l IFE: nº 4.473 - 11 de janeiro de 2018 Índice Regulação
e Reestruturação do Setor Leilões Oferta e Demanda de Energia Elétrica Energias
Renováveis Gás
e Termelétricas Economia Brasileira Internacional
Regulação e Reestruturação do Setor 1 CCEE: Valor em aberto pode chegar a R$ 10 bi caso não tenha acordo em relação ao GSF Enquanto
a guerra judicial em torno do déficit de geração de energia hídrica
(GSF) segue sem uma solução, a inadimplência do mercado à vista
de energia chegou a 75% na liquidação de novembro, concluída ontem.
Segundo Rui Altieri, presidente do conselho da CCEE, é preciso haver
uma solução o mais rapidamente possível pensando no futuro, uma
vez que o problema deve se arrastar ainda pelos próximos dois anos.
Na liquidação financeira das operações de novembro, a CCEE arrecadou
R$ 2,56 bilhões dos R$ 10 bilhões devidos. Com isso, os credores
não protegidos por liminares receberam apenas 8% do que tinham direito.
"Estamos empenhados para uma solução, é nosso foco principal. Pagar
8% para um credor é muito ruim, queremos normalizar o mercado",
disse Altieri, em entrevista ao Valor. Segundo Altieri, a publicação
da MP 814 sem a esperada solução para o GSF foi decepcionante. "Não
houve uma boa reação, pois havia uma expectativa muito grande da
publicação de uma proposta. No nosso entendimento técnico, apurar
o passivo que não é risco hidrológico e transformar em extensão
das concessões era uma proposta muito boa e que fazia sentido",
disse ele. Dos R$ 7,5 bilhões em aberto na liquidação, R$ 6,06 bilhões
estão relacionados às liminares do GSF, ante R$ 5,6 bilhões da liquidação
de outubro. Outros R$ 1,45 bilhão se referem à valores em aberto,
com destaque para a inadimplência de quase R$ 600 milhões da Ceron,
distribuidora de Rondônia, controlada da Eletrobras e que deve ser
privatizada em abril. Sem um acordo para encerrar a judicialização
do GSF, Altieri aponta que a CCEE prevê que o montante em aberto
chegue a R$ 10 bilhões ao longo deste ano. (Valor Econômico - 11.01.2018)
2 CCEE não tem preferência por uma dada solução para o GSF, mas requer solução estrutural "Como o
mercado não cresceu como se esperava desde 2014, pois mais que se
tenha água, não vai haver demanda para que o GSF chegue em 95%",
explicou Altieri, presidente do conselho da CCEE, se referindo ao
percentual antes visto pelo mercado como o risco "aceitável". Depois
de cair em 2015 e 2016, o consumo de energia no país teve leve recuperação
em 2017 e voltou ao patamar de 2014. O texto original da MP que
tinha sido concebido pelo MME iria expurgar esses fatores do risco
hidrológico, permitindo um acordo com os geradores, que poderiam
retirar as liminares e pagar os montantes devidos. Em contrapartida,
teriam a extensão das concessões de forma proporcional. A CCEE ainda
confia na publicação de uma MP ou projeto de lei (PL) que permita
esse acordo. O entendimento da CCEE é que aquilo que não é "risco
hidrológico" não pode ser suportado pelas hidrelétricas. "Não temos
preferência por uma solução, contanto que seja rápida", disse Altieri.
Além disso, ele disse que não adianta apenas derrubar as liminares
e resolver o problema do passado. "É importante resolver o passado,
mas a catraca vai começar a rodar de novo, e daqui a pouco estaremos
de novo nessa situação. Queremos uma solução estrutural", disse.
Para que esses fatores não considerados "riscos hidrológicos" possam
ser excluídos do GSF a partir de agora, não é necessária uma mudança
legal. A Aneel pode fazer isso por meio da regulamentação, a exemplo
do que já fez ao tirar do fator a geração de termelétricas mais
caras quando estas são acionadas sem haver sinal econômico de necessidade.
