NOTICIAS SETOR ELÉTRICO

Notícias Agosto
15/08/2017

Regulação e Reestruturação do Setor

1 Dissertação com orientação de pesquisador associado do GESEL: “Usinas hidrelétricas cotistas: aspectos técnicos e regulatórios sobre a qualidade do serviço prestado”

Foi defendida na USP, em São Paulo, em 19/05/2017, a dissertação “Usinas hidrelétricas cotistas: aspectos técnicos e regulatórios sobre a qualidade do serviço prestado” de Gustavo Caravaggi Tenaglia com orientação do pesquisador associado do GESEL, Dorel Soares. A dissertação traz uma discussão sobre a necessidade de haver políticas de incentivo à existência de almoxarifado de operação em usinas hidrelétricas que renovaram suas concessões através da Lei 12.783/13 passando a pertencer ao regime de cotas de garantia física, e seus efeitos imediatos para a disponibilidade do sistema gerador e para a segurança de operação do sistema elétrico brasileiro, estabelecendo conexões do ambiente regulatório/econômico com o mundo físico/real. Com base nas teorias de confiabilidade, métodos de gestão de ativos e políticas de operação e manutenção, analisa-se a situação real do parque gerador hidrelétrico com mais de 30 anos de operação, e as consequências do aumento das taxas de falhas e redução de vida útil, explanando a necessidade de se promover uma forma de incentivo que corrija as assimetrias regulatórias estabelecidas, envolvendo as penalidades e os benefícios percebidos tanto pelo lado do agente regulado, quanto pelo lado do consumidor final. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 15.08.2017)

2 Governo permite contrato bilateral entre geradora e distribuidoras por motivo de sobra de energia contratada

As distribuidoras de energia no Brasil vêm passando por frustrações em suas projeções de crescimento de demanda, com a recessão da economia, o que resulta em sobra de energia contratada desde 2016. Para ajudar a solucionar o problema, o governo autorizou que fossem realizadas negociações bilaterais entre geradoras e distribuidoras, para reduzir ou até mesmo cancelar os contratos. O MCSD, que já existia para que as distribuidoras trocassem entre si seus contratos, ganhou a modalidade de energia nova, para incluir nas negociações as geradoras de energia. Muitas aproveitaram a oportunidade para realocar contratos do mercado regulado para o mercado livre. Outras conseguiram cancelar permanentemente contratos de usinas que não sairiam do papel. Ao reduzir a sobra de energia das distribuidoras, os MCSDs também abrem, de certa forma, espaço para novas contratações. A demanda dos leilões marcados para dezembro, A-4 e A-6, por exemplo, dependem da declaração de necessidade das concessionárias para atendimento aos respectivos mercados. Em março deste ano, a Abradee já estimava uma necessidade de contratação correspondente a 0,5% do mercado. Com o MCSD A4+, realizado em maio, que descontratou permanentemente 1.363 MW médios a partir de janeiro de 2018, essa demanda pode aumentar. (Brasil Energia – 14.08.2017) 

3 Clube de Engenharia defende tarifa de energia pelo custo de produção e operação

A mudança de modelo regulatório no setor elétrico deveria restabelecer as tarifas balizadas pelos custos de produção e operação, para assegurar a reposição dos investimentos, e precificadas pelo custo marginal, a fim de garantir a melhor alocação de recursos e decisões, sendo esses valores regulados pela Aneel, na avaliação do Clube de Engenharia. A entidade apresentou contribuições à consulta pública 33, que se encerra na próxima quinta-feira (17/8). Na visão da entidade, uma das questões a serem colocadas na mesa é o reconhecimento de que a marcha para uma economia de baixo carbono impõe a existência de um setor elétrico moderno e capitalizado. Para o presidente do Clube de Engenharia, Pedro Celestino, um dos pontos que dão base às propostas da instituição é o fato de que a prestação do serviço público de energia elétrica precisa ser feita a preços módicos, algo "essencial ao desenvolvimento". A proposta, na visão da instituição, vai de encontro ao espírito da prestação de serviço ao colocar toda a energia no mercado. "A energia elétrica vai ser transformada em mercadoria", disse Celestino, em entrevista. Nessa linha, a proposta de ampliação do ACL pode "destruir o setor elétrico brasileiro" e a de descotização das hidrelétricas pode gerar retrocesso e alta de preços da energia para o consumidor. (Brasil Energia – 14.08.2017) 

