l IFE: nº 4.428 - 19 de outubro de 2017 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Grandes
Consumidores Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 GESEL disponibiliza apresentações de workshop internacional O GESEL está disponibilizando os slides das apresentações do workshop internacional Geração Distribuída: Experiências Internacionais e Análises Comparativas. O evento, que aconteceu na última terça-feira, dia 17 de outubro, foi promovido pelo GESEL, em parceria com o EKLA-KAS (Programa Regional Segurança Energética e Mudança Climática na América Latina da Fundação Konrad Adenauer). Como resultado das discussões, um livro de artigos será publicado (em português ou inglês) entre outubro e novembro de 2017. Para ter acesso às apresentações, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 19.10.2017) 2 Bolívia: Evo Morales viajará ao Brasil para discutir sobre venda de energia elétrica e corredor bioceânico O presidente Evo Morales viajará para o Brasil e a Argentina com dois eixos principais: o corredor bioceânico e a venda de energia elétrica. A primeira viagem acontecerá no dia 30 de outubro no Brasil, onde se reunirá com o presidente Michel Temer, confirmou o chanceler Fernando Huanacuni. A reunião formalizará a incorporação do Brasil ao mega projeto do Corredor Ferroviário de Integração Bioceânica (CFBI). O ministro destacou a importância desta iniciativa que unirá os Oceanos do Atlântico e do Pacífico, e que tem o apoio dos Governos do Peru, Paraguai e Uruguai. O Brasil também avançará na venda de energia elétrica. Huanacuni disse: "Estamos iniciando um projeto em três fases e, a partir de 2019, teremos a capacidade de vender energia elétrica para o Brasil e, até 2025, faremos outros projetos". Então, em 28 de novembro, Morales viajará para Buenos Aires para se encontrar com o presidente Maurício Macri, com uma agenda similar. "Eles irão lidar com questões como o corredor, a venda de gás e energia elétrica", disse ele. As viagens para a Suíça e a Itália estão planejadas para dezembro para abordar questões técnicas no corredor. (Cambio – Bolívia – 19.10.2017) 3 Aneel: Consumidor com GD poderá pagar por fio já em 2019 O consumidor que tem uma conexão de geração distribuída poderá ter que pagar pelo fio à distribuidora de energia a partir de 2019. De acordo com o diretor da Aneel, José Jurhosa, uma revisitação do tema já estava prevista e da audiência pública que virá por conta disso, a cobrança será abordada. “Vamos ver como o mercado já está implantado. Não é justo que todos os outros consumidores paguem uma rede para os que tem geração distribuída usarem”, avisou Jurhosa. Para o diretor, pelo número de unidades, o impacto não será grande, mas ele defendeu a importância do pagamento, pelo papel que a distribuidora tem de prover o fio. Jurhosa tranquilizou os consumidores que já estão na microgeração ao assegurar que essa cobrança não vai atingir conexões que já estejam conectados ao sistema. Segundo ele, a cobrança só vai valer para a frente, não será retroativa. Hoje o número de conexões está em torno de 13 mil consumidores. A previsão da Aneel é para que em 2024 o número chegue a um milhão de conexões de GD. “Se chegarmos em 50 ou 100 mil consumidores em 2019 não será uma grande quantidade a ponto de causar algum tipo de impacto”, observa o diretor Tarifa binômia – O diretor alertou para o processo de mudança para a tarifa binômia. Ele quer que a mudança seja feita de forma gradativa, já que há um custo associado. “É necessário ter parcimônia, tem que ser por classe de consumo, começar das maiores. É assim que se faz no mundo inteiro”, avisou. (Agência CanalEnergia – 18.10.2017) 4 EPE: Gestão centralizada deve ser um ponto revisto na reforma do setor 5 EPE: Preços e tarifas podem ser maiores ou menores após reforma do setor O presidente da EPE, Luiz Barroso, disse nesta quarta-feira, 18 de outubro, que o novo modelo do setor elétrico pode tanto aumentar como reduzir preços e tarifas no Brasil. Para ele, são tantos os pontos que serão modificados que fica difícil prever com precisão o impacto na tarifa para o consumidor. “A consulta pública mexe em tantos pontos que não dá para saber se o preço sobe ou desce”, disse o executivo na abertura do Energy Expo Fórum, evento promovido pelo Grupo CanalEnergia em São Paulo nesta quarta-feira, 18 de outubro. Segundo Barroso, o objetivo da Consulta Pública 33 é trazer mais eficiência para a indústria como um todo, facilitando a entrada de novas tecnologias e oferecendo ao consumidor energia pelo preço justo, além de eliminar distorções e melhorar a alocação de riscos. “O que quero dizer é que não existe modelo setorial que seja bom, bonito e barato. É um processo de alocação de riscos, de definição de custos… Como toda transição, não vai ser fácil”, disse Barroso. A consulta pública 33 recebeu 215 contribuições. “A análise das contribuições mostra que estamos na direção correta. Há discordância quanto à velocidade e à forma, mas não há discordância no conceito”, garantiu. De acordo com o Barroso, o maior objetivo da CP33 é dar mais poder ao consumidor. (Agência CanalEnergia – 18.10.2017) 6 EPE: cronograma de abertura do mercado livre pode ser revisto O governo poderá rever o cronograma de abertura do mercado livre proposto na Consulta Pública 33, disse nesta quarta-feira, 18 de outubro, o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Luiz Barroso. A proposta inicial sugeria a abertura total do ACL até 2028 para consumidores de alta e média tensão (Grupo A), alcançando o seu limite inferior de 75 kW de demanda, excluindo o segmento de baixa tensão. A razão para essa abertura parcial seria evitar uma transição muito acelerada sem a adequada preparação e adaptação dos instrumentos que garantam a sustentabilidade dessa abertura. O governo pode voltar atrás na proposta que acabaria com a comunhão de cargas, disse Barroso. A proposta da CP33 impediria que, a partir de 2018, consumidores de mesmo um mesmo grupo econômico se reunisse para atingir o mínimo de carga de 500 kW para acessar ao mercado livre especial. “A preocupação do governo é com subsidio. Nós mostramos para o governo que, do total do subsídio da CDE, apenas 8% é decorrente do incentivo às energias especiais. E de toda CDE, 0,64% é devido a comunhão de fato. Portanto, você estaria tirando um direito do consumidor para uma redução insignificante do subsídio”, explicou Medeiros. (Agência CanalEnergia – 18.10.2017) 7 ABRACEEL: para executivo, governo tem a oportunidade de acelerar a CP 33 O governo precisa acelerar a análise das contribuições dos agentes à CP 33 e há espaço para que a proposta seja enviada ao Congresso Nacional ainda este ano. A avaliação é do presidente executivo da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (ABRACEEL), Reginaldo Medeiros. Segundo ele, a perspectiva mostra-se favorável ao governo no ambiente político em Brasília o que reforça a situação ante as demandas que serão apresentadas nas casas legislativas. “Na minha visão, a votação de ontem no Senado referente ao senador Aécio Neves e ao status da tramitação da segunda denúncia contra o presidente Michel Temer, tende a reforçar o governo. Com isso temos boas perspectivas de aprovação em breve seja MP ou PL com urgência para a reforma do setor elétrico. Se isso for feito ainda em 2017 temos um ano para discutir o que precisa de regulamentação da matéria”, afirmou ele Entre os pontos alvo das críticas do representante está a demora em questões como a republicação do PLD por meio da AP 25, que está em aberto há quase um ano, sendo que há consenso do mercado de que essa republicação só traz desvantagens para o setor. Outro exemplo de repúdio do mercado é a AP 50, que trata do rateio do valor em aberto no mercado de curto