(Valor Econômico - 11.01.2018) 3 Segundo especialista, acordo sobre débitos não resolve GSF, mesmo com adesão O governo
está hesitante em relação a uma saída para o déficit de geração
das UHEs, que tinha até dezembro uma conta em aberto de R$ 5,6 bilhões
para os contratos do mercado livre, e deve continuar crescendo sem
um tratamento definitivo para a questão. A explicação, para o presidente
da Abrage, Flávio Neiva, é que não há uma solução estrutural, mesmo
na hipótese de que os geradores venham a aderir a uma proposta de
acordo para os débitos suspensos por ações judiciais. Para resolver
o impasse, que tem travado as liquidações financeiras no mercado
de curto prazo, o MME sugeriu a prorrogação das outorgas das usinas
em troca do pagamento das dívidas, mas perdeu a disputa interna
no governo e foi obrigado a retirar o dispositivo da MP 814, que
estabeleceu medidas para destravar a venda da Eletrobras. A solução
definitiva para o tratamento do GSF viria dentro da discussão de
mudanças no modelo do setor elétrico, que tem entre os tópicos a
revisão do funcionamento do MRE. É consenso entre os geradores que
decisões externas ao MRE devem ser expurgadas do mecanismo de compartilhamento
do risco hidrológico. A Abrage defende a definição de uma faixa
de oscilação dentro da qual os riscos seriam equilibrados entre
consumidores e geradores. Uma emenda à MP publicada na ultima sexta-feira,
30 de dezembro, ainda pode ser o caminho para costurar um futuro
acordo do GSF. Em tese, a medida facilita a vida do governo na questão
da Eletrobras, ao permitir a inclusão imediata do grupo estatal
no programa de privatização. Na prática, tudo vai depender do Congresso
Nacional. Para que as empresas sejam atrativas, o governo vai ter
que restabelecer a rentabilidade das usinas hidrelétricas da estatal,
com a retirada da energia de 14 empreendimentos do regime de cotas.
(Agência Canal Energia - 10.01.2018) 4
CCEE: liquidação referente à Conta Bandeiras 5 Expectativa pela bandeira verde Os dias chuvosos neste início de 2018 podem incomodar quem esticou as festas de final de ano, mas devem aliviar o bolso do consumidor. A metereologia impulsiona uma virada de expectativas entre especialistas em energia, que agora apontam a possibilidade de uma recuperação mais rápida nos reservatórios das hidrelétricas. Isso permitiria que a conta de luz do brasileiro siga neste primeiro trimestre com a chamada bandeira tarifária verde, sem gerar custos adicionais para os usuários. Na reta final de 2017, a bandeira tarifária foi vermelha, impactando os consumidores com um custo extra de até R$ 5 a cada 100 kilowatts-hora em eletricidade. Na época, havia previsões de que um período de chuvas abaixo da média histórica poderia levar à continuidade das cobranças adicionais em 2018. "Acredito fortemente que janeiro, fevereiro e março terão bandeira verde, ainda mais se continuarem essas afluências... vai aliviar a conta, ao contrário do que estava acontecendo no último trimestre de 2017", disse o diretor comercial da Energética Comercializadora, Laudenir Pegorini. "A perspectiva do mercado é que nos próximos meses teremos bandeira verde. Para sair disso teria que mudar completamente o cenário hidrológico", reforçou o presidente da FDR Energia, Erik Azevedo. (O Estado de São Paulo - 10.01.2018)6 Comerc Energia: levantamento mostra qual seria a economia máxima na conta de luz com tarifa branca A Comerc
Energia realizou um levantamento onde mostra qual seria a economia
máxima na conta de luz em cada capital do Brasil, caso os consumidores
adotassem a tarifa branca, disponível em todas as distribuidoras
desde o início do ano para aqueles que consomem mais 500 kWh/mês,
como residências e pequenos comércios. Segundo os cálculos da Comerc,
a maior diferença entre a tarifa convencional e a tarifa branca
cobrada fora dos horários de pico é de 21%, em Fortaleza, para os
consumidores da Coelce. Os valores são de R$ 473,69 na tarifa convencional
e R$ 372,25 na tarifa branca fora do horário de ponta. Já em João
Pessoa, por exemplo, a diferença máxima que o consumidor da Energisa
PB poderá conseguir com a tarifa branca será 6%, segundo a Comerc.
Ainda de acordo com a gestora, um dos elementos a ser considerado
diz respeito à capacidade de mudar de hábitos, evitando ao máximo
o consumo de energia nos horários de pico, quando o valor cobrado
pela energia na tarifa branca é bem mais alto do que os horários
de menor demanda. "As vantagens da tarifa branca variam muito de
lugar para lugar, em função do preço de energia cobrado pela distribuidora
local. É preciso conhecer muito bem a sua capacidade de mudar de
hábitos de consumo de energia", explica Marcelo Ávila, vice-presidente
da Comerc Energia. O sistema de tarifa branca permite que consumidores
possam retornar ao sistema tradicional caso, após a migração, não
perceba vantagem. Dessa forma, as distribuidoras terão 30 dias para
retornar ao modelo anterior. (Brasil Energia - 10.01.2018)
Empresas 1 Eletrobras: Governo admite mudar artigo de MP, mas sem comprometer a venda da estatal O governo se
dispõe a abrir mão de um dispositivo na MP 814 que tem gerado curto-circuito
nas relações entre Palácio do Planalto e Congresso Nacional, ao
dar início para estudos referentes à privatização da Eletrobras
por meio de medida provisória. A mudança no artigo 3º da MP, entretanto,
só deve ocorrer depois da contratação pela estatal de estudos para
assessoria jurídica e modelagem financeira para a operação de aumento
de capital em bolsa de valores. Isso ainda levará algumas semanas.
