l IFE: nº 4.240 - 09 de janeiro de 2017 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Gás e
Termelétricas Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Aneel vê 2017 com baixo volume de MW em atraso na operação A Aneel vê baixo volume de MW com risco de atrasos na entrada em operação de usinas este ano, segundo os dados mais recentes da agência, divulgados em dezembro. Segundo a Aneel, apenas 326,33 MW, o equivalente a 4,20% do total previsto para iniciar operação comercial este ano (7.772,93 MW) possuem restrições para cumprir o prazo. Ainda assim, as restrições são classificadas pela cor amarela, ou seja, há chances consideráveis delas serem solucionadas a tempo de que possam operar ainda este ano. Do total com restrições para este ano, 227,40 MW, ou 69,68%, correspondem a usinas solares fotovoltaicas, sendo o restante proveniente de eólicas (70 MW) e térmicas fósseis (28,93 MW). O quadro complica, na verdade, entre 2018 e 2020, quando de um total de 9.762,52 MW, de uma previsão de 19.894,26 MW (ou 49,07% do total) possuem restrições de início de operação comercial. Boa parte desses ativos com problemas de cronograma é de eólicas e solares, além de cerca de 2,1 GW de usinas fósseis e à biomassa previstas para operar em 2020. Entre esses ativos devem estar as usinas a gás da Bolognesi, que totalizam 1,25 GW. Há ainda um bloco de 7.503,38 MW sem previsão nenhuma de entrada em operação comercial. Desse montante, a maior parte vem de usinas fósseis, que somam 4.831,35 MW. Há também um bloco de 719,31 MW de usinas eólicas e outro de 528,87 MW de usinas a biomassa sem previsão de serem concretizadas. PCHs somam 613,49 MW e hidrelétricas, 810,36 MW. Confira abaixo o quadro de previsão de entrada em operação de usinas, a partir de dados de fiscalização da Aneel. (Agência Brasil Energia – 06.01.2017) 2 Projetos de energia podem ser considerados prioritários em fundo do Nordeste Uma comissão da Câmara dos Deputados aprovou projeto de lei que torna obrigatória inclusão de empreendimentos de energia como investimentos prioritários para recebimento de recursos do Fundo de Desenvolvimento do Nordeste (FDNE), administrados pela Sudene. O texto do deputado José Reinaldo (PSB-MA) foi aprovado pela Comissão de Integração Regional, Desenvolvimento Regional e da Amazônia e já tramitou pela Comissão de Minas e Energia. Ainda deve passsar por outras duas comissões antes de seguir para o Plenário. (Agência Brasil Energia – 06.01.2017) 3 GSF leva mercado a liquidar menos de 30% do valor contabilizado A liquidação financeira do mercado de curto prazo de energia referente a novembro movimentou menos de 30% do total contabilizado para o período, de R$ 2,48 bi. Foram liquidados apenas R$ 680 mi, devido, principalmente, a pendências relacionadas ao GSF, de acordo com a CCEE. Do valor não pago, R$ 1,61 bi está travado em liminares abertas por empresas que operam no mercado livre, que, de forma geral, reivindicam questões relacionadas ao GSF. Já a parcela restante, de R$ 190 mi, representa outros valores que ficaram pendentes na liquidação de novembro. A operação envolveu 5.002 agentes no período, sendo 2.167 devedores e 2.835 credores. Segundo a CCEE, “os agentes credores que foram beneficiados com decisões judiciais para não participar do rateio da inadimplência oriunda de liminares do GSF tiveram uma adimplência próxima de 88,5%. Após a operacionalização dessas e de outras decisões judiciais, não houve recurso para efetivar os pagamentos dos outros agentes”. Conta Bandeiras. A CCEE também realizou a liquidação financeira referente à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, conhecida como Conta Bandeiras. A operação, referente ao período de novembro 2016, movimentou R$ 82,7 mi, o que representa 99,9% de adimplência. A operação considerou o pagamento de 70 distribuidoras e permissionárias devedoras na conta, e o pagamento do prêmio de risco hidrológico no valor de R$ 17,3 mil aportados pela Tocantins Energia. Os recursos arrecadados foram repassados pela Conta Bandeiras a 25 distribuidoras credoras. De acordo com a CCEE, eventuais valores que ficarem inadimplentes serão inseridos na liquidação do mês subsequente. (Agência Brasil Energia – 06.01.2017) 4 Aneel libera mais uma turbina na casa de força complementar de Belo Monte 5 Aneel prorroga prazo para estudos de viabilidade da UHE Jatobá A Aneel prorrogou para 31 de dezembro de 2018 o prazo para que o Grupo de Estudos Tapajós apresente à agência o estudo de viabilidade da hidrelétrica Jatobá, de 2.338 MW, aproveitamento localizado no Rio Tapajós, no Pará. A agência aprovou ainda a liberação para operação comercial da unidade geradora 5 da casa de força complementar (sítio Pimental) da hidrelétrica Belo Monte. A unidade possui capacidade instalada de 38,85 MW e pode operar comercialmente a partir desta sexta-feira (6/1). (Agência Brasil Energia – 06.01.2017)
