l IFE: nº 4.435 - 30 de outubro de 2017 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Oferta e Demanda de Energia Elétrica Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Economia Brasileira Internacional Biblioteca Virtual do SEE
Regulação e Reestruturação do Setor 1 GESEL no VII Seminário sobre Matriz e Segurança Energética Brasileira O GESEL participará do “VII Seminário sobre Matriz e Segurança Energética Brasileira” e 13º Brazil Energy and Power, nos dias 30 e 31 de outubro de 2017, no auditório da FGV, Rio de Janeiro. O evento, organizado pela FGV Energia e Câmara de Comércio Americana do Rio de Janeiro, terá como temas política industrial de energia, eficiência energética e integração na América Latina e inovação e o ambiente institucional da indústria de petróleo e gás. O Coordenador da área de Integração Elétrica no GESEL, Rubens Rosental, participará como palestrante do Painel 3 – Integração Energética da América, abordando o tema Desafios da Integração, programado para o dia 31/10 de 14:00 às 16:00h. (GESEL-IE-UFRJ – 30.10.2017) 2 Confirmada bandeira tarifária com custo mais alto em novembro A bandeira tarifária para o mês de novembro na conta de luz será vermelha nível 2, com custo de 5 reais a cada 100 kWh consumidos, confirmou a Aneel em nota na sexta-feira. Além de terem um caráter didático, ao incentivar a redução do consumo devido ao maior custo, as bandeiras geram uma arrecadação que é utilizada pelas distribuidoras para custear a compra de energia de termelétricas, mais cara que a das usinas hídricas. Atualmente, as contas de luz estão com bandeira vermelha nível 2. Até outubro, o custo extra era 3,50 reais a cada 100 kilowatts-hora consumidos para este nível tarifário, mas a partir de novembro esse custo subirá mais de 40 por cento, para 5 reais, conforme diretriz da Aneel. “Não houve evolução na situação dos reservatórios das usinas hidrelétricas em relação ao mês anterior e, ainda que não haja risco de desabastecimento de energia elétrica, é preciso reforçar as ações relacionadas ao uso consciente e combate ao desperdício”, disse a Aneel em nota. As distribuidoras avaliam que têm sofrido com custos maiores do que arrecadam junto aos consumidores nas contas de luz, e a situação deve permanecer mesmo após a elevação no valor das bandeiras tarifárias que pesam sobre as faturas. O ONS estimou na sexta-feira em 72 por cento da média histórica a previsão de chuvas em novembro nos reservatórios de hidrelétricas do Sudeste, principal região produtora de energia hídrica. (Reuters – 28.10.2017) 3 Possibilidade de bandeira 2 permanecer até o fim do ano A bandeira vermelha 2 deve vigorar até o fim deste ano, diante da situação hídrica desfavorável pela qual passa o País, de acordo com analistas ouvidos pelo Estadão/Broadcast. A expectativa é que esse quadro melhore um pouco até o início de 2018, mas talvez não o suficiente para alterar o patamar de 2 para vermelha 1. Mesmo assim, os especialistas afirmam que boa parte da pressão inflacionária por conta da alteração para a bandeira vermelha 2 deve ficar concentrada em 2017, já que o impacto só é percebido quando se muda a cor. O impacto esperado pelos economistas do aumento do custo da bandeira vermelha 2 no IPCA de novembro é de até 0,12 ponto porcentual. Caso ocorra a mudança de bandeira 2 para a bandeira 1 no início do ano que vem, o alívio no IPCA deve ser de até 0,13 ponto porcentual, já que o patamar 1 adiciona R$ 3,00 a cada 100 kWh usados. Por enquanto, as expectativas dos analistas consultados estão pouco acima de 3% para a inflação de 2017 e de até 4% para 2018. Os analistas afirmam que ainda terão de se adaptar à nova metodologia da ANEEL para modificar as estimativas em relação a bandeira tarifária. Na estimativa de Tiago Souza, analista do Banco BBM, a bandeira vermelha 2 deve continuar até o fim deste ano, mas depois deve cair para nível 1. Já o economista Fábio Romão, da LCA Consultores, está um pouco mais pessimista, porque acredita na manutenção da bandeira vermelha 2 até fevereiro do ano que vem, imaginando que o governo deverá ser prudente. Segundo ele, a mudança para o patamar 1 viria somente em março. (O Estado de São Paulo – 30.10.2017) 4 Liquidação do MCP: prorrogado prazo para enviar sugestões à audiência pública 5 Adiamento da liquidação do MCP desagrada comercializadores Comercializadores de energia elétrica não vêem sentido no adiamento da liquidação financeira das operações de setembro e outubro no mercado de curto prazo, para permitir a entrada de mais recursos na conta das bandeiras tarifárias. A proposta da ABRADEE é vista como uma forma de transferência do ônus financeiro das concessionárias de distribuição, afetadas pelo aumento do custo da energia, para outros participantes do mercado. O saldo da conta que cobre a variação mensal desse custo está negativo em R$ 1,7 bilhão. “Se as distribuidoras não têm caixa suficiente para pagar suas obrigações, elas deveriam entrar com um pedido de revisão tarifária extraordinária, que é o mecanismo regulatório previsto. Jamais avançar no caixa dos outros agentes do mercado. O mercado de curto prazo não tem nada a ver com eventual falta de caixa para o mercado regulado”, critica o presidente executivo da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia, Reginaldo Medeiros. A ABRADEE calcula que o déficit da Conta Bandeiras pode fechar o ano em R$ 6,2 bilhões, porque o custo do risco hidrológico será maior nos meses de setembro e outubro, e propõe que a liquidação das operações desses meses seja postergada do inicio para o final dos meses de novembro e dezembro. (Agência CanalEnergia – 27.10.17) 6 Aneel: aprovada norma sobre governança corporativa A Aneel aprovou em reunião pública da diretoria (24/10) regulamentação sobre a avaliação da qualidade dos sistemas de governança corporativa dos agentes de distribuição de energia elétrica. A norma debatida na audiência pública 78/2016 visa incentivar a adesão de boas práticas e mecanismos no segmento que fortaleçam esses sistemas. A audiência recebeu 341 contribuições de 20 contribuintes entre empresas de distribuição, holdings, associações, sindicatos, conselhos de consumidores e pesquisadores. Dessas, 80 foram aceitas, 109 aceitas parcialmente, 146 não aceitas, duas não aproveitadas e quatro já estavam previstas na proposta. O regulamento atende às diretrizes para o fortalecimento da governança corporativa na distribuição dispostos no Decreto 8461/2015 e na Cláusula Oitava dos contratos de concessão, bem como em recomendação do TCU. Baseada na regulação por incentivos, a norma estabelece parâmetros nos temas transparência, estrutura