NOTICIAS SETOR ELÉTRICO

Notícias Maio
08/05/2017

Regulação e Reestruturação do Setor

1 GESEL: Palestra de Amilcar Guerreiro

Nesta terça-feira, dia 9 de maio, Amilcar Guerreiro, diretor da área de estudos de energia elétrica da EPE, vai proferir palestra sobre "Bases metodológicas e resultados do Planejamento do Setor Elétrico Brasileiro" no âmbito da disciplina de graduação do GESEL “Economia Industrial e Tecnológica – Desenvolvimento do Setor de Energia Elétrica”. (GESEL-IE-UFRJ – 08.05.2017) 

 

2 Governo pode rever "cotização" de hidrelétricas em desmonte de medidas de Dilma

O governo federal estuda alterar a forma de contratação da energia de uma série de hidrelétricas antigas cujos contratos de concessão foram renovados no início de 2013, desfazendo um processo comandado pela então presidente Dilma Rousseff, que tinha a intenção de reduzir as tarifas, mas que se mostrou ruim para empresas e consumidores. A ideia em estudo é que a mudança nesses contratos em "regime de cotas", em que a tarifa cobre apenas custos de operação e manutenção das usinas, permita uma licitação da energia, que poderia ser revendida a preços maiores no mercado, disse à Reuters o secretário-executivo do MME, Paulo Pedrosa. Os ganhos maiores sob o novo regime permitiriam a geração de um excedente de recursos para o operador da usina ou um eventual comprador, que poderia ser capturado pelo governo, com cobrança de bônus de outorga, por exemplo, para gerar uma significativa arrecadação. Esses recursos poderiam ser direcionados para reduzir o impacto de subsídios sobre os custos da energia ou resolver impasses financeiros no setor elétrico, como dívidas bilionárias da Eletrobras com a Petrobras pelo fornecimento de combustível para gerar energia em regiões isoladas no Norte do país. (Reuters – 05.05.2017) 

3 Abradee: rever "cotização" de hidrelétricas seria um "cancelamento" da Medida Provisória 579 de 2012

O presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Nelson Leite, disse à Reuters que a energia das usinas em regime de cotas é vendida para as distribuidoras a entre 50 e 60 reais por megawatt-hora, enquanto poderia valer mais de 200 reais no mercado de eletricidade. Para Leite, da Abradee, um eventual avanço do governo nessa direção [de rever "cotização" de hidrelétricas] representaria praticamente um "cancelamento" da Medida Provisória 579 de 2012, que foi utilizada pelo governo à época para viabilizar a redução prometida nas tarifas. (Reuters – 05.05.2017) 

4 Déficit de energia custará o dobro de 2015 para as hidrelétricas 

O déficit de geração hídrica de energia deve custar R$ 39,7 bi às companhias hidrelétricas neste ano, segundo projeção da CCEE. O montante é praticamente o dobro do custo ocorrido em 2015. Neste momento, a escassez de chuvas é generalizada no país. Mesmo no Sudeste, onde têm chovido mais, as precipitações estão ocorrendo fora dos lagos das hidrelétricas. Por causa da situação dos reservatórios, o ONS tem acionado as usinas termelétricas e determinado que as hidrelétricas gerem apenas um percentual de sua garantia física. Levando em conta as projeções de oferta e demanda de energia, a CCEE calcula GSF médio de 80,8% em 2017. Isto significa que as hidrelétricas só poderão gerar, em média, esse percentual de sua capacidade. Uma hidrelétrica que tenha 100 MWm de garantia física só vai poder gerar 80,8 MWm no período. O problema é que, se ela tiver contratos para entregar 95 MWm, precisará comprar 14,2 MWm no mercado, pagando preço do mercado à vista, que está em torno de R$ 400/MWh. O valor está alto porque a escassez de chuvas obriga o ONS a despachar energia das termelétricas, cujo custo é bem mais alto que o das hidrelétricas. Como o PLD médio projetado para o ano é de R$ 353/MWh, a exposição das hidrelétricas deve chegar a R$ 26,7 bi nos contratos do mercado regulado e a R$ 13 bi no mercado livre, o que agrava ainda mais a situação. (Valor Econômico – 08.05.2017) 

5 GSF: Exposição ao risco hidrológico pressiona geradoras

As companhias que têm energia hídrica contratada no mercado livre devem ser as mais pressionadas pelo risco hidrológico ao longo deste ano. No entanto, mesmo aqueles contratados no mercado regulado que aderiram ao "seguro" criado pelo governo em 2015 podem estar expostas. Isso porque as empresas puderam escolher entre níveis de proteção, que podiam ser de 100% ou um percentual menor. Além disso, mesmo as hidrelétricas protegidas por liminares que limitam o GSF são pressionadas, pois precisam provisionar os montantes equivalentes à exposição. Isso não tem efeito caixa, mas afeta o resultado das companhias. É o caso da AES Tietê. Com exceção do complexo eólico Alto Sertão II, adquirido recentemente da Renova, a companhia tem a matriz totalmente hídrica e contratada no mercado livre. Das empresas que já divulgaram os resultados do primeiro trimestre, o GSF não foi um problema, devido à alocação menor de contratos no período. Foram os casos da Engie Brasil Energia (antiga Tractebel) e da EDP Energias do Brasil, que registraram ganhos com energia secundária no período. A tendência, porém, é que o cenário se reverta ao longo do ano. (Valor Econômico – 08.05.2017) 

6 GSF: Analistas avaliam pressão do risco hidrológico sobre geradoras

Segundo os analistas do Credit Suisse, Vinicius Canheu e Arlindo Carvalho, a combinação do grande déficit hídrico com os preços altos de energia no mercado livre devem pressionar todas as geradoras hidrelétricas. Mesmo aquelas que deixaram uma sobra de energia descontratada na forma de proteção serão afetadas, pois deixarão de ganhar com a venda da energia que não será gerada. No fim de março, o banco antecipou a isso e rebaixou para venda as recomendações de ações de empresas como Engie e AES Tietê. A Cesp também está exposta, devido ao grande volume de energia vendida no mercado livre. Com o impasse no mercado livre referente às liminares do GSF, não só as hidrelétricas saem perdendo, mas todo o setor elétrico. Os geradores de outras fontes que são credores no mercado livre não estão recebendo integralmente os montantes a que teriam direito desde 2015. (Valor Econômico – 08.05.2017) 

