l IFE: nº 4.263 - 10 de fevereiro de 2017 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Leilões Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Projeto de P&D sobre aprimoramento do Programa de P&D da Aneel tem início oficializado Em reunião realizada ontem (09/02), no Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (IE-UFRJ), o Grupo de Estudos do Setor Elétrico (GESEL) oficializou o início do projeto de P&D da Aneel "Avaliação do Programa de P&D da Aneel de 2008-2015: Formulação de Propostas de Aprimoramento". O projeto, realizado em parceria com as empresas EDP, AES, CPFL e ENERGISA, contará com o apoio acadêmico da RedeSist, rede de pesquisa interdisciplinar, também sediada no Instituto de Economia da UFRJ. O objetivo central do P&D é estruturar uma nova avaliação formal do Programa de P&D da Aneel após 2008 e estudar e propor inovações que venham a contribuir para o aprimoramento deste importante Programa. (GESEL-IE-UFRJ – 10.02.2017) 2 Governo apostará no mercado livre para reduzir custos com energia O ministro do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão Dyogo Oliveira, disse em entrevista coletiva a última quarta-feira, 8 de fevereiro, que o Governo Federal passará a comprar e consumir energia no mercado livre a partir de 2017. A medida é mais uma ação do governo para conter as despesas de funcionamento da máquina pública. Por permitir a livre negociação de preço direto com geradoras e comercializadoras, a energia no mercado livre pode garantir uma redução de até 20% nas faturas, diferente da energia entregue pela distribuidora, cujas tarifas são previamente fixadas pela Aneel. “ Passaremos a comprar energia elétrica semelhante aos grandes produtores e não mais no modelo de hoje, como se fôssemos pequenos consumidores individuais. Nossa expectativa é que isso dê uma redução de 20% na despesa com energia a partir da adoção desse modelo em relação ao que se tinha anteriormente”, declarou o ministro. Em 2016, segundo Oliveira, os gastos de custeio administrativo do governo federal caíram para o menor patamar da série iniciada em 2011. Houve uma queda real de 2,6% de acordo, para R$ 35,254 bi, descontando a inflação. Houve reduções nas despesas com passagens (-20,5%), material de consumo (-7,2%), locação e conservação de bens imóveis (-6,3%) e serviços de apoio (-5,8%) em comparação a 2015. Porém, os gastos com energia elétrica cresceram 5,6 % por conta do aumento das tarifas no período. Para reduzir esta despesa, será implantado, no segundo semestre de 2017, um modelo de compra de energia no ACL. Desta forma, a Administração Pública Federal poderá contratar diretamente junto aos fornecedores a compra da parcela referente à geração de energia, significativa no custo total. Parâmetros como preço, duração do contrato e quantidade de energia serão definidos no contrato. As parcelas de transmissão e distribuição continuarão vinculadas às concessionárias locais de distribuição de energia. (Agência CanalEnergia – 09.02.2017) 3 Pedido de republicação do PLD de abril de 2015 é negado pela Aneel A Diretoria da Aneel analisou, durante Reunião Pública realizada em 7 de fevereiro, recursos administrativos interpostos por agentes comercializadores de energia elétrica e negou o pedido das empresas. Na solicitação, a Energisa Comercializadora S.A., BTG Pactual Comercializadora de Energia Ltda., Comerc Comercializadora de Energia Elétrica Ltda., Delta Comercializadora de Energia Ltda., NC Energia S.A. e Queiroz Galvão Comercializadora de Energia Ltda pleitearam recálculo do PLD do mês de abril de 2015 por suposto erro nos dados de entrada dos modelos computacionais, o que foi negado pela ANEEL em fase recursal. (Aneel – 09.02.2017) 4 Abraget descarta recorrer à Justiça por republicação do PLD 5 Aneel nega pedido para evitar desligamentos de parques eólicos A Aneel negou o pedido de diversas SPEs ligadas a Furnas e ao FIP Caixa Milão para interromper o processo de desligamento como agente da CCEE. A decisão foi publicada no DOU de 9 de fevereiro, no despacho nº 364. No texto, assinado pelo diretor geral, Romeu Rufino, a agência afirma que não foram encontrados os requisitos ensejadores da suspensividade aos pedidos de impugnação da decisão da CCEE, proferida na reunião de 3 de janeiro. Estão nesse grupo de SPEs,a Bom Jesus Eólica, Cachoeira Eólica, Carnaúba I,II,III e V, Cervantes I e II, Pitimbu, Punaú I, São Caetano e São Caetano I, além da São Galvão. Nas decisões da CCEE do início do ano está a determinação de desligamento do agente da câmara. No despacho consta que houve descumprimento de obrigações e a ausência de qualquer excludente de culpabilidade ou outro elemento que determinasse a inexigibilidade de conduta diversa. E nesse processo ainda serão cobradas as penalidades por insuficiência de lastro. Na argumentação apresentada à Aneel, os advogados que representam a Bom Jesus ainda lembram que a decisão da agência resta ainda pendente uma outra apelação ao Ministério de Minas e Energia para que seja concedida a prorrogação dos contratos firmados por este empreendimento. Segundo a assessoria de imprensa de Furnas, “essas SPEs das quais participa minoritariamente, apresentaram recurso contra as decisões que deliberam pelos seus respectivos desligamentos pleiteando a prorrogação dos cronogramas de implantação dos projetos, com base no cenário de sobra de energia apresentado no setor elétrico atualmente. “Em meados do ano passado, as empresas já haviam solicitado à Aneel a prorrogação dos cronogramas por um período de 24 meses. Segundo o leilão que participaram, o início do fornecimento dessa energia estava previsto para setembro de 2015. Caso a agência reguladora tivesse aprovado o pleito levaria o início da operação para julho de 2018, pois o pedido era o de contar esse prazo a partir da decisão da diretoria colegiada da agência. (Agência CanalEnergia – 09.02.2017) 6 Aneel deve negar recurso e relicitar linhas de transmissão de energia da Isolux A Aneel deverá negar um recurso apresentado pela espanhola Isolux, que tenta negociar a venda de duas concessões para a construção de linhas de transmissão de energia no Brasil, que devem ser relicitadas ainda neste semestre. O grupo Isolux venceu em 2015 uma licitação para construir dois lotes de empreendimentos de transmissão no Norte do país, mas em meio a uma crise financeira a companhia tentou vender as concessões, primeiro para a canadense Brookfield e depois para o grupo espanhol Ferrovial. Segundo voto do diretor responsável pelo assunto na Aneel, Tiago de Barros, "não existe mais tempo hábil para apresentação de proposta pela Isolux", uma vez que a agência já trabalha para colocar os lotes não construídos pela empresa na próxima licitação de linhas de energia, prevista ainda para o primeiro semestre. A Aneel havia decidido cancelar a atribuição das concessões