da alta administração, relações de propriedade, controle interno e conformidade regulatória, resultando na classificação das distribuidoras em alto, médio ou insuficiente nível de governança conforme a adesão às boas práticas enunciadas no regulamento. (Aneel – 27.10.17) 7MME: definidos projetos de transmissão como prioritários O MME aprovou na última quinta-feira, 26 de outubro, como prioritário, um projeto de titularidade da Interligação Elétrica Itaúnas S.A, correspondente ao Lote 21 do leilão nº 13/2015 da Aneel. O outro projeto aprovado como prioritário é de posse da Equatorial Transmissora 8 SPE S.A e refere-se ao Lote 31 do leilão nº 13/2015 da Anel. As empresas, como a publicação, poderão emitir debêntures de infraestrutura, com vantagens para os investidores. (Agência CanalEnergia – 27.10.17) 8 Brasil se associa à AIE 9 Artigo de Paulo Steele (TR-Soluções): “Quem paga a conta da tarifa branca?” Em artigo publicado no Valor Econômico, Paulo Steele, sócio-diretor da TR-Soluções, trata dos possíveis impactos socioeconômicos de uma possível adoção da chamada tarifa branca, e também discorre sobre as possíveis alterações no setor, pela ótica das distribuidoras. Segundo o autor, os consumidores são duplamente beneficiados, pois reduzem suas faturas ao racionalizarem a utilização do sistema frente aos sinais econômicos apresentados e, num segundo momento, são agraciados com tarifas efetivamente mais baixas pela consequente postergação de investimentos em expansão das redes. Ele afirma ainda que os custos de instalação de um programa do tipo podem ser elevados, devido à necessidade de substituição dos medidores e às exigências em termos de controle das informações. Eles alertam, no entanto, que um programa opcional pode causar perdas significativas de receita para as concessionárias, sem ganhos que as compensem. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 30.10.2017) 10 Elevação nos empreendimentos de transmissão
Empresas 1 CPFL Energia: Programa para apoiar startups com soluções para impulsionar o setor elétrico é lançado A CPFL Energia, maior grupo privado do setor elétrico brasileiro, lançou o programa CPFL Inova, uma iniciativa da área de inovação que pretende alavancar o crescimento de até 12 startups e scale-ups, que tenham colocado no mercado soluções com potencial de impulsionarem o setor elétrico. A iniciativa é desenvolvida em parceria com a Endeavor, ONG global de fomento ao empreendedorismo. Lançado durante a Semana da Inovação da CPFL Energia, o projeto terá duração de sete meses. Ao longo deste período, os empreendedores selecionados passarão por um processo de mentoria conduzido pelos executivos do Grupo CPFL e mentores da rede Endeavor, composta por algumas das principais lideranças empresariais do País. Com inscrições abertas, o CPFL Inova está em busca de empresas que estão se destacando pelo crescimento, com modelo de negócios escalável, diferenciais competitivos claros e lideradas por empreendedores com capacidade de execução e sonho grande. Na indústria da inovação, esse perfil de companhia é conhecido como “Scale Up”, que se difere da Startup por já estar em fase de dar tração ao negócio e, portanto, com desafios mais relacionados ao crescimento sustentável. Serão selecionadas para participar do projeto empresas que desenvolvam soluções nas áreas de: eficiência operacional, eficiência energética, geração distribuída, armazenamento de energia, Internet das Coisas, Big Data e análise de dados, cidades inteligentes e relacionamento com clientes. O período de inscrições começa hoje e prossegue até 31 de janeiro de 2018 por meio do site www.endeavor.org.br/scaleup/cpflinova (Ambiente Energia – 27.10.2017) 2 Engie: Lucro líquido recua 9,8% no terceiro trimestre A Engie Brasil Energia registrou lucro líquido de R$ 358 milhões no terceiro trimestre do ano, um valor 9,8% abaixo do alcançado no mesmo período do ano passado. Já no acumulado de 2017 os ganhos somaram R$ 1,3 bilhão de janeiro a setembro, um aumento de 21,2% ante 2016. O resultado Ebitda (antes de juros, impostos, depreciação e amortização) na base trimestral recuou 11,9%, para R$ 710,8 milhões, enquanto na anual há um crescimento de 4,3%, passou a R$ 2,451 bilhões. A receita líquida de vendas no terceiro trimestre apresentou aumento de 3,2% quando comparada ao mesmo período do ano passado, subiu de R$ 1,6 bilhão para R$ 1,7 bilhão. Os principais fatores para essa variação foram a elevação da combinação do maior volume de energia vendida, parcialmente atenuada por menor preço médio de venda, líquido dos tributos sobre a receita e o incremento na receita decorrente de maiores resultados nas transações realizadas no mercado de curto prazo, em especial as realizadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. No ano o índice de aumento está próximo, com crescimento de 3,5%, elevação de 4,8 bilhões para R$ 4,9 bilhões. A quantidade de energia vendida passou de 8.685 GWh (ou 3.933 MW médios) no terceiro trimestre de 2016 para 8.850 GWh (ou 4.008 MW médios) no período encerrado em setembro. O aumento de 165 GWh é explicado como a combinação do acréscimo de venda de energia convencional para comercializadoras e de energia incentivada para consumidores livres, inclusive pela entrada em operação comercial do Complexo Eólico Santa Mônica, que possui energia assegurada de 47,4 MW médios, parcialmente atenuado pelo término de contratos de vendas existentes, em especial para distribuidoras. Na base anual a energia vendida está em 4.033 MW médios, aumento de 1,8% ante os nove meses de 2016. (Agência CanalEnergia – 27.10.17) 3 Engie: Resultados da produção das usinas A participação de consumidores livres no portfólio da Engie alcançou 54,8% do total das vendas físicas e 50,3% do total da receita líquida de vendas, incremento de 6,7 p.p. e 5,6 p.p., respectivamente, em relação ao mesmo período do ano anterior. A produção de energia elétrica nas usinas operadas pela Engie Brasil Energia foi de 9 mil GW no trimestre encerrado em setembro, resultado 20,1% inferior à produção dos nove primeiros meses de 2016. Do total gerado, as usinas hidrelétricas foram responsáveis por 7.674 GWh, as termelétricas, por 778 GWh e as complementares, por 548 GWh. A empresa explicou que esses resultados representam reduções de 20,2% e 34,3% na geração das usinas hidrelétricas e termelétricas e aumento de 17,7% na geração das complementares, em comparação ao terceiro trimestre de 2016. No acumulado do ano os volumes estão no mesmo patamar da base trimestral com redução de 20,1% na geração que passou de 5.172 MW médios para 4.134 MW médios. A dívida bruta total consolidada