prazo de forma proporcional aos votos dos agentes na CCEE e pode ser um novo ponto de judicialização do setor ao invés de reduzir essas disputas que deixam atualmente R$ 3,7 bilhões em aberto. (Agência CanalEnergia – 18.10.2017) 8 DEC e FEC: limites serão discutidos em audiência pública 9 Regras de Comercialização de 2018 ficarão entrarão em audiência pública A proposta de aperfeiçoamento das Regras de Comercialização que serão aplicadas pela CCEE a partir da contabilização de janeiro de 2018 ficará em audiência pública de 19 de outubro a 20 de novembro. Ela inclui mudanças resultantes de determinações regulatórias e aprimoramentos realizados ao longo de 2017. Os temas tratados referem-se a Medição Contábil; Garantia Física; Mecanismo de Realocação de Energia; Contratos; Comprometimento de Usinas; Encargos; Consolidação de Resultados; Liquidação; Ajuste de Contabilização e Recontabilização; Penalidades de Energia; Cálculo do Desconto Aplicado às tarifas de uso dos sistemas de distribuição (Tusd) e de transmissão (Tust); Reajuste dos Parâmetros da Receita de Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR); Receita de Venda de CCEAR; Contratação de Energia de Reserva; Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits; Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear e Preço de Liquidação das Diferenças. Serão revistas também as Regras de Comercialização relativas ao risco hidrológico de Itaipu, assumido pelas distribuidoras cotistas que têm cobertura pela Conta das Bandeiras Tarifárias. (Cana Energia – 18.10.2017) 10 Aneel: seminário sobre desafios da geração no Brasil nesta quinta-feira (19/10) 11 Projeto META: aberta licitação para consultoria na área de Planejamento de Sistemas Elétricos O MME divulgou nesta quarta-feira, 18 de outubro, que o Projeto de Assistência Técnica dos Setores de Energia e Mineral – Projeto META – abriu licitação para contratação de consultoria técnica especializada na área de Planejamento de Sistemas Elétricos. A Solicitação de Manifestação de Interesse (SMI) está disponível no UN Development Business online (UNDB), na Seção 3 do DOU Nº 199 e no jornal Correio Braziliense, publicados no dia 17 de outubro de 2017. A licitação busca a “Análise dos Reflexos das Mudanças Climáticas nas Metodologias de Planejamento de Sistemas Elétricos”, cujo objetivo é avaliar a consistência das ferramentas e metodologias que revelam os impactos das mudanças climáticas junto ao setor elétrico nacional, identificando como as alterações dos parâmetros climáticos afetam as metodologias e modelos de planejamento de sistemas elétricos. (Agência CanalEnergia – 19.10.2017) 12 Aberta consulta sobre eficiência para refrigeradores, ar-condicionado e transformadores O MME abriu consulta pública sobre regulamentações e programas de metas para refrigeradores e congeladores, condicionadores de ar e transformadores de distribuição. Com prazo até o próximo dia 27/11, o objetivo é receber contribuições para obter melhoria da eficiência energética dos equipamentos utilizada em grande escala nas residências e nas redes de distribuição. Dados do ministério apontam que o segmento residencial consumiu cerca de 29% do total de energia elétrica no país em 2016, sendo estes equipamentos responsáveis em média por mais de 60% do volume consumido. Já os transformadores são equipamentos essenciais para promover o atendimento aos consumidores e respondem por cerca de 30% das perdas na distribuição. A energia desperdiçada por esses equipamentos considerados ineficientes impacta nos custos das distribuidoras e na conta dos consumidores. Desta forma, o ministério tenta promover a adoção de transformadores com menos perdas. A consulta pública em vigor abrange transformadores monofásicos e trifásicos nas tensões primárias de 15, 24,2 e 36,2 kV nas potências entre 5 kVA e 100 kVA para os monofásicos e de 15 kVA a 300 kVA para os trifásicos. A proposta prevê a retirada escalonada do mercado de duas faixas atuais de perdas elétricas do Programa Brasileiro de Etiquetagem: D e E. (Brasil Energia – 18.10.2017) 13 MME: CGH Rafael enquadrada ao Reidi O MME autorizou na última terça-feira, 17 de outubro, o enquadramento ao Regime Especial de Incentivos ao Desenvolvimento da Infraestrutura do projeto da central de geração hidrelétrica denominada CGH Rafael, de titularidade da empresa Cinética Energia, o qual compreende duas unidades geradoras de 2 MW, totalizando 4 MW de capacidade instalada. As obras acontecerão nos municípios de Ipumirim e Arabutã (SC) e o período de cumprimento do projeto é de agosto deste ano até dezembro de 2018, demandando investimentos na ordem de R$ 7,1 milhões, sem a incidência de impostos. (Agência CanalEnergia – 18.10.2017)
Empresas 1 Eletrobras: Condições de venda de distribuidoras serão divulgadas nos próximos dias A Eletrobras deverá divulgar nos próximos dias as condições de venda de suas seis distribuidoras de eletricidade que operam no Norte e Nordeste do país, disse nesta quarta-feira o presidente da companhia, Wilson Ferreira Jr., que prevê que a privatização dessas subsidiárias deverá ser concluída até o final do primeiro trimestre de 2018. O governo federal divulgou no final de agosto que pretende privatizar a Eletrobras como um todo, mas a companhia pretende concluir antes a venda das distribuidoras. Como as distribuidoras são fortemente deficitárias, a geração de caixa da Eletrobras, medida EBITDA, deverá aumentar em R$ 1,1 bi uma vez que seja concluída a venda, disse Ferreira. Ele ressaltou que o movimento é importante também para a redução de dívidas almejada para a estatal. Segundo Ferreira, a Eletrobras deverá fechar 2017 com uma relação entre dívida líquida e geração de caixa gerencial de 3,3 vezes, ante 4,7 vezes no final de junho. Em 2018, se a empresa conseguir vender as distribuidoras e outros ativos, como fatias minoritárias em usinas e linhas de transmissão, a alavancagem “com certeza” irá cair para abaixo de 3 vezes, disse Ferreira, ao participar de evento do Clube Militar em São Paulo. Segundo apresentação feita pelo executivo, a Eletrobras pode fechar 2018 com uma relação entre dívida líquida e geração de caixa de 2,4 vezes. O executivo também defendeu os planos do governo de privatizar a Eletrobras, e disse que a companhia pode ganhar eficiência sob controle privado e continuar sendo uma das maiores empresas de energia no mundo, ou mesmo subir nesse ranking. Segundo Ferreira, a forte oposição de sindicatos de trabalhadores da companhia aos planos de desestatização “é natural”, uma vez que a elétrica precisará passar por um processo de enxugamento, com cortes de pessoal, para se reequilibrar financeiramente. (Reuters – 18.10.2017) 2 BMTE: Transmissora é autorizada a antecipar operação comercial do 1º bipolo de Belo Monte A Belo Monte Transmissora de Energia foi autorizada a antecipar em dois meses a entrada em operação comercial da linha de transmissão em 800 kV Xingu – Estreito e instalações a ela associadas. O empreendimento, que vai escoar energia da hidrelétrica de Belo Monte, tinha conclusão prevista para 12 de fevereiro de 2018, mas deve entrar em operação em 12 de dezembro desse ano. A antecipação da obra do 1º bipolo foi sugerida pela Empresa de Pesquisa Energética e pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico. O empreendimento terá um papel importante na redução dos impactos provocados pela suspensão dos projetos de transmissão da Abengoa, que está em recuperação judicial. A concessionária foi consultada sobre a possibilidade de adiantar o cronograma e respondeu que seria possível, desde que não houvesse atrasos em marcos que não dependessem dela, como o licenciamento ambiental. O pedido de antecipação da obra à Agência Nacional de Energia Elétrica foi oficializado pela BMTE