Em uma tentativa de contornar o mal-estar com a base aliada, o governo
sinaliza que pode eliminar esse dispositivo do texto enviado ao
Congresso na última semana de dezembro. A exclusão, por meio de
acordo com deputados e senadores que cobram mais discussões em um
projeto de lei, seria concretizada no futuro relatório da MP 814.
Em um cronograma "de trás para frente" desenhado pelo governo, a
operação só sai em 2018 se os estudos forem contratados imediatamente.
Hoje, a Eletrobras não pode fazer isso porque uma legislação sancionada
pelo ex-presidente Luiz Inácio Lula da Silva a impede de entrar
no Programa Nacional de Desestatização (PND). A permissão para contratar
os estudos foi uma forma encontrada pelo Planalto de acelerar o
processo. Um projeto de lei, travado na Casa Civil, detalhará a
modelagem completa. Para não comprometer logo de cara esse calendário,
a medida provisória permitiu a entrada da Eletrobras no PND, o que
viabiliza a contratação dos estudos. Esse movimento, contudo, fez
crescer a resistência dos parlamentares à privatização da companhia
energética. (Valor Econômico - 11.01.2018) 2 Eletrobras: Mudanças na MP 814 levantam polêmicas Sobre o que diz respeito a privatização da Eletrobras, a disposição em mexer no ponto mais polêmico da MP 814 representa um aceno aos críticos do processo no Congresso. Para o governo, não chega a ser um problema, já que os estudos terão sido contratados com respaldo jurídico, durante a plena vigência do artigo 3º. Os precedentes legais são de que, assim, a contratação não poderá ser contestada. Para parlamentares envolvidos nas discussões, essa sinalização do governo não diminui a resistência à MP, que trata do risco hidrológico e poderia cair por completo em votação. "É inócuo", afirmou o deputado José Carlos Aleluia (DEM-BA), um dos principais críticos da medida provisória. Segundo ele, como a MP tem efeito imediato a partir da publicação. "Ou reedita a MP sem esse artigo ou vai cair tudo." O ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, disse que não houve mudança na estratégia de privatização da Eletrobras este ano. Segundo ele, o modelo de transferência do controle seguirá ao Congresso por projeto de lei, como já teria sido acordado com os presidentes da Câmara, Rodrigo Maia (DEM-RJ, e do Senado, Eunício Oliveira (MDB-CE). O ministro frisou que o "único dispositivo" que trata da privatização da estatal contido da MP 814 é o que reinsere a companhia no PND. Esse artigo, segundo ele, foi necessário para que a empresa "tenha condições de contratar as consultorias no tempo hábil". O ministro foi questionado se, então, não haveria motivo para surpresa de parlamentares com inclusão do artigo na MP. "Não, porque tudo que diz respeito à privatização da empresa, de capitalização, emissão de novas ações, descotização [da energia de usinas], revitalização do rio [São Francisco], a golden share, não serão tratados via MP, mas por PL que está na Casa Civil desde o mês de dezembro", disse Coelho Filho. (Valor Econômico - 11.01.2018) 3 Eletrobras: Medida tira incerteza sobre a privatização de distribuidoras A edição da
Medida Provisória (MP) 814, enviada ao Congresso no fim de 2017,
resolveu a incerteza sobre a privatização das seis distribuidoras
do grupo Eletrobras ao tratar da totalidade do passivo dessas companhias
com os fundos setoriais, segundo informou ontem o presidente da
estatal, Wilson Ferreira Junior. O executivo disse que a MP 814,
apesar de mencionar a postergação do prazo de vencimento de R$ 3,5
bi em dívidas com a compra de combustíveis para os sistemas isolados
do Norte, equaciona valores de R$ 8,5 bi, no total. Para Ferreira
Júnior, questionamentos feitos pela Aneel sobre o uso de recursos
de fundos como a Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) pelas distribuidoras
do grupo deixaram de existir. Essa era uma das preocupações dos
investidores interessados em ser o novo controlador. O presidente
da Eletrobras explicou que a holding não será mais pressionada a
assumir as dívidas das subsidiárias de distribuição para assegurar
o sucesso da privatização. Outra hipótese que começou a ser afastada
é a de liquidação desses ativos ao final do prazo de oferta temporária
dos serviços de distribuição. "Como não tinha essa medida provisória
e a gente teve que reagir às informações daquela época, não se podia
tomar um crédito que estava sendo encerrado em 31 de dezembro de
2017", disse o executivo a jornalistas ao sair de reunião com o
ministro Fernando Coelho Filho (Minas e Energia). "Agora, esses
créditos se materializam e eu não preciso mais 'subir' para a Eletrobras".