Empresas 1 Celesc estuda criar comercializadora A Celesc estuda criar uma comercializadora de energia. A medida será avaliada pelo conselho de administração este ano e poderá ser implantada no segundo semestre. Cerca de 30% da energia consumida no Estado de Santa Catarina é utilizada por consumidores livres, que pagam hoje à Celesc apenas uma tarifa pelo uso da rede de distribuição. "Se amanhã ou depois tomarmos uma decisão de ter uma comercializadora, temos um potencial de trazer para nós de novo vários clientes. São oportunidades que a empresa está estudando e pode acontecer para a frente", afirmou o presidente da Celesc, Cleverson Siewert. A eventual criação da comercializadora faz parte do planos da companhia de diversificar seus negócios e reduzir a dependência da área de distribuição de energia. O segmento responde por 99% da receita operacional bruta anual da empresa, da ordem de R$ 12,3 bi. O restante é relativo ao setor de geração, que totaliza cerca de 120 MW de capacidade. Na linha de eficiência energética, a Celesc, em parceria com a Engie, lançou projeto de subsídio a clientes para a instalação de 1 mil painéis fotovoltaicos no Estado, em 2017, com investimento total de R$ 17 mi. A empresa oferece 60% de desconto para o consumidor que instalar o sistema. Para 2017, Celesc prevê investir R$ 371,7 mi, em linha com o desembolsado em 2016. Desse total, R$ 282 mi são destinados à distribuição, sendo R$ 245,3 mi em obras de ampliação e melhoria do sistema e R$ 36,7 mi para instalação e modernização de equipamentos de medição. Também estão previstos R$ 31,1 mi para sistemas de informação, R$ 10,8 mi em veículos e R$ 1,3 mi em edificações. A área de geração terá R$ 38,6 mi, sendo R$ 5,3 mi em novos negócios e R$ 33,3 mi na ampliação e melhorias das usinas. Com relação à distribuição, após queda de 2% do mercado em 2015 e de estagnação em 2016, o presidente da Celesc prevê um aumento do consumo de energia da área de concessão da empresa. "Para 2017, estamos vendo uma retomada. O Brasil teve um pouco de deterioração ao longo desses últimos quatro meses de 2016. Ainda assim percebemos que os estoques foram consumidos e a indústria está voltando a produzir, mesmo que a um ritmo mais lento. A perspectiva é que tenhamos um primeiro semestre ainda talvez não tão forte, mas que o segundo semestre já possa mostrar algum grau de recuperação maior" completou Siewert. (Valor Econômico – 09.01.2017) 2 Chinesa pode assumir projetos de transmissão da Eletrosul no Brasil A Shanghai Electric está perto de fechar um acordo com a Eletrosul, subsidiária da Eletrobras, para assumir a responsabilidade de construir um importante conjunto de sistema de transmissão que permitirá o escoamento de usinas eólicas no Rio Grande do Sul. A operação é tratada como uma transferência de projeto, uma vez que o ativo ainda precisa ser construído para gerar receita. Por conta disso, a Eletrosul não deverá receber nenhum pagamento. Em nota, a estatal informou que "as negociações com a empresa chinesa Shanghai Electric prosseguem e os termos dessa parceria estão sendo definidos para a viabilização dos empreendimentos de transmissão que integram o lote A do leilão 004/2014 da Aneel. Os empreendimentos do lote A compreendem a interligação do potencial eólico do RS por meio de 2,1 mil km de linhas de transmissão, oito subestações e ampliação de 13 unidades existentes, com investimento estimado em 2014 em R$ 3,27 bi. A operação é vista com bons olhos pelas autoridades do setor elétrico brasileiro e por governantes do RS, uma vez que o cronograma da obra já está comprometido. Por contrato, a obra deveria ficar pronta em março de 2018. Porém, o MME já trabalha com um atraso de 12 meses. "Tendo em vista contato telefônico com a Eletrosul, a qual já estima um possível atraso de cerca de 9 meses devido ao processo de negociação com novos parceiros para o empreendimento pela Chamada Pública em andamento, resulta numa nova data de tendência", aponta o relatório de monitoramento da expansão da transmissão atualizado no final de novembro de 2016. A expectativa é que o negócio seja concluído ainda no primeiro trimestre deste ano. Enquanto isso não se resolver, a Eletrosul está envidando esforço para dar continuidade ao processo de licenciamento dos projetos. "Paralelamente, prossegue o processo de obtenção das licenças necessárias junto aos órgãos responsáveis", relatou a companhia. A subsidiária Eletrobras tem buscado parceiros para tocar seus projetos em meio a dificuldades financeiras e menor disponibilidade de crédito no mercado para fazer frente aos investimentos no país. A holding tem coordenado as ações para reduzir o endividamento de suas subsidiárias por meio da venda de ativos e da redução de investimentos. (Agência CanalEnergia – 06.01.2017) 3 CPFL Energia pagará dividendos intermediários O conselho de administração da CPFL Energia aprovou em reunião nesta quinta-feira, 5 de janeiro, declarar dividendo intermediário referente ao primeiro semestre de 2016. O valor que será pago é de R$ 221,78 mi, equivalente a R$ 0,217876793 por ação ordinária da empresa. Terão direito ao valor os acionistas detentores dos papeis da empresa até 12 de janeiro. O pagamento será efetuado em 20 de janeiro. (Agência CanalEnergia – 06.01.2017) 4 Duke anuncia pagamento de dividendos em março 5 Coelba pagará juros sobre capital próprio O conselho de administração da Coelba aprovou o pagamento de juros sobre capital próprio. O montante que será pago aos acionistas é de pouco mais de R$ 116,6 mi com pagamento sendo feito até o final deste ano. O montante refere-se aos resultados obtidos pela companhia até o terceiro trimestre do ano passado. Esse valor equivale a R$ 0,60 por ação ordinária e preferencial classe A e R$ 0,66 por ação preferencial classe B. Ao final do ano passado o conselho da Neoenergia, controladora da distribuidora baiana, aprovou ainda a captação de até R$ 100 mi para a Coelba, tendo o Itaú como