7 Patamar de bandeira vermelha poderá se manter até novembro

A Aneel já trabalha com a possibilidade de manter, até novembro deste ano, a cobrança extra nas contas de luz, com a bandeira vermelha mais em conta. A cobrança corresponde a R$ 3 a mais a cada 100 kWh consumidos durante o mês. A informação foi dada pelo diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, durante evento em São Paulo. Segundo ele, o motivo é o período de seca no país. "Muito provavelmente no período seco não haverá uma reversão da situação. Se hoje, no final do período úmido, já se justifica despachar térmicas [manter a usinas térmicas ligadas] acima do patamar que aciona a bandeira vermelha, não é provável que essa situação se reverta até o início do período úmido", disse Rufino. (Folha de São Paulo – 05.05.2017)

8 UHEs: Revisão da garantia física de usinas deve afetar sobrecontratação 

A redução da garantia física das UHEs em 1,3 GWmed a partir de 2018 pode levar a uma queda entre 2 e 3 pontos percentuais no nível de sobrecontratação das distribuidoras no ano que vem, segundo estimativa preliminar do mercado. O cálculo oficial do impacto ainda vai ser feito pela Abradee. Do lado dos geradores, haverá perdas de um lado e ganhos nos casos em que a garantia física tiver acréscimo. Eles representam redução de 2,3% na energia disponível para contratação no SIN, que vai passar de 57,6 GWmed para 56,2 GWmed. A proposta inicial do MME previa redução da ordem de 1.400 MW médios. No processo, 114 de um total de 148 usinas que atendiam os critérios propostos passaram por revisão. “A gente está fazendo a simulação para atualizar o valor, porque o número geral ficou próximo do anunciado”, explica Marco Delgado, diretor da Abradee. Delgado afirma que é preciso avaliar a repercussão da medida para os contratos de comercialização de energia no ambiente regulado. “Para fins de cotas e para Itaipu é liquido e certo que teria um rebatimento. Os contratos do acordo [de repactuação do risco hidrológico] teriam repercussão, e o restante a gente não sabe, porque, no limite, alguém pode cumprir o lastro com outros contratos. O mais provável é que repercuta.” Para o executivo da Abradee, todo movimento que contribua para redução das sobras de energia é bem vindo e não deve ser desconsiderado. Em 2017, os distribuidores devem reduzir aproximadamente 1,2 GW de sobrecontratação com os acordos de redução de contratos dentro do MRE. A previsão é de que o nível de contratação no ano fique em 108%. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017)


9 UHEs: Especialista destaca problemas no cálculo de revisão da garantia física

Os critérios de cálculo usados na revisão não são unanimidade entre geradores e especialistas do setor. A professora Leontina Pinto, presidente da Engenho Consultoria, considera que não houve de fato um recálculo, mas uma atualização dos valores de garantia física calculada por modelos e com conceitos questionáveis. Ela destaca que um dos problemas é a regra que impede a redução da garantia física em mais de 5% a cada revisão e estabelece um teto de 10% ao longo de toda a concessão. “Só aí a gente já limitou a queda, que, se não houvesse limite, seria muito maior.” Ela diz ainda que o cálculo da garantia física tem uma série de pontos que precisam ser melhorados, e um dos mais críticos é o período hidrológico que vai de 1952 a 1956, considerado pelo modelo ao fazer o rateio proporcional do que cada uma das usinas pode gerar. “No Nordeste, por exemplo, acho que foi o único período do histórico em que a região teve uma boa vazão, comparado com o Brasil”, afirma Leontina. Uma solução simples para definir a garantia física, na opinião da consultora, seria observar o que as usinas tem realmente gerado ao longo do tempo. No Nordeste, destaca, a climatologia mudou completamente desde 1992, e a produção de energia pelas hidrelétricas tem déficit de 25% desde 2005. No caso da UHE Santo Antônio, na região Norte, a geração também está longe da garantia física, e o déficit estaria próximo de 40%. “O chato de você estar com uma garantia física muito sobrestimada, que eu acho que está, é que você começa a achar que tem essa energia”, observa. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017) 

10 UHEs: Diretor da consultoria PSR avalia que redução da sobrecontratação não é surpresa 

O diretor da consultoria PSR José Rosenblat avalia que o resultado da revisão não trouxe nenhuma surpresa, porque já tinha sido sinalizado em consulta pública. “Nós temos aqui assinalado sempre que tudo indica que o conjunto de UHEs não estava tendo um desempenho que corresponda aos critérios de suprimento vigentes. Que a garantia física no conjunto de hidrelétricas possivelmente estaria acima da real capacidade de suprimento”, destacou Rosenblat. Para o executivo, dada a situação de que os reservatórios têm esvaziado bem mais do que deveriam, não espanta que em um processo de revisão haja a redução dos montantes de energia que podem ser comercializados pelos geradores. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017)

11 PCHs da Abragel não poderão retornar ao MRE

Com base na lei 13.360/16, que impede que agentes sejam excluídos compulsoriamente do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), a Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel) entrou com um processo na Aneel para reverter uma decisão de setembro 2015, na qual a agência excluiu nove associadas da Abragel do MRE. Na prática, essas usinas não foram excluídas do MRE por estarem amparadas em uma decisão judicial. A proposta da associação vinha no sentido justamente de acabar com esse processo de judicialização. Contudo, a lei 13.360/16, resultado da conversão da Medida Provisória 735/16, só foi publicada após a decisão da Aneel de excluir as usinas. Dessa forma, segundo despacho publicado no DOU do dia 5 de maio, a agência negou o pedido da Abragel. As usinas envolvidas no processo são: Zona da Mata Geração S.A. (CGH Matipó), GESM Geração de Energia Suf de Minas (Paes Leme), GESM Geração de Energia Sul de Minas (CGH Congonha), Geração de Energia Sul de Minas (CGH Congonha II), SPE Paiol Energia S.A. (PCH Paiol), Energética Serra da Prata S.A. (PCH Colino I), BC Service Energética S.A. (PCH Barra Clara), Primo Energética Ltda. (CGH Ladainha) e CPFL Sul Centrais Elétricas Ltda. (CGH Pirapó). (Agência CanalEnergia – 05.05.2017)