(Valor Econômico - 11.01.2018) 4 Eletrobras: Deputado entra com ação para suspender
MP que permite privatização da estatal 5 Eletrobras: Vinci fará oferta por distribuidoras que serão desestatizadas A Vinci Partners
tem interesse nas seis distribuidoras que a Eletrobras pretende
vender ainda no primeiro semestre deste ano, segundo Alessandro
Horta, diretor-executivo da gestora. São ativos no Nordeste e Norte
do país, como a Cepisa, do Piauí, e a Amazonas Distribuidora de
Energia. A empresa já controlou a Equatorial, uma distribuidora
de energia com atuação no Maranhão e Pará que tinha situação semelhante
à das seis que deverão ser privatizadas neste ano. "Cada uma delas
tem uma atratividade diferente, mas precisamos ver qual vai ser
o modelo", diz Horta. A ideia é reestruturar a gestão, diminuir
perdas e assim melhorar a rentabilidade, um negócio que "não é para
neófitos" e que seria impossível em uma distribuidora com operação
já consolidada. A gestora também deverá fazer aportes na oferta
de ações da própria Eletrobras. Esse não é o único plano da Vinci
para o setor de infraestrutura. Ela tem também a intenção de ficar
com gasodutos da Petrobras e não desistiu de aeroportos, apesar
de não ter conseguido arrematar nenhum no leilão de 2017. "Podem
até ser aeroportos regionais, mas aí teria que ser mais de um, porque
só com um menor [a operação] não se viabiliza. Estamos atentos a
trocas de controle de ativos que já têm operadores." (Folha de São
Paulo - 11.01.2018) 6 RGE Sul: Empresa amplia SE para melhorar sistema em Caçapava do Sul A RGE Sul está
ampliando em 29% a capacidade da Subestação de Caçapava do Sul através
da instalação de um novo transformador 69/13,8 kV 25 MVA. A distribuidora
está investindo R$ 4,1 milhões nesta expansão, que também compreende
a construção de 16,4 km de rede elétrica nova e a instalação de
218 postes com a implantação de condutores mais robustos e de maior
capacidade. A ampliação tem como principal objetivo aumentar a qualidade
do sistema de distribuição viabilizando o crescimento da região.
A obra beneficia diretamente 20 mil clientes de Caçapava do Sul
e Santana da Boa Vista. De acordo com o Consultor de Negócios da
RGE Sul, Carlos Amorim, a RGE busca aumentar cada vez mais a capacidade
de fornecimento de energia. Segundo ele, investimentos preventivos
fortalecem o sistema e permitem o desenvolvimento econômico da região,
que é responsável por 80% do calcário produzido no Rio Grande do
Sul. Cerca de 80 profissionais, entre técnicos e eletricistas, se
envolveram na execução dos serviços. De janeiro a setembro de 2017
a RGE Sul investiu R$ 267,8 milhões em obras e melhorias em todos
os 118 municípios de sua área. No mesmo período de 2016 o valor
aplicado foi de R$ 188,6 milhões. (Agência Canal Energia - 11.01.2018)
7 RGE: Clientes receberam em 2017 R$ 9,3 mi em ações de eficiência energética A RGE (RS) investiu
R$ 9,3 mi no Programa de Eficiência Energética em 2017. Centenas
de clientes de Gravataí e Cachoeirinha foram contemplados com as
ações do Programa de Eficiência Energética da distribuidora em 2017.
Por lá foram investidos R$ 2,7 mi que serviram para a distribuição
de lâmpadas de LED, instalação de chuveiros inteligentes nas residências
e campanhas de regularização de ligações com problemas. Em Gravataí,
a RGE instalou 2.158 trocadores de calor em residências de clientes
baixa renda, previamente mapeados pela distribuidora, com aporte
de R$ 1,48 milhão. Os trocadores de calor são equipamentos que promovem
o reaproveitamento da energia térmica. A RGE, então, substitui os
chuveiros tradicionais das residências pelos novos chuveiros inteligentes,
já equipados com o trocador. O novo chuveiro possibilitará uma economia
de até 50% no horário de pico, entre 19h e 20h. Em média, 35% da
fatura dos clientes se deve ao consumo do chuveiro elétrico. Em
outra frente de atuação, também integrando o PEE, a RGE distribuiu
17.960 lâmpadas de LED aos clientes de Gravataí e Cachoeirinha,
com investimento de R$ 579 mil. A ideia é substituir lâmpadas menos
eficientes, como a fluorescentes, pelas de LED, que possuem vida
útil próxima das 25 mil horas e são cerca de 90% mais econômicas
que as antigas. Além de fazer a doação das novas lâmpadas, a RGE
faz o recolhimento das unidades antigas e as encaminha para o descarte
adequado. Durante as visitas, as famílias também recebem materiais
explicativos sobre o tema Eficiência Energética e dicas sobre como
utilizar a energia elétrica de forma mais adequada. (Agência Canal
