l IFE: nº 4.431 - 24 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 Biblioteca Virtual do SEE
Regulação e Reestruturação do Setor 1 Comissão na Câmara quer debater privatização da Eletrobras Em uma antecipação ao envio do texto que trata da privatização da Eletrobras, deputados querem criar uma subcomissão na Câmara para debater o assunto. Prometem polêmica. O colegiado ficaria sob o guarda-chuva da Comissão de Minas e Energia. O requerimento já foi apresentado pelo deputado Domingos Sávio (PSDB). No texto, ele diz que "a modelagem escolhida pelo governo pode não ser a mais apropriada para os interesses do setor elétrico e do país". "Detentora de uma dívida de mais de R$ 40 bilhões, o governo acena com ganhos de eficiência, mas o processo ganha destaque pelo baixo potencial de arrecadação em função de uma avaliação de apenas R$ 20 bilhões pelo 'pacote fechado' de todos os ativos da estatal. Vale ressaltar que se o modelo idealizado fosse o 'fatiado' como ocorrido em outras privatizações do setor elétrico, certamente o valor de unidades de geração, principalmente, agregariam muito mais valor ao total a ser apurado", diz o deputado. (O Globo – 23.10.17) 2 Aprovada remoção obrigatória de postes de luz quando solicitada pelo consumidor A Comissão de Trabalho, de Administração e Serviço Público da Câmara aprovou proposta que obriga as concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica a remover ou deslocar postes e redes de distribuição quando solicitado por consumidor. Pela proposta, as empresas terão prazo de 90 dias para remoção em áreas de rede secundária e de até 120 dias para áreas de rede primária. A Resolução 414/10 da ANEEL já permite que os consumidores afetados pela localização dos postes e da rede de energia solicitem a sua remoção à distribuidora, responsabilizando-se pelo custeio das obras. Mas o regulamento não estabelece prazo para execução do pedido. Para o relator, é justo fixar um prazo, “de modo que não se postergue a solicitação do cidadão em uma espera sem um termo final”. O substitutivo acrescenta a previsão de que, caso haja descumprimento dos prazos estipulados, a remoção ou deslocamento dos postes deverá ser realizada sem ônus para o consumidor. O texto também estabelece que a não execução do serviço solicitado no prazo previsto enseja a aplicação de multa, conforme valor definido pela Aneel. A proposta tramita em caráter conclusivo e ainda será analisada pela Comissão de Constituição e Justiça e de Cidadania. (Agência Câmara – 23.10.2017) 3 Alterações na contratação de energia devem ser necessárias para atender ao mercado A retomada do crescimento econômico e a necessidade de atendimento da demanda futura de energia elétrica devem exigir uma série de ajustes regulatórios para garantir a expansão da geração no país. O desafio para os próximos anos, na avaliação do diretor da Aneel, Tiago Correia, será revisitar o mecanismo de contratação, para que os recursos energéticos disponíveis sejam usados da maneira mais adequada às necessidades de atendimento ao consumo. Diferentes lideranças do segmento haviam destacado um pouco antes a necessidade de reconhecimento das particularidades de cada fonte na contratação da expansão do sistema, mas o diretor alertou que o conceito de recurso energético pode abranger desde a produção até o armazenamento de energia e medidas que reduzam a necessidade de investimentos. Um dos pontos destacados nas discussões foi o plano decenal de energia e seu papel na definição de uma matriz elétrica que incorpore os aspectos complementares das fontes de geração, considerando os aspectos tecnológicos que devem mudar nos próximos anos a face do setor elétrico no Brasil. Para Correia, é essa matriz que deve desenhar os novos contratos, de acordo com a necessidade de atendimento do mercado. A contratação pode definir o serviço a ser prestado para resolver demandas específicas e a melhor fonte para resolver o problema. (Agência CanalEnergia – 23.10.17) 4 Segundo PSR, interconexão poderia reduzir custo operativo em R$ 8 bi 5 Valor da CDE pago por empresas de RS e MG é reduzido em função de novas liminares Sete novas liminares concedidas pela Justiça Federal de Brasília nos últimos meses permitiram que empresas sediadas no Rio Grande do Sul e em Minas Gerais passassem a pagar apenas as despesas não controversas da Conta de Desenvolvimento Energético. As decisões reduziram o valor da tarifa de uso do sistema em 22% para quatro empresas que se enquadram como consumidores livres e em 8% para outras três que estão no mercado cativo. As beneficiárias foram as indústrias gaúchas Hidro Jet Equipamentos Hidráulicos, com duas unidades, Microinox – Fundição de Precisão e Usinagem e Indústria e Comércio de Produtos de Limpeza Girando Sol; e as mineiras Fundimig, Fergusul Ferro Gusa Sustentável e Isoaço Indústria e Comércio de Fundidos. Todas elas usaram argumentos semelhantes ao de outras empresas e de entidades empresariais como a Abrace e a Anace, que representam consumidores de maior porte. Entre os itens questionados estão a cobertura de custos como o atraso das obras de interligação do sistema Manaus -Macapá; a inclusão de “restos a pagar” do ano anterior; a subvenção para a redução tarifária equilibrada de consumidores cativos e o subsídio ao carvão mineral da usina termelétrica Presidente Médici, que estava indisponível. As ações apontam ainda irregularidades como a aplicação de subsídios cruzados entre consumidores cativos e livres e exercício de política tarifária pela ANEEL sem base legal, além do descumprimento pelo governo da obrigação de fazer aportes para a cobertura da CDE. Para o advogado Flávio Alves de Paula Lima, sócio do escritório Fátima Vaz de Mello, a própria legislação comprova a ilegalidade da ampliação dos custos da CDE, ao prever a apresentação pelo governo de um plano de redução estrutural das despesas da conta até 31 de dezembro desse ano. (Agência CanalEnergia – 23.10.17) 6 Aneel: usinas são liberadas para operação comercial A Aneel liberou para operação comercial a UFV Pirapora 10, a partir de 21 de outubro, segundo despacho publicado pela Aneel na última segunda-feira, 23 de outubro. A usina compreende as unidades geradoras UG21 a UG31, de 967,742 kW cada, totalizando 10.645,162 kW de capacidade instalada, localizada em Pirapora (MG). A pequena central de geração hidrelétrica denominada PCH Castro também recebeu autorização do órgão regulador, e poderá operar comercialmente as unidades UG1 e UG2, de 2.000 kW cada, totalizando 4.000 kW de capacidade instalada, situada em Castro (PR). Outra liberação junto a Aneel para operação comercial foi referente a unidade UG2, de 3.267 kW de capacidade da PCH Cachoeira Cachimbo Alto, situada no município de Alta Floresta d”Oeste (RO) Já a unidade UG3, de 3.267 kW capacidade instalada na mesma usina, PCH Cachoeira Cachimbo Alto, foi autorizada pela Agência para operar em regime de testes, assim como as unidades UG1 e UG2, de 1.000 kW cada da CGH Estreito, localizada em Videira (SC). (Agência CanalEnergia – 24.10.17) 7 Artigo de Rodrigo Polito: "Com revisão tarifária, Aneel busca dar sinal mais claro ao consumidor" Em texto publicado no jornal Valor Econômico, Rodrigo Polito defende a proposta de revisão da metodologia usada para as bandeiras tarifárias. O autor afirma: é acertada a decisão da Aneel de rever a metodologia e os valores dos patamares de bandeiras tarifárias, mecanismo que entrou em vigor no início de 2015 e tem por objetivo indicar ao consumidor, por meio de um cobrança adicional na fatura, o custo real de operação do sistema elétrico em determinado mês. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 24.10.2017)