12 Entrevista com Newton Duarte (Cogen): “GD precisa ser contemplada no modelo do setor elétrico”

Com o passar do tempo, a lei do atual modelo regulatório foi perdendo terreno para os avanços tecnológicos pelos quais o setor vem passando. Entre eles o crescimento da geração distribuída, que à época ainda não existia por aqui. Agora o Brasil já conta com um número crescente de novas conexões e regulação da Aneel por meio da REN 687/2015. Contudo, o segmento ainda encontra barreiras. Esse é apenas um dos pontos que o presidente executivo da Cogen, Newton Duarte, aponta como necessários para a modernização do marco do setor. O pouco tempo que o governo tem para resolver as questões mais importantes é um sinal de que as ações a serem tomadas devem ser rápidas e focadas nos pontos centrais que travam o desenvolvimento e expansão do mercado. Para ler a entrevista na íntegra, cliqueaqui. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017)

 

Empresas

1 Empresa indiana pretende avançar em transmissão no Brasil com leilões ou aquisições

A elétrica indiana Sterlite Power quer estar entre as empresas mais competitivas no setor de transmissão de energia do Brasil, onde estreou na semana passada, quando surpreendeu o mercado ao arrematar projetos com propostas agressivas em um leilão de concessões para novas linhas promovido pelo governo. A companhia já estudava o país há cerca de cinco anos e chegou com uma visão de longo prazo, com intenção de participar de mais leilões no segmento, além de avaliar eventuais oportunidades de aquisição que possam gerar bons retornos. "Temos um bom apetite por investimentos e estamos ansiosos para avaliar oportunidades no Brasil", disse o diretor de Operações da companhia, Ved Tiwari, em entrevista por telefone nesta sexta-feira. "Não queremos colocar nenhum número, mas definitivamente queremos estar na metade superior da lista dos agentes, em termos de investimento", acrescentou ele. Ele afirmou também que a Sterlite Power tem conseguido antecipar a entrada em operação de muitos empreendimentos de transmissão na Índia e pretende seguir a mesma estratégia no país. (Reuters – 05.05.2017) 

 

2 AES Tietê: lucro líquido cresce 69% no 1º trimestre, para R$ 126 mi

A AES Tietê Energia, geradora do grupo AES Brasil, apurou lucro líquido atribuível aos controladores de R$ 126 mi no primeiro trimestre de 2017, valor 69,2% acima do lucro de R$ 74,5 mi em igual período de 2016. As informações foram publicadas no site da Comissão de Valores Mobiliários (CVM). A receita líquida da companhia- totalizou R$ 403,2 mi no período janeiro-março deste ano, crescimento de 5,2% sobre os R$ 383,2 mi de igual período do ano passado. Segundo comunicado da empresa, “esse desempenho reflete, principalmente, o aumento da receita proveniente da venda de energia no mercado spot e através de contratos bilaterais”. Os custos e despesas operacionais, excluindo depreciação, totalizaram R$ 144,2 mi no primeiro trimestre de 2017, 29,4% inferiores aos R$ 204,1 mi registrados no primeiro trimestre de 2016. “O resultado é explicado principalmente pelo menor custo com compra de energia”, informa a empresa. O Ebitda ficou em R$ 259 mi nos três primeiros meses deste ano, com margem Ebitda de 64,2%. No primeiro trimestre de 2016, o Ebitda somou R$ 179,1 mi, o que significa que neste primeiro trimestre o Ebitda evoluiu 44,5% sobre o mesmo período de 2016. A margem Ebitda avançou 17,5 pontos percentuais entre os dois períodos, uma vez que ficou em 46,7% no trimestre inicial de 2016. (Valor Econômico – 05.05.2017)

 

3 AES Eletropaulo: lucro líquido recua 59% no 1º tri, para R$ 12,6 mi

A AES Eletropaulo teve lucro líquido atribuível aos controladores de R$ 12,6 mi no primeiro trimestre deste ano, uma redução de 58,9% em comparação ao ganho de R$ 30,6 mi em igual intervalo de 2016. As informações foram publicadas no site da Comissão de Valores Mobiliários (CVM). A receita líquida da companhia somou R$ 2,875 bi no primeiro trimestre deste ano, queda de 0,2% ante os R$ 2,880 bi de igual período do ano passado. Os custos e despesas operacionais da AES Eletropaulo, excluindo depreciação e custo de construção, totalizaram R$ 2,419 bi no primeiro trimestre de 2017, uma redução de 5,4% em relação ao primeiro trimestre de 2016. O Ebitda cresceu 30,4%, para R$ 236,1 mi, no trimestre janeiro-março/2017, com margem de 8,2%. O Ebitda no primeiro trimestre de 2016 foi de R$ 181 mi, com margem de 6,3%. A companhia reportou ainda que teve aumento de 1,4% do mercado total e redução de 4,2% do mercado cativo, principalmente associada à migração de consumidores especiais no comparativo entre o primeiro trimestre deste ano e mesmo período de 2016. O consumo da classe residencial apresentou aumento de 2,4% no trimestre janeiro-março deste ano em comparação a igual período de 2016, influenciado pelas maiores temperaturas no período, informou a companhia. (Valor Econômico – 05.05.2017) 

 

4 Taesa: linhas de transmissão das espanholas e da Eletrobras são alvo para plano de negócios 

A Taesa, que venceu o maior lote do último leilão de transmissão da Aneel, em abril, também planeja fazer aquisições de ativos já em operação no setor, principalmente das espanholas Abengoa e Isolux e da estatal brasileira Eletrobras. Segundo o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da empresa, Marcus Aucélio, conta a favor o baixo nível de alavancagem, de 1,7 vez, medido pela dívida líquida/Ebitda, e a posição de caixa ao fim do primeiro trimestre, de R$ 730 mi. "Vamos estudar participar dos leilões e temos uma ótima oportunidade para M&As [sigla em inglês para fusões e aquisições]. Podemos fazer aquisições agora, até porque os investimentos dos leilões são mais lá para frente, em 2021 e 2022. Temos caixa, temos balanço para crescer com M&A agora e também continuar com os greenfields [novos projetos] lá na frente", afirmou o executivo, ao Valor. "Tem oportunidade de empresas pequenas que sempre olhamos. Tem Abengoa e Isolux, que estão no 'pipeline' deste ano. E tem a Eletrobras, que vem falando que vai vender uma parte das transmissoras no segundo semestre", completou Aucélio. Segundo ele, todas as oportunidades de aquisições passarão por uma análise das condições técnicas e da documentação dos ativos, em termos fiscais e contábeis. No caso de Abengoa e Eletrobras, o foco principal da Taesa, neste momento, são os ativos operacionais. (Valor Econômico – 08.05.2017)

 