em 22 de setembro. Com a energização da linha, a empresa vai antecipar o recebimento da Receita Anual Permitida do empreendimento. Primeiro dos dois bipolos em ultra alta tensão que vão levar energia para os mercados da região Sudeste, a LT Xingu-Estreiro tem 2.087 mil km de extensão e atravessa 65 municípios dos estados do Pará, Tocantins, Goiás e Minas Gerais. O projeto inclui outras instalações, como duas estações conversoras de corrente alternada para corrente continua e vice-versa. Responsável pela concessão, a BMTE tem como sócios a chinesa State Grid, com 51%; Furnas e Eletronorte, com 24,5% cada uma. (Agência CanalEnergia – 18.10.2017) 3 Copel: Edital para formação de parcerias com startups é anunciado A Copel lançou uma chamada pública para atrair startups interessadas em parcerias inovadoras em diversos segmentos tecnológicos relacionados com suas áreas de atuação. A intenção é selecionar produtos, soluções ou serviços que possam agregar valor aos negócios da empresa. Em troca, as startups selecionadas irão receber contrapartida financeira e profissional para mentoria e infraestrutura. A chamada pública faz parte do projeto Copel+, recém-lançado pela distribuidora paranaense: “O projeto está estruturado para a busca de novos negócios e otimização de processos internos. O Copel+ estimulará parcerias entre a empresa e startups que desejarem apoiar a Copel nesta jornada”, explicou Marcos Camillo, coordenador do projeto. A parceria terá duração de até seis meses a partir da consolidação do contrato. Neste período, as startups devem desenvolver e implantar a solução proposta. Os temas apresentados pelas startups estão direcionados na chamada pública, mas podem ser diferentes dos citados caso traga ganhos para os negócios da empresa ou apresente novas áreas de atuação. A Copel sugeriu que as propostas devam apresentar, em seu contexto, ferramentas que deem mais agilidade nos processos de compras e contratações, diminuição de custos com processos manuais, diminuição de acidentes de trabalho, melhorias em infraestrutura que influenciam no desempenho de indicadores de qualidade, tecnologias que reduzam consumo dos sistemas tradicionais, geração distribuída, mais eficiência do uso de informações. As inscrições vão até 13 de novembro através do site da empresa. Depois vem a fase de análise e o projeto dentro da companhia começa em janeiro de 2018. A conclusão, com implantação da proposta, será 1º de julho. (Agência CanalEnergia – 18.10.2017) 4 Projeto de transmissão da Energisa é enquadrado junto ao Reidi pelo MME
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do Norte diminuíram em 0,2% os níveis em relação ao dia anterior e se encontram com 25,2% da capacidade, segundo dados do ONS relativos a última terça-feira, 17 de outubro. A energia armazenada chegou a 3.784 MW mês e a ENA ficou em 51% da MLT. A hidrelétrica Tucuruí se encontra com 38,54% da capacidade. No Nordeste do país os níveis recuaram em 0,1%, deixando os reservatórios com 7,6% da capacidade. A energia armazenada ficou em 3.921 MW mês no dia e a energia afluente está em 18% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica Sobradinho apresenta 3,80% da sua capacidade. No submercado Sudeste/Centro-Oeste houve diminuição de 0,2% e os reservatórios operam com 20,2% da capacidade. A energia armazenada está em 41.003 MW mês e a energia afluente em 67% da MLT. A usina de Furnas trabalha com 14,42% da capacidade e Nova Ponte, com 17,67%. Já no Sul do país os reservatórios aumentaram 0,1% para 43,7% da capacidade. A energia armazenada no dia ficou em 8.791 MW mês e a energia afluente está em 65% da MLT. A usina de Passo Fundo opera com 81,77% da capacidade. Outras informações sobre níveis de armazenamento, bem como a geração de gráficos comparativos, podem ser acessadas na Seção Reservatórios do Monitor, disponível para assinantes do CanalEnergia. (Agência CanalEnergia – 18.10.2017) 2 ONS: Consumo deve aumentar além do previsto em outubro As altas temperaturas registradas nas últimas semanas no país devem levar a uma intensificação no consumo de energia elétrica no mês de outubro “para além do previsto”, segundo expectativa do ONS. A avaliação do ONS foi feita durante reunião extraordinária do CMSE nesta quarta-feira, 18 de outubro. Para o operador, medidas em andamento são importantes para garantir a segurança de atendimento ao sistema. Essas medidas são a importação de energia da Argentina, a antecipação da entrada em operação comercial do 1º Bipolo de Belo Monte, a garantia de combustível para usinas termelétricas que estão indisponíveis por falta do insumo e a flexibilização de restrições hidráulicas de algumas usinas hidrelétricas. O CMSE continua a descartar o despacho de termelétricas mais caras, para evitar crescimento ainda maior dos custos resultantes do deslocamento da energia hidráulica e dos encargos setoriais. Em nota divulgada após a reunião de hoje, o comitê informou que o abastecimento de energia do Sistema Interligado Nacional está garantido, mas a tendência é de que os custos associados à geração de energia se mantenham elevados. Uma nova reunião extraordinária de reavaliação do cenário será realizada pelo comitê na semana que vem. Além do acompanhamento das ações adotadas, o grupo formado pelas principais autoridades do setor elétrico admite “avaliar a necessidade de medidas adicionais”. (Agência CanalEnergia – 19.10.2017) 3 Consultoria Dcide: Preços trimestrais no mercado livre sobem 3,88% na semana, cotado a R$ 312,08/MWh O preço de referência para contratos de fonte convencional para fornecimento no trimestre de setembro a novembro subiu 3,88% na semana, sendo cotado a R$ 312,08/MWh. Em relação ao mês anterior, houve crescimento de 7,54% no preço desses contratos. Já na comparação com o mesmo período do ano passado (com compra para o trimestre de novembro a janeiro de 2016) houve crescimento de 85,99%. Os preços trimestrais para as fontes convencional e incentivada no mercado livre registraram crescimento na 42ª semana do ano. Os dados são do Boletim Semanal da Curva Foward, elaborado pela consultoria Dcide. Para contratos de longo prazo da energia convencional, fechados para o período de 2019 a 2022, o preço registrou crescimento de 0,94% na semana, ficando em R$ 161,41/MWh. Em relação ao mês passado, houve crescimento de 2,30%. Quando comparado à igual período no ano passado (para contratos de fornecimento de 2019 a 2022), o preço subiu 5,66%. Já os preços da energia incentivada em contratos de fornecimento para o trimestre subiram 4,79% na semana, para R$ 363,71/MWh. No caso de contratos de longo prazo de energia incentivada, com fornecimento entre 2019 e 2022, houve uma queda de, de 0,06%, na comparação semanal, indo para R$ 207,62/MWh, em média. (Brasil Energia – 18.10.2017) 4 Temporal com ventos de mais de 130 km/h provoca estragos e apagão no RS Cidades de várias regiões do Rio Grande do Sul amanhecem com árvores e postes derrubados, construções destelhadas, inundações e milhares de pontos sem energia elétrica devido a um forte temporal que atinge o Estado desde a noite desta quarta-feira, 18. Santa Maria, no centro do Estado, e Cruz Alta, no noroeste, registram o maior número de estragos. Ventos de mais de 130 km/h danificaram redes de luz, internet e telefonia na região, o que dificulta o trabalho das equipes de resgate. As distribuidoras de energia elétrica ainda não divulgaram o total de clientes sem energia elétrica. Meteorologistas alertam que ainda há riscos de temporais com rajadas de vento e raios em todo o Estado. (O Estado de São Paulo – 19.10.2017)