à Isolux no final do ano passado, mas a empresa vinha recorrendo, ao alegar que estava próxima de fechar uma negociação para se desfazer dos ativos. "As tratativas da Isolux com um primeiro investidor que havia se mostrado interessado restaram infrutíferas, e as tratativas com o Grupo Ferrovial, até o momento, não possuem elementos que tragam segurança de sucesso na negociação", afirmou o diretor no voto, disponibilizado no site da Aneel nesta quinta-feira. Procurada, a Isolux não comentou a atual situação das concessões. O recurso da companhia será analisado em reunião da diretoria colegiada da Aneel na próxima terça-feira, dia 14. (Reuters – 09.02.2017) 7 MME atualiza parâmetros de cálculo do PLD O MME oficializou uma medida esperada pelo mercado em 9 de fevereiro, com a atualização dos parâmetros de aversão ao risco nos modelos computacionais. A medida, técnica, altera dois dados que são utilizados nos modelos de cálculo e formação do PLD. A medida foi publicada no DOU. Os parâmetros são α = 50% e λ = 40%, definidos após consulta pública realizada pelo ministério. Os dados fazem com que a formação de preço seja mais conservadora, com mais aversão ao risco, o que pode elevar o preço de curto prazo, mas pode permitir redução de encargos do setor, na avaliação do ministério. (Brasil Energia – 09.02.2017) 8 MME oficializa mudança dos parâmetros do CVaR 9 PSR: sobrecontratação das distribuidoras deve permanecer por um longo período De acordo com a PSR, a questão da sobrecontratação e a existência de mecanismos de ajuste da posição contratual das distribuidoras é conjunturalmente ainda mais importante devido à situação atual de sobreoferta do sistema. O excesso, lembrou a empresa, estimado pela própria PSR em 2016 é de 10,9 GW médios em decorrência, em grande parte à questão econômica do país e o consequente impacto sobre a demanda. O volume de sobrecontratos das concessionárias de distribuição representou 5,3 GW médios no ano passado. Essa situação deverá permanecer ainda por um período longo de tempo uma vez que as declarações de necessidade foram feitas quando as projeções de demanda eram superiores ao que foi verificado. E, para completar a situação, com uma sobreoferta física do sistema a tendência é de redução do PLD esperado, o que influencia diretamente a perspectiva de preços no mercado livre, aumentando assim sua atratividade para a migração dos agentes potencialmente livres. Essa atratividade potencializa a queda da demanda das concessionárias uma vez que não há flexibilidade para ajustes de contratos pela migração. (Agência CanalEnergia – 09.02.2017) 10 PSR: Há dois caminhos para a redução da sobreoferta 11 Paraguai: Retoma-se exportação ilegal de energia da Argentina para o Brasil Um relatório do setor de operações da central hidrelétrica Yacyretá indica que ontem retomaram as exportações de energia da estação de Santa Maria, da Argentina, para a estação de Garabi no Brasil. Segundo o relatório, a operação do Sistema de Interconexão da Argentina (SADI) começou às 6:00 através da interligação Rincón de Santa María-Garabi, com 700 MW. O relatório acrescenta que a exportação não foi agendada, de acordo com uma consulta para a Companhia Administradora do Mercado Atacadista de Eletricidade (Cammesa) da Argentina que confirmou a operação inicialmente prevista até às 23:00. Esta é a primeira neste ano e de acordo com os dados, ainda há um grande remanescente de energia a favor do Brasil. Esta operação é considerada ilegal visto que o artigo XIV do Tratado da EBY estabelece que a aquisição da energia só "será realizada por A. e E. (Ebisa) e pela ANDE". (ABC Color – Paraguai – 09.02.2017)
Empresas 1 Controle da usina de Belo Monte é colocado à venda por R$ 10 bi A Hidrelétrica de Belo Monte está à venda. Segundo informações obtidas pelo ‘Estado’, as empresas que compõem o bloco de controle da Norte Energia já contrataram o Bradesco BBI para buscar potenciais investidores no Brasil e no exterior. A operação também contará com um banco internacional para tocar as negociações de venda da terceira maior hidrelétrica do mundo, atrás apenas da chinesa Three Gorges e de Itaipu Binacional. O que está à venda é a parte das empresas Neoenergia, Cemig, Light, Vale, Sinobras, J. Malucelli e dos fundos de pensão Petros (Petrobrás) e Funcef (Caixa). A participação dessas companhias na Norte Energia é de 50,02%. O valor patrimonial de Belo Monte é estimado em R$ 10 bi. O projeto, que só será concluído em 2019, ainda exigirá investimentos de, pelo menos, R$ 5 bi. Quando concluída, a hidrelétrica, de 11.233 MW de energia, terá consumido mais de R$ 31 bi – o empreendimento começou orçado em R$ 18 bilhões. Segundo fontes próximas à empresa, para ficar com a usina, os compradores terão de assumir o financiamento concedido ao projeto de cerca de R$ 22 bilhões do BNDES. A hidrelétrica ainda pleiteia mais R$ 2 bi do banco estatal para concluir as obras. Por ora, a participação do Grupo Eletrobrás, de 49,98%, não está à venda. Mas, como a estatal tem o direito de “tag along” (mecanismo que permite ao minoritário vender suas ações pelo preço pago ao controlador), o grupo também poderia vender sua fatia na hidrelétrica, diz uma fonte do setor, caso o valor seja satisfatório. Antes mesmo da contratação do banco que vai liderar a negociação, algumas chinesas já vinham sondando o empreendimento. State Grid e China Three Gorges já começaram a avaliar a usina. A State Grid, por exemplo, está construindo o linhão que vai distribuir a energia de Belo Monte. Mas fontes ligadas ao negócio afirmam que, por ser um megaempreendimento, a venda deverá ocorrer para um consórcio. (O Estado de São Paulo – 10.02.2017) 2 Chinesa pode ser expulsa de obra de ‘linhão’ de Belo Monte O risco iminente de ver a maior linha de transmissão em construção no País atrasar e comprometer a entrega de energia da hidrelétrica de Belo Monte levou os donos da obra a buscarem uma alternativa radical: expulsar a chinesa Sepco do projeto, empresa que está com seus cronogramas inviabilizados. A um ano do prazo assumido para entregar os 2,1 mil km da linha de transmissão que vai levar energia de Belo Monte (PA) até Ibiraci (MG), onde será distribuída para a região Sudeste, a concessionária BMTE decidiu buscar outras empreiteiras que já atuam em lotes da malha, com o propósito de que essas assumam 780 km atrasados. A concessionária já multou a Sepco em R$ 8 milhões e ordenou que a empresa busque terceiros para tapar os buracos na obra, mas, na prática, as coisas não avançaram. (O Estado de São Paulo – 10.02.2017) 3 Jirau critica eficiência de usina de Santo Antônio Os consórcios donos das usinas de Santo Antônio e Jirau, que formam o complexo do rio Madeira (RO), travam novo round na rivalidade histórica entre eles. O novo capítulo é sobre a elevação da cota de operação de Santo Antônio, que