4 Tocantins e Rio de Janeiro lideram ranking de Atratividade do Mercado Livre para Fontes Limpas 

A FDR Energia, empresa de geração e comercialização de eletricidade, acaba de concluir o Mapa Nacional de Atratividade do Mercado Livre para Fontes Limpas de Energia do mês de julho. O levantamento dos primeiros sete meses do ano revela que os estados de Tocantins e do Rio de Janeiro mantêm a maior atratividade para os consumidores eleitos para usar megawatts de PCHs, usinas solares, eólicas e de biomassa. Tocantins lidera o ranking com a nota “0,688”. Já o Rio de Janeiro vem colado com a nota “0,647”. De acordo com os dados, em janeiro deste ano, os dois estados já lideravam as primeiras posições, mas o Rio de Janeiro ocupava a primeira colocação. “Ambos os estados permanecem ao longo dos meses com alta competitividade para as empresas que desejam entrar no Mercado Livre de Energia”, afirma Erick Azevedo, sócio-diretor da FDR e coordenador do estudo. O mapa também destaca entre os 15 estados mais atrativos: Mato Grosso, Paraná, Pará, Mato Grosso do Sul, Espírito Santo, Amazonas, Rondônia, Santa Catarina, Distrito Federal, Minas Gerais e Ceará. O índice, tal qual o modelo do Índice de Desenvolvimento Humano (IDH), elaborado pela Organizações das Nações Unidas (ONU), é calculado em um intervalo de “0,000” (para a menor atratividade) e “1,000” para a maior atratividade. O valor médio do índice da FDR Energia para todo o Brasil ficou em “0,494” no mês de maio de 2017. (Agência CanalEnergia – 14.08.2017) 

5 Errata: EPE vai contratar consultoria para aprimorar planejamento estratégico da empresa

Diferente do informado na versão anterior da matéria, publicada ontem, a chamada pública é para aprimoramento do planejamento estratégico da EPE, e não do setor elétrico. A EPE tornou público esta semana o processo de seleção de parceiros para ajudar no aprimoramento do seu planejamento estratégico. A Chamada Pública visa selecionar uma consultoria ou uma empresa especializada em planejamento a fim de celebrar acordo de cooperação para discussão e apresentação de projeto, desenvolvimento, desenho, orientação e implantação, de forma estruturada e integrada, do Planejamento Estratégico e de Modernização Institucional alinhada à gestão estratégica da EPE. (Agência CanalEnergia – 14.08.2017) 

6 EOL Ventos da Bahia IV é liberada para operação em teste

A Aneel liberou a usina eólica Ventos da Bahia IV para operação em teste das unidades geradoras UG1 a UG4, de 3 MW cada, totalizando 12 MW de capacidade instalada, a partir do sábado, 12 de agosto, segundo despacho publicado pela Aneel na última segunda-feira, 14/8. A usina fica no município de Bonito (BA). (Agência CanalEnergia – 15.08.2017) 

 

Empresas

1 Eletrobras e o MME estudam privatização de 6 distribuidoras da estatal

A Eletrobras e o MME estudam como viabilizar a privatização das seis distribuidoras de energia controladas pela estatal ainda neste ano. Uma das ideias é vender as termelétricas operadas pela Amazonas Energia e usar os recursos levantados para reduzir, ao menos em parte, a dívida de mais de R$ 16 bilhões da distribuidora com a Petrobras, disse o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho. A separação entre distribuição e geração da Amazonas Energia poderia resolver o caso da venda da empresa. "Nós queremos virar a página e equacionar a dívida, mas não dá para uma empresa como a Eletrobras pagar toda essa dívida", disse Coelho. (Valor Econômico – 15.08.2017) 

 