5 Taesa: plano de expansão visa também projetos ainda não construídos

A Taesa não descarta no futuro disputar os projetos ainda não construídos pela Abengoa, que, segundo previsão da Aneel, devem ser leiloados no primeiro semestre de 2018. "São linhas que nos interessam porque elas não operacionais da Abengoa e tem uma sinergia muito grande com a gente. Nos interessamos, sim, pelos ativos não operacionais desde que eles venham nas condições atuais de receita e retorno dos [últimos] leilões", explicou o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da empresa, Marcus Aucélio. Com relação aos projetos da Eletrobras, a Taesa não tem interesse pelos ativos que ainda precisam ser construídos. Isso porque as condições de receita e retorno desses empreendimentos são relativas a leilões anteriores da agência reguladora, com baixa atratividade, principalmente em relação às condições dos leilões atuais. Segundo o executivo, o resultado do último leilão (Taesa arrematou o lote em parceria com a ISA Cteep, com deságio de 33,25% em relação ao preço) foi possível graças a uma negociação prévia com fornecedores e prestadores de serviço que permitirá construir o empreendimento, de 1,2 mil km de linhas no Paraná, por valor 15% menor que o investimento previsto pela Aneel de R$ 1,93 bi. A receita anual permitida do projeto ficou em R$ 267,3 mi. A modelagem financeira da Taesa para o empreendimento prevê 70% de capital de terceiros. A companhia considera contar com financiamento do BNDES e emitir debêntures de infraestrutura. (Valor Econômico – 08.05.2017) 

 

6 Taesa: participar de leilões faz parte da cultura da empresa

Com o empreendimento arrematado no leilão de abril e os quatro lotes que a Taesa venceu no leilão de outubro de 2016, a RAP total do grupo subirá de R$ 2,442 bi para R$ 2,957 bi, um crescimento de 20,9%. O diretor Financeiro e de Relações com Investidores da empresa, Marcus Aucélio destacou que o grupo nunca deixou de participar dos leilões de transmissão. Durante o período de licitações com rentabilidade baixa, a empresa entrou apenas em pequenos projetos com retornos adequados, de acordo com o julgamento da companhia. "No primeiro trimestre deste ano, a empresa registrou lucro líquido de R$ 201,4 mi no primeiro trimestre de 2017, com queda de 20,6% em relação a igual período do ano passado. Na mesma comparação, a receita operacional líquida recuou 18,02%, para R$ 332 mi, e o Ebtida da companhia caiu 26,9% para R$ 267,6 mi, tendo o Ebitda consolidado crescido 7,4%, totalizando R$ 394,8 mi. Segundo Aucélio, a queda do lucro e da receita ocorreu por um efeito "puramente contábil". "Nossa receita é muito pelos índices de inflação. Tivemos uma queda na correção monetária do ativo financeiro de R$ 96 mi". Ele ressaltou que, entre o primeiro trimestre de 2016 e os três primeiros meses deste ano, o IPCA passou de 3,16% para 1,01% e o IGP-M, caiu de 2,95% para 1,26%. O executivo destacou ainda que a receita regulatória, das concessões de transmissão que a empresa possui, cresceu 8%, na mesma comparação, passando de R$ 407 mi para R$ 439 mi. No primeiro trimestre, o grupo investiu R$ 14 mi. A expectativa é investir R$ 180 mi em 2017. Desse total, a maior parte, R$ 130 mi, é relativa a construções e reforços. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017 e Valor Econômico – 08.05.2017) 

 

7 Enel Rio: primeiro trimestre de 2017 registra prejuízo de R$ 79,1 mi

A Enel Distribuição Rio terminou o primeiro trimestre de 2017 com prejuízo de R$ 79,1 milhões. O valor é maior que o do mesmo trimestre de 2016, quando ela registrou resultado negativo de R$ 16,3 milhões. A concessionária, que divulgou na última quinta-feira, 5 de maio, seus resultados financeiros, teve receita operacional líquida de R$ 1,19 bilhão, recuando 16% em relação ao dos primeiros três meses de 2016, de R$ 1,03 bilhão. O Ebitda chegou a R$ 151,5 milhões, 2,7% menor que os R$ 155,7 milhões do mesmo trimestre do ano passado. Os investimentos da Enel no trimestre chegaram a R$ 191,1 milhões, mostrando um leve recuo de 1,7% na comparação com o primeiro trimestre de 2016. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017)

 

8 Enel Rio: apesar de dificuldade, distribuidora alcança melhora em vários índices

O aumento do prejuízo da Enel veio da menor atualização financeira do valor dos ativos indenizáveis, que não são depreciados até o final da concessão e que serão reembolsados pelo Governo Federal à distribuidora. A Enel Distribuição Rio apresentou melhoras nos índices de qualidade de energia. O DEC teve melhora de 22,8%, ficando em 20,54. Já o FEC de 12,52% teve melhora de 2,4%. A distribuidora é uma das que mais têm dificuldades na sua área de concessão com os índices. O número de unidades consumidores totais da Enel RJ cresceu 2,7% neste trimestre, chegando a 3,07 milhões. O total de energia vendida no mercado cativo chegou a 2.502 GWh, subindo 3,7%. No mercado livre, o transporte de energia cresceu 39,9%, ficando em 568 GWh. De acordo com o Country Manager da Enel no Brasil, Carlo Zorzoli, ela continua melhorando seus indicadores de qualidade medidos pela Aneel. No futuro, o objetivo é atingir os objetivos de qualidade estabelecidos pelo regulador para a empresa, com investimentos em digitalização, telecontrole e automação de rede. Zorzoli ressalta que a crise econômica no estado está afetando os resultados financeiros. Segundo ele, o novo aditivo ao contrato de concessão assinado recentemente vai contribuir para a melhoria do desempenho diminuindo o impacto das perdas não técnicas na área de concessão da Enel Distribuição Rio. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017)

 