teria causado uma perda de 361 MW médios para o complexo, na primeira quinzena de janeiro, segundo cálculos da Energia Sustentável do Brasil (ESBR), dona de Jirau, apresentados à Aneel. Segundo a empresa, com a elevação da cota, Santo Antônio deixou de produzir 320 MW médios e Jirau, 41 MW médios. As informações constam de carta enviada pela ESBR ao diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, em meados de janeiro. Uma semana depois, a Santo Antônio Energia (SAE) obteve vitória na Justiça, que liberou o Ibama para autorizar a elevação da cota da usina de Santo Antônio, de 70,5m para 71,3m. O órgão ambiental já havia autorizado a elevação da cota no fim do ano passado, porém teve de rever a decisão duas semanas depois, por decisão da Justiça. Na carta enviada à Aneel, Victor Paranhos, diretor-presidente da ESBR, diz que a elevação da cota de Santo Antônio e a operação das seis turbinas adicionais daquela usina dependeriam da eficiência das máquinas da hidrelétrica. "Embora os dados oficiais referentes à eficiência das unidades geradoras da UHE Santo Antônio não estejam disponíveis, sabe-se que estes são muito inferiores ao mínimo obrigatório", disse, na carta. De acordo com a ESBR, o índice de eficiência de Santo Antônio é de 95,87%, enquanto o índice de Jirau é de 99,67%. Pelas contas da ESBR, com essa configuração, em longo prazo, em vez de o sistema do rio Madeira ter um ganho de 83,1 MW médios, conforme previsto, ele terá de fato uma perda de 17,01 MW médios, caso a elevação da cota de Santo Antônio seja mantida. "Considerando que a SAE ainda não obteve do Ibama a retificação da Licença de Operação para a subida da cota de operação do empreendimento, solicita-se que a Aneel analise tecnicamente qual seria o percentual mínimo de FID [o indicador de eficiência] aceitável para que a UHE Santo Antônio possa ter o direito de elevar a cota da usina", disse Paranhos, na carta. A SAE informou, em nota, que o projeto de ampliação da usina, de 44 para 50 turbinas, foi aprovado pela Aneel em 2013. Segundo a SAE, a produção das seis últimas máquinas é destinada ao sistema Acre-Rondônia, garantindo segurança e estabilidade do suprimento para a região. (Valor Econômico – 10.02.2017) 4 Conselho da CPFL Paulista aprova captação de empréstimo de R$ 2,23 bi 5 Receita líquida da Energisa cai 2,6% em 2016, para R$ 10,3 bi A receita operacional líquida da Energisa apresentou queda de 2,6% em 2016, para R$ 10,283 bi, informou a empresa. Em dezembro, a receita líquida somou R$ 951,5 mi, aumento de 3% do mês anterior. A venda de energia elétrica aos consumidores do mercado cativo teve queda de 4,9% em dezembro e recuou 2,4% em 2016. Esse resultado foi fortemente afetado pelas migrações de consumidores para o mercado livre, temperaturas mais amenas e pelo alto índice de chuvas nas regiões Centro-Oeste e Norte. Considerando a venda de energia elétrica nos mercados cativo, livre e não faturado, houve redução de 0,3% em relação a dezembro de 2015. Em 2016, a venda de energia teve queda de 1,6% ante o ano anterior. Segundo a Energisa, o desempenho mais fraco do consumo refletiu ainda o cenário macroeconômico adverso. (Valor Econômico – 09.02.2017) 6 Cosern lucra R$ 181 mi em 2016 A Cosern lucrou R$ 181 mi em 2016, de acordo com dados do resultado financeiro da empresa divulgados. Já o Ebitda totalizou R$ 329 mi no ano. Os investimentos feitos pela concessionária, que pertence ao grupo Neoenergia, somaram R$ 261 mi, valor quase 30% superior a 2015. Os recursos foram destinados à modernização e à expansão do sistema de distribuição de energia no Rio Grande do Norte. O resultado, segundo a Cosern, foi uma redução de 8% no índice de perdas não técnicas, menor patamar dos últimos cinco anos. Na área operacional da distribuidora potiguar, o destaque ficou para as subestações de Campo Grande e Capim Macio, que entraram em operação comercial em 2016, além da construção da subestação Currais Novos I. Foram construídos ainda 1.378 km de rede em média tensão e 1.108 km de rede em baixa tensão. Com relação à carteira de clientes, a Cosern chegou ao final de 2016 com 1,39 mi de consumidores ativos, o que representa aumento de 2,8% na comparação anual. O volume de energia distribuído pela empresa cresceu 1,3% no período, para 5.582 GWh. Desse total, uma parcela de 85% é referente ao volume de energia entregue via mercado regulado e 15%, ao livre. A receita operacional bruta da Cosern cresceu 4%, puxada pelo aumento nas vendas de energia. (Brasil Energia – 09.02.2017) 7 Vendas totais de energia da Copel apresentam aumento de 0,8% em 2016 O mercado total da Copel no ano de 2016, composto pelas vendas de energia da distribuidora do grupo, da Copel-GT e Complexos Eólicos somou 44.520 GWh, um aumento de 0,8% quando comparado a 2015. O mercado fio da Copel-D, composto pelo mercado cativo e suprimento a concessionárias e permissionárias no estado do Paraná, somado à demanda dos consumidores livres apresentou redução de 2% no ano de 2016, mesmo com o aumento de 30,4% no consumo do ACL. Segundo a Copel, 115 clientes deixaram o ACR rumo ao ACL nesse período e 307 no ano todo. O mercado cativo da empresa recuou 7,1% no ano, para 22.328 GWh, queda influenciada pela desaceleração da economia e pela migração de consumidores para o mercado livre. A principal variação para o resultado em distribuição foi a queda de 17% na demanda industrial. Enquanto isso, a classe residencial apresentou variação negativa de 0,4% e a comercial caiu 8,5% e a rural 3,4%. Considerando apenas os últimos três meses do ano houve queda de 13,4% no consumo, reflexo da queda de 34,6% na demanda industrial. As vendas dos parques eólicos da companhia apresentaram aumento de 6,8% no ano de 2016 com cerca de 2 mil GWh de volume comercializado. Enquanto as vendas da Copel-GT aumentaram recuaram 3,6%. (Agência CanalEnergia – 09.02.2017) 8 ABB cresce no quarto trimestre impulsionada pelo setor de transmissão A ABB teve lucro líquido de US$ 489 mi no último trimestre de 2016. O número representa um aumento de 139,7% na comparação com o mesmo período de 2015. A multinacional também registrou crescimento de 3% dos pedidos e de 1% da receita, impulsionados por grandes contratos das divisões de Power Grids (PG) e Electrification Products. A divisão de PG registrou a maior alta, com 15% de crescimento dos pedidos, 4% da receita e 10,4% da margem operacional Ebitda. Os pedidos acima de US$15 mi foram 35% maiores nas divisões de Power Grids e Discrete Automation and Motion. Um deles é o contrato de US$ 75 mi para o fornecimento de transformadores conversores de alta tensão para Belo Monte. As demandas de transmissão e distribuição de energia impulsionaram os pedidos no quarto trimestre de 2016 e os pedidos de grande porte compensaram a queda dos pedidos de base. No País, que está entre os principais mercados em volume de vendas da companhia, foi registrado aumento de 36% nos pedidos totais e queda de 3% dos pedidos de base. Os mercados dos Estados Unidos e China registraram o maior aumento dos pedidos (9%). Na visão da ABB, 2017 será um ano de transição e transformação contínua. O mercado global continua sofrendo o impacto das incertezas com as tensões geopolíticas em várias partes do mundo e o Brexit. Os preços do petróleo e os efeitos da variação cambial devem continuar influenciando os resultados da empresa. Segundo a companhia, a demanda se manteve estável para os produtos e serviços destinados à renovação da infraestrutura energética e integração de energia renovável. (Agência CanalEnergia – 09.02.2017)