2 Eletrobras: hidrelétricas ainda não geraram proposta

A Eletrobras não recebeu até o momento nenhuma proposta formal de interesse na aquisição de usinas estruturantes ou em São Manoel, hidrelétrica em que a estatal possui participação, via Furnas. No mês passado, a EDP havia afirmado que possuía interesse na aquisição da fatia de Furnas na hidrelétrica. No mesmo dia em que o presidente da EDP, Miguel Setas, havia feito a afirmação, o presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Jr, afirmou que não tinha recebido propostas. Nesta sexta-feira (11/8), o executivo da estatal disse em entrevista coletiva sobre os resultados do segundo trimestre que ainda não foi procurado pela portuguesa com proposta formal de compra. "Não fizeram e tem que fazer uma proposta boa", disse a jornalistas, quando questionado sobre a possibilidade da Eletrobras vender participações nas hidrelétricas de Santo Antônio, Jirau e Belo Monte e São Manoel. Ferreira ressaltou que a empresa "não está em liquidação de ativos", mas que a empresa tem o valor dessas usinas para o caso de uma eventual oferta. Nas quatro usinas, a Eletrobras figura como acionista minoritária, e de todas, a que possui mais chances de venda de participação, por haver tratativas, é a de Santo Antônio, onde há negociação entre a Odebrecht e a Cemig com potenciais interessados, entre as quais a chinesa SPIC. No caso de Belo Monte, Ferreira destacou que outros acionistas também haviam manifestado interesse em se desfazer de participações, mas nada aconteceu até o momento. (Brasil Energia – 11.08.2017)

 

3 Eletrobras: descotização ainda não está clara, mas é alternativa que beneficia estatal e consumidor

Para a Eletrobras, a proposta de descotização de hidrelétricas é importante por apresentar uma nova alternativa de geração de receita. No entanto, ainda não está claro como será o procedimento da descotização, mas isso não impede de considerar a proposta como benéfica a todos, segundo avalia o presidente da companhia, Wilson Ferreira Jr. Do total de 91 hidrelétricas no regime de cotas, que totalizam 29 mil MW, 14 são do grupo Eletrobras, com capacidade instalada de 13.970 MW. Essas usinas possuem geração de caixa zero, segundo Ferreira, quando se olha a receita frente aos custos operacionais. Todas as 91 usinas têm receita de geração que somam R$ 529 milhões por ano, arrecadados nas contas de luz. Esse valor corresponde a uma tarifa média de R$ 61,10/MWh. No caso da Eletrobras, no entanto, o valor médio da tarifa cotizada é de R$ 35/MWh, que não cobre os custos da companhia. Segundo Ferreira, quando se olha o lado do consumidor, a impressão da tarifa barata se desfaz, uma vez que o risco hidrológico (GSF) das usinas cotizadas foi repassado para os consumidores. Segundo ele, quando há bandeira amarela ou vermelha, os consumidores pagam o correspondente a R$ 1 bilhão por ano nas tarifas. Esse valor eleva o preço da energia da usina das cotas para R$ 176,20/MWh. Por isso, no caso da descotização, a alternativa beneficia a todos, segundo o executivo. No entanto, a adesão à descotização ainda precisaria ser discutida. "Importante é ter a alternativa", reiterou Ferreira a jornalistas em entrevista coletiva para comentar os resultados do segundo trimestre. Há ainda um debate na Aneel sobre a elevação da receita anual de geração (RAG). (Brasil Energia – 11.08.2017) 

 

4 Celesc: prejuízo diminui 43,8% no 2º trimestre 

A Centrais Elétricas de Santa Catarina (Celesc) terminou o segundo trimestre deste ano com prejuízo líquido de R$ 99,4 milhões, montante 43,8% menor que a perda de R$ 176,9 milhões registrada no mesmo intervalo de 2016. Considerando efeitos não-recorrentes, o prejuízo líquido da empresa totalizou R$ 2,1 milhões, queda de 91,2% na base anual. A receita líquida da empresa aumentou 33,6% na mesma base de comparação, para R$ 1,653 bilhão. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês) da Celesc entre abril e junho de 2017 ficou positivo em R$ 79,6 milhões, ante Ebitda negativo de R$ 159,8 milhões registrado no mesmo intervalo do ano passado. Já o Ebitda ajustado, que considera efeitos não-recorrentes, cresceu 43,5% na mesma base de comparação, para R$ 58,1 milhões. O resultado financeiro da empresa no segundo trimestre deste ano ficou negativo em R$ 136,6 milhões, aumento de 158% em relação ao resultado financeiro negativo de R$ 52,9 milhões visto em igual período de 2016. A Celesc ainda informa que os investimentos realizados em geração e distribuição de energia aumentaram 1,2% na base anual, chegando a R$ 107 milhões no trimestre. (Valor Econômico – 14.08.2017)

 