9 Enel Ceará: lucro líquido de R$ 101 mi no primeiro trimestre

A Enel Distribuição Ceará registrou um lucro líquido de R$ 101,1 mi no primeiro trimestre do ano, um aumento de 23,7% na comparação com o mesmo período do ano passado. O resultado Ebitda apresentou elevação de 16,6% ante o montante de R$ 165,3 mi de 2016, passando a R$ 192,7 mi. Esses aumentos são atribuídos pela concessionária ao aumento da receita bruta no período, que ficou 9,2% maior, decorrente do aumento tarifário no estado onde atua, mesmo com a queda de 2% no volume de energia vendida e transportada pela rede. Os investimentos da empresa no período aumentaram 32,5% no período de janeiro a março deste ano. Passou de R$ 95,7 mi para R$ 126,8 mi, sendo que a maior parte desses recursos destinou-se para a conexão de novos clientes, modernização e digitalização da rede de distribuição. Enquanto isso, a dívida líquida da concessionária fechou o trimestre 12% menor do que um ano atrás, em função de maior geração de caixa no período devido a menores pagamentos com a compra de energia pela situação mais favorável da hidrologia no país entre março de 2016 e 2017. A empresa encerrou março com 3.925.909 clientes, um aumento de 3,6% ante o mesmo período do ano passado. Os indicadores de qualidade apresentaram redução. O DEC passou de 10,45 para 9,22 horas, queda de 11,8% e o FEC caiu 4,6% de 5,81 vezes para 5,54 vezes. Ambos os indicadores, destacou a empresa, decorrem dos investimentos para melhorias da rede. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017)

 

10 Itaipu: preparação para a era digital

A binacional de Itaipu está rumando à digitalização das unidades geradoras de olho na manutenção da alta eficiência operacional que vem apresentando nos últimos anos. Ao completar 33 anos de operação nesta sexta-feira (5/5), a usina vai adotar tecnologias digitais em 18 das 20 turbinas, num processo que demandará entre oito e dez anos e US$ 500 mi em investimentos. Ao mesmo tempo, a hidrelétrica passará pela renovação do acordo entre Brasil e Paraguai, em 2023, quando se encerra a dívida pela construção do empreendimento. Segundo o presidente da Itaipu Binacional, Luiz Fernando Vianna, a usina passará por um processo de atualização tecnológica, cuja estratégia baseia-se na paralisação de duas máquinas por ano, durante quatro meses, no período seco, para a introdução de todas as funcionalidades digitais. Em paralelo, as equipes que atuarão no processo vão fazer uma revisão geral de todas as unidades, para troca de componentes próximos do fim da vida útil. Não está prevista substituição de rotores, entretanto. (Brasil Energia – 05.05.2017) 

 

11 Itaipu: licitação para obras que visam manter a eficiência acontecerá em breve

A divulgação da licitação das obras [para a Itaipu] deve acontecer nos próximos meses e o início dos trabalhos está previsto para o começo do ano que vem. “A gente não quer perder em eficiência", disse o presidente da Itaipu Binacional, Luiz Fernando Vianna à Brasil Energia. A usina, que no ano passado ultrapassou o recorde operacional com 103 milhões de MWh, tem mantido operação com elevada eficiência. Entre 1° de janeiro e 2 de maio, dia da entrevista, a usina tinha acumulado geração de 33.272.687 MWh, pouco abaixo do verificado no mesmo período do ano passado, de 34.814.371 MWh. Vianna recorda ainda que 2012 e 2013 foram "anos de ouro" para a usina, com alto grau de disponibilidade, quadro que tem se repetido este ano, que por sinal não registrou vertimento, fazendo com que a usina operasse com 100% de eficiência em relação a anos anteriores – o que no quadro hidrológico atual, de poucas chuvas, e abaixo da média, significa uma ajuda relevante para atravessar o período seco. (Brasil Energia – 05.05.2017)

 

12 Itaipu: novo acordo com Paraguai começa a ser articulado

Ainda em estágio inicial, o presidente da Itaipu Binacional, Luiz Fernando Vianna contou que já existe uma movimentação para a renovação do acordo entre Brasil e Paraguai sobre a usina, que expira em 2023, especialmente no que se refere ao Acordo C, sobre a comercialização de energia da usina. Atualmente, a energia é dividida igualmente entre os dois países – 50% para o Brasil e 50% para o Paraguai, que repassa o excedente não utilizado a um custo de US$ 360 mi por ano. A geração das máquinas do lado brasileiro e o excedente paraguaio são suficientes para atender a 17% da demanda nacional, resssalta o executivo. A negociação deve ser capitaneada pelo Ministério das Relações Exteriores (MRE), mas Vianna relembra que se não houver mudanças no acordo binacional, os termos atuais continuam valendo. De acordo com Vianna, atualmente a fase é de levantamento de dados que serão compartilhados entre a Eletrobras, o MME e o MRE. "Da mesma forma, o Paraguai vai fazer sua discussão interna", completou. No caso da dívida, dos US$ 3,8 bi de receita, cerca de US$ 2 bi são destinados ao pagamento da dívida. A geração da energia é rateada pelos consumidores de energia das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, via Cota Itaipu. O novo tratado vai rever (ou manter), entre outros pontos, a forma da comercialização da energia e a remuneração da usina. Quando o acordo foi assinado, não existia, por exemplo, o mercado livre e a produção independente de energia. (Brasil Energia – 05.05.2017) 

 

13 Chesf: gestão de ativos de transmissão é transferida para Energisa

A Chesf foi autorizada a transferir a gestão da subestação de Xingó (69/13,8kV) e da linha de transmissão Zebu/Xingó (69 kV) para a Energisa Sergipe. O pedido da Chesf foi aprovado pela Aneel na última terça-feira (3/5) e publicado na edição desta sexta-feira (5/5) no Diário Oficial da União. A transferência relaciona-se ao fato de que ativos abaixo de 230 kV são de responsabilidade de distribuidoras. (Brasil Energia – 08.05.2017) 

 

14 Copel: mercado fio cresce 3,5% no 1º trimestre

O mercado fio da Copel-D cresceu 3,5% no primeiro trimestre de 2017. A empresa divulgou na última quinta-feira, 4 de maio, seu desempenho operacional. Esse mercado é composto pelo mercado cativo, pelo suprimento a concessionárias e permissionárias no estado do Paraná e pela totalidade dos consumidores livres na área de concessão. A energia vendida por esse mercado no trimestre chegou a 7.438 GWh. No mercado cativo, em que a distribuidora totalizou 4.501.853 unidades consumidoras, a venda de energia ficou em 5.336 GWh, recuando 11,3% na comparação com o mesmo período do ano passado. A queda no consumo das classes industrial e comercial, causada pela forte migração para o ambiente livre, teve influência no resultado. O consumo industrial diminuiu 44,2%, enquanto o comercial, 8,2%. Já a classe residencial apresentou crescimento de 6,6% na energia vendida, enquanto o seu consumo médio cresceu 4,4%, chegando a 175 kWh. A classe rural registrou acréscimo de 2,6% no consumo no primeiro trimestre de 2017, totalizando 630 GWh. Em março, ela representou 11,8% do mercado cativo da Copel, com 358.847 consumidores. O total de energia comercializada pela empresa, que engloba as vendas da Copel-D, da Copel GT, dos Complexos Eólicos e da Copel Comercialização em todos os mercados, atingiu 10.343 GWh no primeiro trimestre de 2017, representando uma queda de 6,8%. Os 10.349 GWh registrados neste primeiro trimestre do ano foram inferiores aos 11.097 GWh do mesmo trimestre de 2016. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017) 