Leilões 1 Estudo aponta necessidade de leilões em 2017 para contratar energia de reserva A aparente sobra estrutural de energia no sistema e o baixo risco de racionamento para os próximos anos não contemplam a queda de produtividade de grandes hidrelétricas - provocada por efeitos climáticos, como escassez de chuvas - e o acionamento de termelétricas para suportar o atendimento à rede. O problema, diagnosticado em estudo que será apresentado hoje à EPE, indica a necessidade de realização de leilões para a contratação de energia de reserva já neste ano. Hoje, o país não corre risco de racionamento, mas deve pagar um custo mais alto pela energia, se não contratar novos projetos de custo mais baixo. De acordo com o estudo, feito pela consultoria Engenho e encomendado pela Absolar, o sistema brasileiro teve um déficit de 8,7 mil MW de energia prevista para ser produzida por usinas sujeitas a efeitos climáticos no ano passado. O volume equivale a cerca de 13% do consumo total de energia do país em 2016, ou quase a energia produzida por duas usinas de Belo Monte. O déficit significa a diferença entre a "garantia física" - o "carimbo" das usinas indicando a quantidade de energia que cada uma delas deve gerar e pode comercializar - e o total de fato produzido por elas, com base em dados da CCEE. "É possível observar grande sobra de garantia física sem a contrapartida equivalente de geração real", informa o estudo, assinado por Leontina Pinto, diretora da consultoria, e Alexandre Lafranque. "A sobra de garantia física não é, na realidade, tão grande. As usinas 'movidas a recursos climáticos' não foram suficientes para atender à carga e há uma geração térmica expressiva", diz Leontina. De acordo com o estudo, baseado na produtividade das usinas em 2016, há um déficit de garantia física em relação à geração real de 9 mil MWm para 2017, de 10 mil MWm para 2018 e 10,6 mil MWm para 2019. Segundo o documento, parte desse montante pode ser atendido por térmicas de custo operacional baixo e o restante deveria ser suprido por projetos a serem contratados em leilões de reserva. Considerando nota técnica da EPE sobre o segundo LER de 2016, previsto para dezembro, mas cancelado, a consultoria considerou termelétricas com custo operacional de até R$ 193 por MWh. Com isso, o déficit de energia que deveria ser contratado em leilões de reserva é de 763 MWm para este ano, 1,6 mil para 2018, 2,23 mil para 2019 e 2,4 mil para 2020. (Valor Econômico – 10.02.2017) 2 Absolar: com LER no primeiro semestre, empresas do segmento têm condições de entregar projetos no fim de 2019 Segundo o presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia, as empresas do segmento têm condições de entregar projetos no fim de 2019, caso seja feito um LER no primeiro semestre deste ano. Ele defende um segundo leilão, no segundo semestre, para contratar projetos para fornecimento no fim de 2020. O executivo ressaltou que havia pelo menos 13,3 mil MW de projetos de energia solar cadastrados para o LER do fim de 2016 e que estão aptos para os novos leilões. "O investimento em energia de reserva é um sinal de maturidade e que vai ajudar o planejamento, não só do setor elétrico, mas da economia em geral", afirmou Sauaia. Segundo ele, o objetivo do estudo é auxiliar o governo na definição de estratégias de contratação de energia futura. O presidente da EPE, Luiz Augusto Barroso, disse que todo trabalho que busque o aperfeiçoamento do setor é bem-vindo. "O estudo ainda será analisado pela EPE e o MME, que tem a intenção de discutir com a sociedade a inserção de [fontes] renováveis, que é uma realidade, dentro de uma lógica que zele a coerência e os princípios que têm orientado a nova gestão do setor." (Valor Econômico – 10.02.2017) 3 Leilões de repasse poderiam ser viáveis para reduzir sobreoferta, avalia PSR Os mecanismos de descontratação são uma forma atraente de combater a sobreoferta física do sistema. Mas devido a algumas limitações que existem no mercado, é necessário que existam outras alternativas para o ajuste da posição contratual das distribuidoras. Um leilão de repasse iria ao encontro dos objetivos do setor para que este tenha mecanismos de mercado e de competição direta entre os agentes. Dessa forma beneficiará consumidores finais. De acordo com a PSR, medidas cujo objetivo visa implantar um modelo mais aberto ao mercado e com maior atuação dos agentes privados são positivas. Contudo, afirma ser fundamental que a regulamentação antecipe os impactos que as mudanças podem ter sobre o mercado. Isto requer entender como os novos mecanismos interagiriam com os já existentes, e ainda, simular as consequências em potencial para os consumidores e outros agentes e ser regida por uma visão de qual o caminho trilhar. Nesse sentido, a implementação desse leilão de repasse depende de alguns direcionamentos regulatórios. E que embora ainda seja desejável a realização de simulações detalhadas para antecipar o impacto da metodologia sobre o mercado e as tarifas, a consultoria diz acreditar que esse mecanismo pode ter um papel importante no futuro do setor. (Agência CanalEnergia – 09.02.2017) 4 PSR desenvolveu desenho de mecanismo onde há as premissas básicas de não prejudicar o consumidor O mecanismo de repasse, segundo a PSR na edição de janeiro de 2017 de sua publicação mensal Energy Report, foi introduzido como possibilidade por meio da lei nº 13.360. Como há conflitos inerentes com essa medida, a consultoria desenvolveu um desenho de mecanismo onde há as premissas básicas de nunca prejudicar o consumidor, e sim trazer benefícios, transparência quanto a preços dos contratos e é aí que entram os leilões de repasse. Mas alertou que é necessário construir uma solução que seja flexível de modo que possa ser aplicado em outras ocasiões com pequenas alterações. Esse leilão de repasse possui externalidades positivas. E elenca algumas delas: distribuidoras teriam a possibilidade de mitigar suas penalidades por sobrecontratação; agentes do mercado livre atuariam como compradores desse certame; aos consumidores livres especiais, caso seja exercida a opção de incluir a energia incentivada