estava em R$ 3,2 bilhões ao final de setembro, um decréscimo de 19,7% quando comparada à posição de 30 de setembro de 2016. A variação no endividamento está relacionada, principalmente, à combinação de saques no BNDES e em seus agentes financeiros no valor total acumulado de R$ 320,3 milhões, destinados aos investimentos para modernização das UHEs Passo Fundo, Salto Santiago e do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, bem como para a construção do Complexo Eólico Santa Mônica, a geração de R$ 314,3 milhões em encargos incorridos a serem pagos e variação monetária e cambial, de R$ 1,289 bilhão em amortizações de empréstimos, financiamentos e debêntures e, finalmente, R$ 139 milhões em transferência de financiamentos de subsidiárias reclassificadas para ativo mantido para venda. (Agência CanalEnergia – 27.10.17) 4 Engie: Transferência de Jirau deverá ficar para 2018, afirma empresa 5 Engie: Estratégia para leilões de geração com foco na garantia de escoamento é avaliada Com apetite voraz para confirmar novos investimentos dentro dos leilões de geração e de transmissão agendados para o final deste ano, a Engie está avaliando os riscos de mercado antes de fechar as estratégias de participação nos certames. O principal deles está associado ao escoamento da produção de energia em projetos de parques eólicos e fotovoltaicos que a empresa pode apresentar nos Leilões A-4 e A-6. O objetivo é evitar o que aconteceu em bids passados e se reflete agora, com empreendimentos construídos e parados por falta de conexão entre o sítio e o ponto de entrega à rede básica de transmissão. “O que vai definir nossa estratégia de participação nos leilões de geração é a capacidade de escoamento. Hoje há restrições de escoamento de energia por causa do atraso das obras de linhas no Nordeste. Vamos nos posicionar, em todos os nossos parques, no sentido de verificar qual a capacidade de escoamento que vai ter em cada uma das subestações associadas. Então saberemos quanto será possível ofertar, qual o nível de competição que vai ter. Isso vai ser fundamental para a estratégia em geração”, explica o presidente da Engie Brasil Energia, Eduardo Sattamini, indicando a presença do grupo em solar fotovoltaica e eólica. A dinâmica da participação da Engie nas licitações de geração e transmissão, segundo ele, se dará ainda em função do sucesso que a empresa obtiver entre um evento e outro – a sequência começa no dia 15 de dezembro, com o segundo Leilão de Transmissão do ano, seguindo no dia 18 de dezembro com o Leilão de Energia A-4 e terminando dois dias depois, 20, com o Leilão A-6. “Se tivermos um volume muito grande em alguns dos leilões, talvez não tenhamos condições de investir nos outros. O momento do investimentos para cada um dos leilões é diferente, exigindo equilíbrio em aspectos como geração de caixa”, diz. (Agência CanalEnergia – 27.10.17) 6 Engie: Sattamini elogia posição do governo em relação às eólicas A indicação da entrada em operação dos projetos em cenários de quatro a seis anos – acima dos prazos dos leilões passados, que iam de três a cinco ano – sinaliza, explica o presidente da Engie Brasil Energia, Eduardo Sattamini, um excesso de oferta frente ao nível atual de demanda do mercado nacional. “O governo foi muito hábil em gerar uma expectativa para a indústria já a partir de agora, principalmente para a eólica, que vem parada já há algum tempo. Isso garante que as fabricantes tenham visibilidade para uma demanda futura”, avalia Sattamini. Em paralelo aos planos de participação em investimentos por meio dos leilões do governo, a empresa ataca em outras frentes. Uma delas é a aquisição de projetos interrompidos ou não iniciados, em especial junto a empresas que apresentaram dificuldades financeiras nos últimos anos e não conseguiram efetivar investimentos pré-programados. Caso do Complexo Eólico Umburamas, ainda na planta, que foi adquirido em agosto deste ano junto a Renova por R$ 15 milhões. Após a Aneel anuir a transferência de controle o projeto, a Engie espera por outras aprovações para poder anunciar, em novembro, a conclusão do trâmite burocrático, ao mesmo tempo em que finaliza as negociações com construtoras e fornecedores de equipamentos para início das obras. “A perspectiva é iniciar a operação do parque até o início de 2019. Do projeto original totalizando 605 MW de capacidade instalada, 360 MW serão implementados imediatamente”. O executivo destaca ainda o sucesso obtido no leilão de transferência de concessão das hidrelétricas da Cemig, em setembro passado, no qual arrematou as usinas de Jaguara e Miranda, somando 832 MW de capacidade. “Trata-se de energia renovável de grandes e médias hidrelétricas. É o nosso core business. Além do fato de estarem no Sudeste, onde passamos a ter menor risco em relação ao submercado”, observa o presidente da geradora. (Agência CanalEnergia – 27.10.17) 7 Engie: Impacto do GSF no balanço Apesar do impacto positivo dos negócios realizados e projetados, o presidente da Engie Brasil Energia, Eduardo Sattamini lamenta o revés da empresa com os efeitos da péssima hidrologia recente, que afetou negativamente o balanço do trimestre encerrado em setembro último no que diz respeito à conta relacionada ao delta GSF. Segundo ele, a Engie inicialmente estava bem preparada para absorver os custos do risco hidrológico, mas a escassez de chuvas acabou agravando a situação. “Tivemos que ir ao mercado comprar energia a um preço um pouco mais baixo que o PLD, mas que, ainda assim, afetou o resultado do último trimestre. Esperemos uma melhora no próximo”, afirma. O executivo resigna-se do efeito-cascata decorrente da forte crise hídrica vivida em diversas regiões do país – aumento do despacho termelétrico a custos mais elevados para o Sistema, que por sua vez implica diretamente na elevação do Preço de Liquidação das Diferenças e por consequência, em tarifas mais caras para o consumidor final. “Para o gerador hidrelétrico, esse quadro acaba gerando o GSF. É ruim para a sociedade como um todo, mas é uma característica do nosso sistema hidrotérmico. Além da crise hídrica, o atraso de linhas também é um fator negativo, por impedir o escoamento de projetos importantes”, diz ele. (Agência CanalEnergia – 27.10.17) 8 EDF Norte Fluminense: Novo diretor de Regulação e Desenvolvimento Sustentável O novo diretor de Regulação e Desenvolvimento Sustentável da EDF Norte Fluminense se chama Guilherme Penteado. Com passagens pela Eneva, Enel, Comgás e Light, Guilherme será o responsável pela interlocução da empresa com agências e entidades governamentais, políticas e reguladoras brasileiras, garantindo o