 

15 State Grid: subsidiária é condenada por precarização do trabalho

A 2ª Vara do Trabalho de Araraquara condenou a Araraquara Transmissora de Energia, subsidiária da estatal chinesa State Grid, à obrigação de fiscalizar a conduta de suas terceirizadas e ao pagamento de indenização no valor de R$ 200 mil por danos morais coletivos decorrentes da precarização do trabalho de empregados terceirizados. A ação é do Ministério Público do Trabalho em Araraquara. A sentença, proferida pelo juiz Mauricio de Almeida, obriga a empresa a analisar previamente a regularidade trabalhista das empresas que pretender contratar para a prestação de serviços terceirizados, exigindo delas documentação necessária, sob pena de multa diária de R$ 20 mil. A decisão também impõe a obrigação de exigir e fiscalizar, mensalmente, o cumprimento da legislação trabalhista por parte das empresas prestadoras de serviços terceirizados. A investigação, após instauração do inquérito, confirmou a supressão em massa de direitos trabalhistas dos empregados terceirizados por meio de irregularidades totalmente ignoradas pela principal tomadora e beneficiária econômica dos serviços prestados, a Araraquara Transmissora de Energia S.A. Em audiência, foi proposta pelo MPT a celebração de TAC (Termo de Ajuste de Conduta). A empresa admitiu a necessidade de adotar ações de responsabilidade social e incluir nos contratos com prestadoras de serviços cláusulas estabelecendo o cumprimento de obrigações trabalhistas, no entanto, rejeitou que, se as sanções aplicadas não surtissem o efeito desejado e a terceirizada insistisse na prática ilícita já advertida e multada pela contratante, deveria proceder à rescisão do contrato. A ação ainda cabe recurso ao Tribunal Regional do Trabalho da 15ª Região. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017) 

 

16 Santa Branca: hidrelétrica consegue entrar no Reidi

O Ministério de Minas e Energia autorizou na última quinta-feira, 4 de maio, o enquadramento ao Regime Especial de Incentivos ao Desenvolvimento da Infraestrutura da UHE Santa Branca. A usina fica localizada na cidade de Tibagi, no Paraná. Com 62 MW de capacidade, ela será implantada de 1º de janeiro de 2017 a 1º de março de 2021 e vai demandar investimentos de R$ 343 milhões sem a incidência de impostos. O MME também enquadrou ao Reidi as PCHs Clairto Zonta e São João II. A usina Clairto Zonta, da Argentum Energia, fica na cidade de Curitiba e vai ter três unidades geradoras, sendo duas de 6 MW e uma de 3 MW, totalizando 15 MW de capacidade instalada. Com investimentos na ordem de R$ 75,4 milhões, sem impostos, seu período de implantação vai de janeiro de 2017 até 31 de dezembro de 2021. Também localizada no estado, a usina da Hidrelétrica São João II vai ter três unidades geradoras de 2,33 MW, totalizando 7 MW de capacidade. Os investimentos são de R$ 42,2 milhões, sem os impostos. O período de execução vai de janeiro de 2017 até 31 de dezembro de 2021. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017) 

 

17 Condições atrativas levam EDP à transmissão

Atuar no mercado de transmissão no Brasil não era um plano original e prioritário da EDP, mas as condições estabelecidas pelo governo para o segmento, as oportunidades surgidas nos leilões, consideradas estratégicas para a empresa, e a ausência de projetos de geração fez com que a companhia mudasse de ideia e partisse para o segmento. Em seis meses, a companhia já contabiliza cinco projetos. Os quatro lotes recém-adquiridos (7, 11, 18 e 21) somam R$ 3,0 bi de investimentos, segundo cálculos da companhia, ou R$ 3,6 bi, de acordo com a Aneel. Devem contar com incentivos fiscais (todos eles têm previsão de serem enquadrados no Reidi), e já contam com fornecedores para as linhas – Cesbe e Camargo Corrêa – e as subestações (Cesbe, ABB, Camargo Corrêa e Weg). Os lotes totalizam 1.184 km de extensão e têm prazos entre 48 e 60 meses. Soma-se aos lotes a linha de transmissão de 113 km, com mais uma subestação no Espírito Santo, com investimento de R$ 113 mi. Segundo o presidente da companhia, Miguel Setas, a sobrecontratação trouxe um cenário em que não se visualiza uma demanda muito elevada de capacidade de geração e o cenário para a transmissão, com melhores condições de remuneração do capital, maiores prazos de implantação e preços-teto mais elevados levaram a EDP a avaliar a viabilidade dos projetos. (Brasil Energia – 05.05.2017) 

 

18 EDP: participação num segundo leilão ainda esse ano é possível

Uma participação num eventual segundo leilão de linhas a ser realizado este ano não está descartado pela EDP, mas neste caso, frisou o executivo, a atuação tende a ser mais modesta, diante do fato que seis projetos estarão em fase de implementação. Ao mesmo tempo, a empresa não descarta aquisições de linhas – no momento, não existe um ativo em especial na mira da EDP. Neste caso, se alguma aquisição ocorrer, o objetivo seria o de criar massa crítica na empresa – e o mercado de transmissão, atualmente, possui ativos que estão no mercado à espera de compradores. No primeiro trimestre, a EDP registrou lucro líquido de R$ 134,8 mi, 108,9% acima do verificado um ano antes. O Ebitda cresceu 18,1% no período, para R$ 539,7 mi, valor que não considera os efeitos não recorrentes ocorridos balanço do ano anterior, como a conclusão da venda da Pantanal Energética e o ressarcimento de um seguro da térmica Pecém I. (Brasil Energia – 05.05.2017) 

 