Energia - 10.01.2018) 8 RGE Sul: Investimentos de R$ 13,9 mi em religadores automáticos A RGE Sul pretende investir R$ 13,9 mi na instalação de religadores automáticos, que possuem a função de informar a localização e intensidade do defeito na rede, tendo ainda a possibilidade de ser comandado a distância. Atualmente existem 1.500 equipamentos instalados na área de concessão da empresa e, no próximo ano, deverão ser implantados outros 175 novos religadores automáticos, aumentando em 11,6% a quantidade de equipamentos na rede elétrica. Além de permitir que a energia seja restabelecida em um curto espaço de tempo quando algum defeito transitório ocorre, os religadores automáticos também são utilizados para a realização de manobras na rede de média tensão em interrupções causadas por danos permanentes à rede elétrica ou em manutenções programadas. De acordo com Luís Eduardo Dornelles, coordenador do Centro de Operações Integrado da RGE Sul, quando há defeitos na rede, os operadores do COI acionam esses equipamentos e realizam manobras de transferência de carga isolando o trecho defeituoso, criando um novo caminho para que a energia chegue até os clientes. Esse processo resulta em tempo menor de interrupção. Segundo ele, em manobras programadas, na maioria das vezes, os clientes nem chegam a perceber essas operações. Cada religador custa cerca de R$ 52 mil. Eles são instalados em pontos estratégicos das cidades e são facilmente perceptíveis na rede elétrica. Atualmente todos os 118 municípios da área de concessão da RGE Sul são beneficiados, direta ou indiretamente, por estes equipamentos. Em 2017 foram investidos R$ 9,8 mi em religadores automáticos de janeiro a outubro, totalizando 128 novos equipamentos em obras de manutenção e expansão. Em 2016 e 2017 foram instalados 317 novos religadores. (Agência Canal Energia - 10.01.2018) 9 Eletropaulo: Edital para projetos de eficiência energética é disponibilizado A Eletropaulo disponibilizou em seu site o edital da Chamada Pública para seleção de projetos de eficiência energética, que será aplicado em 2018. São elegíveis propostas de projetos das seguintes classes: comércio e serviços, residencial, poder público, iluminação pública, indústria, serviços público e rural. Os interessados poderão solicitar esclarecimentos sobre o tema até o dia 23 de fevereiro. No dia 06 de março inicia-se o prazo para o recebimento de propostas. (Agência Canal Energia - 10.01.2018) 10 Schneider Electric: Unidade de Curitiba vira polo de exportação global A subsidiária
brasileira da gigante em gestão e automação de energia elétrica
Schneider Electric está investindo da unidade de Curitiba para que
esta se torne a fornecedora global dos religadores automático da
empresa. Após seis meses de ajustes estruturais, a planta situada
na capital paranaense viu a sua capacidade produtiva triplicar para
atender aos mercados interno e externo. Para dar conta da maior
produção, a unidade paranaense praticamente dobrou sua mão de obra
fabril. Segundo Paulo de Tarso Gomes, vice-presidente de Global
Supply Chain para América do Sul da Schneider Electric, o Brasil
é responsável pelas exportações globais. "Em virtude de marcos regulatórios,
vivemos aqui, assim como ocorre em outras localidades, um aumento
da demanda por essa solução", comenta. Na mesma linha, o presidente
da Schneider Electric para o Brasil, Cléber Morais, avalia que a
decisão global de concentrar a fabricação de religadores automáticos
na planta de Curitiba mostra a força da capacidade competitiva do
país. Os religadores automáticos são usados em redes de distribuição
elétrica aérea em grandes centros urbanos, com alta concentração
de usuários, e têm a função de restabelecer mais rapidamente a energia,
em caso de queda na maior parte das vezes associada a tempestades
ou problemas técnicos. A tecnologia evita longos períodos sem energia
elétrica e otimiza os custos das concessionárias que utilizam os
equipamentos. Várias distribuidoras brasileiras são clientes da
solução. (Agência Canal Energia - 10.01.2018) 11 Jirau e Santo Antônio: Governo nega recurso contra revisão de garantia física das usinas O governo decidiu nesta quarta-feira (10/1) negar o recurso da Energia Sustentável do Brasil contra a revisão das garantias físicas das hidrelétricas de Jirau e Santo Antônio, em Rondônia. Essa mudança estava prevista em portaria publicada no último dia 24/7. Na ocasião, o documento da Secretaria de Planejamento Energético, do ministério, havia revisto para 2.212,6 MW médios a garantia física para Jirau, com acréscimo de 7,5 MW médios, e para 2.328,1 MW médios a garantia física de Santo Antônio, com redução de 96,1 MW médios. Instaladas no Rio Madeira, as duas hidrelétricas têm capacidade instalada de 3.750 MW e de 3.568 MW, respectivamente. A garantia física vigente até então para Jirau era de 2.205,1 MW médios enquanto que para Santo Antônio era de 2.424,2 MW médios. Procurada pela reportagem da Brasil Energia, a Energia Sustentável do Brasil informou que só irá se manifestar após ter acesso ao parecer da decisão do ministério. (Brasil Energia - 10.01.2018)
Leilões 1 A-6: MME estuda leilão antes de junho O MME está estudando