alinhamento das estratégias regulatória e de negócios do Grupo no Brasil. Além da área regulatória, o executivo irá realizar a gestão das atividades de desenvolvimento sustentável da EDF NF, inclusive licenciamento, elaboração e implementação de estratégias e planos operacionais nas áreas de Meio Ambiente, Saúde, Segurança e Qualidade, garantindo conformidade com os prazos, os custos, os requisitos legais e de acordo com as melhores práticas de mercado. Seu escopo de trabalho também prevê a área de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D, promovendo e coordenando as atividades na seleção e avaliação de projetos, e garantindo que eles estejam de acordo com os objetivos do Grupo EDF. (Agência CanalEnergia – 27.10.17) 9 Aneel: Habilitação da Chesf, Eletronorte, Furnas e Copel é negada para leilão de LTs As estatais Chesf, Eletronorte, Furnas e Copel GT foram inabilitadas tecnicamente pela Comissão Especial de Licitação da Agência Nacional de Energia Elétrica para o próximo leilão de transmissão, marcado para 15 de dezembro. As regras do certame impedem a participação de empresas com obras em atraso, nos 36 meses anteriores à publicação do edital de licitação. A Chesf recebeu quatro multas por descumprimento do cronograma de empreendimentos de transmissão, que têm média de atraso de 2018,57 dias. Furnas teve quatro autos de infração, com média de atraso nas obras de 1723,8 dias; Eletronorte, quatro AIs, com atraso médio 868,66 dias; e Copel três AIs, com média de 602,25 dias. Parte das obras foi concluída, enquanto parte, que já deveria ter entrado em operação, ainda está em andamento. (Agência CanalEnergia – 27.10.17) 10 Abengoa: Empresa perde recurso contra extinção de linhas de transmissão O ministro de Minas e Energia, Fernando Bezerra Coelho Filho, negou o recurso apresentado pela Abengoa contra a extinção da concessão das linhas de transmissão que estavam sob responsabilidade de nove subsidiarias da empresa espanhola, conforme despacho publicado na edição desta sexta-feira (27/10) do Diário Oficial da União. O MME havia decretado em setembro a caducidade dos ativos, após recomendação da Aneel, depois de impasse judicial que impedia o desfecho do caso. Sob a responsabilidade da Abengoa, estava a construção de 5.786 quilômetros de linhas no país, entre eles o projeto de transmissão que faria a conexão da usina hidrelétrica de Belo Monte com o Nordeste do país. Os nove projetos previam investimentos de R$ 7 bilhões além de receita anual permitida (RAP) de R$ 720 milhões. Com a extinção das concessões, abre-se um espaço para que as linhas sejam relicitadas. Isso só acontecerá, porém, se a EPE sinalizar positivamente com a necessidade de nova licitação de algum empreendimento específico. No início de outubro, o diretor da Aneel, José Jurhosa Junior, chegou a afirmar que algumas das linhas da empresa espanhola já até perderam a função. (Brasil Energia – 27.10.2017) 11 CEEE Distribuição recebe o segundo transformador da Subestação Porto Alegre 7 A CEEE Distribuição informou nesta sexta-feira, 27 de outubro, que no próximo domingo (29), receberá o segundo transformador da Subestação Porto Alegre 7. A unidade é uma das obras em construção pela companhia e integra o plano de expansão do sistema de distribuição de energia elétrica da capital gaúcha. O equipamento possui 50 MVA de potência e 64,5 toneladas e está sendo transportado da cidade de Cornélio Procópio (PR). Este será o segundo transformador de grande porte que será descarregado na Subestação. O deslocamento da carreta, que ingressará na capital gaúcha pela Avenida Assis Brasil, passando pelas Avenidas Sertório, Farrapos, Ramiro Barcelos e Voluntários da Pátria, 1640, destino final, inicia às 8h30. Agentes da EPTC e equipes da CEEE farão o acompanhamento e monitoramento do trânsito e da rede elétrica durante o trajeto. A Subestação Porto Alegre 7 tem previsão de entrada em operação para início do próximo ano. O empreendimento integra o Programa Pró Energia RS Distribuição e conta com financiamento do BID e da AFD. Assim que estiver concluída, será uma das maiores subestações de distribuição de Porto Alegre, com dois transformadores de 50 MVA de potência e 32 alimentadores (redes de média tensão) de 13,8 kV. Além dos transformadores, outros equipamentos que integram o projeto já estão sendo entregues na empresa, como painéis de telecomando e de proteção, itens já em testes em laboratório da empresa. Com o crescimento da demanda, a unidade terá capacidade de ampliação, podendo receber mais um transformador de 50 MVA, totalizando, no futuro, uma capacidade de 150 MVA de potência. (Agência CanalEnergia – 27.10.17) 12 Canais virtuais de atendimento são reforçados por campanha da EDP Com o objetivo de reforçar a disponibilidade dos canais virtuais de atendimento aos consumidores, os serviços do EDP Online serão tema de uma campanha publicitária. Com a mensagem “Energia para simplificar o seu dia a dia”, as peças de comunicação serão veiculadas na internet, informando sobre a facilidade que a plataforma oferece aos mais de 3,3 milhões de clientes das Distribuidoras em São Paulo e no Espírito Santo. Atualmente, 60% dos atendimentos das concessionárias já são realizados por meio eletrônicos. Para Michel Itkes, vice-presidente de redes da EDP, “A Campanha da EDP Online reforça nossa preocupação em comunicar aos clientes os serviços oferecidos pela empresa. A EDP investe continuamente em soluções que aprimorem o relacionamento com o consumidor e o acesso via web ou aplicativo está sendo fundamental para facilitar e simplificar o atendimento”. (Agência CanalEnergia – 27.10.17)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do Norte tiveram diminuição em 0,3% nos níveis em relação ao dia anterior e se encontram com 22,5% da capacidade, segundo dados do ONS relativos a última quinta-feira, 26 de outubro. A energia armazenada chegou a 3.383 MW mês e a ENA ficou em 49% da MLT. A hidrelétrica Tucuruí se encontra com 34,33% da capacidade. No Sudeste/Centro-Oeste do país os reservatórios apresentaram recuo de 0,3% para 18% da capacidade. A energia armazenada está em 36.519 MW mês e a energia afluente em 61% da MLT. A usina de Furnas trabalha com 12,35 % da capacidade e Nova Ponte, com 15,36%. Na região Nordeste os níveis sofreram alteração negativa de 0,1%, deixando os reservatórios com 6,6% da capacidade. A energia armazenada ficou em 3.426 MW mês no dia e a energia afluente está em 17% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica Sobradinho apresenta 3,14% da sua capacidade. Já no submercado Sul houve diminuição de 0,2% e os reservatórios operam com 44,8% da