1 Volkswagen produzirá caminhão elétrico em fábrica de Resende, no Rio A Volkswagen Caminhões e Ônibus apresentou nesta semana, na Alemanha, o protótipo do e-Delivery, caminhão elétrico que será produzido na fábrica de Resende, no Rio de Janeiro. O modelo de pequeno porte para entregas urbanas começará a ser testado no Brasil no próximo ano em serviços de distribuição, e a produção em linha de montagem deve começar em 2020. O e-Delivery é a versão “eco” do Delivery, um VUC (Veículo Urbano de Carga) já fabricado pela MAN. O novo caminhão estará disponível para transportar cargas de até 9 ou 11 toneladas, dependendo da versão. A produção integra o plano da divisão de caminhões da Volks no Brasil de investir R$ 1,5 bilhões em produtos e modernização até 2021. Segundo Roberto Cortes, presidente da MAN Latin America, grupo ao qual pertence a Volkswagen Caminhões e Ônibus, “o e-Delivery representa um marco na história da Volkswagen Caminhões e Ônibus. Trata-se de uma plataforma totalmente nova, desenvolvida no Brasil, na busca de alternativas de mobilidade nas cidades”. O residente mundial do braço de caminhões da Volkswagen, Andreas Renschler, acredita no crescimento, ainda que tímido desse nicho, afirmando que a participação de caminhões elétricos no mercado de entregas locais deve ultrapassar 5% até 2025. (Ambiente Energia – 19.10.2017) 2 Usinas Sucroenergética já veem oportunidade com carro elétrico Já faz quase quatro décadas que o Brasil usa o etanol como alternativa aos combustíveis fósseis. Agora, essa mesma busca por meios de transporte menos agressivos ao ambiente começa a levantar dúvidas sobre o futuro do biocombustível. O adversário é o carro elétrico, que ameaça a cadeia de fornecimento de combustíveis ao usar motores movidos a baterias em vez dos tradicionais a combustão. A briga no Brasil pode demorar. A expectativa, entre analistas do setor, é que só daqui a 12 anos os veículos a eletricidade terão uma presença consistente no país. Mas a indústria sucroalcooleira, que vendeu R$ 45 bilhões em etanol na safra 2016/17, já estuda estratégias para não ficar fora do jogo. A boa notícia para os usineiros brasileiros é que, segundo o engenheiro Henry Joseph Jr, diretor técnico da Anfavea, testes nesses modelos já comprovaram que o etanol rende mais que gasolina ou gás. Além disso, esses veículos terão a vantagem de aproveitar a atual rede de distribuição, além de emitir menos gases de efeito estufa. Mas, segundo Marco Saltini, vice-presidente da Anfavea, mesmo nos países mais desenvolvidos, o carro movido a célula de combustível não estará disponível em menos de 15 anos. Fora do Brasil, a Nissan já testa veículos movidos a célula de combustível usando etanol. Segundo a empresa, com o derivado da cana, o veículo alcança mais autonomia. O carro testado utiliza entre metade e um terço da quantidade de etanol usado num a combustão com o mesmo combustível. A empresa promete, para 2020, a adição de 55% de água no tanque, o que reduzirá ainda mais a necessidade de etanol. No Brasil, espera-se também que o automóvel híbrido anteceda a chegada do elétrico. (Valor Econômico – 19.10.2017)
Energias Renováveis 1 Nordeste: durante a seca, 50% da energia consumida é eólica Durante o dia de ontem, até as 18h, a energia hidráulica respondia por 62,5% da geração do Brasil, as térmicas, por 24%, e eólicas, 9,6%, segundo dados do ONS. O acumulado à mesma hora, no Nordeste, revelava uma surpresa: eram as eólicas as responsáveis por mais da metade da geração (51%) na região, seguidas pelas térmicas (32%) enquanto a energia hídrica aparecia com modestos 14%. Este perfil energético único no país, provocado pela forte seca que deprime os reservatórios pelo quinto ano consecutivo e pela forte entrada de projetos eólicos na região, chamou a atenção da direção da EPE, que observa que o Nordeste tornou-se um laboratório de introdução de energias renováveis na matriz brasileira. O desenvolvimento clássico do setor, baseado em projetos de envergadura, como os 11 mil MW da usina de Belomonte, "deixam o sistema pouco robusto a atrasos". Projetos de energias renováveis por seu lado, com algumas centenas de MW, comprometem menos o sistema e são mais acessíveis a investidores. "O futuro é renovável e temos que permitir que a regulamentação não seja obstáculo para que isso ocorra. É um salto grande de onde estamos para onde queremos chegar", disse Luiz Augusto Barroso, presidente da EPE. Nos últimos anos, a escassez hídrica contribuiu para modelar o perfil energético do Nordeste. "Um sistema como o nosso está adequado aos desafios do futuro?", questionou Marcelo Prais, assessor da diretoria geral do ONS. Há grande potencial solar nas proximidades da usina de Sobradinho, na bacia do rio São Francisco, por exemplo. Da produção eólica no Nordeste, 70% está na costa, com ventos constantes, e 30% ao sul, com ventos em rajadas. É por isso que, no Nordeste, disse Barroso, estão em curso estudos sobre os impactos da mudança climática e da vazão dos rios, em cooperação com o ONS, a Agência Nacional de Águas e a Aneel. (Valor Econômico – 19.10.2017) 2 Ofertar energia renovável a pessoas físicas é o desafio, dizem especialistas Participantes de seminário na Câmara sobre a revolução tecnológica no sistema de geração e distribuição de energia elétrica no Brasil apontaram como desafio do setor a possibilidade de que pessoas físicas, e não apenas empresas, tenham acesso ampliado às fontes renováveis, principalmente a solar, que pode ser obtida a partir da instalação de painéis fotovoltaicos no telhado de casa. No evento, promovido pela Comissão de Minas e Energia, o deputado Jhonatan de Jesus (PRB-RR), que solicitou a realização do seminário, disse ser um “entusiasta” da energia fotovoltaica. “Pergunto como levá-la para os locais de difícil acesso do País”, disse. O Brasil vem aumentando a participação de fontes de energia renováveis – como eólica, solar e hidrelétrica – em sua matriz. Atualmente, as fontes limpas correspondem a 85% do que é produzido no País. A expectativa é aumentar esse percentual para até 87% em 2026. Resoluções da Aneel, incentivos financeiros ao setor e o barateamento de custos vêm permitindo a expansão da oferta. Uma das formas de expansão debatidas no evento foi o incentivo a partir de bancos, como o Banco do Nordeste, que conta com um programa, o NE Sol, de financiamento a sistemas de micro e minigeração distribuídas de energia por fontes renováveis a partir de investimentos do Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste (FNE). Atualmente, há 154 operações contratadas, com investimentos de R$ 24,2 mi. O Brasil está em fase de implantar o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2026, com metas para aquele ano. O governo já concluiu a consulta pública e agora está na fase de compilação de contribuições. Até lá, a expectativa é investir R$ 1,4 bi no setor energético, sendo R$ 242 mi na geração e R$ 119 mi na transmissão. (Agência Câmara – 18.10.2017) 3 Desenvolve SP: intenção de financiar R$ 200 mi em GD solar A agência de desenvolvimento paulista, a Desenvolve SP, do governo estadual, pretende em 2018 financiar até R$ 200 mi em projetos de minigeração solar fotovoltaica. De acordo com o diretor financeiro e de negócios da agência, Alvaro Sedlaceck, que nesta quarta-feira (18/10) esteve no Energy Expo Fórum em São Paulo, o limite financiável dos projetos é de R$ 30 mi, o que significaria uma usina de até 6 MW. “Mas é lógico que o mais natural é envolver empreendimentos de geração distribuída, de até 5 MW”, afirma o diretor. Segundo Sedlaceck, o produto financeiro é da linha economia verde, com taxas a partir de 0,53% ao mês, prazo de até 120 meses e carência de até 24 meses. “O prazo mais alongado, de até dez anos, sempre é mais atrativo para projetos sustentáveis, como geração distribuída e eficiência energética”, diz. A linha economia verde tem um portfólio de projetos já financiados de R$ 180 mi, dos quais