5 Celesc: Aneel aprova aumento médio de 7,85% nas tarifas da catarinense

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira o aumento médio de 7,85% das tarifas da Celesc Distribuição (Celesc-D). O reajuste na conta de luz dos consumidores atendidos pela distribuidora catarinense entrará em vigor a partir da próxima terça-feira, dia 22 de agosto. A Celesc atende a cerca de três milhões de clientes. A tarifa dos consumidores residenciais e de pequenos comércios (baixa tensão) será elevada em 7,9%. Já a energia fornecida a consumidores industriais e estabelecimentos de grande porte (alta tensão) terá alta de 7,77%. (Valor Econômico – 15.08.2017) 

 

6 Santo Antonio Energia: prejuízo cresce 484% no 1º semestre

A Santo Antonio Energia, concessionária da hidrelétrica de mesmo nome, teve prejuízo líquido de R$ 490,2 milhões no primeiro semestre deste ano, montante 484% maior que a perda de R$ 84 milhões apurada entre janeiro e junho de 2016. Segundo a companhia, o aumento do prejuízo refletiu, principalmente, a elevação dos custos operacionais, despesas financeiras e a depreciação e amortização. Os custos e despesas operacionais tiveram alta de 143,6% no semestre, para R$ 818,7 milhões, refletindo o aumento do preço de energia no mercado livre, que saiu de uma média de R$ 48,40 por megawatt-hora (MWh), no primeiro semestre do ano passado, para R$ 228,90/MWh no mesmo período de 2017. A receita líquida somou R$ 1,508 bilhão no período, alta de 13,3%, devido ao entrada de mais turbinas em operação comercial. O resultado antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) somou R$ 623 milhões, queda de 31%, também por conta do aumento dos custos operacionais. (Valor Econômico – 14.08.2017) 

 

7 São Martinho: forte alta no 2° trimestre

A precificação antecipada das vendas de açúcar e o foco na comercialização de energia elétrica em um momento de alta do valor dos megawatts-hora no país turbinaram os resultados do grupo São Martinho no primeiro trimestre da temporada 2017/18. A companhia encerrou o período com lucro líquido de R$ 116,9 mi, quase três vezes maior que o resultado do mesmo período da safra passada, de acordo com balanço divulgado ontem. "Conseguimos precificar uma estratégia boa. Movimentamos açúcar e também energia em preços bons", disse Fabio Venturelli, presidente do grupo. Ao longo do trimestre, a empresa avançou na fixação dos preços do açúcar a ser vendido, que passou de um equivalente a 68% da commodity a ser produzida a partir da cana cultivada em suas próprias lavouras, em 31 de março, para 77% em 30 de junho. Considerando o volume de açúcar vendido no último trimestre (372 mil toneladas) e a quantidade já precificada, mas que ainda não havia sido entregue (502,6 mil toneladas), o grupo tem cerca de 150 mil toneladas do produto a ser negociado nos níveis atuais de preço. No primeiro trimestre do exercício, o valor médio pelo qual a São Martinho vendeu seu açúcar foi de R$ 1.485,60 a tonelada, alta de 26,2% em relação a igual intervalo do ciclo. passado. De uma receita líquida total no trimestre de R$ 867,9 mi - incremento de 22,3% - as vendas de açúcar alcançaram R$ 552,7 mi, em alta de 42,7%. Já o segmento de cogeração de energia gerou R$ 66,2 mi, aumento de 51,5% na comparação. Além dos preços maiores no mercado livre, onde a São Martinho vende 20% de sua energia cogerada, essa frente de negócio também foi favorecida pela incorporação total da Usina Boa Vista, antes dividida com a Petrobras. (Valor Econômico – 15.08.2017) 

 