contraparte. O prazo é de 3 anos e o custo de 128,3% do CDI. (Agência CanalEnergia – 06.01.2017) 6 Aneel concede desconto tarifário de 50% para cogeração da Abengoa A Aneel aprovou a alteração da potência injetada no sistema da unidade de cogeração da usina São Luiz, da Abengoa Bioenergia, de 35 MW para 50 MW e concedeu um desconto de 50% nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, conforme prevê resolução 745 da agência de 22 de novembro de 2016. A unidade (UTE São Luiz) tem potência instalada total de 70 MW, mas tinha permissão para injetar no sistema apenas 35 MW. A usina venceu um leilão de energia de reserva em 2008 e, em 2015, pediu alteração de suas características técnicas. A decisão foi publicada hoje no Diário Oficial da União (DOU). (Valor Econômico – 06.01.2017) 7 Furnas conclui subestação no Rio de Janeiro Furnas concluiu a nova subestação Grajaú, em 138 kV, que vai abastecer subestações da Light responsáveis por atender uma área significativa do Rio de Janeiro, que incluem o Centro, a Zona Sul e grande parte da Zona Norte. A unidade deve conectar até 16 linhas e a expectativa é de melhora na confiabilidade do fornecimento de energia para o município. Segundo a estatal, a subestação foi construída com compartimentos do setor blindado isolados ao SF6, gás inerte e causador de efeito estufa. As obras foram iniciadas em julho de 2014 e o prédio ocupa apenas 10% de uma área necessária para a construção de uma subestação convencional, de acordo com Furnas. (Agência Brasil Energia – 06.01.2017) 8 Acre registra mais de 9,3 mil 'gatos' de energia durante 2016, diz Eletrobras Levantamento divulgado pela Eletrobras Distribuição Acre, apontou que foram registrados 9.343 casos de furto de energia, os conhecidos "gatos", durante todo o ano passado no estado. As irregularidades representaram um prejuízo final de R$ 10 mi aos cofres da empresa. Seis pessoas chegaram a ser presas. Ao todo, durante os 12 meses de 2016, a distribuidora realizou a inspeção de 41.454 unidades consumidoras. O gerente de fiscalização do órgão, André Sabino, diz que a maioria dos furtos de eletricidade - em torno de 80% - foram na capital acreana, Rio Branco. O problema, segundo o gestor, é mais comum em casas. "Em torno de 25% ocorre na classe comercial; 70% na residencial; e apenas 5% nas diversas, como indústrias. Devido à crise, a classe comercial cresceu muito no ano passado. Esse índice era de 15% e passou para 25%. Muitos restaurantes e bares fizeram desvio do serviço", explica Sabino. O gerente ressalta que, após a identificação da irregularidade, o local é notificado e, em seguida, é feito um trabalho de recuperação das perdas com base no levantamento de carga. "O trabalho de retorno é feito em torno de 90 dias. Tem gente que não paga a conta e continua fazendo o furto. Por isso, nós fazemos a revisita", fala. Sabino acrescenta que os "gatos" acarretam problemas como risco de vida, insegurança para terceiros e baixa qualidade da energia. "Um transformador atende uma determinada quantidade de unidades. No entanto, se a energia é furtada, não dá para identificar se o equipamento está atendendo. Acaba causando deficiência na qualidade do serviço", finaliza. (G1 – 06.01.2017)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios da região Norte estão operando com volume de 19,6%, 0,3% a mais em comparação com o dia anterior. Os dados são do ONS, referentes ao último dia 5 de janeiro. A energia armazenada é 2.947 MW/mês e a ENA é 3.097 MWm, que é o mesmo que 30% da MLT armazenável no mês até o dia. A usina de Tucuruí está operando com volume de 28,57%. Na região Nordeste, os reservatórios continuam com 17,2% da capacidade. A energia armazenada é 8.935 MW/mês e a ENA é 6.571 MWm, que é equivalente a 56% da MLT. A usina de Sobradinho está operando com volume de 13,95%. No submercado SE/CO, houve queda de 0,2%, o que deixou os reservatórios com volume de 33%. A energia armazenada é 67.092 MW/mês e a ENA é 33.212 MWm, que é equivalente a 49% da MLT. A usina de Furnas opera com volume de 45,78% e a de Nova Ponte com 25,59%. No Sul, os reservatórios apresentam nível de 62,7% da capacidade, aumentaram 0,4% em relação ao dia anterior. A energia armazenada é 12.518 MW/mês e a ENA é 12.630 MWm, que é o mesmo que 168% da MLT. A usina de Barra Grande opera com 63,09% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 06.01.2017) 2 Consumo de eletricidade cresce 1,3% em dezembro, informa CCEE O consumo nacional de energia elétrica em dezembro alcançou 60.408 MWm, aumento de 1,3% na comparação com dezembro de 2015, informou a CCEE nesta sexta-feira, 6 de janeiro. No ACL houve crescimento de 21,5% influenciado pela migração de clientes cativos para o mercado livre. Já o mercado cativo registrou queda de 4,3%. Dentre os ramos da indústria avaliados pela CCEE, incluindo dados de autoprodutores, varejistas, consumidores livres e especiais, os setores de comércio (+114,2%), serviços (72,7%) e alimentício (68,8%) registraram aumento no consumo de energia elétrica no período, índices com influência da migração dos consumidores para o mercado livre. Já a análise do desempenho da geração indica a entrega de 61.887 MW (-0,6%) médios de energia ao SIN em dezembro. Houve aumento de 39% na produção das usinas eólicas, enquanto a geração térmica caiu 35,2% no período. As usinas hidráulicas, incluindo as PCHs, registraram incremento de 8,1% na produção de energia com