a possibilidade de realizar um leilão A-6 até junho. A assessoria
de imprensa do ministério confirmou informação divulgada pelo Jornal
do Comércio, do Rio Grande do Sul, no último dia 9/1. O veículo
noticiou que após reunião, o secretário de energia estadual de Minas
e Energia, Artur Lemos Júnior, disse que o secretário executivo
do MME, Paulo Pedrosa, mencionou a intenção do governo. O tema é
de interesse gaúcho porque projetos localizados no estado teriam
dificuldade para entrar no A-4, que já está marcado para o próximo
dia 4/4, já que há pouca margem de escoamento no estado para entregar
energia até 2023, prazo do leilão. De acordo com o MME, quando houver
decisão sobre o tema, será tornada pública. (Brasil Energia - 10.01.2018)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica 1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil Com um aumento
de 0,3%, os reservatórios da região Norte estão operando com volume
de 24,3%. Dados do ONS mostra que a energia armazenada é de 3.654
MW mês e a energia natural afluente é de 5.901 MW med, o mesmo que
55% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A usina
de Tucuruí está com 36,46% da sua capacidade. No Sudeste/Centro-Oeste,
a expressiva subida de 0,8% deixou os reservatórios operando com
27,2% da capacidade. A energia armazenada é de 55.273 MW mês e a
ENA é e 72.327 MW med, que equivale a 96% da MLT. A usina de Furnas
está com volume de 15,28% e a de Nova Ponte, com 16,49%. No Nordeste,
os reservatórios voltaram a subir, dessa vez 0,2% na comparação
com o dia anterior. A energia armazenada é de 7.723 MW mês e a ENA
é de 4.323 MW med. A usina de Sobradinho está com 11,39% da sua
capacidade. No Sul, os níveis mantiveram a marca do dia anterior,
de 62,6%. A energia armazenada é de 121.593 MW mês, enquanto a ENA
é de 8.199 MW med. Esse valor corresponde a 143% da MLT. A hidrelétrica
de Salto Santiago opera com 67,81 % de volume operativo. (Agência
Canal Energia - 10.01.2018) 2 CCEE: Precipitações na área das hidrelétricas ao longo do Brasil As precipitações na área das hidrelétricas do Sudeste até a terça-feira, 9, representaram 101% da média histórica para o mês de janeiro e 156% da média no Sul, enquanto no Nordeste houve uma recuperação para 50% da média, contra níveis entre 20% e 30% na maior parte de 2017, segundo dados da CCEE. Números da CCEE ainda mostram que as chuvas têm possibilitado uma recuperação mais rápida que a prevista nos reservatórios do sistema elétrico brasileiro, que podem fechar janeiro com 34% da capacidade de armazenamento, contra menos de 24% no começo do mês e 27% nesta semana. A capacidade de armazenamento fechou janeiro de 2017 em quase 38%. No ano passado, o Brasil teve bandeira verde em janeiro e fevereiro. Em março, consumidores enfrentaram bandeira amarela. (O Estado de São Paulo - 10.01.2018) 3 Compass Energia: Contratos que eram negociados a R$ 220/ MWh já são negociados a R$ 145/ MWh A meteorologia
impulsiona uma virada de expectativas entre especialistas em energia,
que agora apontam a possibilidade de uma recuperação mais rápida
nos reservatórios das hidrelétricas. As chuvas acima da média na
região das hidrelétricas do Sudeste e uma melhoria em um quadro
hídrico até então crítico no Nordeste também impactaram os preços
no chamado mercado livre de eletricidade, em que grandes clientes,
como indústrias, negociam contratos com geradores ou comercializadoras
ao invés de serem atendidos por distribuidoras de energia. Contratos
de energia para o primeiro trimestre do ano têm sido negociados
atualmente a cerca de R$ 145 por megawatt-hora, contra R$ 220 na
reta final de 2017, disse o sócio da comercializadora Compass, Gustavo
Arfux. "A condição de janeiro por enquanto está favorável, a chuva
está encaixando (caindo nos pontos certos) e a gente está vendo
os preços caírem", disse. (O Estado de São Paulo - 10.01.2018) 4 BBCE: Queda nas cotações de energia já refletem no volume de negociações A mudança
no cenário de preços [causada pela virada de expectativas entre
especialistas em energia, que agora apontam a possibilidade de uma
recuperação mais rápida nos reservatórios das hidrelétricas] tem
gerado liquidez no mercado de eletricidade, com empresas buscando
fechar contratos para aproveitar a redução das cotações, afirmou
o presidente da plataforma de eletrônica de negociação de energia
BBCE, Victor Kodja. Segundo ele, a BBCE já negociou cerca de 1.277
megawatts médios em contratos em janeiro, contra apenas 400 megawatts
no mesmo mês do ano passado e uma média de 2 mil megawatts por mês
ao longo de 2017. "As chuvas vieram acima da expectativa do mercado
e isso gerou uma certa volatilidade. Os preços variaram bastante,
caíram de forma significativa, e isso trouxe até uma movimentação
para a plataforma que não é comum nessa época do ano", afirmou.