19 Itaipu e Copel estudam meios para modernizar a oferta de energia elétrica no setor rural no Oeste do Paraná

Uma parceria entre Copel e Itaipu estuda meios para modernizar a oferta de energia elétrica no setor rural no Oeste do Paraná. Esse é o resumo do encontro entre o diretor-geral brasileiro da Itaipu, Luiz Fernando Vianna, e o presidente da Copel, Antonio Sérgio de Souza Guetter. Conforme esclarece Paulo Afonso Schmidt, da Assessoria de Energias Renováveis da Itaipu, o objetivo da parceria é promover na região uma nova versão do programa Mais Clic Rural, que propõe a modernização dos serviços de energia em áreas rurais, com a expertise da binacional em energias renováveis. “Há uma demanda crescente por energia, especialmente da cadeia de proteína animal, que é o carro-chefe da economia do Paraná. E a ideia é buscar uma nova modelagem para o Oeste do Paraná, que ajude a baratear os custos de energia e melhorar os resultados econômicos para os produtores”, afirmou Schmidt, informando que o objetivo é estabelecer a parceria ainda neste semestre. Durante a reunião, o presidente da Copel conheceu alguns dos projetos que a Itaipu já desenvolve na região, como o programa Oeste em Desenvolvimento, e a promoção do uso de fontes renováveis, com ênfase no biogás gerado a partir de dejetos da agropecuária. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017) 

 

20 Abraceel aprova novos associados

As empresas Echoenergia, Minerva Comercializadora de Energia e Prime Energy foram admitidas nesta última quarta-feira, 25 de abril, pelo Conselho de Administração da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia – Abraceel. Com essa inclusão, o quadro de associados da organização passa agora a contar com 76 empresas, responsáveis por 93,8% do volume de energia elétrica negociado por comercializadoras no mercado livre brasileiro. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017) 

 

21 Setor eletroeletrônico: crescimento de 4,3% no começo de 2017

A produção do setor eletroeletrônico apresentou crescimento de 4,3% no primeiro trimestre de 2017 na comparação com o mesmo período do ano anterior. Os dados divulgados pelo IBGE e agregados pela Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica (Abinee) apontam que o resultado foi determinado pelo desempenho da indústria eletrônica, que apresentou expansão de 17,3%, enquanto a indústria elétrica sofreu decréscimo de 4,4%. O incremento da indústria eletroeletrônica foi superior ao da indústria geral, cujo acréscimo foi de 0,5%, e da indústria de transformação, que recuou 0,6%. “Não tínhamos um primeiro trimestre positivo desde 2014”, destaca o presidente da Abinee, Humberto Barbato. Ele acrescenta que empresas esperam desempenho favorável durante todo o ano. De acordo com a última sondagem realizada pela Abinee, 74% das empresas do setor acreditam em crescimento das vendas em 2017. “Ainda estamos dando os primeiros passos para o processo de recuperação da atividade industrial”, afirma. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017) 

 

 

Leilões

1 Indefinição sobre realização de leilões traz expectativa para o setor

A indefinição do governo em realizar leilões de energia em 2017 vem se transformando em uma das maiores expectativas dos agentes do setor. O cenário de sobrecontratação de energia e de baixo crescimento econômico trazem a incerteza. A enquete 'Você acredita que os leilões voltarão ao normal em 2017?', do CanalEnergia, mostra que a maioria, 62%, acredita que a normalização só virá em 2018. Já apenas 21% apostam que esse ano apenas o leilão de reserva se concretizará, enquanto 17% tem crença que todos os tipos de certame se realizarão ainda este ano. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017) 

 

2 GESEL: leilões só voltarão ao normal em 2018

O coordenador do GESEL, da UFRJ, Nivalde de Castro, vai em linha com o que a maioria (62%) dos leitores do CanalEnergia, que responderam a enquete até agora, que a normalização [dos leilões] só virá em 2018. Ele acredita que os leilões tradicionais só voltarão no ano que vem devido à falta de demanda e a alta capacidade que vai entrar no sistema esse ano. "Seguindo a lógica de planejamento que o Brasil adota, tem que ter projeções de PIB e de demanda que indiquem a necessidade de expansão e hoje esse cenário não está visível", observa. Castro se mostra preocupado com a possibilidade de o governo marcar leilões após ceder a pressões de agentes. "Isso não é justificativa e é um erro grave na avaliação do Gesel". O governo vem sinalizando com a possibilidade de realização de um leilão em 2017, mas primeiro quer fazer o certame de descontratação para ter uma real ideia das necessidades do sistema. O presidente da EPE, Luiz Barroso, já deixou claro que a descontratação não traz obrigatoriamente uma contratação para repor o montante eliminado. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017)

 

3 ABEE: A normalidade dos leilões só virá em 2018

Élbia Gannoum, presidente executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica, acredita que a normalidade somente virá em 2018, apesar de apostar na realização de dois leilões ainda este ano, um de reserva e outro de energia nova. Ela define o leilão como importante atender a demanda de 2021 e 2023 por conta do fator reservatório, uma vez que os modelos atuais não conseguem refletir a realidade do armazenamento no país em um período de longo prazo. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017) 

 

4 Engenho Consultoria: Atual déficit no balanço deve ser suprido por leilões ainda esse ano

Leontina Pinto, diretora da Engenho Consultoria, gostaria de leilões já esse ano. Ela lembra que há falhas estruturais no sistema com usinas que não vem gerando a sua garantia física e que grandes geradoras enfrentam problemas graves nas suas usinas. "A gente tem que entender que não consegue a geração que pensamos ter. É fundamental ter energia", avisa. Ela vê o leilão de reserva como alternativa mais consistente, mas preferia um leilão de lastro. Para ela, em 2018, há a possibilidade de normalização com os leilões tradicionais, mas o resultado da descontratação será importante no processo. A divulgação da revisão das garantias físicas das usinas do SIN, com a redução de 1,3 GW med também é outro fator que motiva a realização de certames. "O balanço entre oferta e demanda é um deficit que já existe nesse momento. Quem vai suprir isso? As mensagens subliminares estão sendo mandadas", aponta. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017) 

 