representatividade de 78% da fonte sobre toda energia produzida no país. O índice é 6,2 pontos percentuais superior ao registrado em dezembro de 2015. As informações constam na mais recente edição do boletim InfoMercado Semanal Dinâmico da CCEE, que traz dados de geração e consumo de energia, além da posição contratual líquida atual dos consumidores livres e especiais. O InfoMercado Semanal também apresenta estimativa de que as usinas hidrelétricas integrantes do MRE gerem, em dezembro, o equivalente a 96,3% de suas garantias físicas, ou 47.448 MWm em energia elétrica. Para fins de repactuação do risco hidrológico, este percentual foi de 90%. (Agência CanalEnergia – 06.01.2017) 3 ONS prevê maior consumo de energia em janeiro O ONS elevou a previsão de consumo de energia no país em janeiro, de 67.845 MWm para 67.892 MWm. Com isso, o órgão ampliou, de 5,7% para 5,8%, a previsão de crescimento de consumo ante janeiro de 2016. Com relação ao subsistema SE/CO, responsável por 70% da capacidade de armazenamento de água para geração de energia do país, o ONS elevou as expectativas de chuvas para este mês. O órgão agora prevê um volume de chuvas nas duas regiões de 78% da média histórica para o período, ante 72% do histórico previsto anteriormente. A ligeira melhora na previsão de chuvas fez com que o operador aumentasse a expectativa de armazenamento nos reservatórios das hidrelétricas do subsistema no fim deste mês, passando de 36% para 38,9% de estoque. (Valor Econômico – 06.01.2017) 4 ONS disponibiliza nova versão dos procedimentos de rede O ONS disponibilizou nesta quinta-feira, 5 de janeiro, a nova versão dos procedimentos de Rede. São documentos de caráter normativo elaborados pelo ONS, com participação dos agentes, e aprovados pela Aneel, que definem os procedimentos e os requisitos necessários à realização das atividades de planejamento da operação eletroenergética, administração da transmissão, programação e operação em tempo real no âmbito do SIN. Segundo o ONS, os principais objetivos dos procedimentos de rede são: garantir transparência na operação do sistema, estabelecer as responsabilidades dos agentes no que se refere às atividades de operação, especificar os requisitos técnicos contratuais, entre outros. (Agência CanalEnergia – 06.01.2017) 5 Queda de 32% leva PLD no SE/CO, Sul e Norte para R$ 101,24/ MWh A CCEE informa que o PLD para o período entre 7 e 13 de janeiro caiu 32% nos submercados SE/CO, Sul e Norte, passando de R$ 148,04/MWh para R$ 101,24/MWh. Já o preço no Nordeste também registrou e ficou 16% menor ao ser fixado em R$ 124,05/MWh. Os limites de intercâmbio referentes ao recebimento de energia do Nordeste são atingidos, fazendo com que os preços deste submercado fiquem descolados em relação aos demais. A expectativa das afluências para janeiro no Sistema deve ficar em 77% da MLT, acima da média apenas no Sul, com 201% e abaixo da MLT nos demais submercados: Sudeste, com 78%; Nordeste em 32% e Norte com 45%. Já a previsão de carga para a segunda semana de janeiro ficou 50 MWm superior ao previsto na última semana, sem mudanças no submercado Nordeste. Houve elevação de 350 MWm no Sudeste e reduções de 150 MWm nas regiões Sul e Norte. Os níveis dos reservatórios do SIN estão aproximadamente 650 MWm acima do esperado com elevações de 680 MWm no Sul e 310 MWm no Nordeste. Já no submercado Sudeste esse volume é de 200 MWm e no Norte 140 MWm de variação negativa. O fator de ajuste do MRE para janeiro passou de 95,3% para 96,8%. Os Encargos de Serviços do Sistema são esperados em R$ 140 mi para o período, sendo R$ 122 mi referentes à segurança energética. O PLD da segunda semana de janeiro de 2017 já considera alterações necessárias para a correta representação da Energia Armazenada Máxima do subsistema SE/CO. Além disso, a CCEE encaminhará à Aneel os valores recalculados do PLD da 1ª semana operativa de janeiro de 2017, considerando a representação acima mencionada, para eventual republicação do PLD, a ser definida pela Aneel. (Agência CanalEnergia – 06.01.2017) 6 CCEE: erro em modelo provoca redução de R$ 7,18/MWh no PLD de janeiro A inconsistência na reprodução da energia armazenada do subsistema Sudeste/Centro-Oeste levará à republicação do PLD da primeira semana de janeiro. Segundo fato relevante divulgado pela CCEE nesta sexta-feira, o problema foi corrigido e resultará na redução de R$ 7,18/MWh, em média, do valor do PLD para todos os quatro submercados. A decisão ainda precisará passar pelo crivo da Aneel para ser efetivada. Apesar das situações distintas, essa é a segunda vez - se confirmada a decisão - em um espaço de dois meses em que a CCEE é obrigada a tomar essa medida por erro na inserção dos dados de entrada dos modelos matemáticos utilizados pelo setor elétrico. O problema foi identificado durante o processo de elaboração do Programa Mensal da Operação (PMO) para o estabelecimento da estratégia operativa da primeira semana de janeiro, de 31 de dezembro de 2016 a 6 de janeiro de 2017. Segundo o ONS, ao colocar em prática as novas versões dos modelos GEVAZP (que gera cenários de vazões) e Decomp, foi identificada a redução no valor da EArm para o subsistema SE/CO, onde existem operações de desvio de água por bombeamento. Ao rodar os modelos, explicou, os valores de ENA considerados pelo modelo Decomp para consultar a Função de Custo Futuro obtida pelo modelo Newave passaram a ser calculados com base