capacidade. A energia armazenada no dia ficou em 9.003 MW mês e a energia afluente está em 71% da MLT. A usina de G. B. Munhoz opera com 35,87% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 27.10.17) 2 ONS: Carga de energia do SIN sobe 2,5% em setembro e sinaliza recuperação econômica A carga ou consumo de energia no SIN atingiu 65.264 MW médios em setembro, alta de 2,5% frente a igual mês do ano passado. Na série com ajuste, que exclui o efeito de fatores fortuitos e não econômicos sobre a carga, o aumento na mesma comparação foi de 2,4%. Na comparação com agosto, houve aumento de 3,2%. No acumulado em 12 meses, a alta é de 0,7% frente aos 12 meses imediatamente anteriores, segundo o Boletim de Carga Mensal, divulgado nesta sexta-feira pelo ONS. Segundo o operador, em setembro, o comportamento da carga do SIN “já começa a apresentar sinais de recuperação, ainda que tímidos”. Fatores como a queda nos juros, a safra agrícola, a geração de empregos e o aumento das exportações industriais estão influenciando positivamente o desempenho da carga de energia, listou o ONS. Além disso, a forte queda na taxa de inflação amplia a renda disponível e ajuda a recuperar o consumo, efeito já sentido no comércio, destacou o operador. Para o ONS, pode-se observar, ainda, que o efeito do menor número de dias úteis na carga foi compensado pela ocorrência de temperaturas superiores às verificadas no mesmo mês do ano anterior. Três dos quatro subsistemas apresentaram aumento de consumo, tanto na comparação com setembro de 2016, quanto em relação a agosto deste ano. (Valor Econômico – 27.10.2017) 3 ONS: Consumo de energia do SIN nos diferentes subsistemas em setembro A carga ou consumo de energia no SIN atingiu 65.264 MW médios em setembro, alta de 2,5% frente a igual mês do ano passado, segundo o Boletim de Carga Mensal, divulgado nesta sexta-feira pelo ONS. Ao detalhar por regiões, o ONS informou que, em maio, o consumo do subsistema Sul, de 11.031 megawatts médios, teve alta de 7,5% ante setembro do ano passado; e subiu 1,5% na comparação com agosto. No desempenho do Subsistema Sudeste/Centro-Oeste (SE-CO), de 38.237 megawatts médios, houve aumento de 2,2% na comparação com setembro de 2016, e alta de 4,6% ante agosto. No consumo do subsistema Norte, de 5.752 megawatts médios, houve avanços de 3,2% ante setembro de 2016, e expansão de 0,9% na comparação com agosto. Em contrapartida, na carga do subsistema Nordeste, de 10.244 megawatts médios, houve recuo de 1,5% na comparação com setembro do ano passado; mas com aumento de 1% ante agosto. (Valor Econômico – 27.10.2017) 4 ONS: Reservatórios de hidrelétricas do noroeste paulista apresentam 9% da capacidade O reservatório da usina hidrelétrica de Água Vermelha, em Ouroeste (SP), marcou 9,74% da capacidade total nesta semana por causa da falta de chuva na região noroeste paulista. O dado é do ONS. Além desta, a usina hidrelétrica de Marimbondo, em Icém (SP), também no noroeste paulista, apresentou 9,81% no nível da capacidade. Com a queda no nível de água nas usinas hidrelétricas, o valor da energia elétrica vai aumentar mais de 40% referente ao mês de novembro em um anúncio da Aneel. Já na usina de Ilha Solteira (SP) a situação está melhor e o nível do reservatório marca 53,47% da capacidade. Em uma reunião com o Departamento Hidroviário e a ANA foi decidido que caso não chova até dia 30 de outubro há a possibilidade de interdição da Hidrovia Tietê-Paraná porque o nível dos reservatórios e hidrelétricas onde a hidrovia passa está baixo. (G1 – 27.10.2017) 5 ONS: Carga deve crescer em 3% e enquanto reservatórios deplecionam Ao mesmo tempo, a projeção de carga para o país é de um crescimento de 3% quando comparado ao resultado do mês de novembro do ano passado. O grande impulsionador desse crescimento deverá vir do SE/CO cuja previsão é de elevação do consumo em 4,2%. No sul há uma expectativa inicial de que a demanda apresente elevação de 3,4%. Enquanto isso, no NE espera-se aumento de 0,2% e no Norte uma queda de 0,1%. A previsão do ONS para o fechamento do ano é de que a carga alcance um crescimento de 1,6% com 65.651 MW médios, direcionado, especialmente, pelo SE/CO. Quanto ao nível de reservatórios é esperada a continuidade do deplecionamento. A situação mais crítica é no NE com a previsão de encerrar o ano com apenas 3,6% da sua capacidade total. No SE/CO é esperado o encerramento de novembro com 14,8% e o Norte com 15,5%. No Sul, decorrente das afluências projetadas, a perspectiva é de elevação, para 48,7%. O CMO Médio da semana operativa que se inicia neste sábado, 28 de outubro, ficou em R$ 823,16/MWh. O maior montante está no SE/CO com um total de 7.748 MW médios. No NE está o segundo maior montante com 3.606 MW médios. Todo o parque térmico do Sul está sendo acionado. (Agência CanalEnergia – 27.10.17) 6 ONS: Brasil pode ter segundo pior início de período úmido, com ENA prevista de 25 mil MW médios As previsões para o início do período úmido não são nada animadoras. A perspectiva é de que o país atravesse o segundo pior início de período úmido de sua história. Perdendo apenas para o ano de 1934. A estimativa apresentada pelo ONS no segundo dia da reunião do PMO é de que a ENA do trimestre outubro-novembro-dezembro fique em pouco mais de 25 mil MW médios. Um fator fundamental para essa avaliação são as afluências verificadas em outubro, o que traz perspectivas de ENA abaixo da média histórica. Contudo, esse resultado pode ser pior. Isso porque naquele período os volumes do Sul não faziam parte da estatística. Segundo o Operador, se fossem consideradas as vazões é possível que em 2017 teríamos o volume mais baixo de ENA nos 87 anos de histórico. De acordo com o ONS, o regime de chuvas de outubro prejudicou a afluência de novembro que está abaixo do esperado. A previsão para o mês que se inicia na próxima semana e marca oficialmente o início do período úmido no Brasil é de ENA abaixo da média histórica em todo o país, à exceção do Sul. No submercado mais importante em termos de armazenamento e consumo de energia, o Sudeste/Centro-Oeste, a previsão é de vazões equivalentes a 72% da média de longo termo. No Nordeste a crise se acentua com apenas 22% da MLT, após os piores setembro e outubro dos últimos 87 anos. Na região Norte a tendência não é tão mais positiva com 40% da MLT, sendo que na bacia do Tocantins a previsão é de 35% da média. No Sul está previsto vazão de 112% da MLT. (Agência CanalEnergia – 27.10.17) 7 PLD: teto em todos os submercados O PLD para a semana operativa de 28/10 a 3/11 permanece no valor máximo de R$ 533,82/MWh em todos os patamares e submercados. A previsão de