l IFE: nº 4.438 - 06 de novembro de 2017 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Empresas Oferta e Demanda de Energia Elétrica Meio
Ambiente Energias Renováveis Gás e
Termelétricas Economia Brasileira Internacional Biblioteca Virtual do SEE
Regulação e Reestruturação do Setor 1 GESEL na VI Jornada de Pesquisa do Instituto de Economia da UFRJ O GESEL terá três artigos apresentados na VI Jornada de Pesquisa do Instituto de Economia da UFRJ. São eles: 1) Análise das Políticas de Fomento à Geração Solar no Estado da Califórnia. Autores: Alexandre Kotchergenko Batista, André Côrtes Alves, Nivalde de Castro. Apresentação a ser realizada na sala 233 do IE, no dia 9 de novembro, às 14h. 2) Avaliação do programa de P&D da ANEEL: indicadores de inovação para empresas prestadoras de serviços do setor elétrico brasileiro. Autores: Antônio Pedro da Costa e Silva Lima, Nivalde de Castro, Renata Lèbre la Rovere. Apresentação a ser realizada na sala 133 do IE, no dia 8 de novembro, às 14h. 3) O papel do Preço de Liquidação das Diferenças no modelo brasileiro e suas deficiências como sinalização econômica para os agentes. Autores: André Alves, Gabriel Hidd , Pedro Vardiero ,Carlos Oliveira. Apresentação a ser realizada na sala 133 do IE, no dia 8 de novembro, às 14h. (GESEL-IE-UFRJ – 06.11.2017) 2 Planos de expansão: Grandes hidrelétricas ficam de fora A pressão sobre os reservatórios das hidrelétricas tende a aumentar nos próximos anos, dada a ausência de novos projetos baseados na construção de grandes barragens e geração hídrica. Depois de uma década de investimentos em empreendimentos de grande porte, como Jirau, Santo Antônio, Belo Monte, Teles Pires e São Manoel, todas instaladas na região amazônica, o governo praticamente paralisou a construção de novos empreendimentos, por conta da complexidade ambiental desses projetos. Se dois anos atrás previa-se mais de 10 mil MW de energia com projetos hidrelétricos a serem instalados na próxima década, hoje essa projeção é de 3 mil megawatts. “Usinas solar e eólica são complementares e importantes, mas não podem ser a principal fonte do País. Hoje estamos vivendo um problema estrutural no setor elétrico, porque deixamos de fazer usinas com grandes reservatórios. Antes tínhamos três ou quatro anos de previsibilidade de abastecimento, mesmo com falta de chuvas, devido aos nossos reservatórios. Hoje, essas estruturas suportam apenas meses se água. Perdemos esse benefício”, diz Roberto Wagner, especialista em política industrial da Confederação Nacional da Indústria (CNI). Segundo o levantamento, o investimento necessário para o País se adequar à meta da COP 21 para o setor elétrico – de aumento da parcela de geração renovável para ao menos 23% do total, desconsiderando a energia hídrica – será de R$ 316 bilhões até 2030, enquanto as estimativas do PNE são de R$ 301 bilhões. Na avaliação da CNI, a tendência é de que novas usinas a gás natural também passem a fazer parte dos investimentos em térmicas, para substituir usinas mais antigas e mais poluentes – de geração a diesel e carvão, por exemplo –, reduzindo assim os índices de emissão. (O Estado de São Paulo – 03.11.2017) 3 Inadimplência na CCEE pode ter novo critério de rateio A liquidação financeira na CCEE vai mudar, mas ainda está aberta a forma como será feita a operação mensal que nos últimos meses vem elevando as preocupações do setor com o aumento do valor não pago devido a medidas judiciais. Atualmente, cerca de R$ 4,3 bilhões estão em aberto na CCEE, sendo a maior parte fruto de não-pagamentos decorrentes de decisões liminares (a câmara não considera os débitos associados a liminares como inadimplência), e a tendência é de que esse valor cresça de forma exponencial, podendo alcançar os R$ 8 bilhões até o fim do ano. O que está em pauta é o rateio da inadimplência e da cobrança dos ESS na CCEE. A Aneel abriu audiência pública para tratar do tema (AP 50/2017), cujo prazo de contribuições foi prorrogado. A proposta da Aneel prevê o rateio da inadimplência com base nos votos de cada agente, em vez de dividi-lo sobre os credores, como é atualmente. Há a tendência, ainda, de que ocorra a equiparação da inadimplência pura e com as resultantes de decisões liminares, a fim de tornar o processo mais isonômico. (Brasil Energia – 03.11.2017) 4 Aneel: repasse da Conta Bandeiras às distribuidoras 5 Debate sobre os desafios da expansão do mercado livre De 23 a 24 de novembro, comercializadores, geradores e consumidores livres estarão reunidos na Bahiapara discutir os desafios da expansão do mercado livre, bem como apresentar a visão do mercado sobre a consulta pública nº33, que trata da reforma do setor elétrico. Em sua nona edição, o Encontro Anual do Mercado Livre se consolidou como uma oportunidade para diálogos técnicos entre os agentes em um ambiente diferenciado: no belíssimo Tivoli Ecoresort, na Praia do Forte. Estão previstas palestras e debates com participação das lideranças do setor, como o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho; o presidente do Conselho de Administração da CCEE, Rui Altieri; diretor geral do ONS, Luiz Barata; presidente da EPE, Luiz Barroso, além da participação de representes de associações e de consultorias especializadas. (Agência CanalEnergia – 06.11.2017) 6 Audiência pública para regulamentar a CDE Foi aberta na última quarta-feira (1/11) audiência pública para regulamentação da CDE e dos procedimentos tarifários da CCC. Destacam-se entre os itens da proposta: Definição de prazos para fornecimento de informações pela Aneel, CCEE, Eletrobras e ONS para elaboração e aprovação do orçamento anual; metodologia de cálculo das quotas anuais do encargo a ser incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão; instituição da reserva técnica e; concatenação das quotas da CDE aos processos tarifários a partir de 2019. (Aneel – 01.11.2017) 7 MME: projetos de transmissão são classificados como prioritários O MME publicou duas portarias na edição desta quarta-feira, 1o de novembro, do DOU, com a aprovação de projetos prioritários de transmissão. O primeiro corresponde ao Lote 01 do Leilão nº 05/2016, realizado em abril. O projeto é de titularidade da empresa Elétricas Reunidas do Brasil S.A. composta pelos consórcios formado por Taesa e Cteep com 50% de participação cada uma. O consórcio apresentou oferta de R$ 267,3 milhões, representando um deságio de 33,24% em relação à Receita Anual Permitida (RAP) prevista pela Agência no valor de R$ 400,4 milhões. O projeto é composto por linhas de transmissão com de extensão de 1,2 mil quilômetros e reforçará o atendimento ao estado do Mato Grosso do Sul e à região do município de Guaíra (PR), bem como, aumentar da confiabilidade do escoamento da hidrelétrica de Itaipu. Já a segunda, refere-se ao Lote 13 do mesmo leilão. De titularidade da empresa LEST – Linhas de Energia do Sertão Transmissora S.A., formado pelo Consórcio Renascença (CMN Solutions com 0,01% e dois fundos de investimentos da Vinci com os 99,9% restantes). O valor ofertado pela empresa foi de R$ 44,4 milhões representando um deságio de 18,5% em relação à Receita Anual Permitida inicial estabelecida pela Aneel de R$ 54,5 milhões. O lote 13 contém 198 km de linhas de transmissão que visam a expansão estrutural da rede básica dos estados de Sergipe e Alagoas com reforço para escoamento de geração do Nordeste. (Agência CanalEnergia – 01.11.2017) 8 Artigo de Adriano Pires (CBIE): “O carro elétrico no mercado brasileiro”
Empresas 1 Entrevista com Dyogo Oliveira: “União deve ficar com cerca de 40% da Eletrobrás” O governo vai reduzir sua participação no capital da Eletrobrás para cerca de 40%, disse ontem, o ministro do Planejamento Dyogo Oliveira. Segundo ele, a União detém, atualmente, pouco mais de 60% das ações com direito a voto. No anúncio da privatização da companhia, o governo informou que reduziria a parcela para menos da metade, mas não informou o porcentual. Em entrevista exclusiva ao Estadão/Broadcast o ministro deu mais detalhes sobre o processo, falou da distribuição de recursos do futuro desbloqueio do Orçamento e da estratégia do governo para aprovar as medidas do ajuste ainda este ano. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ 06.11.2017) 2 Eletrobras: Assembleia extraordinária sobre governança é convocada A Eletrobras convocou para o dia 30 de novembro, em Brasília, uma assembleia extraordinária de acionistas para tratar da reforma do estatuto social da empresa, que alterará algumas práticas de governança da empresa. Entre as propostas de mudanças apresentadas pelo conselho de administração da companhia estão a inclusão de novo inciso referente à obrigação da empresa elaborar e divulgar um código de ética e outro para garantir que a empresa atue em conformidade com a Lei Contra Práticas de Corrupção Estrangeiras, dos Estados Unidos (Foreign Corrupt Practices Act - FCPA). O comunicado informa ainda que serão propostas mudanças na composição e atuação do próprio conselho de administração. Entre as alterações estão a inclusão de requisitos adicionais para a nomeação de conselheiros, mudanças no número de indicados pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e o estabelecimento de um percentual mínimo de conselheiros independentes. (Valor Econômico – 03.11.2017) 3 EDP: Lucro recua 39% no terceiro trimestre, para R$ 140 mi A EDP registrou um lucro líquido de R$ 140 mi no terceiro trimestre do ano, uma redução de 39,3% na comparação com o mesmo período do ano passado. No acumulado de 2017 o índice é menor, 33,9% de queda, para R$ 416,8 mi. Considerando o lucro líquido ajustado, que exclui efeitos não recorrentes como provisão de ressarcimento de encargo hídrico, entre outros, o resultado é 2,4% mais elevado, passando a R$ 129,2 mi no trimestre e a R$ 381,5 mi na base anual, crescimento de 45,8%. O resultado Ebitda segue a mesma curva, queda de 12%, para R$ 551,5 no trimestre e de 14,6% no anual, para R$ 1,6 bi. Por sua vez o ajustado apresenta aumento de 14,3% na base trimestral e de 16,9% no anual, para R$ 1,5 bi. A empresa explicou em sua divulgação de resultados que 35,4% desse resultado refere-se à geração hídrica, 25,3% à térmica, 36,2% à distribuição, e 7,8% à comercializadora e EDP Grid. A empresa reforçou o volume de energia descontratado para fazer frente ao risco hidrológico. O hedge da empresa está 9 pontos porcentuais acima do apresentado no início do ano. Atualmente a empresa está com 18% de