num arquivo de regras de cálculo de postos de vazões artificiais utilizado pelo modelo GEVAZP, denominado "Regras". Essas regras são representativas da operação das usinas, considerando os desvios de água e bombeamentos existentes. Essa foi a primeira vez que as novas versões dos modelos foram utilizadas pelo ONS. A solução para resolver o problema foi ajustar o arquivo "Regras" utilizado pelo modelo GEVAZP, exclusivamente para a obtenção das vazões de postos artificiais para fins de cálculo da ENA, e o arquivo DADGER utilizado pelo modelo Decomp. As alterações do arquivo Regras, utilizado pelo modelo GEVAZP, e do arquivo DADGER, utilizado pelo modelo Decomp, foram implementadas na Revisão 1 do PMO e serão utilizadas para o cálculo do PLD da 2ª semana operativa de janeiro de 2017. (Agência CanalEnergia – 06.01.2017)
1 Ibama autoriza UHE Santo Antônio a operar na cota 71,3 m O Ibama emitiu no último dia 30 de dezembro de 2016 autorização que permite à UHE Santo Antônio operar o reservatório na cota 71,3 metros. A Autorização é válida pelo período de 6 meses e exige, para sua renovação, pedido com antecedência mínima de 30 dias em relação à data do vencimento. Essa regra de operação, aprovada pela ANA e pela Aneel, permite o funcionamento das 50 turbinas, sem interferência nas Unidades de Conservação vizinhas ao empreendimento. A autorização não permite que a água atinja áreas não adquiridas pela empresa. A UHE Santo Antônio operava com 44 turbinas e a ativação das outras 6 resultará em um aumento de aproximadamente 11% ou 418 MW na geração de energia, o equivalente a 2 vezes a potência instalada da UHE Samuel, também localizada em Rondônia. O aumento de área alagada corresponde a 1.153,75 hectares. A Autorização Especial nº 09/2016 condiciona a operação na cota 71,3 metros a situações em que o volume de água que chega ao barramento esteja dentro do limite de 24 mil metros cúbicos por segundo. Quando a vazão afluente for superior a esse limite, o operador deverá reduzir o nível a 70,5 metros. Continuarão a ser exigidas as obrigações estabelecidas como condicionantes da Licença de Operação e os programas socioambientais que compõem o Plano Básico Ambiental. O Ibama ressaltou em comunicado que manterá o diálogo com os interessados por meio do Grupo de Acompanhamento Social, que vai ser formado pela ANA, pela Universidade Federal de Rondônia, Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de Rondônia, Fundação Oswaldo Cruz (RO), Promotoria de Justiça do Ministério Público de Rondônia, Procuradoria da República em Rondônia, Movimento dos Atingidos por Barragens, Secretaria do Governo do estado, Prefeitura de Porto Velho, Associação Rural de Jaci-Paraná (RO), Associação de Moradores e Pescadores de Jaci-Paraná , Associação Comercial e Industrial de Jaci-Paraná e das Associações de moradores dos reassentamentos construídos pela Santo Antônio Energia. O objetivo é garantir a participação popular permanente. (Agência CanalEnergia – 06.01.2017) 2 Estudos de viabilidade da UHE Jatobá poderão ser entregues até o fim de 2018 A Aneel prorrogou até 31 de dezembro de 2018 o prazo para a entrega dos estudos de viabilidade da UHE Jatobá. A usina tem potência de 2.338 MW e fica localizada no rio Tapajós, na sub-bacia 17, no estado do Pará. O grupo de estudos da usina é composto pela Eletrobras, Eletronorte, Camargo Corrêa, EDF Consultoria, EDF, Cemig GT, Copel GT, Engie, Enel, Neoenergia e Consórcio Tapajós. A continuidade dos estudos não significa que o horizonte de viabilização da usina está próximo ou mesmo definido. A UHE São Luiz do Tapajós, com mais de 8 mil MW e que fica no mesmo rio chegou a ser prometida pelo governo Dilma Rousseff, mas teve o seu processo de licenciamento arquivado. Mesmo com pedidos de empreendedores do setor para a retomada do processo e dos investimentos na fonte hídrica, o governo tem se mantido cauteloso sobre o tema e prefere aguardar o resultado de um recurso do grupo de estudos junto ao órgão licenciador ambiental. (Agência CanalEnergia – 06.01.2017)
Gás e Termelétricas 1 Fitch rebaixa nota de debêntures da UTE Pernambuco III, da Bolognesi A Fitch Ratings rebaixou a nota de crédito da 1º emissão de debêntures da termelétrica Pernambuco III, após a empresa apresentar proposta para reestruturação de suas dívidas. O rating nacional de longo prazo foi rebaixado para categoria "C (bra)", mas pode cair para "D (bra)" caso os credores desses papéis aceitem a proposta. As debêntures somam R$ 300 mi, dividida em quatro séries de R$ 75 mi, com vencimento em 2025 nos meses de março, junho, setembro e dezembro. O anúncio da proposta de reestruturação foi feito em 30 de dezembro de 2016 e passará por uma assembleia de investidores marcada para 16 de janeiro de 2017. A proposta da administração inclui um novo cronograma de pagamento das debêntures e a capitalização de juros até o final de 2017. Também libera a Conta Reserva do Serviço da Dívida, altera cláusulas de vencimento antecipado, a ordem de alocação de recursos e busca o compartilhamento de garantias reais das debêntures com outros credores do projeto. A proposta de reestruturação visa a direcionar recursos para também honrar pagamentos a fornecedores, linha de financiamento de capital de giro e investimento de manutenção requerido, além do serviço da dívida das debêntures. O Índice de Cobertura do Serviço da Dívida ao longo do período de nove meses encerrado em 30 de