8 São Martinho: eficiência é mantida nas atuais safras

O tempo firme no período ajudou a São Martinho a acelerar a moagem de cana, recuperando o atraso do início da safra 2017/18, e levou a uma maior concentração de sacarose nas plantas, o que também favoreceu uma produção mais "açucareira" até o momento, segundo Felipe Vicchiato, diretor financeiro da companhia. Mas a empresa pisou no freio no segmento de etanol e está tentando estocar o produto para vender na segunda metade da safra. A receita com vendas de etanol hidratado caiu 26,4%, para R$ 50,4 mi, mas a São Martinho detinha no fim do trimestre estoques 53% maiores do que no mesmo período da safra passada, ou 116 milhões de litros. De acordo com Fabio Venturelli, o controle dos custos e a maior eficiência operacional contribuíram para um lucro antes de impostos, depreciação e amortização (Ebitda) ajustado de R$ 475,3 mi, aumento de 42,4%. A margem Ebitda cresceu, assim, 7,7 pontos percentuais, para 54,8%. Esse resultado permitiu manter o índice de alavancagem (dívida líquida sobre Ebitda) no nível planejado (1,52 vez), o que permitirá à companhia distribuir ganhos aos acionistas e continuar investindo em tecnologia nas lavouras e em redução de custos, segundo o executivo. O lucro caixa, que se refere aos ganhos aos acionistas, somou R$ 230,2 mi, alta de 125,5%. (Valor Econômico – 15.08.2017)

 

9 Light: alongamento de dívidas é negociado

Com um total de R$ 1,038 bi de dívidas vencendo este ano e um montante de R$ 1,036 bi com prazo de vencimento em 2018, a Light está negociando com bancos o alongamento do prazo de amortização dos débitos dos próximos dois anos. A companhia também está preparando a emissão de debêntures de infraestrutura, no valor até R$ 500 mi, neste semestre, e negocia com o BNDES financiamento de R$ 600 mi para cobrir investimentos para 2017 e 2018 "Estamos em conversas com as demais instituições financeiras que estão com dívidas vencendo este ano e início do ano que vem para já iniciarmos os trabalhos em vista do alongamento de nossas dívidas", afirmou o diretor de Finanças da Light, Roberto Barroso, em teleconferência com analistas e investidores sobre os resultados da Light no segundo trimestre, um prejuízo de R$ 51,1 mi, ante um resultado negativo de R$ 58,4 mi em igual período do ano passado. (Valor Econômico – 15.08.2017)

 

10 Light: empresa quer rescindir contrato de hidrelétrica

O diretor-presidente da Light, Luiz Fernando Paroli Santos, contou que a empresa está em tratativas com a Aneel para rescindir o contrato de fornecimento de energia de longo prazo da hidrelétrica de Itaocara, prevista para entrar em operação em 2020, mas que cujas obras ainda não tiveram início. Segundo ele, já foram realizadas três reuniões com representantes da autarquia sobre o assunto. Com relação a outros ativos da empresa, o presidente da Light lembrou que a unidade brasileira do grupo franco-belga Engie manifestou interesse em adquirir o complexo eólico Umburanas, da Renova Energia, empresa na qual a Light possui 15,68% de participação. Além disso, ele citou a assinatura, em julho, de acordo de exclusividade com a Brookfield para a compra e capitalização da própria Renova Energia, com prazo de 60 dias, renováveis por igual período. "Os trabalhos estão bem intensos. Me parece que este assunto é prioridade para Brookfield", afirmou. Paroli disse ainda que fechou negociação com o governo do Rio de Janeiro sobre uma dívida de R$ 110 mi relativa ao consumo de energia. O acordo prevê compensação fiscal em 18 meses, a partir de julho. Na teleconferência, Paroli disse que um dos objetivos no cargo, que assumiu há pouco mais de um mês, é dar suporte à venda da participação do bloco de controle da Light, do qual a Cemig faz parte. (Valor Econômico – 15.08.2017) 

 