Empresas 1 Eletrobras: Estatal pode captar além dos recursos para outorga O aumento de capital da Eletrobras - e, consequentemente, privatização da estatal - vai levantar recursos não apenas para pagamento da outorga da energia que terá os contratos revistos pelo governo, apurou o Valor. Segundo uma fonte qualificada, a companhia terá liberdade de decidir se vai levantar mais recursos para outras finalidades, como antecipar pagamento de dívidas mais caras e voltar a fazer investimentos. A expectativa do governo é de concluir nas próximas semanas o texto da MP que vai tratar da desestatização do controle da Eletrobras e também da chamada "descotização", apurou o Valor. As equipes técnicas do MME, da Fazenda e do Planejamento, além do PPI, vão se reunir nesta semana para tratar dos últimos pontos da MP. A privatização da companhia acontecerá simultaneamente ao processo de fim das cotas. MME, Planejamento e Fazenda, além do PPI, se reúnem nesta semana para tratar dos últimos pontos da MP Para alterar o contrato e sair do regime de cotas, a Eletrobras vai pagar uma outorga ao governo, estimada, pelo orçamento de 2018, em cerca de R$ 8 bi. Esse montante é baseado no ganho que a elétrica vai capturar ao vender essa energia por um preço mais caro. Hoje, a energia da Eletrobras no regime de cotas é vendida a um preço próximo de R$ 40 por megawatt-hora (MWh). O governo vai calcular um preço médio que a companhia vai conseguir capturar ao longo dos 30 anos da concessão como produtora independente, sem contrato garantido com distribuidoras, como é hoje. Esse preço será uma estimativa, e dependerá da gestão do portfólio pela nova companhia privada. Supondo que esse preço seja próximo de R$ 140/MWh, o potencial ganho a ser capturado com o fim das cotas seria de R$ 100/MWh. Será dessa diferença entre a tarifa atual e a tarifa estimada no novo regime que será calculado quanto a Eletrobras pagará pela outorga das usinas. (Valor Econômico – 24.10.2017) 2 Eletrobras: Decisão de acabar com as cotas fica por conta da empresa A decisão de encerrar as cotas caberá à própria Eletrobras, que terá que decidir se vai abrir mão do contrato atual - que, embora tenha uma tarifa baixa, é livre de riscos de mercado e também do GSF - e migrar para o contrato novo, de produtora independente, livre para vender a energia a preços de mercado. A companhia também poderá optar por encerrar as cotas de uma parcela dessa energia, e não o total. A União não vai votar na assembleia de acionistas que vai deliberar o assunto. Dessa diferença de preços (entre a tarifa de cotas e a tarifa estimada), uma parcela, ainda a ser definida, irá para o Tesouro, como outorga, e outro para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), ajudando a reduzir os encargos pagos pelos consumidores e também as tarifas de energia. A parcela que vai para a CDE será fixa, paga pela Eletrobras proporcionalmente à energia que for retirada das cotas. Já o montante da outorga vai ser baseado na outra parcela, mas trazido a valor presente e pago à vista pela estatal. Os recursos para esse pagamento virão da capitalização que será feita e diluirá a participação do governo na companhia, resultando na sua privatização. O que restar dessa diferença será o ganho capturado pela Eletrobras com o fim das cotas. Como não será estabelecida uma tarifa fixa, esse ganho vai depender da gestão que a estatal fará de sua carteira de geração. Caso a energia fique descontratada, a elétrica poderá liquidar no mercado de curto prazo. Hoje, o preço à vista de energia está no máximo regulatório, de R$ 533/MWh, o que significaria um lucro expressivo para a companhia. Existe, porém, o risco de que o preço da energia no mercado à vista recue para o mínimo regulatório, fixado em R$ 33,68 por MWh para este ano. Se a contribuição fixa para a CDE superar este valor, por exemplo, a concessionária terá prejuízo. O ganho da companhia vai depender de sua capacidade de fazer a melhor gestão da energia. (Valor Econômico – 24.10.2017) 3 Eletrobras: Presidente diz que país deve investir para evitar crise O presidente da Eletrobras, Mario Bhering, afirmou nesta segunda-feira (23), no Rio, que o Brasil terá de investir por ano NCr$ 1,5 bilhão (equivalente a R$ 14,26 bilhões) em energia elétrica até 1971. Bhering explicou que o programa nacional de energia elétrica não poderá ser limitado, "pois a falta de energia elétrica, mesmo parcial, resultará em crises de custo ainda mais caras". O potencial energético brasileiro é de 150 milhões de kw em recursos hidráulicos. O país possui ainda petróleo, gás natural e materiais nucleares, ainda dependentes de avanço tecnológico. (Folha de São Paulo – 24.10.2017) 4 Cemig: Postergado por 60 dias vencimento de R$550 mi em dívidas de subsidiária 5 Cemig: Diretores de Novos Negócios e de RI e Comunicação são confirmados A Cemig confirmou a indicação dos advogados José Maria Rabelo e Thiago de Azevedo Camargo como os novos titulares das diretorias de Desenvolvimento de Negócios e Relações Institucionais e Comunicação, respectivamente. Os nomes foram aprovados pelo Conselho de Administração da estatal mineira na última sexta-feira, 20 de outubro. Rabelo, que entra no posto antes ocupado por Cesar Vaz Fernandes, foi membro titular dos Conselhos de Administração e Fiscal da Taesa entre 2011 e 2015, período em que ocupou a chefia da Superintendência Nacional de Previdência Complementar. Camargo, mestre em Ciência Política pela UFMG, passou por organizações públicas e privadas. (Agência CanalEnergia – 23.10.17) 6 Abraceel: Total Comercializadora é a mais nova associada Em reunião realizada última quinta-feira, 19 de outubro, a Total Comercializadora foi aceita como associada da Associação Brasileira das Comercializadoras de Energia. A comercializadora do grupo Total Energia iniciou as operações em fevereiro, com uma meta de negociar entre 80 MW med e 100 MW med em 2017. O grupo Total Energia já atua na geração há 16 anos, com Pequenas Centrais Hidrelétricas, usinas eólicas e solares. Recentemente, o grupo também anunciou a criação da EasySolar, para a instalação de sistemas de geração distribuída. (Agência CanalEnergia – 23.10.2017) 7 Chesf: Investimentos de R$ 51 mi em região metropolitana de Teresina A Chesf informou nessa sexta-feira, 20 de outubro, que disponibilizou para operação comercial a Linha de Transmissão 230 kV Teresina II / Teresina III, circuito duplo, com extensão de 22,7 km; a Subestação Teresina III, abaixadora 230/69 kV, com potência de 400 MVA; e a ampliação da Subestação Teresina II, com duas entradas de linhas 230 kV. O empreendimento, que recebeu investimentos da ordem de R$ 51 milhões, foi energizado na madrugada da última quarta-feira, 18, e ocorre com antecipação de 43 dias em relação a data fixada no Plano de Negócios e Gestão da companhia. “Essa obra é fundamental para o atendimento de energia elétrica da região metropolitana de Teresina, visto que vamos diminuir o risco de cortes de carga, e garantir maior oferta à distribuidora local, aumentando em 82% a capacidade ofertada”, afirmou o diretor de Engenharia e Construção, Antonio Varejão de Godoy. O diretor ainda explicou que o incremento irá suprir a demanda elevada do consumo sobre a antiga subestação Teresina (abaixadora 230/69/13.8 kV). Aproximadamente 900 mil habitantes, espalhados em uma área de quase 1.400 km² serão beneficiados com a iniciativa. (Agência CanalEnergia – 23.10.2017) 8 Belo Monte Transmissora: Fitch atribui rating à proposta de 2ª emissão de debêntures A Fitch Ratings atribuiu na última quinta-feira, 20 de outubro, o Rating Nacional de Longo Prazo ‘AA+(exp)(bra)’ com Perspectiva Estável à proposta de 2ª emissão de debêntures da Belo Monte Transmissora de Energia S.A. O rating reflete a etapa pré-operacional do projeto e a relativamente baixa complexidade da operação, da manutenção e dos investimentos ao longo da vida do ativo, assim como a natureza estável e previsível das receitas, baseadas em disponibilidade, segundo a metodologia da Fitch. Os Índices de Cobertura do Serviço da Dívida (Debt Service Coverage Ratios – DSCRs) mínimo e médio de 1,34 vez e 1,44 vez, respectivamente, no cenário de rating (que inclui estresse de Realistic Outside Cost – ROC de 7,5% e um múltiplo de ROC de 41,2 vezes) são compatíveis com um rating superior. O engenheiro independente espera que o projeto esteja concluído em janeiro de 2018, um mês antes do previsto em contrato, e de acordo com os custos contratados. A construção está sendo realizada por diversos construtores e fornecedores, incluindo a Siemens Ltda. (Siemens), responsável pelas subestações, e conta com garantias de performance emitidas por bancos classificados com o Rating Nacional de Longo Prazo ‘AAA(bra)’ ou equivalentes. Dessa forma, o risco de completion se encontra adequadamente mitigado. O risco de escopo