afluências para o SIN em outubro foi revista de 66% para 64% da MLT. Esta será a sexta semana operativa que o PLD é fixado no limite máximo. O CMO abaixou de R$ 860/MWh para R$ 823,16/MWh. Esse índice foi diretamente influenciado pelas ENAs esperadas para os submercados. Para novembro, a expectativa é de ENAs em 72% da MLT, com índices acima da média apenas no Sul (112%). As afluências devem permanecer abaixo da média no Sudeste (72%), Nordeste (22%) e Norte (40%). Os níveis dos reservatórios estão cerca de 870 MW médios mais baixos frente à previsão da semana anterior, com reduções de 610 MW médios no Sudeste, de 360 MW médios no Sul e 100 MW médios no Norte. A previsão indica níveis mais altos em 210 MW médios no Nordeste. A expectativa é que a carga prevista para o SIN na próxima semana deva cair 1.520 MW, com elevação de aproximadamente 110 MW médios no Nordeste. São esperadas reduções de carga no Sudeste (-1.125 MWmédios), Sul (-395 MWmédios) e Norte (-110 MWmédios). O fator de ajuste do MRE previsto para outubro é de 61,7% e o índice para novembro é esperado em 64,9%. A previsão de ESS para o período é de R$ 11,5 milhões, valor integralmente relacionado à restrição operativa. Para novembro, a previsão é nula. Já a estimativa para os custos decorrentes do descolamento entre o CMO e o PLD estão acima do preço máximo e são estimados em R$ 70 milhões para outubro e em R$ 102 milhões para o próximo mês. (Brasil Energia – 27.10.2017)
Energias Renováveis 1 CMMC discute produção de bioenergia e biocombustíveis As perspectivas de crescimento da produção brasileira de bioenergia e biocombustíveis serão debatidas em audiência pública da Comissão Mista Permanente sobre Mudanças Climáticas (CMMC) nesta terça-feira (31). Segundo a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o Brasil é o segundo maior produtor mundial de etanol, biocombustível produzido a partir da biomassa da cana-de-açúcar. Dados da ANP também indicam que cerca de 45% da energia e 18% dos combustíveis consumidos no Brasil já são renováveis. No resto do mundo, 86% da energia vêm de fontes energéticas não renováveis, como o petróleo e o carvão mineral. O pedido de realização do debate é do relator da comissão, deputado Sérgio Souza (PMDB-PR). Foram convidados para a audiência Eduardo Leão de Sousa, diretor executivo da União da Indústria de Cana-de-Açúcar (UNICA); Daniel Furlan, gerente de Economia da Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais (Abiove); Juan Diego Ferrés, presidente da União Brasileira do Biodiesel e do Bioquerosene (Ubrabio); Rafael Gonzales, diretor do Centro Internacional de Energias Renováveis-Biogás (CIBiogás). A audiência está marcada para às 14h30, na sala 7 da Ala Alexandre Costa, no Anexo 2 do Senado. Comentários ou perguntas podem ser enviados por meio do Portal e-Cidadania e da central de atendimento Alô Senado, pelo número 0800 612211. (Agência Senado – 27.10.2017)
Gás e Termelétricas 1 ABREACEEL e ABIOGÁS anunciam novas associadas Duas associações registraram novas adesões em seus respectivos quadros. A ABRACEEL aprovou a entrada de mais quatro empresas em seu quadro de associados: Beta, Total, Esfera e Rio Alto. As companhias foram aprovadas por unanimidade em reunião do conselho da entidade. Já a ABIOGÁS anunciou na última quinta-feira (26/10) que terá a alemã Awite Bioenergia como nova integrante do time de associadas. Com isso, a ABRACEEL passa a contar com 88 associadas, que correspondem a 94% da energia comercializada. A Abiogás passa a ter 30 empresas em seu quadro de associadas. (Brasil Energia – 27.10.2017) 2 UTE Rio Grande será defendida na Aneel por governador do RS Uma comitiva encabeçada pelo governador do Rio Grande do Sul, José Ivo Sartori, irá a Brasília na próxima semana para se reunir com a Aneel para tentar convencer a agência reguladora de voltar atrás na decisão de revogar a outorga da UTE Rio Grande, da Bolognesi. Para o governo gaúcho, o empreendimento é fundamental para o estado, tanto do ponto de vista de geração de empregos, quanto da ponto de vista energético. Sartori disse que o projeto prevê a criação de até 2,4 mil empregos diretos, além de cerca de 4 mil postos indiretos. Para o governo do Rio Grande do Sul, a defasagem de energia afasta investimentos no estado. Desde o cancelamento da obra, o executivo estadual busca reverter a situação. A térmica deveria entrar em operação em 2019, mas sucessivos atrasos comprometeram o início da geração no período previsto, sendo postergado para 2021. Ainda assim, o grupo Bolognesi encontrou dificuldades para viabilizar a obra. A empresa havia feito um acordo para repassar a titularidade da usina para a norte-americana New Fortress Energy, mas a ANEEL não considerou o acordo consistente o suficiente e decidiu pela revogação da outorga. A usina tem 1.250 MW de capacidade instalada e consumiria 5,5 milhões de m³/dia de gás. A unidade de regaseificação de GNL associada ao projeto, tem capacidade de 14 milhões de m³/dia de regas, totalizando investimentos de R$ 3 bilhões. (Brasil Energia – 27.10.2017) Economia Brasileira 1 FGV: Estudo recomenda simplificação tributária e maior isonomia As isenções tributárias favorecem o agronegócio e geram menor custo tributário em relação aos demais setores, mas afetam a economia de forma negativa ao distorcer a alocação de recursos. Uma reforma rumo à simplificação e à maior isonomia é o caminho mais recomendável. Essa é uma das conclusões da dissertação de mestrado "Desafios ao Crescimento do Agronegócio Diante da Tributação na Agropecuária e na Agroindústria Brasileira", de Fábio José Herrero Sarso, apresentada na Escola de Economia da FGV/SP. No trabalho, Sarso fez simulações para capturar os efeitos, na economia e na carga tributária, da redução ou remoção de incentivos na agropecuária, da expansão dos benefícios dados ao setor rural às demais atividades e da isonomia de alíquotas entre todos os setores. Os efeitos foram medidos com base na tributação sobre o consumo de insumos. Segundo a pesquisa, o aumento de carga tributária na agropecuária - que representaria redução de incentivo no setor - provocaria queda de produção da maioria dos setores agropecuários, principalmente nas regiões CentroOeste, Sudeste e Sul. O cenário reduz o PIB e o bem-estar (consumo das famílias) nas regiões brasileiras, mesmo que em pequena magnitude, porém eleva a arrecadação do governo. Segundo o estudo, a existência das isenções fiscais no agronegócio estimula o consumo e a geração de riqueza, mas representa renúncia fiscal relevante. Em outro cenário, com a extensão de incentivos aos demais setores da economia, haveria, segundo a