no mecanismo, reduziria a insuficiência de lastro para o mercado; e ainda, consumidores de menor porte poderiam ter o interesse em migra para o ACL caso o leilão de repasse seja utilizado como um mecanismo para viabilizar a migração com a redução da sobrecontratação da distribuidora. (Agência CanalEnergia – 09.02.2017)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil No Submercado SE/CO os reservatórios estão operando com volume de 39,1%, aumentando 0,2% em comparação com o dia anterior. Os dados são do ONS, referentes ao último dia 8 de fevereiro. A energia armazenada é 79.546 MW/mês e a ENA é 54.830 MWm, que é o equivalente a 76% da MLT armazenável no mês até o dia. A usina de Furnas opera com volume de 48,8% e a de Nova Ponte com 29,96%. Na região Nordeste, os reservatórios estão operando com volume de 39,1%, 0,2% a mais que o registrado anteriormente. A energia armazenada é 9.591 MW/mês e a ENA é 3.495 MWm que é o mesmo que 28% da MLT. A usina de Sobradinho está operando com 11,23% da capacidade. Na região Sul, houve queda de 0,7%, o que deixou os reservatórios com volume de 56,7%. A energia armazenada é 11.309 MW/mês e a ENA é 6.570 MWm, que é equivalente a 87% da MLT. A usina de Barra Grande está operando com volume de 50,02%. Na região Norte, os reservatórios estão operando com 24,8% da capacidade, registrando queda de 0,1% em comparação com o dia anterior. A energia armazenada é 3.728 MW/mês e a ENA é 6.568 MWm, que é o mesmo que 39% da MLT. A usina de Tucuruí está operando com volume de 36,96%. (Agência CanalEnergia – 09.02.2017) 2 Chuva menor e nova regra ameaçam bandeira amarela na tarifa de energia após maio Precipitações abaixo da média mesmo em pleno período úmido e uma mudança regulatória já anunciada fazer crescer as chances de bandeira amarela nas tarifas de eletricidade a partir de maio, o que pode elevar custos para o consumidor, afirmaram especialistas à Reuters. O governo oficializou nesta quinta-feira uma nova fórmula para cálculo dos preços spot da energia elétrica, ou PLD, que a partir de maio adotará critérios mais pessimistas, o que na prática se traduz em preços médios mais elevados. As bandeiras tarifárias sinalizam para o consumidor se há abundância ou escassez na oferta de energia e tentam estimular uma redução no consumo por meio da aplicação de uma cobrança extra por KWh. O patamar dos preços spot guia a mudança da bandeira, que pode ser verde, amarela ou vermelha. Atualmente, a bandeira amarela é acionada quando o PLD ultrapassa os 211 reais por MWH, ante patamar atual (bandeira verde) de cerca de 110 reais na maior parte do país e 171 reais no Nordeste, que sofre uma forte seca há anos. (Reuters - 09.02.2017) 3 Compass: chance de bandeira amarela é grande "A chance de bandeira amarela é grande... e nem estamos assumindo um cenário muito seco. Mesmo em um cenário (com chuvas) um pouco abaixo da média o risco de ter a bandeira é muito grande", disse à Reuters o sócio-diretor da comercializadora de eletricidade Compass, Marcelo Parodi. O analista de mercado da Safira Energia, Lucas Rodrigues, prevê um PLD de entre 215 e 220 reais por MWh em maio se as chuvas continuarem no atual ritmo, o que já poderia disparar a bandeira amarela. O diretor da Delta Energia, Geraldo Mota, explicou que a mudança no cálculo do PLD tende a antecipar o uso de termelétricas para evitar sustos na oferta decorrentes da falta de chuvas, porque torna o sistema mais avesso a um eventual risco de racionamento no futuro. O período de chuvas com precipitações abaixo da média histórica no Brasil já iniciou um movimento de leve alta nos preços da energia no mercado livre de eletricidade, no qual grandes consumidores negociam contratos diretamente com geradores e comercializadoras. Contratos de energia para o segundo semestre de 2017, mais influenciados pela mudança no PLD, saltaram para cerca de 175 reais por MWh na plataforma de negociação BBCE nesta quinta-feira, ante 163 reais até a véspera. Já um contrato de longo prazo de energia convencional, de 2018 e 2021, é cotado nesta semana a 146 reais por MWh, ante 142 reais ao final de dezembro, segundo a consultoria Dcide. (Reuters - 09.02.2017) 4 Falta de chuvas gera “gap” na produção das usinas Segundo Leontina Pinto, diretora da consultoria Engenho da Absolar, o "gap" na produção real das usinas se deve principalmente à falta de chuvas no Nordeste. Essas hidrelétricas, sobretudo no Nordeste, teriam um papel importante hoje para regular, ou "modular" (no jargão do setor elétrico) a geração de energia de eólicas na região. As hidrelétricas podem ampliar ou diminuir a geração para substituir a produção de eólicas, que varia com a disponibilidade e intensidade de vento. Devido à seca no Nordeste, a "modulação" tem sido feita por térmicas. Segundo Leontina, dados do ONS mostram que térmicas com custo de operação de até R$ 1 mil por MWh foram acionadas em dezembro. Como essas térmicas são acionadas e desligadas em momentos do dia, elas não estão sendo consideradas no PLD - o preço de energia no mercado à vista -, nem nas bandeiras tarifárias, mas o custo é contabilizado no ESS, cobrado na tarifa de energia. (Valor Econômico – 10.02.2017)
1 Licença prévia para linhão de Belo Monte deve sair em fevereiro, dizem fontes O Ibama deve conceder na segunda metade de fevereiro a licença ambiental prévia para uma segunda linha de transmissão, a cargo apenas da chinesa State Grid [STGRD.UL], para escoar a energia da hidrelétrica de Belo Monte, disseram à Reuters duas fontes do governo. A expectativa é de que o Ibama termine a análise por voltado dia 17 de fevereiro e conceda a licença cerca de uma semana depois, segundo as duas fontes, que pediram anonimato. A licença prévia não dá autorização para construção da linha, mas atesta que o projeto é viável. Uma segunda autorização, a licença de instalação, é necessária, e sua emissão pode levar meses. No mês passado, a Reuters já havia antecipado que a demora do processo de licenciamento da linha, de cerca de 2,5mil quilômetros, começa a preocupar a State Grid. A previsão original da empresa era que a licença prévia saísse em outubro de 2016 e a de instalação, que efetivamente libera o início da obra, ficasse pronta em fevereiro. Procurado, o Ibama afirmou por meio de sua assessoria de imprensa que o prazo legal para a análise é 7 de abril de 2017. Embora ainda haja uma chance pequena de que a licença seja negada, o processo corre normalmente no Ibama, segundo as fontes. A State Grid, juntamente com Furnas e Eletronorte, ambas do sistema Eletrobras, já está construindo uma outra linha para transmitir a energia da usina de Belo Monte. A hidrelétrica, que está sendo construída no rio Xingu, terá capacidade total de 11,2 mil MW e será uma das maiores do mundo quando concluída. A segunda linha de transmissão deve estar pronta em dezembro de 2019 para que sua operação case com o ritmo das obras da própria usina. Se isso não ocorrer, há o risco de parte de a energia de Belo não ter como ser escoada para os grandes centros de consumo. O segundo linhão deve demandar investimentos totais de cerca de 7 bi de reais. (Reuters – 09.02.2017)