é mitigado pela baixa complexidade de operação e manutenção, bem como pela estrutura desenvolvida para o projeto, composta por uma robusta equipe de operação e manutenção, sede e sete subsedes localizadas ao longo dos mais de dois mil quilômetros da linha de transmissão. A expectativa de reinvestimentos no projeto é baixa e está relacionada a peças de reposição e veículos. (Agência CanalEnergia – 23.10.2017) 9 Belo Monte Transmissora: Riscos do projeto são atenuados pelo EBTIDA, analisa Fitch Segundo a Fitch, analisando a proposta da 2ª emissão de debêntures, as receitas e os custos do projeto Belo Monte são reajustados pela inflação. Não há conta reserva para operação e manutenção, e o projeto não conta com seguro para a linha de transmissão, nem contra queda de torres. Ainda assim, estes riscos são mitigados por elevadas margens de EBITDA e métricas de crédito robustas. A Ftich informa que o cenário-base assume inflação de 3,90% em 2017, 4,50% em 2018 e 4,25% a partir de 2019. Além disso, considera uma disponibilidade ao longo do ciclo do projeto de 98,5% e custos e despesas administrativas de acordo com o relatório do engenheiro independente. O cenário não assume aportes de capital remanescentes de Furnas e Eletronorte, porque estas empresas têm classificação de risco inferior à do projeto. Os DSCRs mínimo e médio neste cenário são de 1,36 vez e 1,47 vez, respectivamente. O Loan to Life Coverage Ratio (LLCR) é de 1,49 vez. Para a agência o rating assume as mesmas premissas de inflação do cenário-base, porém com disponibilidade de 97,5% ao longo do ciclo. O cenário não prevê aportes de capital remanescentes de Furnas e Eletronorte, por elas terem classificação de risco inferior à do projeto. Além disso, os custos de operação e manutenção são estressados em 7,5% acima do projetado pelo engenheiro independente e, para 2019, estima-se a necessidade de reposição de duas torres de transmissão, ao custo de R$ 2,5 milhões cada. Os DSCRs mínimo e médio neste cenário são de 1,34 vez e 1,44 vez, respectivamente. O LLCR é de 1,47 vez. (Agência CanalEnergia – 23.10.2017) 10 Queiroz Galvão Energia promoverá leilão para compra de energia elétrica A Queiroz Galvão Energia promoverá na terça-feira, 24 de outubro, um leilão eletrônico para compra de energia elétrica convencional. Serão ofertados dois tipos de produtos para o período de suprimento de 2018: um com prazo de duração de 12 meses, com início de suprimento em 1º de janeiro e término em 31 de dezembro de 2018; e outro com duração de oito meses, indo de 1º de abril a 30 de novembro. Serão aceitas propostas de no mínimo 1 MW médio, e o ponto de entrega da energia contratada será o submercado Sudeste/Centro-Oeste. O leilão terá início às 11h de amanhã. (Agência Canal Energia – 23.10.17) 11 Paradigma: Novas soluções para gestão de contratos de energia são apresentadas A Paradigma Business Solutions, especialista em soluções para negociações e gestão de relacionamentos eletrônicos, preparou uma nova geração de soluções e serviços para atendimento completo das necessidades de consumidores que desejam fazer sua própria gestão de energia. Batizado de conceito Energy Trade 360º, a nova plataforma reúne recursos como simulação de faturas, projeção de tarifas das concessionárias de energia, propicia a avaliação de despesas com gestão físico-financeira das contas de energia, entre outros serviços e soluções que podem ser úteis, por exemplo, para consumidores cativos que pensam em migrar para o mercado livre. Segundo a CEO da Paradigma, Andrea Boudeville, o segmento de energia representa atualmente 50% do faturamento da empresa. Em 2016, a empresa faturou R$ 12 mi. Para este ano, a expectativa é ter um crescimento de 25% no faturamento. “Este ano estamos prevendo faturar R$ 15 mi, isso dá um crescimento entorno de 25%”, disse a executiva. Boudeville destacou que atualmente se pode negociar tudo em energia – tipo de fonte, prazos de contratos, proteção de riscos à variação de preços, custos com a transmissão/entrega da energia (desconto do fio), entre outros. As evoluções do mercado e da regulamentação criaram novas demandas para os consumidores. Por isso a empresa apostou na criação de uma plataforma integrada e segura, que reúna sistemas de negociações de compra e venda, gestão de contratos com assinatura segura, análise de cenários e riscos, conexão com agentes e indicadores setoriais, tratamento das relações com usuários, entre outros. (Agência CanalEnergia – 23.10.2017) 12 Siemens Gamesa: Mudanças no corpo diretivo A Siemens Gamesa anunciou, no final da semana passada, uma reformulação na composição de alguns dos seus principais cargos diretivos em nível global. Para o posto de CFO foi nomeado Miguel Ángel López, que assumirá a cadeira a partir de 1º de dezembro no lugar de Andrew Hall. O executivo trará a experiência de ter atuado como CFO na VDO entre 1991 e 2003, e ainda na Siemens AG, como CFO para diferentes unidades, durante os últimos 16 anos. López também possui extensa experiência em M&A, tendo conduzido com sucesso otimizações de portfólio e maior rentabilidade. Andreas Nauen, recentemente nomeado CEO Offshore, começará na Siemens Gamesa em 1º de novembro. Com histórico de mais de 11 anos na indústria renovável, ele gerenciou a integração do Bonus A / S na Siemens. Jürgen Bartl já assumiu a Secretaria-Geral da SGRE, vindo do Conselho Geral de Negócios da Siemens Gamesa. Antes, ele serviu à Siemens AG em vários cargos por mais de 17 anos. O executivo conta com uma experiência internacional significativa, tendo sido consultor geral fora da Alemanha antes e com passagens ao longo de mais de 10 anos na indústria de energia e energias renováveis. (Agência CanalEnergia – 23.10.2017)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 ONS: Erro de projeto limita a geração de Jirau e Santo Antônio Símbolos da retomada das grandes obras de infraestrutura no País, as hidrelétricas de Jirau e de Santo Antônio levaram quase uma década para ficarem prontas. Em meio a atrasos, polêmicas e brigas judiciais, foram quase R$ 40 bilhões investidos nas duas usinas. Mas, agora que estão finalmente concluídas, com suas 100 turbinas em operação, descobriu-se que uma falha técnica pode limitar boa parte da geração de energia das hidrelétricas pelos próximos dois anos. O diagnóstico foi concluído somente no mês passado pelo ONS, que determinou uma redução de até 1.600 megawatts do potencial total das usinas sob risco de causar um blecaute nas regiões Sul e Sudeste do País. A origem do problema está em uma estrutura chamada “eletrodo de terra”, um aterramento de dezenas de barras de aço que tem a função de manter o equilíbrio das linhas de transmissão das duas usinas do Rio Madeira, redes que carregam energia por 2,4 mil km de distância, de Porto Velho (RO) até Araraquara (SP). Em testes recentes, o ONS percebeu que o aterramento simplesmente foi construído em cima de um grande bloco de granito, situação que compromete totalmente o funcionamento, porque eleva a intensidade de energia, em vez de reduzi-la.Essa estrutura de segurança entra em operação quando há paralisações em um dos linhões de transmissão. Por conta do problema, o ONS concluiu que poderia haver riscos de blecautes em situações que exigissem o desligamento de um dos bipolos que transportam energia do Rio Madeira. (O Estado de São Paulo – 23.10.2017) 2 Jirau e de Santo Antônio: custo para resolver erro de projeto pode ser de até R$ 60 mi A Aneel confirmou que um problema [nas usinas hidrelétricas de Jirau e de Santo Antônio], associado aos critérios de segurança adotados pelo ONS, “pode causar limitação no escoamento de energia do complexo do Madeira” e que convocou a concessionária IE Madeira e o ONS para apresentarem explicações e alternativas para resolver o problema. A concessionária terá de procurar outro terreno em Porto Velho, comprar a área e refazer o projeto. A estrutura pode custar até R$ 60 milhões. O ONS já determinou que, até dezembro de 2019, as limitações de entrega de energia de Jirau e Santo Antônio continuarão. Segundo a Aneel, “o projeto e sua execução são de total responsabilidade da concessionária, que deve disponibilizar as instalações de transmissão em plena capacidade, conforme estabelecido no contrato