sua garantia física descontratada, o que equivale a 184 MW médios. A estratégia de proteção do portfólio aos impactos do GSF e PLD foi reforçada através da descontratação de UHE Jari e UHE Cachoeira Caldeirão. Nesta última ainda houve descontratações por meio do MCSD, além de reduções de contratos bilaterais. Em Pecém foi reportada uma disponibilidade média de 91%, superando a disponibilidade requerida no leilão de 90,14%. Já para a UHE São Manoel foi emitida a licença de operação, sendo que os testes de comissionamento da primeira unidade de geração já foram iniciados, bem como os testes de pré-comissionamento da segunda unidade. Ao final de setembro a obra alcançou 97,2% de evolução física. (Agência CanalEnergia – 01.11.17) 4 EDP divulga resultado na área de distribuição 5 EDP: Expectativa de iniciar a operação de São Manoel ainda neste ano continua O presidente da EDP do Brasil, Miguel Setas, disse nesta quarta-feira, 1º de novembro, que mantém a expectativa de iniciar a operação comercial de pelo menos uma máquina da hidrelétrica de São Manoel (700 MW). A expectativa anterior era que a usina, que está com 97% das obras concluídas, começasse a operar em outubro. Indígenas das etnias Munduruku, Apiaká e Kayabi tentaram ocupar o canteiro de obras do empreendimento no mês passado, obrigando o Ministério da Justiça e Segurança Pública enviar soldados da Força Nacional de Segurança (FNS) para garantir a continuidade dos trabalhos. Em outra frente, o Ministério Público Federal em Mato Grosso tenta invalidar a licença de operação concedida pelo Ibama, por entender que os ritos do processo de licenciamento não foram compridos na íntegra. “Não obstante as dificuldades que tivemos… a obra está 97% concluída e o reservatório com enchimento de 150 metros de altura. Chegamos a um ponto que podemos começar os testes. A primeira máquina está em fase de pré-comissionamento. Portanto, mantemos aquela expectativa que tínhamos transmitido. Esperamos uma antecipação face ao calendário regulatório de maio de 2018”, disse o executivo durante teleconferência com analistas de mercado. “Esperamos até o final do ano concluir o comissionamento e a entrada em operação de pelo menos uma máquina, o que reforça o nosso posicionamento na área de geração, de entregar obras no prazo e dentro do orçamento. São Manoel é mais um caso de sucesso para EDP e para os seus parceiros”, completou Setas. As obras da hidrelétrica começaram em agosto de 2014. (Agência CanalEnergia – 01.11.2017) 6 São Manoel: MP quer anulação da licença de operação da UHE O Ministério Público Federal em Mato Grosso (MPF/MT) propôs a anulação da licença de operação para a hidrelétrica São Manoel, no Rio Teles Pires, entre Mato Grosso e Pará, que havia sido concedida pelo Ibama. Para o MPF, as informações prestadas na fase da elaboração da licença de instalação foram insuficientes. As obras da usina estão próximas do fim. A usina pertence à Empresa de Energia São Manoel, composta por EDP Brasil, CTG Brasil e Furnas. A recomendação é resultado do inquérito civil instaurado para avaliar a discussão, consulta prévia e execução do plano básico ambiental indígena (PBAI) por parte da usina. E também do acompanhamento do licenciamento ambiental, em relação aos impactos socioambientais sobre os povos indígenas Kayabi, Apiaká e Munduruku. O MPF/MT concluiu que a licença de operação é inviável porque as informações estão falhas, o que também afeta a execução adequada de condicionantes ambientais. Os dados foram obtidos a partir de parecer técnico do Ibama, de informação técnica da Fundação Nacional do Índio (Funai) e do Dossiê Teles Pires, estudo independente feito por organizações não-governamentais em conjunto com os povos indígenas denominado. O MPF informou ainda que o consócio também não teria cumprido com sua obrigação solidária de compensação e mitigação dos impactos socioambientais causados pela Teles Pires, acumulados com os impactos causados pela usina São Manoel, na mesma bacia hidrográfica, especialmente em relação à destruição de lugares sagrados e sítios arqueológicos, como as Corredeiras das Sete Quedas e o Morro dos Macacos. (Brasil Energia – 01.11.2017) 7 Celesc-D: Consumo total no mercado sobe 3,5% no terceiro trimestre O consumo total de energia na área de concessão da Celesc-D somou 5.823 GWh no terceiro trimestre do ano. Esse volume representa um crescimento de 3,5% no total de energia distribuída, que engloba os mercados cativo e livre, informou a empresa. O número de unidades consumidoras atendidas pela empresa atingiu o total de 2.878.122 em setembro de 2017, crescimento 2,2% em relação ao mesmo período do ano anterior. Assim como em grande parte do país, o mercado cativo apresentou queda. No caso da distribuidora catarinense, em 4,6% no período de julho a setembro de 2017 com consumo total da ordem de 3.656 GWh. A classe residencial respondeu por 35% dessa demanda com consumo de 1.283 GWh, uma retração de 0,4% ante o mesmo período de 2016. Já a classe industrial correspondeu a aproximadamente 17,56% do total consumido, somando 642 GWh, queda de 22% ante 2016. Na classe comercial, que representou 19,2% do mercado, também houve queda de 4,3%, com consumo de 702 GWh. Por sua vez, os consumidores livres localizados na área de concessão da concessionária apresentaram consumo de 2.164 GWh no trimestre, crescimento de 20,7% em relação ao terceiro trimestre de 2016. No acumulado de janeiro a setembro a demanda total aumentou 3%, para 18.080 GWh. No ACR a demanda está 6,8% menor do que nos nove primeiros meses de 2016, com 11.818 GWh. Enquanto isso, o ACL segue o caminho inverso, com crescimento de 28,4%, com 6.262 GWh. Nessa base de comparação, o segmento industrial está com retração de 29% e a comercial de 7,2%. Enquanto isso a demanda residencial no ano está 1,1% mais elevada. (Agência CanalEnergia – 01.11.2017) 8 Cemig: Moody’s rebaixa ratings corporativos, com revisão para rebaixamento A Moody’s América Latina rebaixou, de B2 para B3 (escala global) e de B1.br para Ba2.br (escala NSR), os ratings corporativos atribuídos à Cemig e às suas subsidiárias de distribuição e transmissão. Além disso, a agência de classificação de risco colocou em revisão para rebaixamento as notas de crédito da estatal mineira. De acordo com avaliação a Moody’s, o rebaixamento reflete o progresso limitado na execução do plano de refinanciamento, incluindo a proposta de emissão de US$ 1 bi em eurobonds diante do vencimento de dívidas de R$ 3,3 bi até dezembro de 2017. “A posição de liquidez da companhia se deteriorou, como exemplificado pela postergação, por 60 dias, de R$ 459 mi em dívidas com o Banco do Brasil com vencimento em outubro de 2017, acompanhado de maiores custos financeiros e covenants mais rígidos. Os ratings levam em consideração, contudo, a posição de mercado ainda sólida e a carteira de ativos da companhia, bem como a estrutura de capital e os níveis de alavancagem que fornecem a base para execução do plano de financiamento”, afirma a agência em nota divulgada na última terça-feira, dia 31 de outubro. Embora ressalte que os atuais ratings corporativos B3/B2.br tenham o suporte da sólida posição de mercado e relevância econômica da Cemig como uma das maiores companhias integradas de energia do Brasil, a Moody’s reforça que as notas refletem a aplicação da análise de probabilidade de default para emissores relacionados a governos – neste caso, o estado de Minas Gerais. A metodologia de GRI da Moody’s considera fatores como a moderada probabilidade de suporte por parte do estado caso a Cemig sofra estresse financeiro e a expectativa de elevada dependência entre a companhia e o estado. (Agência CanalEnergia – 01.11.17) 9 Cemig continua buscando soluções para dívidas A Cemig discute com bancos credores o refinanciamento de cerca de R$ 3,6 bilhões em dívidas. No dia 16 de outubro, a companhia anunciou a postergação por 60 dias do pagamento de R$ 549,1 milhões em dívidas da Cemig GT com o Banco do Brasil, que tinham vencimentos em outubro. O adiamento foi acompanhado por um aumento das taxas de juros e por uma cobrança de tarifa de 0,5% sobre uma parcela de R$ 150 milhões. A postergação visa dar mais tempo para o fechamento de acordos com os bancos credores. Paralelamente, a empresa negocia o adiamento parcial de uma obrigação de aproximadamente R$ 1,6 bilhão com bancos locais, com vencimento em novembro, relacionada a um contrato de opção de venda de ações da Light. Há uma expectativa de que pelo menos R$ 600 milhões sejam pagos através da venda de ativos. No último dia 26 de outubro, a Cemig anunciou um aumento de capital que pode levantar até R$ 1,3 bilhão. A oferta se aplica àqueles que já têm ações da empresa. Não havendo subscrição integral, será estendida ao mercado. A expectativa é concluir a emissão até o início de dezembro. (Agência CanalEnergia – 01.11.2017) 10 Petrobras e BP: Carta de Intenções é assinada visando oportunidades de negócios A Petrobras e a BP assinaram uma Carta de Intenções visando a identificação e a avaliação conjunta de oportunidades de negócios. Segundo comunicado divulgado pelas partes, o acordo envolve ativos ou empreendimentos no Brasil e no exterior, incluindo cooperação nas áreas de exploração & produção, refino, transporte e comercialização de gás, GNL, trading de petróleo, lubrificantes, combustível de aviação, geração e distribuição de energia, renováveis, tecnologia e iniciativas de baixa emissão de carbono.