setembro de 2016 chegou a 0,92 vez. O caixa total disponível, incluindo as reservas, caiu para R$ 22,5 mi de R$ 43 mi em junho de 2016. Segundo a agência, o projeto foi impactado pela combinação de contínuos despachos em 2014 e 2015, somada à queda relevante no índice Platts de USD100/barril para USD25/barril e ao aumento do custo financeiro da linha de capital de giro, indexada ao CDI. Ainda em consequência da baixa geração de caixa com o despacho, o projeto não consegue fazer as manutenções periódicas necessárias para manter os níveis de disponibilidade elevados. Devido à baixa disponibilidade da planta para atendimento do despacho, houve necessidade de compra de lastro, até o terceiro trimestre de 2016, no montante de R$ 23,8 mi. Em dezembro de 2016, o projeto tinha capacidade disponível de apenas 24% da garantia física total, de 109,2 MW. (Agência CanalEnergia – 06.01.2017) 2 Aneel estabelece CVU de dezembro para UTEs Norte Fluminense A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou os valores de Custo Variável Unitário de R$ 51,52/MWh para a UTE Fluminense 1, R$ 59,93/MWh para a UTE Fluminense 2 e de R$ 114,25/MWh para a UTE Fluminense 3 referentes ao mês de dezembro de 2016. Os valores serão aplicados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a partir da primeira revisão do Programa Mensal de Operação (PMO). (Agência CanalEnergia – 06.01.2017) Economia Brasileira 1 Indústria decepciona em novembro e piora PIB do 4º trimestre O crescimento modesto da produção industrial em novembro - de 0,2% sobre outubro, feito o ajuste sazonal -, além de frustrar as projeções de alta mais consistente do indicador no período, sinaliza que a atividade nos últimos três meses do ano registrou desempenho tão ruim, ou pior, que no terceiro trimestre, quando o PIB encolheu 0,8%. Ao lado da queda expressiva de 1,2% em outubro, o dado de novembro da PIM-PF representa herança estatística negativa de 1,9% para o trimestre. Assim, mesmo a alta preliminar esperada para a produção em dezembro, em torno de 0,5%, não seria suficiente para evitar mais um resultado negativo no período. A surpresa com a fraqueza dos números teve repercussões imediatas no mercado de juros e nas previsões de analistas para a decisão do Copom da próxima semana. Diante da fraqueza da atividade e do prolongamento da recessão, diz Silva, do Modal, o Banco Central deve levar a taxa básica de juros dos atuais 13,75% a 9,75% no fim do ano, de acordo com a projeção da instituição. "Resta saber como será a composição desse afrouxamento, se o BC cortará mais agora ou deixará mais para o fim do ano", afirma. A expectativa de Silva para a próxima reunião do Copom é de corte de 0,5 ponto na Selic. “Mas vai ter gente reclamando que poderia ter sido 0,75, como teve gente que reclamou na última reunião que o corte poderia ter sido de 0,5 [quando foi de 0,25]”. (Valor Econômico – 06.01.2017) 2 IGP-DI fecha 2016 com alta de 7,18% A inflação medida pelo IGP-DI acelerou a 0,83% em dezembro, após marcar apenas 0,05% em novembro, informa a FGV. Em dezembro de 2015, a variação positiva foi de 0,44%. Em 2016, o indicador acumulou alta de 7,18%, após subir 10,70% em 2015. A alta do IGP-DI em dezembro foi puxada principalmente pela aceleração dos produtos industriais no atacado, em especial o minério de ferro. Os produtos agropecuários registraram deflação, mas menor que em novembro. Os preços ao consumidor e a inflação da construção civil também subiram e influenciaram o resultado do mês. No atacado, o IPA saiu de queda de 0,01% em novembro para alta de 1,10% em dezembro de 2016. Os produtos industriais aceleraram de 0,75% para 1,98%, enquanto os produtos agropecuários foram de queda de 1,87% para recuo de 1,16%. Os itens que mais influenciaram a alta do IPA foram minério de ferro (11,54% para 18,78%), óleo diesel (-8,77% para 4,73%), gasolina (-3,71% para 5,89%) e ovos (-2,98% para 8,54%). No ano, a inflação do atacado foi de 7,73%, com alta de 9,91% nos preços agropecuários e de 6,70% nos preços industriais. Por fim, o INCC acelerou 0,35% em dezembro, acima do resultado do mês anterior, de 0,16%. O índice relativo a Materiais, Equipamentos e Serviços saiu de queda de 0,09% para aumento de 0,12%. O custo da Mão de Obra cresceu 0,54%, vindo de 0,37%. O INCC subiu 6,13% em 2016, seguindo acréscimo de 7,48% um ano antes. (Valor Econômico – 06.01.2017) 3 Preços ao produtor aceleram e sobem 0,78% em novembro, mostra IBGE 4 Câmbio levou à menor taxa do IGP-DI em 2016, avalia FGV O câmbio levou ao enfraquecimento da inflação apurada pelo IGP-DI em 2016. O indicador subiu 7,18% no ano passado, contra 10,70% em 2015, favorecido por maior apreciação do real frente ao dólar no ano passado ante ano anterior. Na prática, a cotação mais fraca do dólar ajudou a formar quedas e desacelerações expressivas em preços e commodities no atacado, setor que representa 60% do IGP-DI. Para 2017, o mesmo fenômeno não deve se repetir, na análise do Superintendente Adjunto de Inflação do Ibre/FGV, Salomão Quadros. “Há sinais de que o câmbio pode ficar ‘comportado’ este ano, mas não creio em uma desvalorização equivalente ao que foi observado no ano passado”, afirmou. Um dos setores que exemplifica o movimento de apreciação do real no ano passado é o de materiais e manufaturas no atacado, que conta com grande presença de commodities e de importados. Este segmento, usado como “termômetro” para medir impacto do