R$ 60 mi com origem em eficiência energética. Tiveram acesso a essa linha, por exemplo, escos que executaram vários projetos de eficientização na companhia de saneamento paulista, a Sabesp, e no Museu de Arte de São Paulo, que fez retrofit do seu sistema de ar condicionado recentemente.O planejamento de financiar projetos de GD solar, segundo Sedlaceck, segue determinação do poder executivo do estado paulista, que pretende aproveitar o grande potencial de geração solar do estado, sobretudo e inicialmente nas regiões noroeste e nordeste de São Paulo, como forma de desafogar um pouco a carga de suprimento de energia. Para o diretor, embora ainda não tenham financiado nenhum projeto, a se guiar pelas primeiras consultas, de escos e empresas integradoras de energia solar, são para construir miniusinas para redes comerciais, inclusive em sistemas de arrendamento de terrenos para erguer usinas para sistema de compensação. (Brasil Energia – 18.10.2017) 4 O potencial da energia solar no Brasil Em 2016, 83% da energia elétrica do Brasil vieram de fontes renováveis, principalmente hidrelétricas. A geração solar representa apenas 0,02% da matriz elétrica. Entretanto, o Brasil tem vários dos ingredientes para se converter em uma potência solar nos próximos anos. Os níveis de radiação em algumas zonas do país estão entre os mais altos do mundo. E, com os mais de oito milhões de quilômetros de extensão, o potencial técnico total está estimado em quase 30 mil GW para geração solar, cerca de 200 vezes a capacidade instalada atual. O país conta com cerca de 80 milhões de pontos de consumo, que ajudam a criar condições para garantir a demanda. Adicionalmente, o marco regulatório permite que cada um destes consumidores instale geração distribuída para uso próprio e contribua para a rede com os excedentes. Considerando só este potencial, seria possível gerar dois terços da demanda de eletricidade do país. Atualmente, já há mais de dez mil sistemas de GD, um crescimento que continua a uma velocidade impressionante. As complementaridades com outras formas de energia permitem potencializar o uso no Brasil. As hidrelétricas são um respaldo natural para a geração, já que permitem “armazenar” no sistema a energia solar excedente do dia e fornecê-la à noite. Alternativamente, é possível utilizar o bombeamento de água, na base da energia solar, como uma alternativa nas regiões mais secas. Considerando que o Brasil possui uma das maiores reservas do mundo de silício, principal matéria-prima para a fabricação de painéis fotovoltaicos, somado a sua capacidade industrial, é possível pensar em uma produção industrial local do equipamento. Um movimento que serve de exemplo é o Programa Proalcool, que converteu o Brasil nos anos 80 em uma potência mundial da indústria do etanol. (O Globo – 19.10.2017) 5 Alguns elementos devem ser fortalecidos para alavancar energia solar O horizonte para a energia solar no Brasil é animador, mas alguns elementos dessa equação devem ser fortalecidos. Os preços dos sistemas fotovoltaicos caíram 80% nos últimos dez anos. Porém, os projetos são intensivos em capital inicial e têm custos de manutenção e funcionamento baixos. É necessário contar e diversificar as fontes de financiamento com prazo e taxas que atendam aos fluxos necessários para viabilizar este tipo de investimento. Também é necessário difundir de maneira mais eficiente a informação sobre a possibilidade de geração distribuída, os requisitos necessários para a realização das conexões e as alternativas de financiamento existentes. O próprio setor público pode ser um poderoso utilizador e apoiador dessa tecnologia, adotando a energia solar distribuída, ampliando o alcance e conduzindo um movimento amplo de conscientização sobre os benefícios do uso, reduzindo assim gastos no fornecimento em escolas, universidades, postos de saúde e hospitais. Adicionalmente, a demanda por sistemas fotovoltaicos pode potencializar a incipiente indústria e as capacidades locais. (O Globo – 19.10.2017) 6 Abeeólica: discussão sobre conteúdo local eólico é prematura É prematura a discussão sobre flexibilização das regras de conteúdo local para a indústria eólica, mesmo diante de um cenário em que a cadeia produtiva do setor pode perder fornecedores de componentes específicos, avalia a presidente executiva da Abeeólica, Elbia Gannoum. "Se a indústria conseguir comprovar que não há similar no Brasil, pode comprar importado (componente que eventualmente fique sem oferta local). Em alguns casos, isso pode até tornar o custo mais baixo", lembra a executiva. Fornecedores podem ser impactados tanto pela crise econômica quanto, mais especificamente, pela queda de atividades na indústria eólica entre 2018 e 2019, consequência de anos com baixa negociação da fonte em leilões. Em 2015 foi contratado pouco mais de 1 GW e em 2016 não houve contratação. Oficialmente, uma atualização das regras de nacionalização para componentes eólicos – a exemplo do que aconteceu para a indústria solar e, mais recentemente, para o setor de óleo e gás – não está na pauta do BNDES, mas o tema foi debatido em evento recente do setor, por fabricantes que discutiam como ganhar competitividade e se proteger desse tipo de oscilação no mercado. Para Elbia, ainda é preciso ver como as condições de financiamento do banco impactarão nos novos investimentos do setor e como serão consideradas na formação do preço-teto proposto para os próximos leilões. "A TLP ainda precisa ser testada, a política do BNDES ainda não é conhecida", lembra a executiva. A expectativa é que o BNDES divulgue as condições de apoio a projetos vencedores dos leilões de dezembro na primeira semana de novembro, segundo a executiva. A demanda para os leilões, avalia, é uma preocupação mais urgente, mas a sinalização do plano decenal de expansão de contratar mais 11 GW da fonte até 2026 e o compromisso assumido de organizar um calendário de leilões todos os anos sustentam a expectativa de recuperação. "O pior já passou", diz Elbia. (Brasil Energia – 18.10.2017) 7 Raízen: unidade em SP encerra safra antecipadamente por falta de cana A unidade Santa Helena, da Raízen Energia, encerrou o processamento de cana na safra 2017/18 quase três semanas antes do previsto, devido à escassez de matéria-prima em meio a uma quebra de safra, disse nesta quarta-feira à Reuters uma fonte com conhecimento direto do assunto. A Santa Helena, situada no Estado de São Paulo, com capacidade para moer até 1,5 milhão de toneladas de cana por safra, é a primeira unidade da Raízen, o maior grupo do setor de etanol e açúcar do mundo, a encerrar a temporada de cana, disse a fonte. A antecipação do fim da moagem indica o efeito da seca em regiões de São Paulo, Estado que responde por mais da metade da moagem do centro-sul do Brasil, o que poderia sustentar os preços do açúcar, ponderou a fonte, do setor industrial, que pediu para ficar no anonimato porque não tem autorização para falar com a imprensa. A Raízen, uma joint venture da Cosan e da Shell , afirmou que não se manifestaria sobre o assunto. A fonte evitou fazer comentários se o encerramento antecipado da safra vai reduzir as expectativas de moagem da Raízen, que planeja processar mais de 60 milhões de toneladas de cana, ou mais de 10 por cento da safra do centro-sul. O grupo detém mais de 20 unidades no Brasil. O pouco da cana que ainda resta na região da Santa Helena, que fica na divisa entre Piracicaba e Rio das Pedras, será direcionado para uma das cinco unidades da Raízen no polo piracicabano, a Costa Pinto, uma forma de otimizar as operações. Segundo a fonte, o Estado de São Paulo, com exceção da região oeste, onde as chuvas foram mais volumosas e constantes, deverá ter uma quebra de safra. A fonte avaliou que não deverá haver problemas de oferta de etanol, até porque as companhias estão produzindo o máximo que podem do biocombustível, que está remunerando mais do que açúcar. A fonte disse acreditar que o mercado internacional de açúcar deverá ser sustentado pela quebra de safra. (Reuters – 18.10.2017)