“[A Carta de Intenções] visa o desenvolvimento de uma potencial aliança estratégica entre as companhias”, afirma o texto de divulgação da Petrobras. As empresas participaram juntas da terceira rodada de licitação da ANP sob o regime de partilha, adquirindo direitos de exploração e produção para o bloco Alto de Cabo Frio Central, em um consórcio 50%-50%, e para o bloco Peroba, juntamente com a CNODC, subsidiária da CNPC, em um consórcio 40% Petrobras, 40% BP e 20% CNODC. Além da BP, a CNPC assinou com a Petrobras um Memorando de Entendimento com o objetivo de formar uma aliança estratégica abrangente, conforme anunciado em 4 de julho de 2017. A realização de parcerias integra a estratégia da Petrobras no âmbito do seu Plano de Negócios e Gestão 2017-2021, tendo como benefícios o compartilhamento de riscos, o aumento da capacidade de investimentos na cadeia de óleo e gás, o intercâmbio tecnológico e o fortalecimento da governança corporativa. (Agência CanalEnergia – 01.11.2017) 11 Engie Brasil Energia: Venda de ativos de geração para CEP é concluída A Engie Brasil Energia fechou a venda de um conjunto de ativos de geração para a Companhia Energética de Petrolina (CEP), conforme fato relevante divulgado no último dia 31 de outubro. Os empreendimentos negociados integram as sociedades Eólica Beberibe S.A., Eólica Pedra do Sal S.A. e Hidrelétrica Areia Branca S.A.. A operação foi firmada com o pagamento da primeira de três parcelas, com valor líquido total de cerca de R$ 321.992.195,34. A CEP opera no setor elétrico por meio da UTE Petrolina e tem como controladores os grupos Incospal, Coimex e Vale do Lobo. (Agência CanalEnergia – 01.11.2017) 12 AES Eletropaulo: Prejuízo é revertido e lucro chega a R$ 74,3 mi no terceiro trimestre A AES Eletropaulo (SP) obteve um lucro líquido de R$ 74,3 mi no terceiro trimestre do ano, revertendo o prejuízo de R$ 32,5 mi contabilizados no mesmo período do ano anterior. Em nove meses, o lucro acumulado está em R$ 118,4 mi em 2017, contra R$ 1,5 mi em 2016. Os resultados financeiros da distribuidora de energia elétrica de São Paulo foram divulgados na última quarta-feira, 1º de novembro. De julho a setembro, a receita líquida da companhia alcançou R$ 3,76 bi contra R$ 2,91 bi no mesmo período do ano passado, representando um crescimento de 29,1%. Em nove meses, a soma chega a R$ 9,63 bi, aumento de 12% na comparação anual. O potencial de geração de caixa medido pelo Ebitda (lucro antes de impostos, juros, amortização e depreciação) atingiu R$ 298,9 mi no terceiro trimestre de 2017, crescimento de 23,2% quando comparado aos R$ 134,4 mi em 2016. Em nove meses, o Ebitda acumula R$ 797,2 milhões, alta de 57,5% na comparação com 2016. A dívida líquida da companhia está acumulada em R$ 3,64 bi, representando uma redução de 1,1% na comparação com a situação do terceiro trimestre de 2016. De julho a setembro, o mercado total da companhia atingiu 10.560,2 GWh, redução de 0,4% quando comparado com o mesmo período de 2016. O DEC acumulado dos últimos 12 meses apresentou queda de 31% no 3T17 em relação ao 3T16, enquanto sua parcela não-programada apresentou expressiva redução de 42%, equivalente a 6 horas. Já o FEC apresentou redução de 5% no 3T17, enquanto sua parcela não-programada diminuiu 7%. Nossos investimentos totalizaram R$ 302,8 mi no 3T17, valor 61,3% superior comparado ao 3T16. (Agência CanalEnergia – 03.11.17) 13 AES Eletropaulo: Parte dos minoritários exerce direito de saída da companhia A AES Eletropaulo (SP) informou que uma parte dos acionistas minoritários decidiu exercer o direito de retirada da companhia. “Durante o prazo de exercício do direito de retirada encerrado em 30 de outubro de 2017, 359 acionistas titulares de 3.058.154 ações preferenciais de emissão da AES Eletropaulo, correspondentes a 2,7% das ações preferenciais, optaram pelo exercício do direito de retirada”, diz o comunicado divulgado na Comissão de Valores Mobiliários (CVM) na última quarta-feira, 1º de novembro. O reembolso a ser pago pela companhia será de R$ 16,10 por ação preferencial, totalizando R$ 49,2 milhões. A saída dos acionistas é uma resposta a estratégia de migração da distribuidora paulista para o Novo Mercado da B3. Para uma empresa participar do Novo Mercado, uma das exigências é que todas as ações sejam ordinárias (ON). O acionista que discordar da estratégia da empresa pode exercer o direito de retirada. A diretoria da Eletropaulo disse, em nota, que o pagamento aos acionistas dissidentes não colocará em risco a estabilidade financeira da companhia e recomendará ao Conselho de Administração da companhia que não convoque assembleia geral de acionistas para reconsiderar a conversão das ações. O Conselho de Administração se reunirá no dia 06 de novembro de 2017 para analisar os números apurados. (Agência CanalEnergia – 03.11.2017) 14 AES Tietê Energia: Lucro recua 61% no terceiro trimestre A AES Tietê Energia registrou lucro líquido consolidado de R$ 37,9 mi no terceiro trimestre do ano, um resultado 61,2% inferior ao obtido no mesmo período do ano passado quando os ganhos alcançaram R$ 97,8 mi. Segundo a empresa, contribuíram para esse desempenho o impacto negativo de R$ 97,2 mi referente às transações no mercado livre e regulado que foi parcialmente compensado pelo efeito positivo de R$ 29,9 mi proveniente das transações realizadas no mercado spot e impacto positivo de R$ 10,1 mi relacionado à consolidação do Complexo Eólico Alto Sertão II. Já de janeiro a setembro o lucro líquido ficou em R$ 254,9 mi, redução 7,4% em relação ao mesmo período de 2016 quando apurou ganhos de R$ 275,4 mi. O resultado Ebitda consolidado foi de R$ 160,5 mi no trimestre ante um montante de R$ 214,5 mi um ano antes, redução de 25,2% No ano a companhia registrou Ebitda de R$ 632,4 mi ante R$ 635,4 mi de 2016, redução de 0,5%. A receita operacional líquida consolidada, que considera além da fonte hidráulica, a fonte eólica e as subsidiárias da AES Tietê Energia, totalizou R$ 459,4 mi no trimestre encerrado em setembro, montante 14,2% superior ao registrado no mesmo período de 2016. Nos nove meses de 2017 essa linha do balanço totalizou R$ 1,3 bi, um aumento de 5,4% quando comparado aos R$ 1,2 bi de 2016. O volume de energia gerada pelas usinas hidráulicas da AES Tietê Energia foi de 3.029,0 GWh no terceiro trimestre, volume 5% inferior quando comparado ao mesmo período de 2016 com 3.189,1 GWh. Já pela fonte eólica somou 518,6 GWh, 35,9% a mais na mesma base. O nível dos reservatórios da companhia encerrou setembro em 38%, nível 17,5 pontos porcentuais abaixo nessa mesma época quando estava em 55,5%. No acumulado do ano o volume de energia hidráulica gerada está 10,6% menor do que em 2016. Ao final de setembro a empresa reportou soma de 8.825,2 GWh contra 9.869,8 GWh. (Agência CanalEnergia – 03.11.2017) 15 AES Tietê Energia: Níveis de contratação são informados A AES Tietê Energia assumiu o complexo eólico Alto Sertão II adquirido da Renova em agosto deste ano. A geradora explica que desde 2016, em função do cenário hidrológico e da perspectiva de risco hidrológico, optou por reservar uma parcela de sua energia própria, com o objetivo de reduzir possíveis riscos de exposição ao mercado de curto prazo devido ao rebaixamento no MRE. E com a intensificação do risco hidrológico previsto para 2017, revisou seu portfólio contratual. Entre ações de descontratação ou redução do volume de energia vendida optou por renegociar com algumas distribuidoras, que celebraram contratos no leilão A-1 de 2015, o início e/ou a quantidade de suprimento de alguns contratos para os anos de 2016 a 2018. Com isso, apontou que o nível de contratação para este ano é de 79%. Para o período seguinte esse volume de contratos está em 78%, 61%, 46% e 17% do total de energia hidráulica disponível para os anos de 2018 a 2021, respectivamente. O total da energia faturada pela AES Tietê no trimestre somou 3.805,6 GWh, redução de 5,1% quando comparada com mesmo trimestre do ano anterior. A performance é explicada, principalmente, pelo menor volume de energia faturada no âmbito do mercado regulado, que apresentou uma redução de 64,9%, ou 113 GWh, em função da estratégia de proteção contra o GSF. A redução do total da energia faturada também foi devido ao menor volume de energia faturada no mercado spot que apresentou redução de 124,8%, equivalente a 71,2 GWh. No ano foram faturados 10.211,7 GWh. Ao final de setembro a dívida bruta totalizava R$ 3,6 bi. No encerramento do trimestre, as disponibilidades somavam pouco mais de R$ 1 bi ante os R$ 466,2 mi de setembro do ano passado. Tal diferença, explicou a empresa, se deve, principalmente, à 3ª emissão de notas promissórias utilizadas para a aquisição de Alto Sertão II e reforço do capital de giro. Assim, a dívida líquida em 30 setembro de 2017 era de R$ 2,6 bi, aumento de 164,7% em função, principalmente, das emissões para a aquisição do complexo eólico da Renova. (Agência CanalEnergia – 03.11.2017) 16 Alupar: Conselho aprova aquisição de 50% de transmissora na Bahia O conselho de administração da Alupar aprovou a aquisição de 50% do capital social e votante da BJL SPE Transmissora de Energia Elétrica S.A. O valor de aquisição é de R$ 60.477.357,50, sendo que este valor é dividido em R$ 8.029.000,00 decorrentes da compra de 14.800 ações ordinárias e R$ 52.448.357,50 decorrentes da subscrição e integralização à prazo de 96.679 ações ordinárias da BJL. Em comunicado publicado no site da Comissão de Valores Mobiliários, a empresa informou que a operação está sujeita a determinadas condições suspensivas dispostas no Contrato e obtenção das aprovações regulatórias necessárias. A BJL é uma sociedade de propósito específico, detentora da concessão do serviço público de transmissão de energia para implementação e exploração da Linha de Transmissão Juazeiro III – Ourolândia II, em 500 kV, circuito simples, com extensão aproximada de 186 km, com origem na Subestação Juazeiro III à Subestação Ourolândia II; e pela Linha de Transmissão Bom Jesus da Lapa II – Gentio do Ouro II, em 500 kV, circuito simples, com extensão aproximada de 260 km, com origem na Subestação Bom Jesus da Lapa II e término na Subestação Gentio do Ouro II. (Agência CanalE nergia – 03.11.17) 17 CEEE: Investimentos de R$ 18 mi são feitos em melhorias na rede do Rio Grande do Sul A CEEE concluiu importantes melhorias em subestações de energia da região da Campanha no Rio Grande do Sul. Foram finalizadas as obras de modernização da subestação Bagé 1. Os trabalhos, iniciados em julho deste ano, incluíram a substituição e instalação de disjuntores e transformadores, entre outros ajustes na unidade de energia, investimento que ultrapassa R$ 1 milhão e beneficia diretamente 24.235 clientes. Enquanto as equipes estiveram atuando no local, a companhia manteve a normalidade do fornecimento por meio de uma das suas subestações móveis que foi conectada ao sistema. Em outra frente, as equipes de transmissão executaram outro importante projeto no município: a ampliação da subestação Bagé 2, onde, dia 22 de outubro, houve a instalação de um novo transformador (o terceiro) de 230/69 kV de 25 MVA de potência. Nesta etapa do projeto, ainda, foi substituído o painel de proteção, medição, supervisão e controle do transformador e seu módulo de 69 kV (quilovolts) foi adequado devido à instalação da proteção diferencial de barras adaptativas. Segundo a CCEE, melhorias, que terão continuidade, conferem mais