5 Governo pretende leiloar sobra de energia para cumprir meta fiscal

Em busca de receitas para cumprir a meta fiscal deste ano, o governo estuda leiloar as sobras de energia das distribuidoras. A equipe econômica estima que essa medida poderá destravar o setor e atrair até R$ 27 bilhões para a União se todo o excesso de energia estiver à venda. Após a crise econômica, houve uma sobreoferta no mercado regulado de cerca de 4.000 MW médios. A oferta, no entanto, poderia chegar a um teto de 8.000 MW médios que estão sobrando no sistema. Como parte dessa energia pertence à própria União, a ideia que está na mesa é, provavelmente por meio de um decreto, permitir que comercializadoras assumam os contratos das distribuidoras com as geradoras vendendo essa energia no mercado livre. A proposta é começar os leilões com 2.100 MW médios. Para contratos de cinco anos, a equipe econômica acredita que a União conseguiria levantar R$ 2,9 bilhões. Para 20 anos, a outorga de venda daria R$ 7 bilhões e chegaria a R$ 27 bilhões se os 8.000 MW fossem colocados à venda pelo mesmo período. Caso o governo decida seguir esse caminho, os leilões seriam marcados dentro de seis meses, segundo pessoas envolvidas no planejamento dessas medidas. Os recursos seriam usados para reforçar o caixa do governo e ajudar no cumprimento da meta de déficit de R$ 129 bilhões deste ano. (Folha de São Paulo – 05.05.2017) 

 

 

Oferta e Demanda de Energia Elétrica

1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil

De acordo com dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico referentes ao último dia 04/05. Os reservatórios do Norte e Nordeste registraram queda de 0,1% nos níveis e estão operando com volume de 66% e 21,4% respectivamente, a energia armazenada na região Nordeste é de 11.115 MWmês e a ENA é de 1.750 MWm, que equivale a 25% da MLT armazenável no mês até o dia. A usina de Sobradinho está com 15,22% da capacidade. No Norte, a energia armazenada é de 9.929 MWmês e a ENA é de 9.587 MWm, que corresponde a 83% da MLT. A usina de Tucuruí registra volume de 99,77%. No Sul do país os níveis mantiveram-se os mesmos e a energia armazenada é de 8.592 MWmês e a ENA é de 5.069 MWm, que é o mesmo que 64% da MLT. A usina de Passo Fundo opera com 85,69% da sua capacidade. Na região Sudeste/Centro-Oeste também não houveram desvios e os níveis seguem nos 41,8%. A energia armazenada é de 84.929 MWmês e a ENA é de 36.283 MWm, que é o mesmo que 95% da MLT. As usinas de Furnas e Itumbiara operam com 41,74% e 28,72% da sua capacidade. (Agência CanalEnergia – 05.05.2017) 

2 ONS espera apena 1,5% de crescimento no consumo de energia em maio

O ONS reduziu a previsão de consumo de energia no país em maio, de 64.195 MWm para 63.701 MWm. Com isso, a expectativa do órgão, com relação ao igual período do ano passado, passou de um crescimento de 2,3% para uma alta de 1,5%. Em relatório divulgado na tarde desta sexta-feira, o operador manteve a previsão de volume de chuvas para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, o principal do país, em maio, em 82% do histórico para o período. A expectativa de armazenamento nos reservatórios das hidrelétricas da região no fim de maio teve leve recuo, de 42,4% para 42%. (Valor Econômico – 05.05.2017)

3 PLD para a segunda semana de maio aumenta 2%

O PLD para a segunda semana de maio foi fixado em R$ 458,12/MWh, registrando um aumento de 2% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste. No Norte, o PLD permanece no valor mínimo de R$ 33,68/MWh, descolado dos demais, uma vez que os limites de envio de energia pelo Norte são atingidos. Em maio, a previsão de afluências para o sistema é de 72% da média de longo termo (MLT), abaixo da média em todos os submercados: SE/CO (82%), Sul (80%), Nordeste (23%) e Norte (67%). A análise indica ainda uma expectativa 500 MWmédios menor de carga para a próxima semana com reduções esperadas no Sudeste (-400 MWmédios) e no Sul (-100 MWmédios). O fator de ajuste do MRE esperado para maio é de 74,7% e não há previsão de encargos de serviços do sistema (ESS) para o período. (Brasil Energia – 05.05.2017) 

4 ONS: compra de energia do Uruguai com Eletrobras como importadora

O Brasil iniciou nesta semana a importação de energia elétrica do Uruguai por meio de operações comerciais intermediadas pela estatal Eletrobras. O intercâmbio poderá envolver até 570 megawatts médios em eletricidade a partir da próxima semana, disse um representante do ONS. A energia do país vizinho poderá ser em muitos momentos uma alternativa mais barata que o acionamento de termelétricas locais, principalmente em um momento em que as contas de luz dos brasileiros estão mais caras, sob bandeira tarifária vermelha, devido a chuvas fracas que não recuperaram o nível dos reservatórios das hidrelétricas neste início de ano. "A priori, se mantivermos esse atual custo de operação no segundo semestre, se eles tiverem energia para mandar, provavelmente vai estar em preço mais baixo que a nossa energia, que está em bandeira vermelha", explicou o assessor da presidência do ONS, Marcelo Prais. O montante que poderá ser transacionado entre os países representa quase a capacidade de produção de uma hidrelétrica de grande porte, como a de Furnas, em Minas Gerais. (Folha de São Paulo – 05.05.2017) 

5 Exportação de energia do Uruguai pode ganhar força

As operações [de exportação de energia do Uruguai pela Eletrobras] passaram a ser realizadas neste mês, ainda com capacidade reduzida a no máximo 70 MW devido a restrições na rede, mas deverão ganhar mais força, de acordo também com a evolução da oferta uruguaia. Segundo o assessor da presidência do ONS, Marcelo Prais, o Uruguai costuma ter excedentes para exportação quando chuvas favorecem a produção de suas hidrelétricas, como a usina Salto Grande, parceria do país com a Argentina, ou quando há bastante vento para impulsionar a geração eólica. "Se a situação está favorável, eles têm muitos excedentes, e podem ofertar em vários blocos, com preços diferentes. Se eles estão com vertimento (excesso de água nas hidrelétricas), vão oferecer naquela semana a um preço bem baixo, e você caminha para ter menos térmicas acionadas no Brasil", explicou. Até recentemente, a interligação elétrica entre Brasil e Uruguai tinha capacidade para 70 MW e permitia apenas transações que funcionavam na prática como uma permuta em situações de emergência. Mais recentemente foi concluída uma nova conexão que elevou a capacidade de intercâmbio para 570 MW, e para o início de maio passaram a ser autorizadas as transações comerciais de compra e venda de energia, a serem conduzidas pela Eletrobras. Entre 1° e 4 de maio houve três dias com registros de importações junto ao Uruguai, envolvendo cerca de 40 MW médios a cada ocasião, de acordo com os registros do ONS. (Folha de São Paulo – 05.05.2017)



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