pesquisa, poucos impactos sobre os setores agropecuários e da agroindústria, a não ser no Sudeste, onde esses setores perderiam cerca de 1% do nível de atividade. Haveria redução de PIB em quase todas as regiões, com exceção do Nordeste, mas este seria acompanhado de considerável aumento no consumo das famílias, elevando o bem-estar agregado. A renúncia fiscal com a expansão nos incentivos, porém, seria prejudicial à arrecadação, que recuaria entre 4,3% a 7%, dependendo da região. (Valor Econômico – 30.10.2017) 2 BNDES prevê queda dos investimentos em infraestrutura Mesmo com o plano de privatizações do governo e o fim da recessão, os investimentos seguem em tendência de desaceleração no país nos próximos anos, segundo levantamento do BNDES. O mapeamento mostra que os setores de infraestrutura e indústria preveem investimentos médios anuais de R$ 225,3 bi para o período de 2017 a 2020, valor 7% inferior ao realizado em 2016 (R$ 243,3 bi). Isoladamente, a infraestrutura deve atrair R$ 104,6 bi por ano, na média do período. Em 2017, serão R$ 114,9 bi, 8% a menos do que em 2016 (R$ 124,8 bi), em termos reais. O valor seguirá em declínio nos anos seguintes. Em 2019, recuará para R$ 97 bi. Em 2020, deve girar em torno de R$ 100 bi. Em todos os anos, deve ficar abaixo do pico histórico registrado em 2012 (R$ 162 bi). O banco lembra que os projetos podem ou não ser futuramente apoiados financeiramente pelo banco. Recentemente concluído pelo Comitê de Análise Setorial (CAS) do BNDES, o levantamento considera investimentos dos setores público e privado. São computados projetos iniciados ou planejados, identificados em contatos com empresas e associações dos respectivos setores. O mapeamento abrange 100% do setor de infraestrutura e 80% dos setores da indústria brasileira. Na média dos últimos ano, a projeção apresentada pelo banco tem uma aderência de 95% em relação ao realizado. "Como o banco tem contato com cada um dos setores e das empresas, a gente tem ideia bem próxima do que eles pretendem fazer nos próximos anos. Parte desses projetos já foram iniciados, parte ainda vai começar. Mas a tendência da infraestrutura, infelizmente, é continuar em queda", disse o economista Carlos da Costa, que assumiu em agosto deste ano a diretoria das áreas de Crédito, Tecnologia da Informação e Planejamento e Pesquisa do BNDES. (Valor Econômico – 30.10.2017) 3 FGV: Indicador de incerteza da economia tem menor nível desde fevereiro de 2015 4 FGV: IGP-M avança 0,20% em outubro Puxado pelos preços ao consumidor, o Índice Geral de Preços – Mercado (IGP-M) avançou 0,20% em outubro, após alta de 0,47% um mês antes, informou a FGV. Em outubro de 2016, houve aumento de 0,16%. O indicador acumula queda de 1,91% no ano e de 1,41% em 12 meses. Entre os componentes do indicador, o Índice de Preços ao Produtor Amplo (IPA) apresentou elevação de 0,16% no antepenúltimo mês de 2017, após aumento de 0,74% em setembro. (Valor Econômico – 30.10.2017) O dólar comercial fechou o pregão do dia 27 sendo negociado a R$3,2436, com baixa de -1,43% em relação ao início do dia. Hoje (30), começou sendo negociado a R$3,2399 — variação de -0,11% em relação ao fechamento do dia útil anterior — e segue uma leve tendência de alta, sendo negociado às 11h30 no valor de R$3,2528, variando +0,40% em relação ao início do dia. (Valor Econômico – 27.10.2017 e 30.10.2017)
Internacional 1 Visita de Evo Morales ao Brasil é adiada devido à problemas de saúde de Temer O Ministério das Relações Exteriores informou nesse sábado (28/10) que a visita do presidente da Bolívia, Evo Morales, ao Brasil, foi adiada. Morales seria recebido pelo presidente Michel Temer em cerimônia oficial no Palácio do Planalto e para um almoço no Itamaraty na próxima segunda-feira (30/10). A agenda já tinha sido divulgada pela Secretaria de Comunicação da Presidência da República, mas foi cancelada depois que o presidente Temer passou por um procedimento cirúrgico em São Paulo na noite de sexta-feira (27/10). O presidente receberá alta do hospital somente na segunda-feira (30/10) e deve ficar de repouso em São Paulo até terça-feira (31/10), segundo recomendação médica. Segundo o Itamaraty, as duas chancelarias definirão uma nova data para a visita de Evo Morales. Entre os principais temas que deverão ser discutidos pelos representantes dos dois países está a criação do Corredor Ferroviário Bioceânico, energia, gás entre outros. (Agência Brasil – 28.10.2017) 2 Bolívia vai lançar 100 áreas de hidrocarbonetos A Bolívia lançou um ambicioso processo de licitação para realizar pesquisas sísmicas em cerca de 100 áreas de hidrocarbonetos. Isto foi confirmado pelo vice-presidente Álvaro García Linera no âmbito da X Feira Internacional e do Congresso Bolívia Gas & Energia que acaba de ser realizada em Santa Cruz de la Sierra. Em suas palavras, o país precisa fortalecer a produção e aumentar seu nível de reservas de petróleo e gás natural. "Com o mesmo objetivo, planejamos também explorar áreas protegidas", disse ele. Nessa direção, Claudia Cronenbold, presidente da Câmara Boliviana de Hidrocarbonetos e Energia (CBHE), assegurou que os novos projetos de energia que são implementados em territórios indígenas como Tariquía, Amazônia e Chaco devem ser social e ambientalmente sustentável. "Será fundamental manter um equilíbrio entre a chegada de investimentos para garantir receitas, fornecimento de energia e responsabilidade social e ambiental", afirmou. Por sua vez, o Ministro dos Hidrocarbonetos, Luis Alberto Sánchez, disse que o presente eo futuro dos hidrocarbonetos na Bolívia estão na bacia do poderoso rio Madre de Dios, nos departamentos de La Paz, Beni e Pando. "No curto prazo, poderemos lançar atividades exploratórias de perfuração lá. Estamos confiantes de que teremos sucesso ", disse ele. Para a Câmara Nacional de Comércio da nação do Altiplano é hora de despolitizar a questão da energia e relacioná-la com uma agenda público-privada que permita o consenso sobre uma visão conjunta do desenvolvimento. "Especialmente quando a demanda por gás natural de países como Brasil e Argentina tende a aumentar", disse o chefe da agência, Marco Antonio Salinas. (El Inversor Energético – Argentina – 27.10.2017) 3 Argentina: Governo e sindicatos assinaram um acordo para canalizar US $ 15.000 milhões em energia renovável O Governo da Argentina deu mais um passo na adaptação dos acordos trabalhistas setoriais, no que foi mais um sinal - talvez o último - de que não haverá uma reforma global como no Brasil. Desta vez foi com sindicatos e empresas que participam do setor de energia renovável. O presidente Maurício Macri assinou o