de concessão”. A concessionária IE Madeira, controlada pela empresa ISA Cteep, está em busca de outra área em Porto Velho para construir seu novo eletrodo de terra. A estimativa é de que a construção do novo aterramento vai custar entre R$ 45 milhões e R$ 60 milhões. O tempo de obra leva cerca de seis meses, mas é preciso incluir nesse cronograma etapas como desapropriação, aquisição da terra, licenciamento ambiental e testes. (O Estado de São Paulo – 23.10.2017) 3 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do Nordeste diminuíram em 0,1% os níveis em relação ao dia anterior e se encontram com 7,1% da capacidade, segundo dados do ONS relativos ao último domingo, 22 de outubro. A energia armazenada ficou em 3.678MW mês no dia e a energia afluente está em 17% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica Sobradinho apresenta 3,49% da sua capacidade. No Sul do país os reservatórios apresentaram elevação de 1,7% para 44,7% da capacidade. A energia armazenada no dia ficou em 8.990 MW mês e a energia afluente está em 68% da MLT. A usina de G. B. Munhoz opera com 34,46% da capacidade. Nos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste os níveis mantiveram-se os mesmos, deixando os reservatórios com 19% da capacidade. A energia armazenada está em 38.637 MW mês e a energia afluente em 63% da MLT. A usina de Furnas trabalha com 13,33% da capacidade e São Simão, com 15,16%. Já no submercado Norte houve diminuição de 0,3% e os reservatórios operam com 23,6% da capacidade. A energia armazenada chegou a 3.557 MW mês e a ENA ficou em 51% da MLT. A hidrelétrica Tucuruí se encontra com 36,09% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 23.10.17) 4 ONS: necessidade urgente de revisão da matriz elétrica O diretor-geral do Operador ONS, Luiz Eduardo Barata, disse que há uma necessidade urgente de revisão da matriz elétrica, e o grande desafio é como construí-la. Barata acredita que é preciso estabelecer mecanismos que dêem maior segurança ao sistema, com a absorção de renováveis intermitentes como eólica e solar dentro de critérios de preço e com um limite de participação na matriz. Da mesma forma, afirmou, é importante discutir a presença das térmicas e das termonucleares. O presidente da EPE, Luiz Augusto Barroso, lembrou que o futuro da matriz é renovável, mas é preciso “garantir a despachabilidade” do sistema. “A questão das hidrelétricas no Brasil tem que ser revisitada”, e é preciso fazer a complementação com termelétricas. O ministro interino de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, destacou que o momento é de realinhar os incentivos e os riscos com novos custos de financiamento, para recuperar uma lógica econômica mais eficiente para o setor. (Agência CanalEnergia – 23.10.17) 5 Consultoria Thymos Energia: Reservatórios devem cair a nível pior que o de 2001 A continuação das chuvas abaixo da média histórica deve fazer com que o mês de novembro tenha novamente acionada a bandeira vermelha em seu patamar mais elevado, com acréscimo de R$ 3,50 a cada 100 KWh consumidos, avaliam especialistas ouvidos pelo Valor. Pelos cálculos da consultoria Thymos Energia, os reservatórios das hidrelétricas do país devem chegar a novembro com 16% do volume máximo, cenário pior que o de 2001, quando houve racionamento de energia. Ainda assim, não há risco de um novo racionamento de energia, devido à entrada em operação, desde então, de termelétricas e fontes alternativas de energia, disse João Carlos Mello, presidente da Thymos. "Estamos vendo o ano que vem com potencial de manutenção do estresse hidrológico, mas, diferentemente do que vimos em 2014 e 2015, com baixo risco de racionamento", disse Bernardo Bezerra, diretor técnico da consultoria especializada em energia PSR. Segundo ele, a razão para isso é a sobra de energia no sistema causada pela crise econômica. "Foram dois anos de PIB negativo, isso fez com que tivéssemos uma sobra", explicou. A PSR trabalha com um cenário de manutenção do PLD próximo do teto regulatório de R$ 533 por MWh até o período chuvoso, que começa a partir de dezembro. A bandeira tarifária deve ficar entre vermelha e amarela, dificilmente voltando a ser verde. Em relação à novembro, Bezerra vê "maior probabilidade" de manutenção da bandeira vermelha no patamar 2. (Valor Econômico – 24.10.2017) 6 Climatempo: retorno gradual das chuvas a partir de novembro O Climatempo prevê um retorno gradual das chuvas a partir de novembro. "Porém, isso vai diminuir a geração eólica no Nordeste, que está muito alta", disse Alexandre Nascimento, meteorologista do Climatempo. Por isso, deve ser necessária a continuação do despacho de termelétricas, justificando a manutenção da bandeira vermelha. Segundo Nascimento, mesmo com o retorno das chuvas, a situação dos reservatórios só começará a mostrar melhora dentro de algumas semanas. "A geração eólica vai ter uma redução grande, que será mais rápida que a recomposição dos reservatórios", disse ele. Já considerando a piora do cenário hídrico em suas estimativas, analistas de inflação mantiveram suas projeções para a alta do IPCA tanto para este ano quanto para o próximo, contando com a manutenção da bandeira vermelha no patamar 2 até o fim de 2018. (Valor Econômico – 24.10.2017) 7 Abradee: Preço tarifário deve seguir viés de baixa em 2018 Os preços tarifários em 2018, considerando os custos de distribuição, devem seguir um viés de baixa, mas ainda com forte dependência do período chuvoso que se inicia em novembro. A visão é do presidente da Abradee, Nelson Leite. Ainda de acordo com o executivo, o aumento nos custos de produção, com o acionamento das térmicas, e do fornecimento de energia elétrica tem gerado um aumento na tarifa. “Se chover muito, teremos água nos reservatórios e assim as termelétricas serão desligadas e a tendência é de custos mais baixos. Se não chover, as termelétricas devem seguir ligadas”, comenta Leite. “O que temos no Brasil, considerando a carga tributaria e os encargos que temos, além da escassez de energia, que leva a produção de energia por fonte térmica, tem levado a um aumento desses custos de produção”, disse o presidente da Abradee durante a cerimônia de lançamento do Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica (Sendi), que, em 2018, será realizado pela Enel, em Fortaleza. (Brasil Energia – 23.10.2017) 8 Abradee: Desafio para o ano que vem é o uso racional de energia elétrica No que diz respeito a previsões para 2018, Nelson Leite, presidente da Abradee, destacou que, em momentos de crise, é preciso discutir temas como inovação, novas soluções e regulamentação para o setor de energia. Para ele, o principal desafio do setor para o ano que vem é fazer com que o consumo de energia seja o mais racional possível e a tecnologia será fundamental para auxiliar nesse controle. “Nós temos hoje um cenário de mudança climática que está trazendo uma seca prolongada para algumas regiões do país o que faz com que nós tenhamos a energia cada vez mais cara, pois ela esta sendo gerada através das termelétricas. Precisamos do uso racional e da tecnologia para viabilizar esse uso consciente da energia, o que certamente trará uma mudança de paradigma”, avaliou o executivo durante a cerimônia de lançamento do Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica (Sendi). Segundo ele, os principais assuntos que serão abordados no Sendi, em 2018, são inovação e como incorporar as tecnologias de informática e telecomunicações já que trouxeram, em outros países, novidades para o segmento de energia elétrica. (Brasil Energia – 23.10.2017)
1 Firjan: Brasil terá que adaptar cadeia de fornecimento para suprir alta de veículos elétricos O Brasil vai precisar aprimorar a cadeia de fornecimento para atender a uma eventual migração de veículos hoje movidos a combustíveis fósseis. Essa é a principal avaliação do presidente do conselho de Energia da Firjan, Sérgio Malta, que representou o país na diretoria do Conselho Mundial de Energia Elétrica. O executivo participou de evento em Lisboa, no qual se debateu o uso sustentável de energia elétrica em escala global. Um dos temas é a adoção da eletricidade para mover a frota de automóveis europeus, uma vez que a perspectiva é de que a partir de 2025 só será permitida a comercialização desses modelos. A eletricidade é um caminho sustentável natural como alternativa para dependência do combustível fóssil, avalia Malta. (Brasil Energia – 23.10.2017)