segurança ao sistema elétrico e ampliam a disponibilidade de atendimento, num investimento total de R$ 17 milhões. A CEEE Distribuição também concluiu melhorias nas redes de energia elétrica de três municípios do Litoral Norte. Os trabalhos que envolveram troca de postes, ajustes em equipamentos e outras ações de reparo nos circuitos elétricos foram realizados nos municípios de Osório, Tramandaí e Três Cachoeiras. (Agência CanalEnergia – 03.11.17) 18 Aneel: reajusta Tarifas de cooperativas de Santa Catarina são reajustadas A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou na última terça-feira, 31 de outubro, durante reunião pública, os reajustes tarifários anuais das seguintes cooperativas do estado de Santa Catarina: Cooperativa de Eletrificação Anita Garibaldi Ltda (Cergal), Cooperativa de Eletricidade Jacinto Machado (Cejama), Cooperativa Distribuidora de Energia Vale do Araçá (Ceraçá), Cooperativa de Eletricidade Grão Pará (Cergapa), Cooperativa Pioneira de Eletrificação (Coopermila), Cooperativa Pioneira de Eletrificação (Coopera) e Cooperativa de Energia Treviso (Certrel). Quanto ao dados: Cergal (Tubarão – SC) atende 17.306 unidades consumidoras, com efeito médio de 23%, baixa tensão (residências) 22,65% e alta tensão (indústrias) 24,05%; Cejama (Jacinto Machado – SC) atende 4.975 unidades consumidoras, com efeito médio de 10%, baixa tensão (residências) 4,54% e alta tensão (indústrias) 17,01%; Ceraçá (Saudades – SC) atende 10.973 unidades consumidoras, com efeito médio de 13,96%, baixa tensão (residências) 12,90% e alta tensão (indústrias) 19,44%; Cerpaga (Grão Pará – SC) atende 3.710 unidades consumidoras, com efeito médio de 10%, baixa tensão (residências) 12,54% e alta tensão (indústrias) 3,25%; Coopermila (Lauro Muller – SC) atende 1.173 unidades consumidoras, com efeito médio de 9,99%, baixa tensão (residências) 5,60% e alta tensão (indústrias) 14,24%; Coopera (Forquilhinha – SC) atende 23.400 unidades consumidoras, com efeito médio de 10,79%, baixa tensão (residências) 5,21% e alta tensão (indústrias) 14,27% e Certrel (Treviso – SC) atende 4.066 unidades consumidoras, com efeito médio de 21,34%, baixa tensão (residências) 39,44% e alta tensão (indústrias) 10,24%. As novas tarifas passam a vigorar a partir desta quarta-feira, 1º de novembro. (Agência CanalEnergia – 01.11.17) 19 Boa Vista Energia S.A: Novas tarifas entram em vigor hoje (1/11) Os consumidores atendidos pela Boa Vista Energia S.A terão as tarifas reajustadas a partir de hoje (1/11). Os novos percentuais foram aprovados nesta terça-feira (31/10) pela Diretoria da ANEEL durante reunião pública. A concessionária atende 160.274 unidades consumidoras localizadas no estado de Roraima. Em 03/08/2016, a empresa foi designada para prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica no interior do Estado de Roraima. Ao calcular o reajuste, conforme estabelecido no contrato de concessão, a Agência considera a variação de custos associados à prestação do serviço. O cálculo leva em conta a aquisição e a transmissão de energia elétrica, bem como os encargos setoriais. O efeito médio da alta tensão refere-se às classes A1 (>= 230 kV), A2 (de 88 a 138 kV), A3 (69 kV) e A4 (de 2,3 a 25 kV). Para a baixa tensão, a média engloba as classes B1 (Residencial e subclasse residencial baixa renda); B2 (Rural: subclasses, como agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, serviço público de irrigação rural); B3 (Industrial, comercial, serviços e outras atividades, poder público, serviço público e consumo próprio); e B4 (Iluminação pública). (ANEEL – 01.11.17) 20 Boa Vista Energia: Parcela B é redefinida A ANEEL concluiu a Audiência Pública 51/2017, que teve o objetivo de obter informações adicionais para o reconhecimento no valor da Parcela B, a ser considerada no próximo processo tarifário da distribuidora Boa Vista S.A, com vigência a partir de 1°/11/2017. Segundo a deliberação da Diretoria da Agência, foram reconhecidos R$ 31.168.015,79 na Parcela B. Em 3/8/2016, a empresa foi designada para prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica no interior do Estado de Roraima. O acréscimo representa um impacto estimado de 10,37% nas tarifas da Boa Vista no seu próximo reajuste tarifário, ao se ter como referência a receita verificada considerando o mercado realizado entre novembro de 2016 a outubro de 2017 em toda a área de atuação (capital e interior). De acordo com a Agência, as tarifas atualmente praticadas estavam bastante defasadas, tendo em vista que somente a diferença obtida já é superior a cobertura de custos atualmente auferida. (ANEEL – 03.11.17) 21 ANEEL: Conversão de compensações em investimentos na Celg-D (GO) é negada A ANEEL indeferiu, nesta terça-feira (31/10), o pedido da Enel Brasil de converter o pagamento de compensações por violação dos limites de indicadores de qualidade em investimentos na área de concessão da Celg Distribuição (Celg-D). A empresa fornece energia para 2,7 milhões de unidades consumidoras em Goiás. O pleito da Enel baseava-se em situação similar concedida às distribuidoras do Grupo Rede (Celpa, Cemat e Celtins). Entretanto, naquele caso a conversão ocorreu em fase anterior ao processo de venda das empresas, e constituía o arcabouço normativo que viabilizou a transferência do controle acionário, tida como imprescindível para a recuperação das empresas e reestabelecimento da prestação adequada do serviço. Esse não foi o caso da Celg Distribuição. (ANEEL – 03.11.17) 22 ANEEL: Reajustes tarifários são aprovados em sete cooperativas de SP A diretoria da ANEEL aprovou nesta terça-feira (31/10), durante Reunião Pública da Diretoria, reajustes tarifários das Cooperativas: Cooperativa de Energização e Desenvolvimento Rural do Vale do Itariri (Cedri), Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica de Anitápolis (Ceral), Cooperativa de Eletrificação Braço do Norte (Cerbranorte), Cooperativa de Prestação de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica Senador Esteves Júnior (Cerej), Cooperativa de Eletrificação Sul Catarinense (Cersul), Cooperativa Energética Cocal (Coopercocal) e Cooperativa Regional Sul de Eletrificação Rural (Coorsel). Confira abaixo os índices que serão aplicados às contas de luz dos consumidores. Sobre a porcentagem de consumidores residenciais (B1) atendidos: Cedri – 5.40%; Ceral – 8,61%; Cerbranorte – 12,59%; Cerej – 9,44%; Cersul – 5,24%; Coopercal – 14,14% e Coorsel – 6,64%. Quanto aos outros dados: Cedri (Itariri – SP) atende 3 mil unidades consumidoras, com efeito médio de 10%, baixa tensão (residências) 5,4% e alta tensão (indústrias) 14,22%; Ceral Anitápolis (Anitápolis – SC) atende 3 mil unidades consumidoras, com efeito médio de 9,95%, baixa tensão (residências) 9,59% e alta tensão (indústrias) 79,06%; Cebranorte (Braço do Norte – SC) atende 16 mil unidades consumidoras, com efeito médio de 14,33%, baixa tensão (residências) 12,57% e alta tensão (indústrias) 18,53%; Cerej (Biguaçu – SC) atende 13 mil unidades consumidoras, com efeito médio de 10%, baixa tensão (residências) 9,43% e alta tensão (indústrias) 15,9%; Cersul (Turvo – SC) atende 17 mil unidades consumidoras, com efeito médio de 9,95%, baixa tensão (residências) 5,24% e alta tensão (indústrias) 14,97%; Coopercal (Cocal do Sul – SC) atende 10 mil unidades consumidoras, com efeito médio de 9,99%, baixa tensão (residências) 14,06% e alta tensão (indústrias) 6,82% e Coorsel (Treze de Maio – SC) atende 8 mil unidades consumidoras, com efeito médio de 10%, baixa tensão (residências) 6,63% e alta tensão (indústrias) 20,08%. (Aneel – 01.11.17) 23 Boa Vista Energia: Aneel determina aumento de 35% Os consumidores atendidos pela Boa Vista Energia terão as tarifas de energia elétrica reajustadas a partir desta quarta-feira, 1º de novembro. Os novos percentuais foram aprovados nesta semana pela Aneel. O efeito médio a ser percebido pelo consumidor conduzira a uma alta de 35,26%, com efeitos diferentes dependendo da classe de consumo. A concessionária atende 160.274 unidades consumidoras localizadas no estado de Roraima. Em agosto de 2016, a empresa foi designada para prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica no interior do estado de Roraima. Ao calcular o reajuste, conforme estabelecido no contrato de concessão, a agência considera a variação de custos associados à prestação do serviço. O cálculo leva em conta a aquisição e a transmissão de energia elétrica, bem como os encargos setoriais. (Agência CanalEnergia – 01.11.2017)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Os reservatórios do Norte tiveram diminuição em 0,2% nos níveis em relação ao dia anterior e se encontram com 20,1% da capacidade, segundo dados do ONS relativos a última quinta-feira, 2 de novembro. A energia armazenada chegou a 3.024 MW mês e a ENA ficou em 35% da MLT. A hidrelétrica Tucuruí se encontra com 30,42% da capacidade. Já no submercado Sul houve elevação de 1,1%, e os reservatórios operam com 50,2% da capacidade. A energia armazenada no dia ficou em 10.083 MW mês e a energia afluente está em 153% da MLT. A usina de Passo Fundo opera com 83,23% da capacidade. No Sudeste/Centro-Oeste do país os reservatórios apresentaram alteração positiva de 0,1% para 17,8% da capacidade. A energia armazenada está em 36.119 MW mês e a energia afluente em 103% da MLT. A usina de Furnas trabalha com 11,05% da capacidade e Nova Ponte, com 14,14%. Na região Nordeste os níveis tiveram recuo de 0,1%, deixando os reservatórios com 5,8% da capacidade. A energia armazenada ficou em 2.997 MW mês no dia e a energia afluente está em 7% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica Sobradinho apresenta 2,66% da sua capacidade. (Agência CanalEnergia – 03.11.2017) 2 Para preservar reservatórios, Governo acionará geração fora da ordem de mérito O governo decidiu manter em operação térmicas mais caras, apesar do início do período chuvoso, com o objetivo de tentar preservar água nos reservatórios das hidrelétricas brasileiras. A medida deve ter impacto nas tarifas de energia a partir dos reajustes anuais das distribuidoras, quando são calculados os gastos adicionais da taxa ESS, cobrada na conta de luz. Em reunião nesta sexta (3), o CMSE decidiu autorizar o despacho fora da ordem de mérito, que libera o ONS a usar usinas mais caras do que as recomendadas pelo modelo que rege a operação do sistema. De acordo com o MME, a medida é necessária porque, com o início do período de chuvas, o