câmbio nos IGPs mostrou inflação de apenas 2,63% em 2016, contra 11,95% em 2015. Isto ajudou a conter o avanço da inflação atacadista, que encerrou o ano passado com alta de 7,73%, ante 11,31% no ano anterior. “Em 2016, os preços no varejo também desaceleraram, terminando o ano em 6,18% contra 10,53% em 2015”, afirmou. Para Quadros, no entanto, a taxa mensal do IGP-DI não deve continuar a acelerar em janeiro, em comparação com dezembro. Isto porque o indicador deste mês deve contar com a retirada do impacto, na inflação atacadista, dos reajustes no preço do diesel nas refinarias em 9,5%, em média, e da gasolina em 8,1%, em média, com vigência a partir de 6 de dezembro do ano passado, anunciados pela Petrobras. Sobre o impacto na inflação do anúncio da Petrobras, ontem, de alta de 6,1% no diesel, Quadros comentou que o avanço foi menos intenso do que o anterior; e que o preço da gasolina não teve reajuste. Isto deve ajudar a diminuir a taxa da inflação atacadista em janeiro ante dezembro, notou ele. (Valor Econômico – 06.01.2017) 5 Selic e IPCA menores reduzirão a conta de juros Com um peso de quase meio trilhão de reais para os cofres governamentais, a conta de juros do setor público terá em 2017 alguns fatores mais favoráveis para a sua dinâmica. A se confirmar o cenário do mercado financeiro de queda significativa na taxa Selic e na inflação neste ano, indexadores que corrigem dois terços da dívida bruta (66,7%), o custo, tanto de emitir novos títulos, quanto de bancar o estoque da dívida brasileira, ficará menor. O ano de 2017 também deve ter maior estabilidade na conta de swap cambial (que gerou ganhos para o governo em 2016, mas que pesou muito negativamente no resultado de 2015), o que não deixa de ser favorável. Por outro lado, o forte crescimento do endividamento, que até novembro do ano passado já tinha subido R$ 607 bilhões ante 2015, joga contra uma redução mais pronunciada dessa despesa, projetada em 6,5% do PIB para 2017, índice levemente inferior aos 6,6% do PIB estimados para o fechamento de 2016, cujo resultado só será conhecido no fim do mês. "O pior momento da conta de juros já passou. Agora haverá uma queda mais saudável da conta de juros, porque a Selic está caindo naturalmente", disse o economista da Rosenberg, Rafael Bistafa. O mercado financeiro prevê que o IPCA caia de algo em torno de 6,4% em 2016 para 4,9% neste ano. E a Selic, conforme mostra a pesquisa Focus do BC, deve encerrar o ano em 10,25% anuais, nível ainda alto, mas bem abaixo dos atuais 13,75% ao ano. (Valor Econômico – 09.01.2017) 6 IPC-S avança 0,50% na primeira medição de janeiro A inflação medida pelo IPC-S acelerou de 0,33% para 0,50% do fim de dezembro de 2016 para a primeira leitura de janeiro de 2017, informa a FGV. Aumentaram as despesas com alimentação e habitação no período. Influenciou no movimento o grupo Habitação (-0,67% para -0,28%), em que a tarifa de eletricidade residencial saiu de queda de 5,87% para recuo 3,96%. Tiveram alta mais marcada Alimentação (0,44% para 0,75%), Transportes (0,78% para 0,96%) e Comunicação (0,25% para 0,36%). Nestas classes de despesa, os destaques foram os itens carnes bovinas (0,15% para 1,08%), tarifa de ônibus urbano (0,04% para 0,68%) e tarifa de telefone móvel (0,03% para 0,30%), respectivamente. Em contrapartida, reduziram o ritmo de aumento Vestuário (0,73% para 0,27%), Saúde e Cuidados Pessoais (0,71% para 0,66%), Educação, Leitura e Recreação (0,95% para 0,78%) e Despesas Diversas (1,50% para 1,24%). Nestas classes de despesa, tiveram impacto os itens roupas (0,95% para 0,29%), artigos de higiene e cuidado pessoal (0,94% para 0,75%), passagem aérea (18,04% para -6,51%) e cigarros (3,31% para 2,51%), nesta ordem. O IPC-S é apurado em sete capitais: São Paulo, Rio de Janeiro, Belo Horizonte, Recife, Salvador, Porto Alegre e Brasília. (Valor Econômico – 09.01.2017) 7 Mercado prevê inflação mais baixa em 2017, de 4,81% Hoje, às 10h05, o dólar comercial operava em torno da estabilidade, a R$ 3,2228, depois de chegar a cair para R$ 3,2154. Ontem, No mercado local, o dólar subiu 0,75% fechando a R$ 3,2215. O dólar fechou em alta frente ao real, No mercado local, o dólar subiu 0,75% fechando a R$ 3,2215. (Valor Econômico – 09.01 e 06.1.2017)
Internacional 1 Wärtsilä fornecerá planta de energia rápida de 40 MW para a Argentina Wärtsilä fornecerá uma planta inteligente Smart Power Generation de 40 MW a Mendoza, Argentina, para Methax S.A., uma sociedade de propósito específico, detida pelo Grupo Galileo. O valor do pedido é de aproximadamente 25 mi de euros. O pedido de engenharia, aquisição e construção (EPC) inclui motores Wärtsilä 34SG movidos a gás natural. O pedido foi registrado no quarto trimestre de 2016. Argentina está sofrendo escassez de energia e o governo está atraindo investimento privado para aumentar sua capacidade e eficiência. Wärtsilä tem assumido uma posição forte para permitir a transição para uma infraestrutura de energia sustentável e acessível na Argentina. Methax foi licenciada com o projeto da usina de Mendoza, em um contrato de 10 anos de tarifa fixa e venda do gás, em concurso da CAMMESA concurso, o operador do sistema de rede nacional, pelo MEM, na Argentina. O Ministério tem o objetivo desenvolver e reforçar a rede nacional, a fim de abastecer a população e a indústria de energia confiável. Wärtsilä foi selecionada como fornecedora da usina por causa de sua eficiência, capacidades