Gás e Termelétricas 1 Produção de petróleo e gás tem alavancagem no país em setembro A normalização da operação de produção nas plataformas FPSOs Cidade de Itaguaí e Cidade de Maricá, ambas operando no Campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos, levou ao aumento na produção de petróleo e gás natural no mês de setembro nos campos do país operados pela Petrobras. Em nota divulgada hoje (18), a companhia informa ainda que as duas FPSOs (unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência de petróleo e gás natural) estavam em parada programada para manutenção. Com a volta à operação dessas duas unidades, a produção de petróleo e gás natural na área do pré-sal nos campos operados pela Petrobras (parcela própria e dos parceiros) cresceu 6,6% em relação a agosto, atingindo 1,68 milhão de barris de óleo equivalente. A produção média de petróleo no país foi de 2,17 milhões de barris por dia (bpd), volume 2,8% superior ao de agosto; enquanto a produção de gás natural no Brasil, excluído o volume liquefeito, foi de 81,5 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), 2% acima da extração do mês anterior. (Agência Brasil – 18.10.2017) 2 CMSE: reforçado pedido de combustível para UTEs à Petrobras O CMSE vai reforçar o pedido para a Petrobras “viabilizar” combustível para as UTEs operacionalmente disponíveis, mas que estão paradas por falta do insumo. No começo do mês, diante da previsão de que o armazenamento dos reservatórios das hidrelétricas fique abaixo do verificado em 2014, ano mais crítico do histórico recente, o comitê decidiu acionar a petrolífera para fornecer combustível para algumas termelétricas movidas a gás. “O Comitê encaminhará nova correspondência à Petrobras enfatizando a necessidade de gestão da empresa no sentido de viabilizar o fornecimento de combustível às usinas termelétricas que ainda se encontram nessa situação, que podem apresentar preços competitivos e contribuir para a segurança do atendimento ao SIN”, informou o CMSE em nota após reunião extraordinária do órgão hoje (18). Com essa decisão, permanecerão desligadas as UTEs cujo custo da energia supere o PLD. O tema, entretanto, será debatido novamente na próxima semana. Além disso, o CMSE reiterou que, se necessário, pode aumentar a importação de energia elétrica da Argentina e do Uruguai “na medida em que for possível”. (Agência Brasil – 18.10.2017) 3 CMSE prevê cenário pluviológico negativo para os próximos dias De acordo com o CSME, o cenário hidrológico para os próximos sete dias tem previsão de “anomalias negativas de precipitação na região central do Brasil”, área de abrangência das bacias de maior relevância para a geração de energia elétrica e de precipitação acima da média no extremo Sul, o que aponta para um atraso na transição para o período úmido em relação ao histórico de chuvas. “Nos próximos sete dias, está prevista a entrada de uma frente fria que provocará precipitação principalmente nas bacias da Região Sul, atingindo com menor impacto algumas bacias da Região Sudeste. A partir da segunda semana, as previsões são mais incertas e há discrepâncias entre os modelos observados, que variam entre precipitação mais concentrada na Região Sul e atingindo também a Região Sudeste”, informou o CMSE. Para o final de novembro de 2017, quando tipicamente se inicia o reabastecimento dos reservatórios, a previsão é que o armazenamento dos subsistemas Sul, Nordeste e Norte fiquem abaixo do volume de 2014. O subsistema Sudeste/Centro-Oeste deve alcançar armazenamento próximo ao verificado naquele ano. (Agência Brasil – 18.10.2017) 4 CMSE decide não despachar térmicas fora da ordem de mérito O CMSE decidiu não despachar termelétricas fora da ordem de mérito, em razão de impactos de custos associados a esse critério de acionamento, principalmente com relação ao GSF, encargos setoriais e deslocamento hidráulico, já que não há risco de déficit de energia em horizonte próximo, conforme avaliado pelo comitê. Há uma indicação de que os custos associados à geração permaneçam altos. Em reunião realizada nesta quarta-feira (18/10), o CMSE ressaltou que estão em andamento as medidas acertadas para manter a segurança do abastecimento, como a importação de energia da Argentina, antecipação da entrada do bipolo 1 de Belo Monte, aprovada pela Aneel, e a tentativa de provimento de combustível para térmicas disponíveis operacionalmente mas sem contrato e flexibilização de restrições de algumas hidrelétricas. Voltou a ressaltar também a importância de viabilizar recursos adicionais para garantir insumo para as UTEs sem combustível para gerar energia. Os membros do comitê também acertaram em flexibilizar as restrições adotadas para algumas hidrelétricas, permitindo a manutenção dos estoques de usinas de cabeceira e da gestão hidráulica de rios, principalmente os empreendimentos situados nas bacias dos rios Grande e Paranaíba. Na próxima semana, o CMSE voltará a se reunir, de forma extraordinária, para avaliar as condições de atendimento ao abastecimento e a análise das medidas adotadas para a segurança energética. (Brasil Energia – 18.10.2017) 5 UTEs mais caras não serão acionadas pelo governo Apesar da persistência da seca, o governo decidiu manter desligadas as usinas termelétricas mais caras, cujo custo está acima do preço da energia no mercado à vista. No jargão do setor elétrico, isso significa que o governo não aprovou o despacho fora da ordem de mérito. A decisão foi tomada pelo CMSE, órgão presidido pelo MME, em reunião extraordinária realizada nesta quarta-feira, 18. Em nota, o CMSE destacou que a geração de energia fora da ordem de mérito causaria impactos na apuração do risco hidrológico (GSF) e elevaria encargos setoriais e o pagamento pelo deslocamento hidráulico. Entre as medidas já adotadas pelo CMSE estão a aprovação de uma campanha para incentivar a economia de energia, importação de energia da Argentina e antecipação da entrada da linha de transmissão de Belo Monte. O CMSE também já solicitou à Petrobrás que retome o fornecimento de gás e óleo combustível para termelétricas atualmente sem contrato e que podem contribuir para geração de energia mais barata. O CMSE terá nova reunião extraordinária na próxima semana para reavaliar as condições de abastecimento do País e a eventual necessidade de medidas adicionais. (O Estado de São Paulo – 18.10.2017) 6 UTE Rio Grande: Proposta de compra era frágil, diz diretor da Aneel A decisão da Aneel de revogar a outorga da UTE Rio Grande (RS – 1.200 MW) foi motivada pela fragilidade da proposta de venda apresentada pela Bolognesi Energia, que tentava negociá-la com a americana New Fortress. A usina foi viabilizada no leilão A-5 de 2014. De acordo com o diretor da Aneel, José Jurhosa, essa tentativa não apresentava segurança que trouxesse a certeza da entrada em operação do projeto. “Vimos que não havia dentro do prazo horizonte para a usina se concretizar”, explicou o diretor, que participou da abertura do Energy Expo Fórum, realizado nesta quarta-feira, 18 de outubro, em São Paulo (SP). Ainda de acordo com ele, não havia certeza de quem supriria o gás após a Shell sair do negócio. Jurhosa se defendeu das críticas que a agência teria sido mais benevolente com o outro projeto térmico da Bolognesi, a UTE Novo Tempo (PE – 1.200 MW), que foi vendida para a Prumo Logística e transferida para o Rio de Janeiro, no Porto do Açu. Segundo o diretor, essa proposta estava melhor estruturada. Questões como a transferência de estado, o suprimento e