preço-limite para o despacho de usinas caiu. Assim, só poderiam ser usadas usinas com custo de até R$ 493,24 por MWh, o que limita o acionamento de parte do parque térmico. Na reunião, o CMSE permitiu que o ONS permaneça usando usinas com preço de até R$ 702,50 por MWh. Na próxima quinta (9), o comitê se reúne novamente para avaliar a situação Na quinta (2), os reservatórios do sistema Sudeste e Centro-Oeste estavam com 17,76% de sua capacidade de armazenamento de energia, volume inferior aos 23,19% registrados em novembro de 2001. No Nordeste, os reservatórios estão em 5,78%, abaixo dos 8% do mesmo mês em 2001. (Folha de São Paulo – 03.11.2017) 3 Chuva abundante na Foz do Iguaçu contribui para que Itaipu abra as comportas A usina hidrelétrica de Itaipu, a maior do País, abriu suas comportas para escoar o excedente de água em seus reservatórios. A medida ocorre por causa das chuvas abundantes na região de Foz do Iguaçu, segundo a empresa que administra a usina. O vertimento das águas do rio Paraná começou às 20h de sexta-feira, 3, e deve durar ao menos até o fim de domingo. Neste sábado, o descarte de água atingiu mais de 2,4 mil metros cúbicos por segundo, o dobro da média normal da vazão das Cataratas do Iguaçu. Segundo a Itaipu Binacional, a usina atualmente produz em alta capacidade para atender o sistema elétrico do Brasil e do Paraguai. Ontem, o CMSE decidiu manter a operação de térmicas mais caras, apesar de uma melhora na expectativa de chuvas em novembro. A decisão mantém o despacho das térmicas, que fornecem energia ao sistema elétrico por um preço mais alto, até o dia 10 de novembro. Há cerca de uma semana, a Aneel decidiu manter o segundo patamar da bandeira vermelha nas contas de luz em novembro. A agência justifica a medida com a estiagem na região central do País, que tem afetado o nível dos reservatórios das hidrelétricas. A seca, que não atinge a região de Itaipu, levou o governo a realizar avaliações semanais sobre as condições de fornecimento de energia no País. A usina já havia aberto o vertedouro há pouco mais de quatro meses, no dia 28 de junho. (O Estado de São Paulo – 04.11.2017) 4 Estação do Simepar acumula chuva de 395 mm em outubro, acima da média histórica Perto de atingir a marca de 2,5 bilhões de MWh acumulada, em 33,5 anos de operação, a usina de Itaipu divulgou na última quarta-feira, 1 de novembro, que obteve em 2017 o quarto melhor outubro do ranking histórico. No mês, foram produzidos 8.291.916 MWh, volume suficiente para abastecer Foz do Iguaçu, no Paraná, na fronteira com o Paraguai, onde está instalada a usina, por 15 anos. A chuva acumulada na estação do Simepar, instalada no Parque da Piracema, dentro da usina binacional de Itaipu, foi de 395 milímetros em outubro deste ano, bem acima da média histórica, de 219,8 milímetros. Foi o segundo outubro mais chuvoso na área do reservatório, inferior apenas ao mesmo mês de 1998, com 443,6 mm. Itaipu é a única hidrelétrica do mundo a superar a produção anual de 100 milhões de MWh, com o recorde de 103.098.355 MWh, em 2016. A melhor marca mundial, antes dessa, foi da usina chinesa de Três Gargantas, cuja capacidade instalada, de 22.400 MW, é 60% maior que a de Itaipu. Em 2014, seu recorde foi de 98,8 milhões de MWh. A produção da usina em 2016 atendeu 76% da energia elétrica consumida no Paraguai e 16,8% de todo o consumo de eletricidade do Brasil. Se a energia gerada pudesse ser armazenada e direcionada a apenas um dos dois países, seria suficiente para atender o Brasil por dois meses e 18 dias e o Paraguai por sete anos e três meses. A produção de Itaipu em 2016, com o novo recorde mundial, evidencia o auge da produção e produtividade do empreendimento, que agora passará por um processo de modernização e atualização tecnológica das unidades geradoras. (Agência CanalEnergia – 03.11.2017) 5 CMSE: Possibilidade de La Niña deve contribuir para os reservatórios do nordeste O cenário hidrológico para os próximos meses ainda não é motivo de comemoração, mas sinaliza uma mudança em relação ao que ocorreu ao longo do período seco. Avaliações apresentadas no CMSE indicam uma tendência de ocorrer o fenômeno La Niña entre o restante deste ano e os primeiros meses do ano, no verão. Segundo o ONS, que participou da reunião realizada nesta quarta-feira (1°/11), análises meteorológicas indicaram um quadro de neutralidade no Oceano Pacífico Equatorial, "com tendência para resfriamento e configuração do fenômeno La Niña durante a primavera e o verão (2017/2018)". O La Niña é um fenômeno segundo o qual há um resfriamento das águas do Oceano Pacífico Tropical Central e Oriental, num comportamento oposto ao El Niño. O La Niña resulta em aumento das chuvas no Nordeste do país e temperaturas abaixo da média, para o verão, no Sudeste. De acordo com o comitê, a previsão para os próximos sete dias é de chuvas na maior parte do país, com temperaturas inferiores à média histórica para a época, nos principais centros urbanos do Sudeste. Para a segunda semana de novembro, a tendência é de chuvas na maior parte da área central do Brasil. Para prazos mais estendidos, de quinze a trinta dias, as previsões apontam para continuidade das chuvas na região central, com volumes próximos à média histórica. "Assim, a previsão de chuvas para o início do mês de novembro está indicando uma transição para o período úmido", afirma o CMSE, em comunicado. (Brasil Energia – 01.11.2017) 6 CMSE: Comitê elimina risco de déficit para 2017, mas 2018 ainda é incerto Para este ano, o CMSE não vê dificuldades do ponto de vista do fornecimento energético, mantendo o risco de déficit zerado para os submercados SE/CO e Nordeste, mas para 2018 a probabilidade de risco para o SE/CO – principal mercado consumidor – é de que o risco de déficit seja de 2,9%, ainda dentro da margem considerada aceitável pelo MME. Em outubro, último mês com projeção de risco, o percentual era de 0% para SE/CO e Nordeste. Essas informações foram emitidas na reunião realizada nesta quarta-feira, 01/11. (Brasil Energia – 01.11.2017) 7 MME: Pedrosa avalia que mesmo com chuvas o modelo de despacho pode ser alterado Em termos de ENA bruta, foram verificados, pela última reunião do CMSE, em outubro, vazões de 66% da MLT no Sudeste/Centro-Oeste, 79% no Sul, 21% no Nordeste e 46% no Norte. Já o armazenamento dos reservatórios até o último dia 30/10, foi de 17,7% (SE/CO), 47,3% (Sul), 6,0% (NE) e 21,2% (Norte), respectivamente. Para o fim deste mês são esperados níveis de 14,8% no SE/CO, 48,7% no Sul, 3,6% no Nordeste e 15,5% no Norte. O comitê assegurou que o suprimento de energia está garantido, mas com custo alto de geração em função das termelétricas que permanecerão despachadas para economizar a água dos reservatórios. O comitê decidiu não despachar ainda usinas fora da ordem de mérito neste momento. Na última terça-feira, o secretário-executivo do MME, Paulo Pedrosa, havia comentado que a medida, caso venha a ser adotada, será no momento em que as chuvas ocorram, pois mesmo com a queda dos preços e o aumento das vazões, o governo pode recorrer à medida como forma de tentar acelerar a recomposição dos reservatórios – ainda que o ministério seja resistente a utilizar a ferramenta. O grupo de acompanhamento da operação dos reservatórios do Rio São Francisco informou no CMSE que foi estabelecida a defluência de 248 m³/s para o reservatório da hidrelétrica Três Marias, para atender ao uso da água não só para geração de energia como também para abastecimento hídrico da região, no trecho entre esta usina e a UHE Sobradinho. Ainda assim, Três Marias deverá chegar ao final de novembro com 7% de sua capacidade e Sobradinho, a 0,6%. (Brasil Energia – 01.11.2017) 8 ONS: Luiz Fernando Vianna é eleito para conselho O diretor-geral de Itaipu Binacional, Luiz Fernando Vianna, assumiu uma vaga no conselho de administração do ONS, como representante de notório saber, um dos postos que foram criados recentemente. O conselho do ONS era composto por 14 integrantes e mais dois assentos foram adicionados, o agora ocupado por Vianna e o destinado a um representante da EPE, segundo decreto do MME que entrou em vigor em agosto. Vianna, que já atuava no conselho como convidado, é engenheiro eletricista, foi presidente da Copel e presidente do conselho de administração da Apine, associação dos produtores independentes de energia. (Brasil Energia – 03.11.2017) 9 Consultoria Dcide: Preços trimestrais no mercado livre crescem mais de 10% Os preços trimestrais para as fontes convencional e incentivada no mercado livre registraram crescimento para a semana de 29/10 a 4/11. Os dados são do Boletim Semanal da Curva Foward, elaborado pela consultoria Dcide. O preço de referência para contratos de fonte convencional para fornecimento no trimestre de novembro a janeiro subiu 10,33% na semana, sendo cotado a R$ 313,37/MWh. Em relação ao mês anterior, houve crescimento de 2,02% no preço desses contratos. Já na comparação com o mesmo período do ano passado (com comparação para o trimestre de novembro a janeiro de 2016) houve crescimento de 94,69%. Para contratos de longo prazo da energia convencional, fechados para o período de 2019 a 2022, o preço registrou queda de 0,20% na semana, ficando em R$ 160,35/MWh. Em relação ao mês passado, houve crescimento de 1,14%. Quando comparado à igual período no ano passado (para contratos de fornecimento de 2019 a 2022), o preço subiu 4,93%. Já os preços da energia incentivada em contratos de fornecimento para o trimestre subiram 7,39% na semana, para R$ 368,21/MWh. No caso de contratos de longo prazo de energia incentivada, com fornecimento entre 2019 e 2022, houve um crescimento de, de 0,37%, na comparação semanal, indo para R$ 208,93/MWh, em média. (Brasil Energia – 01.11.2017) 10 CCEE: PLD cai 9% após seis semanas no valor máximo e fica em R$ 483,21/MWh O PLD para a semana operativa de 4/11 a 10/11 caiu 9%, para R$ 483,21/MWh em todos os patamares e submercados, após ter passado seis semanas seguidas no valor máximo de R$ 533,82/MWh. A melhora na previsão de afluências ao longo de novembro, com as ENAs passando de 72% para 92% da MLT, é o fator principal para a redução. O CMO também apresentou quedas expressivas. Segundo a CCEE, o cenário hidrológico positivo é reflexo da expectativa de melhores vazões no Sudeste, onde as ENAs esperadas para o período passaram de 72% para 97% da média histórica, e afluências superiores à média no Sul (131%). Já no Nordeste (20%) e no Norte (42%), a situação permanece inalterada com afluências bem abaixo da MLT. Os níveis dos reservatórios estão cerca de 2.500 MW médios mais altos frente à previsão da semana anterior, com reduções de 50 MW médios no Sul e de 150 MW médios no Norte. A previsão indica níveis mais altos em 2.450 MW médios no Sudeste e de 250 MW médios no Nordeste. A expectativa é que a carga prevista para o SIN na próxima semana deva cair 360 MW, com elevação de aproximadamente 210 MW médios no Nordeste. São esperadas reduções de carga de 570 MW médios no Sul e a manutenção da carga prevista na semana passada para o Norte e Sul. O fator de ajuste do MRE previsto para novembro foi revisto de 64,9% para 68%. A previsão de ESS para o período é de R$ 1 milhão, montante referente à segurança energética. 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$ 9 milhões para novembro. (Brasil Energia – 03.11.2017)