Energias Renováveis 1 RenovaBio: com demora na análise técnica, sofre pressão e pode não sair em 2017 Parado no Ministério da Casa Civil desde o início de agosto, o programa de biocombustíveis RenovaBio ainda passa por análises técnicas, enfrenta pressões diversas e não tem prazo para sair, podendo nem ser lançado neste ano, disseram à Reuters o próprio governo e fontes com conhecimento do assunto. Ministério da Fazenda, Petrobras e distribuidoras defendem aprimoramentos no projeto. Via assessoria de imprensa, a Casa Civil informou apenas “que o tema está em análise no governo e não há previsão de envio (para o Congresso)”. Uma fonte que participou de uma reunião recente para discutir o programa entre representantes do setor de biocombustíveis e importantes autoridades do governo disse que o RenovaBio ainda carece de alguns estudos de impacto e que é improvável que algo seja enviado ao Congresso neste ano. O programa foi à consulta pública no primeiro trimestre de 2017, teve suas diretrizes aprovadas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) em junho e depois foi enviado à Casa Civil para formatação como medida provisória (MP) ou projeto de lei (PL). O próprio Ministério da Agricultura apostava que ainda em agosto haveria uma definição sobre o programa, cuja proposta é estimular a demanda por combustíveis renováveis e estabilizar a indústria, potencialmente impulsionando fusões e aquisições que consolidariam um setor que enfrenta endividamento elevado, com muitas empresas em recuperação judicial. Mas as pressões sobre o RenovaBio só aumentaram desde então, afirmaram à Reuters as fontes que acompanham o tema, acrescentando que as discussões sobre o programa ainda estão “em aberto”. (Reuters – 23.10.2017) 2 Deputados cogitam PL para o RenovaBio A bancada parlamentar ligada aos biocombustíveis prometeu apresentar na Câmara dos Deputados um projeto de lei para implementar o RenovaBio caso o governo federal não apresente uma MP sobre o tema "em uma ou duas semanas". A alternativa foi sinalizada pelo deputado federal Evandro Gussi, presidente da Frente Parlamentar do Biodiesel, durante a Conferência BiodieselBR, realizada ontem em São Paulo. O deputado afirmou que essa forma de encaminhar o RenovaBio não é a ideal, mas que diante da demora do governo em encaminhar uma MP, pode ser o caminho. A apresentação do PL seria em regime de urgência para ser encaminhada ao Senado "o mais rapidamente possível", segundo Gussi. A possibilidade já foi articulada com o presidente da Câmara, Rodrigo Maia, e com o presidente da Frente Parlamentar do Setor Sucroenergético, Alexandre Baldy. Tanto Gussi como Baldy podem ser os proponentes do projeto. A bancada deve aguardar até o fim da próxima semana e não deve admitir nada diferente do que a MP prometida pelo Planalto. Há duas semanas, o presidente Michel Temer afirmou ao setor que a MP seria assinada a tempo de o RenovaBio ser apresentado na Conferência do Clima em Bonn, na Alemanha, na primeira quinzena de novembro. O tema foi debatido por Gussi com o ministro chefe da Casa Civil, Eliseu Padilha, em reunião na quinta-feira. Na ocasião, Gussi afirmou que tinha decidido votar contra a admissibilidade da abertura do processo de impeachment contra Temer e argumentou que o programa tem impacto inflacionário menor que o de um aumento de imposto. Já Padilha teria indicado que não é favorável a uma medida que aumente a carga tributária. Também de acordo com Gussi, o ministro do MME, Fernando Coelho Filho, garantiu a ele, em reunião na semana passada, que o governo adotará um percentual de 10% de mistura obrigatória de biodiesel no diesel (B10) a partir de março. O cenário para o segmento do biodiesel, porém, não é tão favorável. (Valor Econômico – 24.10.2017) 3 COP: Biocombustíveis ganham relevância A bioenergia deve ganhar relevância na matriz brasileira, com o potencial de captura de carbono na produção de etanol, caso o país busque fazer sua parte para limitar a 2°C o aumento da temperatura global até 2100. Essa é uma das conclusões do estudo realizado pelo programa de planejamento energético da Coppe/UFRJ, que analisou a evolução da matriz de acordo com o "orçamento" de emissão de CO2 do qual o país dispõe para cumprir com as metas do Acordo de Paris. Para limitar o aquecimento a 2°C, o Brasil poderia emitir mais 23,6 gigatoneladas de CO2 até o final do século. Para se manter neste cenário, alguns segmentos do setor energético deveriam apresentar emissões negativas, aponta o modelo desenvolvido pela Coppe, caso da produção de biocombustíveis a partir da cana. O estudo da Coppe não está isolado da percepção dos formuladores de políticas. O chefe brasileiro de negociação na COP 23, embaixador José Marcondes, lembrou que o evento brasileiro na conferência discutirá justamente os biocombustíveis. "Vamos discutir como iremos trabalhar com etanol celulósico, de segunda geração", disse, mencionando o RenovaBio. "Nosso modelo aponta o menor custo dentro do cenário de emissões restritas, com as tecnologias e custos conhecidos" explica o professor do programa de pós-graduação, Roberto Schaeffer. Segundo o pesquisador, o modelo rodado é sensível inclusive à eletrificação da mobilidade, o que desloca o uso do etanol para outros modais, como a aviação. (Brasil Energia – 23.10.2017) 4 Banco do Nordeste vai destinar R$ 1,3 bi para usinas fotovoltaicas e eólicas O Banco do Nordeste assina nesta terça-feira, 24 de outubro, contratos de financiamento para construção de três empreendimentos de energias renováveis localizados na região no valor de R$ 1,326 bi. Por meio do FNE Infraestrutura, o banco destinará R$ 678,7 mi para implantação de três parques fotovoltaicos da Enel Green Power Brasil Participações com capacidade instalada total de 350 MW, localizados nos municípios baianos de Bom Jesus da Lapa e Tabocas do Brejo Velho, e outro em Ribeira do Piauí (PI). A empresa investirá R$ 795,7 mi de recursos próprios. Já as usinas de geração solar fotovoltaica Apodi, pertencentes às empresas norueguesas Scatec Solar e Statoil e à brasileira Kroma Energia, contarão com R$ 477,4 milhões do FNE e R$ 187,4 milhões de recursos próprios das empresas. O empreendimento, com capacidade de 132 MW, será implantado no município cearense de Quixeré. A CPFL Renováveis assinará contrato para o financiamento das usinas eólicas Pedra Cheirosa I e II, com 48,3 MW, no município de Itarema (CE). Serão financiados R$ 170,1 milhões pelo fundo, enquanto a empresa investirá R$ 76,1 milhões de recursos próprios. (Agência CanalEnergia – 23.10.17) 5 Copel: complexo eólico São Miguel do Gostoso é inaugurado A Copel, em parceria com a Voltalia, anunciou na última sexta-feira, 20 de outubro, a inauguração de mais um conjunto de parques eólicos no Rio Grande do Norte, o Complexo São Miguel do Gostoso. Os quatro parques do complexo foram conectados ao SIN no mês de junho, e seus 36 aerogeradores totalizam capacidade instalada de 108 MW – suficiente para abastecer aproximadamente 270 mil famílias. A Voltalia é uma companhia internacional produtora de energia elétrica a partir de fontes renováveis: eólica, solar, hidroelétrica e biomassa, estando presente em 15 países. “A energia eólica é uma nova fronteira que se abre no setor energético brasileiro. Energia limpa, renovável, uma alternativa importantíssima no parque gerador nacional”, analisou Robert Klein, diretor geral da Voltalia Energia do Brasil. A companhia paranaense possui 49% do complexo, que tem potencial para produzir em torno de 520 GWh por ano. “Estamos a cerca de três mil quilômetros da nossa sede, em Curitiba, inaugurando usinas que materializam a visão inovadora, sustentável e empreendedora da nossa companhia”, afirmou o presidente da Copel, Antonio Guetter. “Com apoio do Governo do Estado do Paraná, nosso acionista majoritário, a Copel vem registrando recordes de investimentos ano após ano, com aposta na geração renovável e a conquista de reconhecimentos nacionais e internacionais em todos os seus seus segmentos de atuação”, complementou. A empresa possui atualmente 15 parques eólicos reunidos em