(O Estado de São Paulo - 10.01.2018)
1 Usinas sucroenergéticas recebem certificado energia verde Neste início
de ano, 60 usinas sucroenergéticas passaram a deter o Selo Energia
Verde, emitido pelo Programa de Certificação de Bioeletricidade.
O Selo é a primeira certificação no Brasil focada estritamente na
energia produzida a partir da cana-de-açúcar. A iniciativa, lançada
em janeiro de 2015 pela União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica)
em cooperação com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
(CCEE), tem o apoio da Associação Brasileira dos Comercializadores
de Energia (Abraceel). Algumas das regras impostas às usinas incluem
a obrigação de que as unidades estejam adimplentes junto à CCEE,
sejam associadas à Unica e atendam determinados critérios de sustentabilidade
e eficiência energética. Ao longo de 2018, as 60 unidades certificadas
estimam uma produção total de 15.744 GWh, exportando 66% para o
SIN e o restante para o uso nas plantas industriais. Para o gerente
em Bioeletricidade da Unica, Zilmar de Souza, esse volume é estratégico
para o Brasil. Equivale a mais de 16% do que foi gerado pela hidrelétrica
Itaipu em 2017 e a quase 60% do consumo anual de energia elétrica
de uma cidade como São Paulo, onde residem mais de 12 milhões de
habitantes. (Agência Canal Energia - 10.01.2018) 2 EDF EN e Canadian Solar se unem para fabricar insumos fotovoltaicos Parceiras no desenvolvimento de projetos fotovoltaicos em Minas Gerais, a francesa EDF EN e a Canadian Solar estão criando uma nova empresa para atuar na fabricação de lingotes e wafers na França. A empresa francesa deterá, a partir de sua controlada Photowatt, 60% da recém criada Photowatt Crystal Advanced, da qual a fabricante canadense terá 30%. A ECM Greentech terá os outros 10%. Com isso, a Photowatt aumentará de 50 MW para 500 MW sua capacidade produtiva de lingotes e wafers, de acordo com a revista PV-Magazine. A nova companhia desenvolveu uma tecnologia de cristalização de silício, processo de fabricação de lingotes, que depois são fatiados em wafers, usados para fabricar células solares. A tecnologia foi criada pelo instituto de pesquisa de energia solar da França, o INES. A EDF EN, que é controlada pelo estado francês, com participação de 85%, e encabeça esforços do governo para mudar a matriz energética da França com adição de geração renovável. (Brasil Energia - 10.01.2018)
Gás e Termelétricas 1 GE fornecerá solução digital para 14 térmicas da Enel A GE fornecerá solução digital para 14 termelétricas da Enel, localizadas na Europa e América Latina. As ferramentas farão o diagnóstico e manutenção do funcionamento das usinas utilizando a plataforma Predix. O software estará disponível em 13 usinas a gás natural e uma a carvão, com capacidade instalada total de 7 GW. O sistema fará o monitoramento para as térmicas. A previsão é que a implementação do software comece ainda este mês e seja finalizada até o final do ano. O aplicativo APM, baseado na plataforma Predix, usa análises preditivas para examinar dados, detectar e diagnosticar problemas de equipamentos antes que eles ocorram, com objetivo de aumentar a confiabilidade e disponibilidade de ativos, ao mesmo tempo em que reduz as operações e os custos de manutenção. As máquinas, conectadas e equipadas com sensores de dados, coletam grandes quantidades de informações em um banco de dados centralizado. (Brasil Energia - 10.01.2018) Economia Brasileira 1 Salário mínimo tem reajuste de apenas 1,81% O reajuste do salário mínimo ficou abaixo da inflação de 2017, de 2,95%. O cálculo é feito com base no Índice Nacional de Preços ao Consumidor (INPC), que encerrou o ano em 2,07%. O governo, no entanto, usou o percentual de 1,81% para calcular o reajuste, em vigor desde 1º de janeiro. Caso fosse corrigido pela inflação observada, o salário mínimo teria subido de R$ 937 para R$ 956, em vez dos R$ 954 válidos atualmente. Com a diferença, o governo prevê economizar R$ 3,4 bilhões. Essa é a menor correção aplicada ao salário mínimo desde 1995, primeiro ano após a criação do real. Por lei, esse valor é corrigido levando em conta a inflação no ano anterior e o PIB de dois anos anteriores. No caso de 2018, o PIB não é levado em conta, pois em 2016 a economia teve retração de 3,5%. A legislação expira em 2019. Além de definir o piso do mercado formal, o salário