documento, juntamente com os ministros de energia, Juan José Aranguren; de Produção, Francisco Cabrera; e do trabalho, Jorge Triaca; e membros do Sindicato dos Trabalhadores do Metalúrgico, UOCRA e Luz y Fuerza. O texto, intitulado "Principais diretrizes para o setor de energia renovável - Plano de consolidação e integração", tem 22 páginas com um anexo que propõe compromissos para as diferentes partes. O investimento direto esperado em energias renováveis é estimado em US $ 15.000 milhões nos próximos oito anos, enquanto outros desembolsos indiretos de US $ 7 bilhões são estimados até 2025. Cerca de 10.000 MW serão lançados e serão criados perto de 9000 empregos, que serão adicionados aos 3000 já existentes no setor. Macri avaliou o diálogo entre todas as partes e advertiu que quer que a Argentina seja "um dos maiores jogadores da geração de energia elétrica renovável". A ideia oficial é aumentar progressivamente a integração nacional de 30% para 50%. O que acontece é que os painéis solares e os moinhos de vento têm principalmente trabalho chinês e europeu, enquanto o emprego local é deixado para tarefas de montagem, operação e manutenção. Assim, procura-se que as empresas argentinas tenham maior participação na cadeia produtiva. (El Inversor Energético - Argentina - 29.10.2017) 4 Projeto eólico de 100 MW na Argentina fecha financiamento de US$ 104 mi com IIC 5 Argentina: US $ 300 milhões serão investidos para desenvolver 10 plantas de biomassa Os projetos para gerar energia dos subprodutos do agronegócio continuam a crescer no país. A empresa BAS Projects Corporation e a Global Dominion Access, assinaram um acordo com a ADBlick Agro, como parceiro local, para o desenvolvimento de 10 usinas de biomassa que totalizarão 100 MW de biomassa de capacidade instalada no âmbito de um plano estratégico de 4 anos, o que exigirá um investimento estimado de 300 milhões de dólares. No concurso Renovar 2ª rodada, um projeto de geração de biomassa de milho foi apresentado na cidade de Rojas, província de Buenos Aires, que entregará 7 MW de energia elétrica para a rede. Em Venado Tuerto também está sendo projetada uma planta semelhante à de Rojas - vai gerar a mesma potência. Os projetos de Rojas e Venado Tuerto somam um investimento de mais de 65 milhões de dólares. Acier Ugaldea, CEO da BAS Corporation, indicou que o esquema de financiamento ideal para esses projetos é conhecido como "Financiamento de projetos", onde o próprio projeto se torna a garantia da dívida. "Também analisaremos as linhas de financiamento especiais apresentadas pelos diferentes bancos, como o BICE", afirmou. (Clarín – Argentina – 30.10.2017)
Se o excesso de eletricidade não for utilizado no Paraguai, é porque não há política energética, afirmou o candidato a presidente da República Efraín Alegre, em entrevista. Parar de vender energia a preços ridículos, usar toda a energia no Paraguai e criar empregos é a proposta de Alegre, que reiterou que em caso de ascensão informará ao Brasil e a Argentina que o Paraguai usará toda a energia que lhe corresponde de Itaipú e Yacyretá. O presidente do PLRA disse que, dessa forma, os empregos serão gerados pela oferta de eletricidade a baixo custo para empresas e indústrias estrangeiras que investem em nosso país. Ele também prometeu criar "uma equipe de técnicos, sem políticos, para renegociar o Tratado Itaipu em 2023". Ele disse que tinha um plano para usar a energia de Itaipú e Yacyretá. "Se o excedente não é usado, é porque não há política energética", ele insistiu. Neste ponto, o engenheiro Ramón Montanía, especialista em setor elétrico, concordou com a proposta de Alegre e lembrou que a amortização anual da dívida da Itaipu é superior a US $ 2.000 milhões, o que representa mais de 60% por cento da sua receita estimada da venda de energia. Montanía apontou que em 2023 a dívida de Itaipu será zero e sua taxa terá necessariamente uma diminuição drástica. (ABC Color - Paraguai - 29.10.2017) 7 Espanha: Crise econômica reduz investimento em energia renovável A crise econômica reduziu o consumo de eletricidade na Espanha e isso mascarou os efeitos da queda nos investimentos em energia renovável causados pela reforma da eletricidade. Agora, com a recuperação econômica, o consumo aumenta novamente e a proporção de eletricidade a partir de fontes renováveis cai de forma alarmante. Em 2014, a eletricidade de fontes limpas atingiu 42,8%. Nos primeiros nove meses deste ano, caiu para 34,9% e a tendência é descendente: em setembro atingiu apenas 30%. Especificamente, a seca deste ano provocou uma queda de 51% na produção hidrelétrica. Em setembro, a eletricidade do carvão atingiu 14,7% do total, de acordo com dados da Red Eléctrica, e a partir de plantas de ciclo combinado a gás, 17,1%. Até agora, a demanda de carvão para produzir eletricidade aumentou 72% e a de gás em 33%. As usinas de energia nuclear são consideradas fontes limpas e produzem cerca de 25% da eletricidade consumida de forma bastante estável. Tudo isso ocorre quando aparece um novo relatório que adverte que os efeitos das mudanças climáticas são piores do que os estimados até agora. O fato de que desde 2013 não houve investimento em novas instalações de energia renovável significa que o aumento da demanda levará a um maior uso de fontes poluidoras, o que aumentará as emissões e agravará as mudanças climáticas. (El País – Espanha – 28.10.2017) 8 Espanha: Justiça anulou multa de 12 milhões de euros para nucleares A câmara de litígio administrativo do Tribunal Nacional deu o motivo à Endesa e anulou sanções no valor de 12 milhões de euros que o então Ministério da Indústria impôs em 2014 às empresas que possuem quatro usinas nucleares : Almaraz, Ascó I, Ascó II e Vandellòs II. A Audiência estimou um recurso da empresa contra quatro ordens ministeriais que sancionaram cada um com três milhões de euros aos proprietários das centrais elétricas por não cumprir com a Lei da Energia Nuclear. A propriedade dessas instalações é compartilhada entre Endesa e Iberdrola, exceto no caso de Ascó I, que pertence exclusivamente à Endesa, e Almaraz, de propriedade da Endesa, Iberdrola e Gas Natural. A indústria abriu processos disciplinares por infração grave, considerando que haviam violado "permanentemente" a obrigação de adaptação prevista em uma disposição transitória da Lei de Energia Nuclear. (El País - Espanha - 27.10.2017)
Biblioteca Virtual do SEE 1 STEELE, Paulo. “Quem paga a conta da tarifa branca?”. Valor Econômico. Rio de Janeiro, 30 de outubro de 2017. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
DE PRIVACIDADE E SIGILO |
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