três grandes complexos em operação no Rio Grande do Norte. Outros 13 parques estão em construção no Complexo Eólico Cutia, com previsão de conclusão em 2019. No total, os empreendimentos eólicos somam um investimento de R$ 3 bi e uma potência de 646 MW – energia que atende o equivalente a 2 milhões de pessoas. Com seus recentes parques eólicos, o parque gerador da Copel ultrapassa atualmente 93% de fontes renováveis. (Agência CanalEnergia – 23.10.17) 6 Atualização de atlas eólico traz ventos favoráveis no CO e indica potencial offshore Bastante aguardado pelos agentes do setor, o Centro de Pesquisas em Energia Elétrica lançou no último mês de setembro a primeira parte da atualização do Novo Atlas Eólico Brasileiro. As simulações 2013 estão disponíveis na internet e reúnem informações como direção e velocidade média dos ventos, rugosidade, regime diurno e rosa dos ventos de cada região do País. A atualização do Atlas foi elaborada por uma equipe de pesquisadores do Departamento de Materiais, Eficiência Energética e Geração Complementar do Cepel. Para desenvolvê-lo, o Cepel fez uma parceria com o Centro de Previsão do Tempo e Estudos Climáticos, que pertence ao Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais. A consulta aos dados de 2013 está disponível no site do atlas. De acordo com Ricardo Dutra, pesquisador do Cepel e gerente do projeto do atlas, apesar das simulações consolidadas abordarem apenas o ano de 2013, os dados mostram que a partir da comparação da distribuição espacial da velocidade do vento nas alturas de 50 e de 100 metros, houve um expressivo aumento nas regiões Sul e Nordeste, aonde a fonte vem se estabelecendo no país. Já a partir da avaliação da distribuição na altura de 150 metros, parte da Região Centro-Oeste passa a mostrar ventos favoráveis. Os dados, os mapas temáticos e as metodologias adotadas estão disponíveis exclusivamente em meio digital, e já podem ser consultados no endereço http://www.novoatlas.cepel.br/ (Agência CanalEnergia – 23.10.17) 7 Governo quer implantar microgeração solar em 170 mil novas residências do Minha Casa, Minha Vida O governo federal deve anunciar nos próximos dias a inclusão de sistemas fotovoltaicos em residências populares que serão construídas por meio do programa habitacional Minha Casa, Minha Vida. A proposta deve incluir sistemas fotovoltaicos em casas de habitação popular deve abranger sistemas dimensionados em 64 kWp, custando aproximadamente R$ 4 mil. Estima-se que cerca de 170 mil residências sejam construídas com os sistemas de microgeração solar, movimentando cerca de R$ 790 mi – cada sistema custa em torno de R$ 4.650, que são equipamentos do tipo 1, considerado mais básico. Há projeções extraoficiais que indicam um potencial da ordem de 400 mil residências. Com isso, a perspectiva é que, se todas as casas saírem do papel considerando o maior cenário, o programa demandará um investimento da ordem de R$ 1,8 bi. A iniciativa contou com a participação da Absolar na formatação do negócio. Os estudos também contaram com a coordenação da Fiesp e trabalhos técnicos de Furnas e demais instituições parceiras. "As casas devem ser entregues já com os sistemas, que estarão previstos no financiamento", comenta o presidente executivo da Absolar, Rodrigo Sauaia. Ele ressalta que a economia prevista na conta de luz das famílias, de 70% deve não só compensar o investimento a mais pelas casas com sistemas, como também contribuir para mitigar a inadimplência no programa Minha Casa Minha Vida. O Ministério das Cidades deve publicar ainda neste ano portaria instituindo a construção de novas casas de habitação popular com sistemas fotovoltaicos, segundo o ministro Bruno Araújo anunciou em agosto. A intenção é que a determinação vigore a partir de 2018. A iniciativa é fruto de análises de viabilidade e de modelos de negócio, desenvolvidas por meio de um protocolo de intenções, assinado em 2016 entre o Ministério das Cidades, Ministério do Trabalho e Fiesp. (Brasil Energia – 23.10.2017) 8 Engie Solar: meta de faturamento de R$ 70 mi para 2018 Com uma meta de faturamento de R$ 70 mi para 2018, a Engie Solar quer manter o foco nos negócios olhando para todas as classes de consumidores, sem direcionamento para uma faixa em especial. De acordo com Rodolfo Pinto, CEO da empresa, a falta de preferência vem do crescimento que todas as classes vêm apresentando. “A nossa percepção é que todo mundo está crescendo. A gente não espera uma tendência específica, espera que vá haver um crescimento orgânico dos principais clientes”, afirma. A meta desse ano, de R$ 40 mi, deve ser alcançada pela empresa. A boa perspectiva de aumento no número de conexões de geração distribuída no Brasil traz também para o executivo o alerta para a qualificação da mão de obra, formada pelos instaladores. Segundo ele, esse tema ainda é um grande desafio que vem merecendo a atenção tanto da Associação Brasileira de Geração Distribuída quanto da Associação Brasileira de Energia Solar e Fotovoltaica. O executivo lembra que há o risco de um grande número de instalações de má qualidade em decorrência de falhas na instalação. Segundo Pinto, isso aconteceu em outros países, atrasando o desenvolvimento do setor. “Isso pode criar um problema muito sério de credibilidade da tecnologia quando o problema é o serviço prestado. Aconteceu nos EUA e na Austrália”, avisa. O CEO da Engie Solar se mostra animado com a diversidade dos negócios que vem aparecendo para a GD. (Agência CanalEnergia – 23.10.2017)
Gás e Termelétricas 1 TAG: começa etapa não vinculante de venda A Petrobras informou nesta segunda-feira (23/10) que deu início à fase não vinculante do processo de venda de 90% da participação acionária na Transportadora Associada de Gás (TAG). Nesta etapa, os interessados habilitados na fase anterior receberão um memorando descritivo contendo informações mais detalhadas sobre o ativo, além de instruções sobre o processo de desinvestimento, incluindo as orientações para elaboração e envio das propostas. Agora, os potenciais compradores têm a opção de apresentar a primeira oferta pelo projeto, conhecida como oferta não vinculante, já que a proposta ainda não traz um compromisso formal de compra. Pode haver desistência sem ônus ou penalidade. A petrolífera anunciou a venda da TAG no último dia 5/9, quando deu início à chamada divulgação de oportunidade (teaser). A transportadora possui um sistema de gasodutos de cerca de 4,5 mil km de extensão, que é localizado nas regiões Norte e Nordeste, com capacidade de transportar 74,7 milhões de m³/dia, "volume que está integralmente contratado por meio de contratos de longo prazo com cláusulas de ship-or-pay", destacou a companhia, em comunicado enviada na época da divulgação da alienação. Depois do teaser, o processo de venda terá as etapas de ofertas não-vinculantes (fase que se inicia agora), ofertas vinculantes, concessão de exclusividade para negociação, aprovação de transações, assinatura de contratos e conclusão da venda. (Brasil Energia – 23.10.2017) 2 Revisão de negócios em GNL: Engie admite negociações com Total A francesa Engie, concessionária de energia e gás, está em discussões com a Total e outras companhias não identificadas em meio a uma revisão de parte de seus negócios de GNL, disse a empresa nesta segunda-feira, elevando as perspectivas de uma possível venda. Em um comunicado, a Engie disse que lançou uma revisão estratégica de suas unidades de GNL “upstream” -- que incluem a liquefação, transporte e comercialização de GNL--, embora atividades de “downstream”, como a regaseificação, não tenham sido incluídas nos planos. A publicação financeira La Lettre de l‘Expansion noticiou que a Engie estava negociando uma possível venda de sua divisão de GNL para a Total e que um acordo pode ser alcançado nas próximas semanas. O vice-presidente-executivo da Engie, Didier Holleaux, confirmou à Reuters que a Engie está buscando um sócio para partes do negócio de GNL. “Para tornar o GNL lucrativo, precisamos ser tão grandes quando o possível. Então estamos buscando um parceiro”, disse Holleaux, ao participar de uma conferência em Cingapura. (Reuters – 23.10.2017) 3 Copel e Compagás: BNDES e governo do Paraná assinam acordo que pode desestatizar companhias O BNDES e o