o terminal de GNL estão sendo resolvidas e demandarão novos custos que serão pagos pelo novo dono. Ontem foi dado um prazo maior para que a Prumo apresentasse esses novos planos. “Se até o fim desses prazos não houver um plano, a Aneel vai revogá-la também”, avisa. O governo do Rio Grande do Sul vem tentando mudar a decisão da Aneel. Na última semana, políticos do estado criaram uma frente parlamentar e secretários estaduais procuraram a própria Aneel e o MME. A UTE Rio Grande seria um investimento bilionário no estado. Jurhosa disse achar difícil que o processo de revogação seja revertido. (Agência CanalEnergia – 18.10.2017) 7 EPE: Biogás causa impacto positivo na matriz O Diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis daEPE, José Mauro Ferreira Coelho, em palestra durante o IV Fórum do Biogás, apresentou dados sobre as vantagens e impactos positivos do uso do biogás e do biometano na matriz energética brasileira. O executivo lembrou que pela primeira vez o Plano Decenal de Expansão 2026 (PDE), que indica como deverá se comportar a expansão da matriz energética no Brasil nos próximos dez anos, contemplou um valor significativo de biogás como componente da matriz elétrica. O Plano indica que o energético, que hoje conta com apenas 127 MW segundo os dados mais recentes da Aneel, poderá ter cerca de 300 MW somente em GD, se destacando como uma das grandes fontes ao lado da fotovoltaica. O biogás poderia gerar 115 mil GWh de energia com o aproveitamento dos rejeitos urbanos, da pecuária e agroindústria, isso equivale a mais de uma Itaipu em energia de biogás por ano, segundo os dados da ABiogás. As projeções da EPE em relação ao biogás é um crescimento de 8,4 bilhões de metros cúbicos até 2026 somente para o setor sucroenergético. Coelho lembrou ainda que a presença de fontes hidráulicas na matriz tende a diminuir, assim como deve crescer a presença de eólica e da solar, fontes intermitentes. Entretanto, o sistema elétrico brasileiro necessita cada vez mais de maleabilidade de despacho para complementar a inserção de fontes de geração variável, a diminuição relativa da capacidade de armazenamento de energia em reservatórios deve ser compensada pelo aumento da capacidade de outro tipo de fonte. “Quem vai suprir a intermitência da eólica e da solar são as térmicas, entre elas o biogás”, prevê Coelho. (Ambiente Energia – 18.10.2017)
Grandes Consumidores 1 Abrace: “Passivo do MCP pode dobrar até o final do ano” O passivo que está em aberto na liquidação financeira do mercado de curto prazo, que está acumulado em R$ 3,7 bilhões é o reflexo da falta de aderência do MRE à nova matriz elétrica brasileira. A tendência é de que até o final do ano esse valor possa alcançar cerca de R$ 6 bilhões. Essa é a estimativa da Associação Brasileira de Grandes Consumidores industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace) que aponta dessa forma há o risco de o mercado travar. De acordo com o especialista em energia da entidade, Victor Iocca, esse problema é urgente e tem que ser corrigido de forma imediata. Contudo, destacou ele, esses custos não devem ser transferidos para outros agentes, conforme está em discussão na AP 50 da Aneel que pretende diluir esses valores proporcionalmente aos votos dos agentes na CCEE. “Essa solução deve ser técnica e se houver a transferência como está na audiência pública da Aneel nunca destravará”, afirmou ele durante o 5º Forum Nacional dos Consumidores Livres, evento realizado pelo Grupo CanalEnergia e que faz parte da 1ª edição do Energy Expo Forum. Aliás, essa proposta da audiência, comentou ele, pegou a associação de surpresa e vem causando preocupação caso a regulação venha a ser publicada da forma que está. Ele questionou o que pode acontecer com todo o passivo em aberto ao ser transferido para o mercado entre os agentes. (Agência CanalEnergia – 18.10.2017) Economia Brasileira 1 Com orçamento menos flexível da AL, Brasil só investe 1% do total O Brasil tem o orçamento menos flexível de um grupo de 16 países da América Latina, de acordo com estudo da Moody's Investors Service. Entre 2010 e 2016, 55% dos gastos totais do governo central foram destinados para transferências como aposentadorias, 25% para o pagamento de juros e menos de 1% para o investimento, diz relatório da agência de classificação de risco. As despesas obrigatórias correspondem a nada menos que 93% dos dispêndios da União. Para a Moody's, essa rigidez torna "extremamente difícil" a redução do déficit público por meio do corte de gastos, tornando complicado o ajuste fiscal. A parcela irrisória do investimento nas despesas totais da União evidencia a má qualidade do gasto público no Brasil, concentrado em despesas correntes e financeiras. Na mediana dos 16 países latino-americanos analisados pela Moody's, o percentual do investimento ficou em 18% entre 2010 e 2016. A mediana é o número que fica no centro de uma distribuição de dados. A fatia dos gastos totais destinada ao pagamento de juros também destoa do registrado na região, segundo relatório da agência, divulgado nesta quinta-feira. Enquanto a parcela das despesas financeiras no Brasil chega a um quarto do total, a mediana do grupo de 16 países analisados é de 9%. Chefe da equipe de ratings soberanos da América Latina da Moody's, Mauro Leos diz que o principal motivo para a rigidez das despesas no Brasil são as transferências, que incluem gastos como aposentadorias, programas sociais e subsídios. Dentro desse grupo, as aposentadorias têm o maior peso, nota ele. (Valor Econômico – 19.10.2017) 2 Dyogo de Oliveira: Novo Refis arrecada quase R$ 10 bi O ministro do Planejamento, Dyogo de Oliveira, disse ontem que a arrecadação do novo Refis - a medida provisória foi aprovada pelo Congresso no início do mês - está em quase R$ 10 bi. O valor está acima dos R$ 8,8 bi estimados no último relatório bimestral e pode permitir que o governo libere mais recursos do Orçamento ou faça um resultado fiscal melhor que o déficit previsto de R$ 159 bi, debate em aberto na equipe econômica. Dyogo, que participou ontem de evento sobre o teto de gastos no TCU, ponderou, contudo, que essa soma é bruta e não considera possíveis efeitos das mudanças aprovadas no Congresso, que ainda dependem de sanção presidencial, e nem possíveis migrações entre as modalidades. O programa está aberto até o fim do mês. (Valor Econômico – 19.10.2017) 3 Combustíveis e commodities agrícolas puxam alta do IGP-10 no mês 4 IPCA-15 tem alta na primeira quinzena de outubro Depois de cinco meses no campo negativo, os alimentos voltaram a subir na primeira quinzena de outubro, tendência que deve continuar até o fim do ano. Contando principalmente com essa pressão, 25 instituições financeiras e consultorias ouvidas pelo Valor Data estimam, em média, que o IPCA-15 avançou de 0,11% em setembro para 0,35% neste mês. As projeções para a prévia da inflação oficial, a ser divulgada amanhã pelo IBGE, vão de alta de 0,24% até 0,40%. No acumulado em 12 meses, a expectativa também é de aceleração da inflação, que deve passar de 2,56%, até setembro, para 2,71% em outubro. O grupo alimentação e bebidas estava em deflação no IPCA desde maio e, agora, deve aumentar 0,19%, prevê Fabio Romão, da LCA Consultores, com avanço de 0,16% nos alimentos dentro do domicílio e de 0,26% na parte de refeições fora. (Valor Econômico – 19.10.2017) O dólar comercial fechou o pregão do dia 18 sendo negociado a R$3,1649, com variação de +0,08% em relação ao início do dia. Hoje (19), começou sendo negociado a R$3,1639 — variação de -0,03% em relação ao fechamento do dia útil anterior — e segue uma tendência de alta, sendo negociado às 11h50 no valor de R$3,1769, variando +0,41% em relação ao início do dia. (Valor Econômico – 18.10.2017 e 19.10.2017)