Energias Renováveis 1 Norueguesa Scatec construirá usinas solares no Ceará em parceria com Kroma A Scatec vai construir quatro usinas fotovoltaicas no Ceará em parceria com um grupo local, com investimentos estimados em cerca de R$ 600 mi, disse o presidente da Kroma Energia. Os noruegueses terão uma participação de 80% no complexo de usinas Apodi, que vendeu antecipadamente a produção em um leilão de energia promovido pelo governo federal no final de 2015. A produção de energia precisa ter início em novembro de 2018, mas as empresas pretendem antecipar essa data. As usinas somarão um total de 120 MW em capacidade. O cronograma atual prevê o início da construção das usinas em maio deste ano. O projeto está em fase final para escolha dos fornecedores de equipamentos. "Estamos com uma short-list, e devemos ter essa decisão até no máximo em abril. Estamos estudando as opções, a preferência é por um fornecedor local, mas nosso prazo é muito curto para a entrega. Estamos avaliando a capacidade de entrega dos fornecedores", disse o presidente da Kroma, Rodrigo Pedroso. Com sede em Recife, a Kroma atua no mercado livre de energia elétrica, como comercializadora, e como desenvolvedora de projetos de geração para a região Nordeste, como termelétricas e usinas solares. A geração solar, inclusive, deverá ser o foco da atuação da companhia na área de projetos, segundo Pedroso. "É a vocação do Nordeste, a energia solar... e estamos entrando nesse mercado de geração com o pé direito, com parceiros fortes, que entendem de execução e do negócio. É uma boa composição", afirmou. De acordo com o executivo, a Kroma previa inclusive disputar com mais projetos um leilão que contrataria novas usinas solares e estava agendado para dezembro, mas foi cancelado na última hora pelo governo devido à retração no consumo de eletricidade decorrente da crise. Ainda assim, a empresa mantém a aposta no mercado solar. A energia solar ainda dá seus primeiros passos no Brasil, onde representa atualmente apenas 0,02% da matriz elétrica. Nos últimos anos, no entanto, o governo promoveu leilões para contratar usinas fotovoltaicas que poderão adicionar até 3 gigawatts em capacidade, o que representará 2 por cento da atual matriz de geração do país caso os projetos saiam do papel. (Reuters – 09.02.2017) 2 Projeto da EOL Pedra Rajada é classificado como prioritário pelo MME O MME aprovou como prioritário o projeto da EOL Pedra Rajada, localizado no município de Cerro Corá, no Rio Grande do Norte. A data prevista para entrada em operação do projeto é no dia 1º de outubro de 2017. O MME também aprovou como prioritário o projeto da EOL Boa Esperança I, no município de Jardim de Angicos, no Rio Grande do Norte. A usina tem previsão para entrar em operação no dia 1º de janeiro de 2019. Com a declaração, os projetos estão habilitados a emitir debêntures de infraestrutura, que tem incentivos para os investidores. (Agência CanalEnergia – 09.02.2017) 3 Indústria de biodiesel prevê recuperação em 2017 após recuo em 2016 A produção brasileira de biodiesel deverá crescer quase 20% em 2017 ante o ano anterior, com o aumento da mistura no diesel comum e uma esperada recuperação econômica do país, disse o diretor-superintendente da Ubrabio, Donizete Tokarski. A expectativa da indústria é produzir 4,5 bi de litros este ano, ante os 3,8 bi produzidos em 2016, quando o país registrou recuo de 2,6%, primeira queda anual da produção de biodiesel da história, devido à desaceleração econômica. Segundo os últimos dados da ANP, a capacidade instalada de produção de biodiesel autorizada a operar comercialmente era de 7,3 bi de litros por ano, em novembro de 2016. O crescimento em 2017 terá o impulso do aumento compulsório da mistura do biodiesel no diesel comum. Atualmente, uma lei prevê o aumento gradual da mistura de biodiesel no diesel, passando dos atuais 7% para 8% em março de 2017, aumentando 1% ao ano até chegar a 10% em 2019. "O ministro de Minas e Energia (Fernando Coelho Filho) nos acenou com uma expectativa muito grande para o setor para anteciparmos o B9 (9 por cento de mistura) em julho... para que a gente possa dar um salto na produção e atingir em torno de 4,5 bilhões de litros de produção no fim do ano", afirmou Tokarski. O representante da Ubrabio ponderou, no entanto, que o volume de produção previsto conta com uma recuperação econômica. "A reação da economia potencializa a reação do consumo de combustíveis", frisou. No longo prazo, os produtores de biodiesel prevêem um impulso do consumo de biodiesel pelo crescimento do déficit brasileiro da produção de diesel comum, devido à ausência de planos para a construção de novas refinarias. O aumento da fabricação de biodiesel neste ano não encontrará dificuldades se depender da sua principal matéria-prima, o óleo de soja, que representa atualmente cerca de 80% da produção. A Conab estimou nesta quinta-feira safra recorde de soja no Brasil na atual temporada 2016/17, em 105,6 mi de ton, ajustando para cima as previsões feitas em janeiro devido ao clima favorável na maior parte do país. (Reuters – 09.02.2017)
Gás e Termelétricas 1 Geração térmica cai 34,5% em dezembro A operação do sistema elétrico ficou mais "barata" e limpa em razão da redução de 34,5% da geração térmica em dezembro de 2016, em comparação com igual mês de 2015. A menor demanda combinada com uma maior produção das fontes hidráulicas e eólicas explicam o uso moderado de usinas movidas a combustíveis fósseis. Em dezembro passado foram gerados 9.653 MWm contra 14.736 MWm em dezembro de 2015. "O conjunto das usinas térmicas do sistema reduziu em 34,5% a geração de energia. A queda é explicada pelo menor uso de usinas mais caras e poluentes como as movidas a óleo diesel (-66,6%), além da menor produção das plantas nucleares (-40,7%)", informou a CCEE em nota à imprensa, divulgada na última quarta-feira, 8 de fevereiro. Segundo a CCEE, a geração de energia eólica no SIN cresceu 35,5% em dezembro. As 402 usinas do tipo em operação produziram 3.741 MWm frente aos 2.971 MWm gerados no mesmo período de 2015. A produção das usinas hidráulicas (48.327 MWm), incluindo as PCHs, cresceu 9,6% na comparação com dezembro de 2015. A análise também indica que a geração de energia elétrica de todas as usinas do SIN somou 62.006 MWm, montante 0,3% superior ao registrado no mesmo período do ano anterior, quando foram produzidos 61.819 MWm. Na análise da representatividade, a fonte hidráulica, já computando as PCHs, foi responsável por 78% da geração em dezembro. A geração térmica alcançou 16%, enquanto