina, o Governo etíope espera incrementar o comércio de energia elétrica com os países vizinhos. Atualmente, a Etiópia vende energia elétrica a países como o Quênia, o Sudão e Djibuti. Neste sentido, a usina Grand Renaissance, de 4,1 bilhões de dólares e de potência estimada de 6.000 MW, ainda em construção, reitera o compromisso dos governantes em posicionarem o país como importante mercador de energia na África Oriental. (CEIRI NEWSPAPER - 21.12.2016) 11 Conflitos e contradições na construção da hidrelétrica GIB III na Etiópia Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
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