de EPC e suporte de ciclo de vida. Methax gerará eletricidade para 15 mil casas com a central elétrica Wärtsilä Smart Power Generation. Outras empresas do Grupo Galileo irão fornecer o gás natural da planta comprando-o de produtores que estão queimando o gás atualmente na região de Malargüe. (Inversor Energético – Argentina – 06.01.2017) 2 Nordex entra no mercado eólico argentino com contrato para 148 MW A Nordex anunciou esta semana que entrou no mercado argentino com novos contratos para a construção de parques eólicos totalizando 148 MW. A empresa conseguiu em dezembro dois negócios com a concessionária local Central Puerto, que pedem o fornecimento e instalação de 47 unidades das turbinas AW 125/3000. Cerca de dois terços das máquinas, serão implantadas como parte do projeto La Castellana. As turbinas restantes formarão o parque eólico de Archiras. A Nordex espera iniciar os trabalhos de construção dos dois parques eólicos no último trimestre de 2017 e pretende completar os projetos no verão de 2018. A empresa disse que os dois contratos são o resultado do primeiro leilão de eletricidade verde do país, realizado no final de 2016. Na primeira convocação do leilão, o governo concedeu negócios para mais de 1,1 GW, com a energia eólica representando cerca de 700 MW. A segunda chamada viu mais de 600 MW de renováveis ganharem contratos. (Agência Brasil Energia – 06.01.2017) 3 Energia solar está se tornando mais barata do que o carvão Atualmente, em algumas partes do mundo a energia solar é mais barata do que o carvão. É provável que em menos de 10 anos a energia solar seja a opção de menor custo para quase todo o mundo. Em 2016, países como o Chile ou os Emirados Árabes Unidos bateram recordes com os acordos para gerar eletricidade a partir da luz solar por menos de 3 centavos de dólar por KWh, metade do custo médio mundial de energia a carvão. Agora, Arábia Saudita, Jordânia e México estão planejando leilões e concursos para este ano e querem reduzir os preços ainda mais. Empresas como a Enel SpA da Itália, e Mainstream Poder de Dublin, que ganharam experiência na Europa e agora buscam novos mercados no exterior antes do fim dos subsídios, estão esfregando as mãos. Desde 2009, os preços da energia solar caíram em 62% e reduziu os custos em todas as fases da cadeia de abastecimento. Isto ajudou a reduzir os prêmios de risco dos empréstimos bancários e trouxe a capacidade de produção para níveis recorde. Em 2025, a energia solar pode ser mais barata do que o carvão em todo o mundo, de acordo com a Bloomberg New Energy Finance. "São valores decisivos e comuns cada vez mais mercados", diz Adnan Amin, diretor geral da International Renewable Energy, um grupo intergovernamental com sede em Abu Dhabi. "Toda vez que se duplica a capacidade, o preço é reduzido em 20%". (Pagina Siete – Bolívia – 08.01.2017) 4 Peru: Ampliação do Fundo de Inclusão Social de Energia 5 Portugal: prazo para mudar para o mercado livre de eletricidade adiado para 2020 Foi adiado, novamente, o prazo para a extinção das chamadas tarifas transitórias de eletricidade, um preço que é definido pela entidade que regula o setor e que é aplicado aos clientes que ainda não mudaram para o mercado livre. Este preço aumenta gradualmente, de forma a incentivar os consumidores a fazer a mudança. A extinção destas tarifas estava prevista para o final deste ano e foi agora adiada para 31 de Dezembro de 2020. “Este novo calendário concede às famílias portuguesas, que ainda não mudaram para o mercado liberalizado, mais três anos para poderem escolher um comercializador que pratique um regime de preço livres”, informou o Ministério da Economia, num comunicado. Desde 2012 que o mercado da eletricidade está liberalizado, permitindo às várias empresas definirem o preço da energia que vendem, em vez de estarem sujeitas a preços fixados administrativamente. O fim do período de tarifas transitórias estava inicialmente agendado para 2015, mas tem vindo a ser sucessivamente adiado, uma vez que a transição por parte dos consumidores não está a ser tão rápida como previsto. Dos cerca de seis milhões de consumidores domésticos, 1,3 milhões estão ainda no mercado regulado. As tarifas transitórias são fixadas pela entidade reguladora portuguesa (ERSE) e praticadas pela EDP–Serviço Universal, uma empresa do grupo EDP que é o comercializadora de último recurso em Portugal continental e que está obrigada a oferecer estas tarifas. Em 2017, já tinha sido anunciado, as tarifas transitórias aumentaram 1,2%, um valor que fica “pela primeira vez, abaixo do valor previsto para a inflação”, frisa o comunicado do Ministério da Economia. (Publico – Portugal – 07.01.2017)
Este ano começará a funcionar em Portugal uma plataforma, apresentada aos consumidores como Poupa Energia, com a qual o Governo pretende facilitar a mudança de comercializador de eletricidade e gás natural. “Além de fornecer informação sobre as propostas comerciais existentes no mercado, esta entidade permitirá ainda aos consumidores fazerem escolhas mais informadas, uma condição essencial à proteção dos seus interesses e à dinamização do mercado liberalizado”, refere o Ministério da Economia. De acordo com dados da entidade reguladora portuguesa (ERSE), em outubro do ano passado o mercado liberalizado representava mais de 91% do consumo total. (Publico – Portugal – 07.01.2017) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
|