as usinas eólicas entregaram 6% da energia ao SIN. (Agência CanalEnergia – 09.02.2017) 2 Usina Angra 2 é religada ao Sistema Elétrico Nacional A Usina Angra 2, em Angra dos Reis, Costa Verde fluminense, foi reconectada ao SIN às 4h21 na madrugada de dia 9 de fevereiro. Às 7h, a unidade já operava com 90% de potência, gerando 1.210 MWh. A usina tinha sido desligada na manhã de dia 8 para reparo no sistema de óleo lubrificante de uma das bombas de refrigeração do reator da usina. De acordo com a Eletronuclear, o episódio não representou qualquer risco para a segurança de Angra 2, aos trabalhadores da usina ou ao meio ambiente. A Eletronuclear é a responsável por operar e construir as usinas termonucleares do país, contando com duas unidades em operação na Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, em Angra dos Reis, sul fluminense, com potência total de 1990 MW. Hoje, a geração nuclear corresponde a 3% da eletricidade produzida no país e o equivalente a um terço do consumo do Estado do Rio de Janeiro. (Agência Brasil – 09.02.2017) Economia Brasileira 1 Atividade econômica ficou abaixo do esperado até novembro, diz BC Até novembro, a atividade da economia brasileira registrou um desempenho abaixo do esperado, com grande ociosidade e isso reforça a perspectiva de uma retomada mais lenta e gradual neste ano, de acordo com o Boletim Regional do Banco Central, divulgado nesta sexta-feira. Essa avaliação leva em consideração os dados da economia até o penúltimo mês do ano e não inclui, portanto, os resultados mais positivos observados no mês de dezembro, em especial o da produção industrial, que geraram algum alento para o primeiro trimestre de 2017. A análise da conjuntura sugere que a atividade econômica segue aquém do esperado, inclusive no último trimestre de 2016, e que sua retomada deve ser mais demorada e gradual que a antecipada previamente”, afirma o BC no boletim. O IBC-Br caiu 0,5% no trimestre encerrado em novembro, em relação ao terminado em agosto, quando o recuo foi de 0,1%, na série com ajuste sazonal. A maior queda no trimestre até novembro ocorreu no Norte (-2,5%), por causa do recuo da produção das indústrias extrativa e de transformação, e nos gastos com consumo. No trimestre até agosto, a região tinha registrado aumento de 0,7%. Em seguida, veio o Sul, onde o IBC-Br local caiu 1,1% até novembro, de alta também de 0,7% até agosto. Ali, predominaram a reversão nos indicadores de crescimento da indústria e o aprofundamento da queda do volume de serviços e do comércio. (Valor Econômico – 10.02.2017) 2 Mercado revisará previsão do PIB para cima, crê Meirelles O ministro da Fazenda, Henrique Meirelles, disse que o governo vai apresentar sua revisão para o crescimento do PIB deste ano, atualmente em 1%, no fim de março, mas que o país já está em uma trajetória de crescimento em 2017. “Há uma inflexão positiva na economia”, disse. Sobre a previsão do mercado, que vê crescimento menor que o da Fazenda, de 0,49%, Meirelles disse que irá aguardar um pouco para comentar. “Acho que deve haver revisão para cima do mercado”. Segundo Meirelles, existe uma série de dados novos na economia dos meses de dezembro e janeiro, em itens que são bons indicadores antecedentes de atividade futura, como papelão ondulado, pedágio e, agora, em janeiro, consumo de energia. “Então, concluímos que não há agora necessidade de fazer uma revisão neste momento”, disse após fazer palestra em evento da Caixa, em Brasília. “Vamos manter, por enquanto, a taxa de PIB prevista e devemos fazer, a revisão daí, sim, prevista, dentro da legislação, no mês de março. Em resumo, está havendo uma série de mudanças importantes. Uma inflexão positiva na economia brasileira”, disse. Meirelles disse que mantém a previsão dita por ele como mais importante, de que de que no final de 2017, comparado com o final de 2016, haverá crescimento de 2%. “É muito importante isso, porque elimina o efeito estatístico de estarmos saindo de uma base baixa. Portanto, o país sim já está em uma trajetória de crescimento e vai crescer bem neste ano”, afirmou. (Valor Econômico – 09.02.2017) 3 Revisões para inflação puxam juros futuros de curto prazo para baixo 4 Inflação pelo IGP-M deve ter desaceleração até março, diz FGV A queda do preço do minério de ferro foi o principal fator que enfraqueceu a inflação apurada na primeira prévia do IGP-M, que passou de 0,86% para 0,10%, entre janeiro e fevereiro. O produto, maior peso individual no indicador e que sozinho representa 6,16% do IGP-M, saiu de alta de 16,23% para recuo de 0,76%, mas o produto não foi o único a ter queda na primeira prévia do IGP-M, notou o superintendente adjunto de Inflação do Ibre/FGV. Ele avaliou que algumas desacelerações no atacado e no varejo, principalmente em itens de origem agropecuária, podem ser persistentes no curto prazo. Isto deve ajudar a reduzir as taxas dos IGPs até março, disse. No caso do minério de ferro, Quadros lembra que o insumo passou no fim do ano passado, por um movimento de recuperação de preços puxado pela demanda da China. Este movimento continuou no começo de 2017, mas já não está mais no auge, disse. Em janeiro, a alta do minério arrefeceu no IGP e, em fevereiro, virou queda. Com isso, a inflação ao produtor, que representa 60% do IGP-M, desacelerou de 1,13% para 0,01% entre a primeira prévia de janeiro e igual prévia em fevereiro. No varejo, os alimentos como um todo estão em deflação (-0,41%), e esta classe de despesa foi a principal razão para a desaceleração de preços varejistas como um todo, medidos pelo IPC, e que passou de 0,40% para 0,22%. “Ao ser questionado se concorda com previsões de mercado, de convergência da inflação medida pelo IPCA para a meta de 4,5%, até meados do ano, Quadros comentou que o cenário é factível. Para ele, não há indícios de choques que possam tirar o IPCA desse caminho. (Valor Econômico – 09.02.2017) 5 Minério e alimento desaceleram IGP-M A queda do preço do minério de ferro foi o principal fator que enfraqueceu a inflação apurada na primeira prévia do IGP-M, que passou de 0,86% para 0,10%, entre janeiro e fevereiro. O produto, maior peso individual no indicador e que sozinho representa 6,16% do IGP-M, saiu de alta de 16,23% para recuo de 0,76%, mas o produto não foi o único a ter queda na primeira prévia do índice. Algumas desacelerações no atacado e no varejo, principalmente em itens de origem agropecuária, podem ser persistentes no curto prazo. Isto deve ajudar a reduzir as taxas dos IGPs até março. Os preços dos alimentos, in natura ou processados, estão em queda ou desaceleração no atacado e no varejo, comenta Salomão Quadros, do Ibre/FGV. No atacado, houve queda de preços nos alimentos in natura (-3,03%) e processados (-2,43%). No varejo, os alimentos como um todo estão em deflação (-0,41%). "A alimentação está tendo um papel crucial nas