Internacional 1 Paraguai: Especialistas afirmam que 50% da energia de Itaipú é do Paraguai "O essencial é lembrar que a questão central era o direito do Paraguai a 50% de toda energia pela barragem parcialmente construída em nosso território, com nossas águas territoriais ..." escreveu com desânimo indiscutível em julho de 2009 Dr. Gustavo Gásperi Zavala na ABC Color, após os resultados das negociações que o Poder Executivo assumiu com a contrapartida brasileira transcendida. De acordo com estudos realizados por especialistas em compatriotas, entre 1985 e 2015, o Paraguai conseguiu usar 6,7% da produção, enquanto o Brasil aproveitou uma avassaladora 93,3%. Com as expectativas estabelecidas em 2023, que é de cerca de 5 anos e 297 dias, como em 2009, reiteramos hoje que metade da energia de Itaipu pertence à República do Paraguai e que no período de referência o Brasil pagou entre US $ 2 e US $ 9 por cada MWh que foi dado, embora em 1966, no Ato de Foz, os governos concordaram com um "preço justo" para o superávit paraguaio em Itaipu. (ABC Color – Paraguai – 19.10.2017) 2 Argentina: Avança a instalação de 1.400 equipamentos fotovoltaicos para áreas isoladas Em novembro do ano passado, na Argentina, o Projeto de Energias Renováveis em Mercados Rurais (PERMER) foi oferecido no chamado 2º Empreendimento Nacional Público - LNP - provisão e equipamento de 6.500 equipamentos fotovoltaicos solares para aldeias fora da linha de energia convencional. O compulsa foi estruturado em 13 lotes distribuídos em 6 províncias: 2 para Catamarca, 2 para Chaco, 6 para Salta, uma para Neuquén, uma para La Pampa e outra para Entre Ríos. Nesse contexto, a empresa nacional dedicada ao desenvolvimento e venda de equipamentos eletrônicos e informáticos, CORADIR, premiou os 2 lotes para a Província de Catamarca, 937 equipamentos fotovoltaicos e a Entre Rios, para 480 painéis. "Atualmente estamos em processo de instalação", informa Daniel Vetrano, gerente da Coradir. O empresário avalia que as instalações em Catamarca têm um status de desenvolvimento de trabalho de 85%, enquanto as de Entre Ríos estão um pouco mais atrasadas, com uma taxa de adiantamento de 25%. Perguntado sobre o prazo em que as conexões seriam concluídas, Vetrano estima: "Estimamos um período de aproximadamente 90 dias para completar as instalações, incluindo as expansões". De acordo com a Coradir, os 1.437 painéis solares fotovoltaicos a serem conectados em ambas as províncias beneficiarão cerca de 6.200 pessoas. (El Inversor Energético – Argentina – 18.10.2017) 3 Argentina: Isolux assina dois contratos eólicos A Subsecretaria de Energias Renováveis da Nação liderada por Sebastian Kind informou que esta semana assinou dois contratos PPA para parques eólicos a cargo da empresa Isolux, denominada "Loma Blanca 6" de 100 MW, a ser instalada em Chubut, e " Miramar "de 97,65 MW, em Buenos Aires. Com este aumento, nove dos 59 projetos outorgados na Rodada 1 e 1.5 do "Programa RenovAr" permanecem sem seus respectivos contratos de fornecimento de energia (PPA) totalizando 312 MW de potência. Após várias extensões, as autoridades estabeleceram 22 de novembro como o prazo para encerrar o processo. Coincidindo ou não, será um dia antes da abertura das propostas da Ronda 2 do programa RenovAr. Isto é indicado por uma nota enviada às partes privadas envolvidas, pela Wholesale Electricity Market Management Company (CAMMESA) a pedido do Ministério da Energia e Minas. (El Inversor Energético – Argentina – 18.10.2017) 4 Espanha: Demanda por gás natural aumenta 9,3% em relação ao ano anterior 5 Espanha: O déficit temporário de eletricidade é de 1.453 milhões de euros até agosto O déficit tarifário da electricidade foi de 1.452,7 milhões de euros entre janeiro e agosto deste ano, 300 milhões menos do que o esperado, de acordo com dados publicados na quarta-feira pela Comissão Nacional de Mercados e Concorrência (CNMC). Isso se reflete nos relatórios da 8ª solução provisória de 2017 do setor elétrico, energia renovável, cogeração e resíduos e do setor de gás natural. De acordo com a CNMC, esta redução do déficit deve-se à evolução favorável do lucro proveniente de pedágios de acesso e de encargos (113,8 milhões de euros) e da remuneração adicional e específica de sistemas não-continentais (-299,3 milhões de euros). O consumo de eletricidade registrado no assentamento foi de 145,133 gigawatt-horas (GWh), 2,6% superior ao valor médio observado em anos anteriores; enquanto a receita de acesso e os encargos do consumidor totalizaram 8.429,2 milhões de euros, 1,4% acima da média histórica. Além disso, o índice de cobertura registrado nesta liquidação foi de 85%, em comparação com 81,6% na liquidação anterior, e é aplicado a cada um dos custos reconhecidos para determinar os custos a serem pagos a partir da liquidação. (El país – Espanha – 19.10.2017)
A EDP Renováveis (EDPR) produziu 19,8 TWh de energia renovável nos primeiros nove meses de 2017, um aumento anual de 10%. De acordo com a declaração enviada pela empresa à Comissão de Valores Mobiliários (CMVM), "o aumento da produção beneficiou das adições de capacidade nos últimos 12 meses, juntamente com o maior recurso eólico", ou seja, 30% em comparação com 29% alcançado nos primeiros nove meses do ano passado. De acordo com este lançamento, as operações da EDPR na Europa, América do Norte e Brasil geraram 43%, 54% e 3%, respectivamente, da produção total. Na Europa, a geração diminuiu 1% para 8,5 TWh, em comparação com uma comparação ano-a-ano do "recurso eólico excepcional" nos primeiros nove meses do ano passado, em comparação com um recurso eólico normalizado no mesmo período do ano passado. Na América do Norte, a produção da EDPR no período aumentou 19% para um total de 10,7 TWh, "refletindo o crescimento da capacidade instalada e o maior fator de utilização desses novos projetos". No Brasil, a produção da EDPR aumentou para 564 GWh "como conseqüência de adições de capacidade com recursos eqüíferos superiores". Entre janeiro e setembro de 2017, a EDPR "atingiu um fator de utilização de 30%", refletindo a nova capacidade com maiores fatores de uso e os recursos eólicos do período. (O jornal Económico – Portugal – 17.10.2017) 7 Portugal: Shell inaugura seu primeiro eletroposto de carregamento rápido no Reino Unido A Shell inaugurou sua primeira estação elétrica de carregamento rápido no Reino Unido, o último sinal de que as principais companhias de petróleo estão cientes da importância desse novo tipo de veículo. De agora em diante, agora é possível recarregar veículos elétricos em três estações Shell no Reino Unido. A marca abriu estações de carregamento rápido em Londres, Surrey e Derby, no último sinal de que as principais companhias de petróleo estão se tornando conscientes da interrupção que os veículos elétricos são - e terão - em sua indústria. Exemplificando, o Reino Unido tem cerca de 8000 estações de combustível, que fecharam à taxa de 100 por ano. A consultora Wood Mackenzie estima que este número chega a 6000 já em 2035. "Com o declínio na venda de modelos de diesel, é vital que haja pontos de cobrança para carros elétricos em estações de serviço, parques e ruas", disse Shirley Rodrigues, conselheiro da cidade para Meio Ambiente e Energia em Londres, em comunicado. A solução será, portanto, converter as estações tradicionais em estações misturadas, com recarga rápida de veículos elétricos ou eletrificados, mesmo que se espere aumentar sua popularidade no segundo semestre da próxima década, principalmente devido à diminuição do preço das baterias, de acordo com diz um relatório da nova divisão de energia da Bloomberg. (O jornal Económico – Portugal – 18.10.2017) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
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