mínimo também é referência para benefícios, como aposentadorias e seguro-desemprego. (Valor Econômico - 11.01.2018) 2 Economistas preveem déficit primário menor em 2018, aponta Prisma Instituições ouvidas pelo Ministério da Fazenda no relatório Prisma Fiscal começaram o ano prevendo um déficit de R$ 153,9 bilhões em 2018 para o governo central - que reúne Tesouro Nacional, Banco Central e Previdência Social. O número é mais otimista em relação à estimativa anterior, um déficit de R$ 155 bilhões. Segundo o relatório divulgado nesta quinta-feira (11), com dados coletados até o quinto dia útil de janeiro, o mercado financeiro espera que a dívida bruta, principal indicador de solvência observado pelo mercado internacional, fique em 76% do PIB em 2018. A projeção anterior era de um índice maior, de 77,21% do PIB. Quanto aos números de 2017, o Tesouro Nacional deve fazer a divulgação oficial apenas no fim do mês. A meta fiscal tanto do ano passado como deste ano é um déficit de R$ 159 bilhões. (Valor Econômico - 11.01.2018) 3 FGV: Alimentos e minério de ferro puxam alta do IGP-M na 1ª prévia
do ano O dólar comercial
fechou o pregão do dia 10 sendo negociado a R$3,2288, com variação
de -0,8% em relação ao início do dia. Hoje (11) começou sendo negociado
a R$3,2322- com variação de +0,11% em relação ao fechamento do dia
útil anterior - e segue uma leve tendência de baixa, sendo negociado
às 11h30 no valor de R$3,2317, variando -0,02% em relação ao início
do dia. (Valor Econômico - 10.01.2018 e 11.01.2018)
Internacional 1 Bolívia: Planta solar de Uyuni fornecerá 60MW ao país até março O presidente
boliviano Evo Morales informou que a nova usina solar fotovoltaica,
instalada no município de Uyuni, região de Potosí, injetará 60 MW
no Sistema Nacional Interconectado (SIN) a partir de março, quando
será inaugurado. O Chefe de Estado boliviano inspecionou ontem as
instalações da planta solar, a linha de transmissão Lithium-Salar
de 115 kilovolts (kV), a subestação de sal e a Planta Industrial
de Cloreto de Potássio, executada pela National Electricity Company
(ENDE) e Depósitos bolivianos de lítio (YLB), sob o Ministério da
Energia. Em relação ao projeto solar, Morales indicou que é construído
sobre uma superfície transferida pela governança do Potosí que atualmente
cobre 105 hectares, porém estima-se que será estendido para 180
ha. (Câmbio - Bolívia - 10.01.2018) 2 Argentina: Com novos preços, Governo assinou os contratos pendentes de energia renovável Os últimos cinco
contratos da convocação pendentes de energia renovável foram assinados,
correspondentes a projetos que a empresa argentina Mendocina de
Energía Company (EMESA) tem na província de Mendoza. Desta forma,
os termos para a entrada em operação comercial de cada planta, que
varia entre 12 e 30 meses, começam a correr. Existem 5 parques solares
no total de 72,5 MW: Lavalle (SFV-01), Luján de Cuyo (SFV-02), La
Paz (SFV-04), PASIP (SFV-05) e General Alvear (SFV -06). (Inversor
Energético - Argentina - 10.01.2018) 3 Reino Unido: Tarifas de energia devem ganhar teto de preços até o final de 2018 Um plano do governo do Reino Unido para estabelecer um teto sobre as tarifas mais comumente utilizadas para gás e eletricidade, com impacto em milhões de residências, deverá entrar em vigor até o Natal de 2018, disse o órgão regulador Ofgem nesta quarta-feira. A primeira-ministra Theresa May disse em outubro que iria impor controles para combater o que chamou de "preços exorbitantes da energia", após as contas de luz no Reino Unido terem dobrado ao longo da última década. O chefe da Ofgem, Dermot Nolan, disse que para que a medida entre em vigor até o Natal ela precisa ser convertida oficialmente em lei antes do recesso de verão do parlamento britânico, em 20 de julho. Uma vez que a lei seja aprovada, a Ofgem precisaria lançar um processo de consulta que duraria de 50 a 60 dias e ainda dar um prazo para que os fornecedores de energia se adaptem às mudanças. A Ofgem deverá estabelecer um teto de preços para as chamadas tarifas padrão variáveis, contrato mais comum entre as elétricas e consumidores, e para a tarifa básica que os fornecedores podem cobrar caso um cliente não escolha um contrato específico de suprimento. (Reuters - 10.01.2018) Equipe
de Pesquisa UFRJ Para contato: ifes@race.nuca.ie.ufrj.br POLÍTICA
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