governo do Paraná firmaram acordo de cooperação técnica para planejamento e estruturação de projetos de desestatização no estado. Assinado pelo presidente do BNDES, Paulo Rabello de Castro, e pelo Chefe da Casa Civil do governo paranaense, Valdir Luiz Rossoni, o acordo não estabelece quais empresas podem ser privatizadas. No entanto, a medida abre espaço para a privatização da Copel, da Sanepar e da Compagás, entre outras empresas do estado. O acordo foi assinado em junho, mas veio à tona na semana passada em reportagem realizada pelo jornal Gazeta do Povo. Procurado pela reportagem da Brasil Energia, o BNDES confirmou a assinatura do acordo, mas que ainda não há nada estruturado para o Paraná. "No momento, não há projetos em análise para o Estado do Paraná", afirmou a instituição. O modelo é semelhante ao que vem sendo adotado, tendo o BNDES o papel de apresentar a proposta de inclusão de "projetos de interesse dos estados e municípios" para o conselho do Programa de Parcerias de Investimentos (PPI), ligado diretamente à Presidência da República. De acordo com o BNDES, o mesmo acordo foi firmado com outros 14 estados (Acre, Alagoas, Amapá, Bahia, Ceará, Espírito Santo, Maranhão, Pará, Paraíba, Pernambuco, Rio de Janeiro, Rondônia, Roraima e Sergipe) e três Municípios (Teresina, Porto Alegre e Macapá). "Nesse contexto, já se encontram em modelagem projetos de desestatização nas áreas de saneamento; iluminação pública; e distribuição de gás natural", disse o banco em comunicado à Brasil Energia. No documento, salienta-se que o Paraná passa por "grave restrição fiscal", e destaca que "os projetos de desestatização exigem estruturação complexa". (Brasil Energia – 23.10.2017)
Grandes Consumidores 1 Procobre: aumento no número de indústrias com certificação ISO 50.001 A eficiência energética na indústria brasileira está prestes a subir mais um degrau. Uma iniciativa liderada pelo Instituto Brasileiro do Cobre, Procel e Senai-SP está buscando aumentar o número de unidades certificadas com a norma ISO 50.001, que trata de melhorias no desempenho energético. Até meados de 2018, nove grandes indústrias – Baxter, Bemis, Cecil, Coca-Cola Femsa, Ficosa, L’Oreal, Plastifluor, Termomecânica e Thyssenkrupp – terão concluídos as etapas necessárias para obter o certificado. “A ideia foi que buscássemos algumas indústrias de peso em alguns setores, para que elas pudessem mostrar os resultados da norma no mercado, incentivando outros a fazer o mesmo”, explica Glycon Garcia, diretor executivo do Procobre. O processo de seleção reuniu cerca de 80 empresas interessadas na certificação, de onde restaram as nove participantes do programa. Algumas indústrias tinham a eficientização como meta, o que acabou por trazer a certificação ao seu encontro. A expectativa da Procobre é que o interesse pela certificação aumente não só nos segmentos em que há indústrias participando da iniciativa, mas que ele vá além. Empresas do setor hospitalar e de transporte já demonstraram ao Senai vontade de também se certificarem. Segundo Garcia, a Federação das Indústrias de São Paulo será uma das responsáveis pela divulgação do êxito das empresas certificadas e outras federações devem participar também. Segundo ele, a participação da Eletrobras Procel na certificação vai fazer com que a iniciativa ultrapasse as fronteiras paulistas, alcançando outras regiões. “As empresas vão se interessar cada vez mais e com a ajuda das federações das indústrias, acredito que o processo vai deslanchar”, conclui. (Agência CanalEnergia – 23.10.17) Economia Brasileira 1 Sem reforma da Previdência, governo cortará o abono, diz Meirelles O ministro da Fazenda, Henrique Meirelles, disse que, se o Congresso Nacional não aprovar a reforma da Previdência, o governo poderá, como uma das primeiras medidas alternativas, acabar com o abono salarial que custa à União cerca de R$ 20 bilhões por ano. Criado no governo militar como principal política social, o abono confere a quem recebe até dois salários mínimos por mês um salário mínimo a mais por ano. A ideia de extinguir esse programa vem sendo acalentada desde a gestão da presidente Dilma Rousseff, sob o argumento de que hoje existem outros programas sociais em vigor, como o Bolsa Família e os benefícios de prestação continuada. Uma das medidas de difícil aprovação, no âmbito da reforma da previdência, é o endurecimento das regras de acesso à Lei Orgânica de Assistência Social (Loas), que é um benefício contínuo. Outra mudança proposta da reforma que também sofre oposição da bancada ruralista no Congresso é a contribuição dos trabalhadores rurais à previdência social. (Valor Econômico – 24.10.2017) 2 Renda básica no país custaria 4,6% do PIB e reduziria pobreza em 11,6 pontos, diz FMI A adoção de um programa universal de renda básica para todos os brasileiros custaria o equivalente a 4,6% do PIB, reduzindo a taxa de pobreza em 11,6 pontos percentuais, de 19% para 7,4% da população, segundo estudo do Fundo Monetário Internacional (FMI). A estimativa considera que cada pessoa receberia R$ 1.286 por ano, o equivalente a 25% da renda per capita de mercado, descontado o que se paga de impostos diretos. Pelos cálculos do FMI, a desigualdade cairia, com o índice de Gini recuando 0,05 ponto. Medida de distribuição de renda, o indicador varia de 0 a 1. Quanto mais perto de 1, maior a desigualdade. Em 2016, o índice brasileiro ficou em 0,5222, acima do 0,5144 do ano anterior, segundo o Centro de Políticas Sociais (CPS) da Fundação Getulio Vargas (FGV). Foi a primeira alta desde 2001, quando o Gini ficou em 0,5952. Um programa universal de renda básica é a proposta defendida há anos pelo exsenador e vereador Eduardo Suplicy (PT), tendo se tornado a sua marca registrada. O Bolsa Família é voltado para os mais pobres, atendendo hoje cerca de 13 milhões de famílias, com algumas condicionalidades, como a obrigação de os filhos frequentarem a escola e de as gestantes fazerem o pré-natal. Em 2016, custou aproximadamente 0,4% do PIB. (Valor Econômico – 24.10.2017) 3 FGV: Prévia da confiança da indústria tem alta em outubro 4 Santander: estudo mostra que demanda só pressionará taxa de inflação em 2020 Com a ampla ociosidade na economia brasileira, a demanda não deve ser problema para a inflação antes de 2020, conclui relatório do Santander. Para o banco, a capacidade ociosa só deverá ser ocupada no fim de 2019, abrindo espaço para os juros permanecerem em níveis baixos por muito tempo. Na visão do banco, a Selic, hoje em 8,25% ao ano, cairá até 6,75%, devendo ficar nesse nível pelo menos durante grande parte de 2019. A expectativa dominante no mercado é que o Copom reduzirá a taxa para 7,5% na reunião desta semana, cortando para 7% no último encontro de 2017. Para o Santander, deve haver uma queda adicional, de 0,25 ponto percentual, para 6,75%, no começo do ano que vem. "A inflação não deverá sofrer pressão de demanda até 2020. Pode haver pressão de outro tipo, como do câmbio ou do desencontro de expectativas inflacionárias, mas não pelo canal de atividade", diz o economista-chefe do Santander, Maurício Molon. No estudo "Qual o Tamanho da Ociosidade na Economia Brasileira?", assinado pelo economista Rodolfo Margato, o Santander estima que a folga de recursos possibilita que o PIB avance sem gerar pressões inflacionárias de demanda por vários trimestres, mesmo projetando expansão mais forte da atividade que a maior parte dos analistas. Enquanto o banco espera que o país cresça 0,8% em 2017, 3,2% em 2018 e 3% em 2019, o consenso de mercado indica avanços de 0,73%, 2,5% e 2,5%. (Valor Econômico – 24.10.2017) 5 FGV: IPC-S sobe em três das sete capitais na terceira prévia do mês A inflação para os consumidores avançou em três das sete capitais acompanhadas pela FGV na terceira semana de outubro. O Índice de Preços ao Consumidor - Semanal subiu 0,29% no período. A alta foi puxada pelos preços em São Paulo (0,37% para 0,40%), Rio de Janeiro (0,08% para 0,16%) e Salvador (0,11% para 0,14%). Na capital paulista, as contas de luz deixaram queda de 1,43% para subir 0,37%, empurrando os custos de habitação da estabilidade para alta de 0,27%. Também ficaram maiores os preços em saúde e cuidados pessoais (0,34% para 0,52%), alimentação (0,38% para 0,42%) e comunicação (0,35% para 0,39%). No Rio, a inflação foi impulsionada pelos grupos transportes e comunicação, cujas taxas passaram de queda de 0,50% para recuo de 0,21%, e de 0,16% para 0,34%, respectivamente. (Valor Econômico – 24.10.2017) 6 FGV: Expectativa dos consumidores para inflação em 12 meses cai a 6,4% A expectativa de inflação dos consumidores brasileiros para os próximos 12 meses saiu de 6,7% para 6,4% entre setembro e outubro, de acordo com a FGV. Em relação a outubro de 2016, a estimativa caiu 2,7 pontos percentuais. O recuo da expectativa, segundo o economista da FGV, Pedro Costa Ferreira, era esperada por acompanhar os indicadores correntes de inflação, que seguem em queda. No levantamento de outubro, chama atenção o forte aumento da frequência de entrevistados que estimam inflação abaixo do piso da meta, de 3%. A parcela dos que projetaram inflação abaixo deste patamar saltou de 10,7% em setembro para 16,5% um mês depois. No mesmo período, a proporção de consumidores projetando inflação abaixo da meta de 4,5% passou de 32,6% para 38,6% do total. A inflação esperada pelos consumidores recuou em três das quatro faixas de renda. A redução do indicador em outubro foi influenciada pela expectativa das famílias com renda entre R$ 2.100,01 e R$ 4.800,00 que caiu 1,1 pontos em relação a setembro, como aponta a FGV em nota. As famílias com renda de até R$ 2.100 mensais foram as únicas a apresentar alta na expectativa para a inflação, que saiu de 8,2% para 8,4%. (Valor Econômico – 24.10.2017) 7 Dólar ontem e hoje
Internacional 1 Fórum de Países Exportadores de Gás terá presença de presidentes do Brasil, Peru e Argentina O ministro dos Hidrocarbonetos, Luis Alberto Sánchez, informou que o presidente do Peru, Pedro Pedro Kuczynski, participará como observador no 4º Fórum de Países Exportadores de Gás (FPEG), que se realizará de 21 a 24 de novembro na cidade de Santa Cruz. A autoridade acrescentou que a assistência, também como observadora, é administrada pelos chefes de estado da Argentina, Mauricio Macri e Brasil, Michel Temer. "Como observador, o Presidente do Peru virá e, como convidados especiais, tomamos as providências necessárias, nossos ministros nos pediram para estar presentes, o Presidente da Argentina e do Brasil", com o qual a Bolívia tem contratos de venda e compra de gás natural, Ministro do governo Patria Nueva. O FPEG reúne os principais países produtores de gás natural que controlam 42% do aprovisionamento energético mundial, 70% das reservas provadas, 40% da oferta através de gasodutos e 65% do mercado de gás natural liquefeito. O funcionário disse que o presidente russo, Vladimir Putin, confirmou sua presença; do Irã, Jazan Rohani; da Venezuela, Nicolás Maduro; Trinidad e Tobago, Anthony Carmona e Guiné Equatorial, Teodoro Obiang; além de 15 ministros de energia. O fórum também incluirá os secretários e presidentes das organizações de energia dos cinco continentes e os principais executivos das empresas mais importantes do mundo, como Gazprom, Shell, Repsol, Total, Petrobras, YPF Argentina e Plus Petrol. "Neste dia, vamos promover as oportunidades que têm na Bolívia para serem parceiros da YPFB em exploração e exploração", disse Sánchez. (Página Siete - Bolívia - 23.10.2017) 2 Bolívia: Argentina prevê firmar contrato de energia em reunião com o país, em novembro As autoridades energéticas da Bolívia e a Argentina detalham os detalhes da assinatura do primeiro contrato de exportação de eletricidade. O acordo poderá ser consolidado no âmbito da reunião entre os presidentes de ambos os países, agendada para 28 de novembro. O embaixador argentino na Bolívia, Normando Álvarez, informou sobre o progresso das entidades estatais de eletricidade para iniciar a instalação da linha de transmissão elétrica. "A idéia é avançar na assinatura dos contratos, no início, para a Bolívia começar a vender. E a Argentina pode comprar eletricidade. Na primeira etapa, fala-se de um contrato por um período de 15 anos, mas isso dependerá das negociações, de modo que no dia 28 de novembro fecharemos todos esses acordos ", disse o diplomata argentino. O embaixador do país vizinho evitou referir-se a preços e volumes de eletricidade porque as negociações continuam a definir o problema. O ministro das Relações Exteriores da Bolívia, Fernando Huanacuni, confirmou a reunião do presidente Evo Morales e seu homólogo argentino, Mauricio Macri, em 28 de novembro. A agenda do encontro bilateral entre os dois líderes inclui questões de energia, migração e segurança, entre outros, além do projeto do Corredor Ferroviário de Integração Bioceânica. O ministro da Energia, Rafael Alarcón, informou que os executivos das autoridades elétricas dos dois países se encontraram para definir o projeto da primeira linha de transmissão que conectará ambos os países e permitirá a integração de energia. (Cambio - Bolívia - 24.10.2017) 3 Paraguai: Técnicos oficiais alertam sobre o início da crise da energia em 2026 O Instituto de Profissionais Paraguaios do Setor de Energia Elétrica (IPPSE) reapareceu no cenário nacional para mostrar ao público a necessidade de definição urgente do empreendedorismo, como o de Aña Cua, porque "no período 2026- 2033 haverá risco de crise energética (déficit potencial)”. O documento conclui do seguinte modo: Entre 2026 e 2028, o Paraguai exigirá novas fontes de geração para atender às suas necessidades de energia. No lapso 2026-2033 haverá risco de crise de energia se não desenvolver e construir no tempo novas fontes de geração. O IPPSE conclui que as novas UHEs binacionais no Rio Paraná (Aña Cua, aplicação de Yacyretá e Corpus Itacorá-Itatí) requerem um longo tempo para desenvolver, construir e colocar em serviço. Segundo o IPPSE, se essas novas usinas binacionais não forem implementadas, o Paraguai terá que recorrer a outros tipos de fontes de geração ou à compra de países vizinhos. Somente até 2030-2033 as novas empresas binacionais cobrem os requisitos de energia do sistema, após o qual outros tipos de fontes terão que ser usados. O documento sufoca o desafio que enfrenta o país quando, em 2023, deve sentar-se na mesa de negociações com os brasileiros para rever as disposições do Anexo C do Tratado de Itaipu. Na p. 29 do documento, o IPPSE acredita que o início de todas as ações que permitam a execução das obras que menciona deve começar "o mais rápido possível". (ABC Color – Paraguai – 22.10.2017) 4 Paraguai: ANDE conclui que demanda excederia a oferta de binacionais em 2025 5 Paraguai: ANDE garante que o serviço foi reestabelecido Após a tempestade no sábado em várias partes do país, novamente registrou-se inúmeros casos de queda de energia, em zonas como Ñemby (Pai Ñú) San Lorenzo (Capilla del Monte), parte de Lambaré (Santa Rosa 1, 4 Mojones), parte de Villa Elisa, parte de Villa Aurelia, Fernando de la Mora zona Norte, km 22 R1 e J Augusto Saldivar. Este domingo, a ANDE relata que a interrupção deveu-se à queda de cerca de 10 transmissores. No entanto, eles asseguraram que todos os transmissores já estão em pleno funcionamento, portanto, pelo menos em teoria, já não devem mais ocorrer interrupções no fornecimento de energia. A empresa provedora de energia elétrica informou que o transmissor que sofreu maior dano foi o de Puerto Sajonia, mas já foi consertado. Além disso, o serviço também foi interrompido em Tres Bocas, porém este já foi recuperado na madrugada deste domingo. O transmissor de Puerto Sajonia foi operado em regime parcial esta manhã, e na manhã deste domingo,foi reparada uma linha subterrânea naquela área. Eles reconhecem que há reclamações sobre casos pontuais, principalmente na zona de Villa Elisa, e se comprometeram a descobrir as razões pelas quais o reabastecimento ainda não foi restaurado nesse pontos determinados. No sábado (21/10), a meteorologia registrou uma forte intensidade de ventos no dia, principalmente na área metropolitana, onde os níveis atingiram 75 km / h em lugares como a cidade de Luque. (ABC Color – Paraguai – 22.10.2017)
1 POLITO, Rodrigo. "Com revisão tarifária, Aneel busca dar sinal mais claro ao consumidor". Valor Econômico. Rio de Janeiro, 24 de outubro de 2017. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. Equipe
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