Meio Ambiente 1 Risco de anulação da Licença de Operação da UHE São Manoel A UHE São Manoel, atualmente em fase final de construção, pode perder a Licença de Operação emitida neste ano pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis. A recomendação de anulação da LO é do Ministério Público Federal em Mato Grosso, a partir do resultado de um inquérito civil instaurado para apurar a discussão, consulta prévia e execução do Plano Básico Ambiental Indígena (PBAI) por parte da Empresa de Energia São Manoel, especialmente em relação ao impactos socioambientais da implantação do projeto sobre os povos indígenas Kayabi, Apiaká e Munduruku. O inquérito apontou inadequação e insuficiência das informações prestadas pela EESM no acompanhamento dos impactos socioambientais durante a fase de emissão da Licença de Instalação, o que tornaria inviável tanto a concessão da LO em si como também de definição segura e adequada de eventuais condicionantes. Os dados, segundo o MPF, foram obtidos a partir de parecer técnico do Ibama, informação técnica da Fundação Nacional do Índio e estudo independente feito por organizações não-governamentais em conjunto com os povos indígenas denominado “Dossiê Teles Pires”. Além disso, o empreendedor entregou versão do PBAI sem integral obediência aos procedimentos indígenas tradicionais de consulta prévia, inclusive ao protocolo Munduruku, sem preocupação com a transmissão das informações aos indígenas em linguagem e modo de comunicação adequados ao correto entendimento desses povos. Na avaliação do MPF, a Empresa Energia São Manoel também não cumpriu com sua obrigação solidária de compensação e mitigação dos impactos socioambientais causados pela UHE Teles Pires, acumulados com os danos causados pela usina São Manoel – localizada na mesma bacia hidrográfica. (Agência CanalEnergia – 01.11.2017) 2 Ibama: Licenciamento ambiental para infraestrutura tem alta em 2017 Os pedidos iniciais, por parte de empresas, de licenciamento ambiental no Ibama somam 256 até o fim de setembro de 2017 – é uma alta de 12% em relação ao número do ano passado inteiro. Obras como construção de rodovias, ferrovias, exploração de campo de óleo ou minérios, portos, geração e transmissão de energia precisam de licenças do Ibama para serem feitas. Os prazos para que todo o processo seja efetuado são de cerca de cinco anos, segundo Joisa Dutra, economista da Fundação Getulio Vargas. "A alta deste ano é de empresas que começam a se preparar para investir em infraestrutura no futuro." As retomadas de leilões de óleo e gás, estradas e geração de energia geram mais pedidos desse tipo, ela afirma. Mudanças que o governo se esforça para fazer nos marcos regulatórios de diferentes setores de infraestrutura também são um estímulo. Ela cita alterações em regras do mercado de energia e de água e esgoto. O aumento da quantidade de pedidos iniciais não significa que haverá grandes construções, afirma Petronio Lerche Vieira, diretor-executivo do Sinicon (sindicato da construção pesada). "Há avanços palpáveis, como as novas normas do PPI, mas não há nenhuma perspectiva de obras estruturantes, como Belo Monte, que em valor e em empregos equivale a dezenas de rodovias." O setor de construção de infraestrutura perdeu 433 mil vagas de 2014 para cá. (Folha de São Paulo – 05.11.2017) 3 Ministério do Meio Ambiente vai discutir implantação do Acordo de Paris na Alemanha Na primeira reunião desde que os EUA anunciaram a saída do Acordo de Paris, delegados de 195 países discutem a partir desta segunda (6) a implementação da meta de manter o aquecimento global abaixo de 2°C, estabelecida em 2015 na capital francesa. A COP-23, 23ª conferência das partes da Convenção sobre Mudança do Clima adotada no Rio de Janeiro em 1992, será na antiga capital da Alemanha Ocidental, mas o país-anfitrião é Fiji. Representando o Brasil, a comitiva será encabeçada pelo ministro do Meio Ambiente, Zequinha Sarney (PV-MA), que chega na segunda semana. Sua pasta será responsável pelo Espaço Brasil, onde haverá debates sobre temas como desmatamento e Cadastro Ambiental Rural (CAR). Vários governadores da Amazônia Legal também estarão em Bonn, como o de Mato Grosso, Pedro Taques (PSDB). No dia 14, haverá o "Amazon Bonn", quando devem ser anunciados acordos de cooperação com a Alemanha e o Reino Unido para projetos contra o desmatamento. Os governadores também devem promover um consórcio recém-criado entre todos os nove Estados amazônicos. O objetivo é captar recursos internacionais para a preservação ambiental. Fora do circuito oficial, o Brasil também terá representantes de ONGs, como o Observatório do Clima, e lideranças indígenas, incluindo Sonia Guajajara, da Articulação dos Povos Indígenas do Brasil. (Folha de São Paulo – 06.11.2017) 4 Itaipu Binacional torna-se parceira da ONU Mudanças Climáticas A Itaipu Binacional anunciou sua participação como uma das instituições parceiras da Secretaria das Nações Unidas para Mudanças Climáticas (UNFCCC, em inglês) na Conferência do Clima da ONU – COP 23 – em Bonn, Alemanha, de 6 a 17 de novembro. Durante o evento, que reunirá representantes de governos e chefes de estado de todo o mundo, serão discutidas estratégias de redução de emissões e de resiliência às mudanças climáticas, alinhadas com o Acordo de Paris. O acordo, que foi adotado pelas nações presentes na COP 21 em 2015 e que entrou em vigor menos de um ano após, tem o objetivo de manter a elevação da temperatura global neste século abaixo de 2º C e, preferencialmente, não superior a 1,5º C. Itaipu será a única empresa latino-americana na condição de parceira da UNFCCC na conferência. A parceria se deu em reconhecimento às diversas ações na empresa para a produção de energia limpa e renovável, segurança hídrica, conservação da biodiversidade e desenvolvimento sustentável em sua área de influência. Os projetos serão apresentados em detalhes no Pavilhão Momento para a Mudança, da UNFCCC, em Bonn. E, em parceria com o órgão da ONU, a binacional também irá promover dois seminários: “Nexo Água-Energia: Como a geração hidrelétrica pode liderar o desenvolvimento sustentável em um ambiente em mudança”, no dia 10, “Dia da Energia” e “Serviços Ecossistêmicos e Biodiversidade”, no dia 12, “Dia da Água”. (Agência CanalEnergia – 01.11.2017)
Energias Renováveis 1 Fundo Constitucional do Nordeste vai financiar R$ 1,3 bi em energia eólica na região Helder Barbalho, da Integração, levará a Temer uma boa notícia. O Fundo Constitucional do Nordeste vai financiar R$ 1,3 bilhão em energia eólica e solar nos Estados do Ceará, Bahia e Piauí. Quem toca o negócio? A Apodi, que tem entre seus sócios a Statoil, a ENEL italiana e a CPFL (que acaba de receber investimentos da chinesa State Gride). O plano da operação é gerar mais de 530 Megawatts, energia suficiente para abastecer uma cidade como Curitiba. (O Estado de São Paulo – 04.11.2017) 2 Usina do grupo GranBio hoje vende energia em vez de produzir etanol Os problemas enfrentados pela família Gradin atrasaram em pelo menos três anos o plano de uma segunda usina do grupo GranBio, anunciada inicialmente para 2016. E a meta de produzir 1 bilhão de litros de etanol foi jogada de 2020 para, ao menos, 2030. Neste ano, a empresa decidiu suspender a produção do etanol de segunda geração em sua fábrica e colocá-la para gerar energia. Erguida em São Miguel dos Campos (AL), a primeira usina de etanol dos Gradin foi projetada para produzir 38 milhões de litros de etanol por ano. Com a medida, produziu só 5 milhões de litros em 2017. A ideia era retomar a produção do biocombustível no início da safra, em setembro. Mas, diante dos atrasos e do prejuízo acumulado, Bernardo Gradin, presidente da GranBio, colocou a palha de cana colhida para produzir energia, aproveitando os altos preços pagos pela eletricidade no sistema Nordeste, que enfrenta seca histórica. Segundo Plinio Nastari, da Datagro, o etanol de primeira e de segunda geração tem forte potencial para avançar no País. O setor ainda tenta se recuperar da forte crise que se abateu sobre as usinas a partir de 2010. A falta de competitividade levou uma série delas à recuperação judicial. Colocando a usina para gerar energia, a GranBio deve faturar cerca de R$ 90 mi neste ano, valor que espera elevar para R$ 200 mi até 2019, quando acredita que enfim dará lucro, segundo fontes a par das projeções da companhia. (O Estado de São Paulo – 06.11.2017) 3 Comissão de Minas e Energia aprova incentivo para equipamento agrícola com energia renovável A Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados aprovou o Projeto de Lei 6325/16, do deputado Pedro Uczai (PT-SC), que inclui linhas de créditos para compra de equipamentos rurais que usem energias renováveis entre as prioridades de incentivo da Lei de Política Agrícola (Lei 8.171/91). Pelo texto, o estímulo à aquisição deve focar, em especial, a agricultura familiar. Atualmente, a política agrícola incentiva prioritariamente a construção de PCHs e termoelétricas e aproveitamento de resíduos agrícolas; atividades de eletrificação rural; e programas de florestamento energético, entre outros. Para a relatora, deputada Ana Perugini (PT-SP), a inscrição desses equipamentos para produzir energia elétrica representa uma garantia a mais para os produtores rurais. “Como tais direitos não estão garantidos na Lei de Política Agrícola é que se dá a importância da proposta”, afirmou. A proposta tramita em caráter conclusivo e ainda será analisada pelas comissões de Agricultura, Pecuária, Abastecimento e Desenvolvimento Rural; de Finanças