taxas menores dos indicadores e isto deve continuar por um tempo", avaliou ele. Quadros considera "factíveis" as previsões de mercado, de convergência do IPCA para a meta de 4,5%, até meados do ano. Ele não vê indícios de choques que possam tirar o IPCA desse caminho. (Valor Econômico – 09.02.2017) 6 Inflação pelo IPC-Fipe desacelera na primeira leitura de fevereiro A inflação medida pelo IPC-Fipe desacelerou de 0,32% para 0,18% da última quadrissemana de janeiro para a primeira de fevereiro, puxada pela queda nos preços da alimentação, habitação e vestuário. Habitação (de 0,01% para -0,16%) e vestuário de (-0,86% para -0,77%) contribuíram, cada um, com -0,05 ponto percentual para a formação da inflação do período. Alimentação (de 0,16% para -0,11%) tirou outro 0,3 ponto da taxa. A inflação dos transportes também cedeu, de 0,50% para 0,37%, enquanto a alta em educação recuou de 6,51% para 5,56%. Despesas pessoais (de 0,12% para 0,25%) e saúde (de 0,70% para 0,79%) subiram. O IPC-Fipe mede a inflação para famílias com renda de até dez salários mínimos que vivem na cidade de São Paulo. (Valor Econômico – 10.02.2017) 7 Dólar ontem e hoje
Internacional 1 Espanha: Supremo reduziu para 5,3 milhões a multa da Iberdrola por irregularidades na transferência de cliente O Supremo Tribunal reduziu a multa de 10,6 milhões dada à Iberdrola em 2012 pelo Conselho da Comissão Nacional da Concorrência (CNC) por concorrência desleal para atrair clientes ao meio. A Divisão de Contencioso Administrativo do Supremo Tribunal decidiu baixar a multa para 5,3 milhões por entender que o montante não foi proporcional nem se graduou corretamente. A infração foi cometida ao atrair clientes durante o processo de liberalização do mercado de comercialização de energia elétrica em 2009 e 2010. Gas Natural Fenosa denunciou a elétrica em 23 de dezembro de 2009 e a CNC considerou que Iberdrola transferiu os clientes da comercializadora de última recurso de luz para a comercializadora de livre mercado sem pedir o consentimento expresso do consumidor, exigido pelos regulamentos da indústria, o que caracterizou "concorrência desleal". O Supremo ratifica que a Ibredrola cometeu infração a Lei de de Defesa da Concorrência, mas considera que a multa adequada é de 5,3 mi de euros para assistir a várias circunstâncias que reduzem a sua responsabilidade: 1) a duração da infração, limitada a oito meses entre Agosto de 2009 e Março de 2010; 2) O número de consumidores afetados pela infração, consistindo de 268,001 clientes sem direito a tarifa de último recurso, temporariamente fornecido pela Ibercur, que foram transferidos automaticamente para a livre comercialização do grupo sem buscar o seu consentimento; e 3) o efeito da infração em relação a outras empresas comerciais, as quais a infração "situou-se em desvantagem competitiva, mas não retirou a possibilidade encaminhar ofertas contratação" aos clientes que Iberdrola havia trannsferido para o mercado livre, de acordo com o Supremo. (El País – Espanha – 09.02.2017) 2 Investimento em eólicas na Europa atingiu 27.500 milhões em 2016 O investimento no setor eólico na Europa cresceu 5% no ano passado e atingiu 27.500 milhões de euros, revelou nesta quinta-feira a associação Wind Energy, que representa esta indústria a nível europeu. Segundo o relatório, o Reino Unido foi responsável por 46% do total investido, aproximadamente 12.700 mi de euros, não havendo dados desagregados para Portugal. Por toda a Europa foram instalados mais 12,5 GW de capacidade de produção, o que representa, contudo, uma queda de 3% frente à capacidade acrescentada em 2015. Ainda assim, o eólico representa cerca de metade (51%) de toda a nova capacidade de produção eléctrica (independentemente da tecnologia) que entrou em operação no ano passado, garante a associação. Dos 12,5 GW adicionados em 2016, 10,9 GW representaram investimentos em terra e 1,56 GW investimentos no mar. Apesar desta proporção, em termos absolutos o investimento nos parques em terra – onde a tecnologia já é mais barata – caiu 29%, para 9300 mi de euros (a primeira queda em cinco anos). No caso dos parques no mar (Portugal está em vias de ter o primeiro parque com três aerogeradores em fase de pré-comercial, em Viana do Castelo, num projeto liderado pela EDP Renováveis), os investimentos aumentaram 39%, atingindo 18.200 mi. No cálculo geral, foi a Alemanha que se destacou em 2016 na criação de parques eólicos, concentrando 44% da nova capacidade. Mas, ainda que os alemães tenham liderado, houve cinco países que bateram os seus próprios recordes de investimento em eólicas: França, Holanda, Finlândia, Irlanda e Lituânia, frisa a Wind Europe, que também nota que houve 15 estados-membros que não realizaram qualquer investimento neste sector em 2016. Em Portugal foram instalados 268 MW, mais 2,1% do que em 2015 (Público – Portugal – 09.02.2017) 3 Portugal: Iberdrola relança projeto de 1.500 mi Depois de ter ficado em ‘stanb by’ durante algum tempo, a elétrica espanhola Iberdrola vai relançar o seu projeto de construção do sistema eletroprodutor do Tâmega, num investimento que ascende a mais de 1.500 mi de euros. Do projeto consta a construção de três centrais hidroelétricas no Alto Tâmega (Alto Tâmega, Daivões e Gouvães, sendo que esta última conta com um sistema tecnológico de ponta: a bombagem, que a Iberdrola considera “a forma mais eficiente de armazenamento de energia”, capaz de ser utilizada nos picos de utilização e de forma imediata. A capacidade instalada representará mais de 6% do total da potência instalada em Portugal, e permitirá o fornecimento, por exemplo, das cidades de Braga e de Guimarães em conjunto (cerca de 440 mil residências). “A capacidade de armazenamento em Gouvães irá permitir o abastecimento de energia eléctrica na área metropolitana do Porto durante 24 horas”, informa a eléctrica espanhola. Os números associados ao mega-projeto são relevantes: irá criar mais de 3.500 postos de trabalho diretos e dez mil indiretos na fase de construção – e 40 postos de trabalho na fase de exploração; estão previstos mais de 900 mi de euros em grandes contratações (cerca de 530 milhões já concretizados; uma incorporação nacional na obra da ordem dos 80%; mais de 50 mi de euros a aplicar no desenvolvimento da zona do Tâmega (restauro de vestígios arqueológicos; bombeiros, turismo e num centro hípico para apoio à deficiência); taxas e impostos anuais a pagar avaliados em entre 45 e 50 milhões; evita a emissão de 1,2 milhões de toneladas de CO2 por ano. As obras deverão acabar em 2023. O local vai ser visitado hoje por elementos do atual Governo – que a Iberdrola considera ser um parceiro importante no processo de desenvolvimento do projeto. (Económico – Portugal – 09.02.2017) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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