e Tributação (inclusive quanto ao mérito); e de Constituição e Justiça e de Cidadania. (Agência Câmara – 01.11.2017) 4 USP: Tecnologia inovadora reduz ruídos aerodinâmicos de usinas eólicas Um dos problemas da energia eólica, talvez o principal, é o ruído aerodinâmico gerado, incomodando moradores das regiões próximas às usinas eólicas. Joseph Youssif Saab Junior, doutor em Engenharia Mecânica pela Escola Politécnica da USP, desenvolveu um método para reduzir o barulho proveniente das pás. O trabalho resultou num sistema, incorporado a um software livre, que prevê o ruído da turbina enquanto ela ainda é desenhada. A ferramenta já foi aplicada na própria Poli, possibilitando que se projetassem aerofólios para as turbinas bem mais silenciosos que os existentes. O trabalho foi desenvolvido ao longo de quatro anos. No início, elaborou-se uma ferramenta técnica responsável por fazer a previsão do ruído da turbina. Após sua finalização, a questão era como fazer este instrumento chegar aos interessados. A resposta obtida foi a incorporação a um código open source — um software livre da Universidade Técnica de Berlim. Ao entrar em contato com os alemães, Saad Junior descobriu que havia programas ligados à parte de estruturas e desempenhos, mas nada correspondente à acústica. Firmou-se então uma a parceria com a Poli, responsável por complementar o estudo europeu e disponibilizar a pesquisa nacional ao mundo. Mas os estudos foram adiante, não parando na avaliação. Para exibir a flexibilidade, capacidade, e toda modelagem matemática desenvolvida no software, criaram-se três turbinas eólicas — Poli 100, Poli 180 e Poli 220, nome dado em função dos respectivos diâmetros. Com base no equipamento, modelagem matemática, geométrica, cálculos de engenharia e simulações em software, foram projetados aerofólios às turbinas bem mais silenciosos em comparação aos que existem nos dias atuais. Os projetos continuam ainda no papel, em forma de cálculos e desenhos, aguardando a solicitação de patenteamento feito pela Agência USP de Inovação. (Ambiente Energia – 06.11.2017) 5 Aneel: Eólicas da Enel Green Power são liberadas para operação comercial A Agência Nacional de Energia Elétrica liberou para operação comercial as usinas de geração eólica EOL Delfina II e III, a partir de 2 de novembro, segundo despacho publicado pela Aneel nesta sexta-feira, 3. As eólicas compreendem as unidades geradoras UG1 a UG14 de 2.000 kW cada, totalizando 28.000 kW de capacidade instalada, cada, localizadas em Campo Formoso (BA). (Agência CanalEnergia – 03.11.17)
Gás e Termelétricas 1 EPE: ligeiro déficit de gás em 2023 A EPE vê ligeiro déficit de gás natural no país a partir de 2023, em um cenário de estresse no sistema, com despacho termelétrico máximo. O diretor de Estudos do Petróleo, Gás Natural e biocombstíveis do órgão planejador, José Mauro Coelho, explicou que essa diferença entre demanda e oferta deve ser de algo em torno de 3 milhões de m³/dia. Segundo o diretor, em 2016 a oferta potencial de gás chegava a 114 milhões de m³/dia de gás enquanto que a demanda potencial atingia 97 milhões de m³/dia, saldo positivo na balança de gás na malha integrada. Mas em 2023 a demanda deverá estar em 123 milhões de m³/dia, enquanto a oferta deverá ser de 120 milhões de m³/dia. Essa diferença prevista entre oferta e demanda a partir de 2023, quando ambos atingem cerca de 100 milhões de m³/dia, coincide com o fim do contrato de importação da Bolívia, previsto para 2021, o que abre uma incerteza pois ainda não se sabe quais serão os termos do novo acordo. Há ainda, a partir de 2022, a entrada em operação de térmicas indicativas no Plano Decenal de Energia (PDE) 2026. Porém, o diretor lembra que alguns fatores podem pesar para que essa diferença não ocorra. Uma delas é o deslocamento de térmicas bicombustíveis que passariam a operar com o combustível substituto que não seja o gás natural. Há ainda a possibilidade da entrada em operação de novos terminais de GNL, que dariam um acréscimo na oferta. (Brasil Energia – 03.11.2017) 2 EPE: é necessário que a Bolívia viabilize novos campos de gás O governo boliviano precisa correr contra o tempo para conseguir desenvolver os novos campos de exploração de gás natural que pretende certificar até o fim do ano. Isso porque os contratos de venda para o Brasil terminam em 2019 e o tempo de maturação dessas áreas leva, em média, quatro anos até poder se tornar efetivamente parte das reservas. A estimativa é do diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis da EPE, José Mauro Ferreira Coelho. Ele explicou que não existem dúvidas em termos da capacidade de recursos por parte da Bolívia, mas leva tempo até conseguir transformar esse recurso em molécula que possa ser vendida. “O gás ainda está no solo, portanto ainda não é reserva e não tem declaração de comercialidade”, disse. Além da incerteza quanto à renovação da venda para o Brasil, outro problema enfrentado pela Bolívia é o crescimento de seu próprio mercado interno, por meio do incentivo do uso do combustível. Dados da EPE mostram que até 2025, a estimativa de investimentos de recursos de gás natural é de US$ 16 bilhões e três campos têm contratos aprovados para exploração e produção, como é o caso de Carohuaicho 8A e Carohuaicho 8B, em Santa Cruz, e a área Oriental, entre Santa Cruz e Chuquisaca. Calcula-se que estes três tenham recursos potenciais de 9,91 bilhões de m³; 8,50 bilhões de m³ e 4,36 bilhões de m³, respectivamente. (Brasil Energia – 01.11.2017) 3 Publicado decreto sobre prorrogação de concessão de UTE O governo federal publicou um decreto na edição do DOU desta sexta-feira para permitir a prorrogação por 20 anos dos prazos de concessões de geração de energia termelétrica. O pedido de prorrogação, define o decreto, deverá ser feito com no mínimo dois anos de antecedência. Além disso, depois de tomada a decisão de prorrogar o contrato, "a concessionária deverá assinar, no prazo de noventa dias, o contrato de concessão ou o termo aditivo". Outra definição do decreto é que, caso o projeto não se preste à prorrogação do contrato, a concessão será declarada extinta ao fim de seu contrato e os bens serão repassados para a União. (Valor Econômico – 03.11.2017) 4 UTE Rio Grande do Sul é defendida por governador O governador do Rio Grande do Sul, José Ivo Sartori, esteve em Brasília nesta quarta-feira, 1º de novembro, para pedir a continuidade do projeto termelétrico Rio Grande (1.238 MW). O governador se reuniu o ministro de Minas e Energia Fernando Coelho Filho e com os diretores da Aneel Romeu Rufino e André Pepitone. O projeto foi licitado em 2014 e deveria entrar em operação em 2019, mas devido a dificuldades Bolognesi Energia, a concessão foi revogada pela Aneel. O governo gaúcho busca uma solução para o entrave e defende que o projeto é importante para o desenvolvimento gaúcho. Pepitone explicou que o papel do órgão regulador é garantir as regras e atrair investimentos. A construção da UTE Rio Grande, que estava sob responsabilidade do grupo Bolognesi, está sendo repassado para a norte-americana New Fortress Energy. O projeto está ameaçado de não sair do papel, pois a Aneel alegou dificuldades por parte dos empreendedores em cumprir o cronograma da usina e revogou a outorga de autorização da térmica. Com investimento estimado em R$ 3 bilhões, a usina tem capacidade instalada planejada de 1.238 MW. O complexo prevê ainda a implantação de um terminal de GNL, que deve consumir 5,5 MM m3 de gás por dia. A capacidade de regaseificação será de 14 MM m3/dia. A estimativa é de que sejam criados cerca de 3.500 empregos no pico da construção e, 150 empregos na operação da usina. O objetivo, agora, é mostrar que existe a viabilidade de a usina iniciar as operações até o final de 2020, antes do início da vigência dos contratos com as distribuidoras de energia, que começa em 2021. (Agência CanalEnergia – 01.11.2017) 5 UTE Peruíbe pode viabilizar terminal de GNL em São Paulo Um projeto de R$ 5,7 bilhões pode ser uma das soluções que o governo de São Paulo procura para viabilizar o fornecimento de gás natural no estado. Há cerca de dois anos o executivo paulista vem buscando formas de aumentar a disponibilidade do insumo na região por meio da chamada Rota 4. Uma das opções é a de ter um terminal de regaseificação no litoral do estado. É justamente esse projeto que a Gastrading, empresa do Grupo Léros, quer implantar no município de Peruíbe, litoral sul. Esse empreendimento está associado a uma usina térmica com 1,7 GW de capacidade instalada, o consumidor âncora para viabilizar um gasoduto com capacidade de escoar 20 milhões de metros cúbicos de gás ao dia. onhecido como projeto Verde Atlântico, o empreendimento está na fase de licenciamento ambiental e falta a realização da última de um total de cinco audiências públicas solicitadas pela agência ambiental do estado, a Cetesb. A expectativa da empresa é de que a autorização para a implantação do projeto venha no primeiro trimestre de 2018, permitindo assim sua habilitação ao leilão de geração para a fonte no ano que vem. Em paralelo, a empresa vem realizando reuniões com potenciais investidores para avaliar interesse de parceiros no projeto bilionário. Os executivos apontam que há diversos interessados no projeto e que estão em busca desses recursos apesar de afirmarem que têm condições financeiras para entrar no leilão mesmo com as condições mais restritivas que os editais do A-4 e A-6 impuseram a partir deste ano. (Agência CanalEnergia – 01.11.2017) 6 Aneel: viabilizar UTE Rio Grande depende de ações concretas O diretor da Aneel André Pepitone disse nesta quarta-feira (1/11) que viabilizar a termelétrica Rio Grande requer que ações concretas sejam demonstradas, principalmente no que diz respeito à transferência de titularidade do empreendimento por parte da Bolognesi para a norte-americana New Fortress Energy. Pepitone participou de reunião com comitiva encabeçada pelo governador gaúcho José Ivo Sartori que tenta rever a revogação da usina, da qual também participaram o ministro de Minas e Energia, Fernando Bezerra Coelho Filho, e o diretor-geral da Aneel, Romeu Donizete Rufino. “Para evitar incertezas, é importante reforçar a troca do controlador. Compreendo a necessidade dessa termelétrica para o Brasil e estamos cientes da urgência da decisão”, avaliou ele, relator responsável pelo processo que cancelou a outorga. Com investimentos da ordem de R$ 3 bilhões, a térmica seria construída no município de mesmo nome e tem capacidade instalada de 1.238 MW. Está vinculada à construção de um terminal de regaseificação GNL com capacidade de 14 milhões de m³/dia. A outorga foi revogada porque, no entendimento da Aneel, a transferência da usina para o novo controlador não teria sido bem fundamentada. O secretário estadual de Minas e Energia, Artur Lemos Júnior, disse que caso os documentos não sejam suficientes, a Aneel deveria conceder um prazo adicional. (Brasil Energia – 01.11.2017) 7 Municípios do RJ querem que Angra 3 deixe de pagar juros Políticos da área de influência do complexo de geração de energia nuclear de Angra dos Reis, no Estado do Rio de Janeiro, querem que o BNDES suspenda a cobrança de juros da dívida da construção da usina de Angra 3. A obra está paralisada há pouco mais de dois anos e o início de operações é previsto apenas para 2026. Em outubro, a Eletronuclear iniciou o pagamento mensal de juros da dívida, no valor de R$ 30 milhões, mesmo sem a usina ter produzido um megawatt sequer. "Torna-se importante registrar que esse valor pago [...] poderá colocar em risco a saúde da empresa [...] uma vez que a Eletronuclear já vem demonstrando dificuldades financeiras", afirma o prefeito de Paraty, Carlos José Gama Miranda (PMDB), em ofício encaminhado ao presidente Michel Temer, ao qual o Valor teve acesso. No documento, também encaminhado ao governador do Rio de Janeiro, Luiz Fernando Pezão (PMDB), ao presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Jr, e ao presidente do BNDES, Paulo Rabello de Castro, entre outras autoridades, Miranda solicita ainda a conclusão das obras de Angra 3. Ao Valor, o prefeito de Paraty disse que "a Eletronuclear não tem condições de pagar [os juros da dívida] se não tiver concluída Angra 3. Queremos que o BNDES faça o reparcelamento da dívida e permita a conclusão de Angra 3". Na mesma linha, o prefeito de Angra dos Reis, Fernando Jordão (PMDB), pretende se encontrar esta semana com o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, para tratar do assunto. O deputado federal Wilson Beserra (PMDB-RJ) está articulando a criação de uma frente parlamentar em defesa da retomada das obras de Angra 3. (Valor Econômico – 06.11.2017) Economia Brasileira 1 Governo: preço mais alto da energia tem impacto limitado no crescimento O aumento do custo da energia não é um fator que limita a retomada do crescimento econômico, afirma o secretário executivo do MME, Paulo Pedrosa. Na avaliação dele, o câmbio tem mais impacto na competitividade da indústria do que o custo da energia. Segundo Pedrosa, o mais importante para o setor produtivo é a garantia de que haverá energia suficiente para abastecer o País, e isso está assegurado. “Nossa visão é de que o custo não vai impedir o crescimento econômico. Para a indústria, o grande problema seria o desabastecimento, mas isso não vai ocorrer”, afirmou. “A não ser para a indústria eletrointensiva, a energia não define a competitividade da produção.” O secretário executivo reafirmou que o abastecimento de energia está garantido e que “criar um ambiente favorável é mais importante do que as questões de curto prazo”. Entre as medidas que ajudam a criar um clima mais favorável estão o novo modelo do setor, a privatização da Eletrobrás, a revisão dos subsídios e as soluções para problemas bilionários que assombram os agentes há anos, como o risco hidrológico e a indenização das transmissoras. (O Estado de São Paulo – 03.11.2017) 2 BNDES vai alongar prazo de reembolso O BNDES vai alongar o prazo de reembolso para empresas que financiam projetos de concessão de infraestrutura junto à instituição. A diretoria do BNDES aprovou, semana passada, uma nova regra de reembolso que vai valer para os leilões de energia previstos para dezembro, disse ao Valor a diretora de infraestrutura do banco, Marilene Ramos. A partir de janeiro de 2018, esses novos critérios de reembolso deverão valer também para outros contratos de concessão na área de infraestrutura financiados pelo BNDES. "É uma mudança sobre a qual estamos em fase final de discussão", disse Marilene. Hoje, o reembolso feito pelo BNDES a projetos de infraestrutura se limita aos seis meses anteriores ao pedido de enquadramento do projeto no banco. Significa que nem todas as despesas de investimento realizadas a partir da assinatura do contrato de concessão podem ser incluídas no financiamento de longo prazo concedido pelo banco. Muitos dos gastos iniciais, feitos antes do enquadramento, podem ficar de fora da parcela a ser financiada pelo BNDES. Nessa lista, há itens como despesas com projeto executivo, licenciamento ambiental e desapropriações, entre outros. Somente são incluídas no empréstimo de longo prazo as despesas realizadas seis meses antes do enquadramento do projeto no banco. (Valor Econômico – 06.11.2017) 3 Chineses criam fundo de US$ 3 bi para financiar projetos no Brasil 4 Focus: Top 5 reduz expectativa para Selic no fim de 2018 para 6,50% Mesmo com as expectativas para o aumento do IPCA mantidas tanto para o fim de 2017 quanto para o fim de 2018, a mediana das expectativas de médio prazo para a taxa básica de juros Selic no fim do ano que vem saiu de 7% para 6,50% entre as instituições que mais acertam as previsões, o chamado Top 5, conforme a pesquisa semanal Focus, do BC. Para 2017, a mediana de médio prazo do mesmo grupo para a Selic foi mantida em 7%. O Top 5 reforçou ainda as projeções para a alta do IPCA em 2017 e 2018, em 3,05% e 4%, respectivamente. Entre os economistas em geral, a estimativa para a Selic foi mantida em 7% tanto no fim de 2017 quanto no término de 2018 entre um levantamento e outro. Para o crescimento da economia, as projeções foram mantidas em 0,73% em 2017 e 2,50% em 2018, assim como as estimativas de inflação medida pelo IPCA, mantidas em 3,08% e 4,02%, respectivamente. Apenas a projeção de IPCA para 12 meses teve um leve ajuste, de 4% para 4,01%. Para a produção industrial, a previsão de alta passou de 2,98% para 3% em 2018 e foi mantida em 2% em 2017. Em relação ao câmbio, os economistas elevaram de R$ 3,19 para R$ 3,20 a previsão para o fim deste ano e mantiveram em R$ 3,30 no fechamento de 2018. (Valor Econômico – 06.11.2017) 5 IPC-Fipe: aumento de 0,32% no fim de outubro O Índice de Preços ao Consumidor (IPC) na cidade de São Paulo aumentou 0,32% no fim de outubro, após marcar alta de 0,22% na terceira prévia daquele mês. Em setembro, a taxa foi positiva em 0,02%. Das classes de despesas avaliadas, houve aceleração no ritmo de alta na passagem da terceira medição para a leitura final de outubro em alimentação (0,55% para 0,89%), despesas pessoais (0,32% para 0,41%), educação (0,13% para 0,17%) e vestuário (0,21% para 0,22%). Habitação, por sua vez, reduziu a queda, saindo de recuo de 0,19% para baixa de 0,15%. Com avanços menos acentuados, apareceram transportes (0,38% para 0,32%) e saúde (0,49% para 0,45%). (Valor Econômico – 06.11.2017)
Internacional 1 Bolívia: Senado aprova empréstimo para a eletrificação rural O Senado boliviano aprovou na terça-feira o contrato de empréstimo nº 3725 / BL-BO, assinado entre o Estado Plurinacional da Bolívia e o Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID), pelo financiamento de US $ 100 milhões para o Programa de Electrificação Rural II. Esta iniciativa aumentará a cobertura e o acesso à eletricidade na área rural, reduzirá os níveis de pobreza e multiplicará a capacidade de transmissão, informou a entidade legislativa em um comunicado. O Vice-Ministério da Eletricidade, sob o Ministério da Energia, e a Empresa Nacional de Eletricidade (ENDE) serão responsáveis pela execução do programa. (Cambio – Bolívia – 01.11.2017) 2 Bolívia vai exportar entre 80 e 120 MW para a Argentina em agosto de 2018, conforme cronograma A reunião entre os presidentes da Argentina, Maurício Macri e Bolívia, Evo Morales, em 28 de novembro, fortalecerá os acordos de interconexão de energia elétrica, como a exportação para o mercado argentino de até 120 MW, informou o ministro boliviano de Energias, Rafael Alarcón. "Para ratificar o que estamos trabalhando em 132.000 volts, interligar e expandir para 500.000 volts para uma troca de 1.000 MW, estamos planejando a conclusão dos trabalhos em agosto de 2018 e vamos começar a trocar entre 80 e 120 MWs", disse ele aos jornalistas. Alarcón explicou que atualmente está trabalhando na interconexão de 132.000 volts de eletricidade, o que permitirá a exportação entre 80 e 120 MW para o mercado argentino no próximo ano. "Estamos no cronograma, apenas ratifiquei isso", acrescentou. O volume inicial de exportação está inscrito no "contrato de oportunidades" assinado entre a Companhia Nacional de Energia Elétrica (Ende) e o Cammesa argentino, documento que também estabelece que até meados de 2018 a construção da linha de transmissão Yaguacua (Bolívia) e Tartagal (Argentina), de acordo com fontes oficiais. (Cambio – Bolívia – 01.11.2017) 3 Colômbia: Isagén estuda construir quatro projetos hidrelétricos próximos a Antioquia A empresa Isagén está estudando quatro projetos hidrelétricos colombianos, no Oriente de Antioquia: Palagua (98 MW), Nare (20 MW), San Bartolomé (50 MW) e Tafetanes (4,3 MW), para atender ao crescimento da demanda. Assim disse o gerente da empresa de geração e comercialização de energia, Luis Fernando Rico, durante o segundo dia do Congresso de Mercado Atacadista de Energia (MEM), em Cartagena, na Colômbia. Se os projetos com capacidade inferior a 100 MW forem realizados, o valor do investimento será consolidado quando as licenças ambientais forem concedidas. Após essa aprovação, e os ajustes aos regulamentos relacionados à carga de confiabilidade (que apresentou anomalias em alguns geradores, como o não cumprimento da Termocandelaria), a fase de construção começaria e entraria nos próximos leilões. (El Colombiano – Colômbia – 03.11.2017) 4 Conferência da ONU negocia implementação do Acordo de Paris na Alemanha
Biblioteca Virtual do SEE 1 TEREZA, Irany; TOMAZELLI, Idiana; RODRIGUES, Eduardo. “Entrevista com Dyogo Oliveira: União deve ficar com cerca de 40% da Eletrobrás”. O Estado de São Paulo. São Paulo, 02 de novembro de 2017. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. 2 PIRES, Adriano. “O carro elétrico no mercado brasileiro”. O Estado de São Paulo. São Paulo, 04 de novembro de 2017. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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