11 Alupar: lucro recua 37,5% e fica em R$ 52,3 mi no 2º trimestre

O lucro da Alupar no segundo trimestre de 2017 ficou em R$ 52,3 mi, recuando 37,5% na comparação com o mesmo período de 2016. A empresa divulgou seus resultados no último dia 14 de agosto. A receita líquida ajustada de R$ 359,8 mi mostra uma queda de 10,4% em relação ao segundo trimestre de 2016, quando teve receita de R$ 401,6 mi. O Ebitda no trimestre é de R$ 262,4 mi, o que mostra diminuição de 25,4%. Os investimentos no trimestre ficaram em R$ 38,6 mi. Desse total, R$ 13,2 mi foram para a transmissão, R$ 25,1 mi para a geração – com a PCH Verde 08 levando a maior parte deles – e R$ R$ 300 mil em novos negócios. De acordo com a Alupar, a variação é resultado da redução de R$ 89,2 mi no Ebitda, a um aumento na linha de depreciação e amortização, devido à entrada em operação dos parques eólicos Energia dos Ventos em março de 2016. No semestre, o lucro da Alupar foi de R$ 126 mi, valor 8,6% menor que o do mesmo período de 2016 (de R$ 137,8 mi). Em seis meses, a receita líquida ajustada ficou em R$ 731,9 mi, apresentando queda de 5,5%. O Ebitda teve recuo de 14,3%, mudando dos R$ 662,8 mi dos seis primeiros meses de 2016 para R$ 568,4 mi agora. Os investimentos em seis meses ficaram em R$ 85 mi, bem abaixo dos R$ 315,4 mi do ano passado. No fim de maio, a Alupar conseguiu, por meio do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits, a rescisão de 100% dos contratos de venda de energia da PCH Verde 08, do Leilão Aneel 06/2013, a partir de janeiro de 2018 até o término do contrato. Outra PCH da empresa, a Água Limpa também conseguiu rescisão de 100% dos CCEARs do Leilão Aneel 10/2013, a partir de maio de 2018 até o término do contrato. (Agência CanalEnergia – 15.08.2017)

 

12 Chesf: lucro atinge R$ 370,3 mi no primeiro semestre

A Chesf registrou lucro de R$ 370,3 mi no primeiro semestre de 2017. O seu Ebitda no período chegou ao montante de R$ 509,5 mi, contra R$ 242,4 mi, no mesmo período do ano anterior, representando um crescimento de 110,2%. Este ano, a subsidiária da Eletrobras já realizou investimentos de R$ 556,5 mi, sendo que R$ 350,9 mi foi na expansão do seu sistema, com R$ 231,6 mi para obras do sistema de transmissão e R$ 104,9 mi em geração de energia e outros R$ 14,4 mi na infraestrutura da companhia. Os investimentos em parcerias somaram R$ 205,6 mi nas Sociedades de Propósito Específico, onde a Chesf é acionista, neste semestre de 2017. A maioria dos empreendimentos, em parceria, entrou em operação ou estão em fase de conclusão, portanto, reduzindo substancialmente a necessidade de aportes de recursos, quando comparados com os desembolsos efetuados nos anos de 2015 e 2016. Representando uma das etapas previstas no Plano Diretor de Negócios e Gestão 2017/2021, neste semestre a empresa lançou um Plano de Aposentadoria Extraordinária que contou com a adesão de 439 empregados, com desligamento previsto para ser realizado no segundo semestre de 2017. Este plano proporcionará, para a Companhia, uma economia anual de aproximadamente R$ 139,2 mi, sendo um importante componente para redução dos gastos operacionais. (Agência CanalEnergia – 14.08.2017) 

 

13 Cemig: Aneel agenda vistas técnicas a hidrelétricas da estatal

A Aneel estabeleceu nesta sexta-feira (11/8) o período de 22 a 25/8 para realização de visitas técnicas às hidrelétricas da Cemig que serão relicitadas. A publicação no Diário Oficial da União de hoje estabelece que as empresas interessadas devem enviar os dados de representantes até o dia 16 de agosto. O leilão de concessão das usinas Miranda (408 MW), São Simão (1.710 MW), Jaguara (424 MW) e Volta Grande (380 MW) está marcado para o dia 27 de setembro, em São Paulo. O governo federal pretende arrecadar pelo menos R$ 11 bilhões com bônus de outorga, que serão absorvidos pelo Tesouro Nacional para cobrir déficit fiscal. A Cemig ainda luta para tentar manter as concessões. (Brasil Energia – 11.08.2017) 

 

14 Renova deve cadastrar projetos mirando participação em leilões de geração

A Renova Energia pretende cadastrar projetos mirando uma eventual participação nos leilões de geração de energia previstos para serem realizados pelo governo federal neste ano, disse o diretor presidente da companhia, Carlos Figueiredo, em teleconferência nesta segunda-feira, 14/8. “Até setembro a Renova irá cadastrar alguns parques e a participação vai depender das condições dos leilões e de financiabilidade”, disse o executivo, que adiantou que a empresa já está trabalhando no processo de cadastramento dos projetos eólicos. (Agência CanalEnergia – 14.08.2017) 

 

15 Consumidores da Celesc Distribuição terão novas tarifas

As tarifas da Celesc Distribuição terão aumento médio de 7,35% no próximo dia 22. Para os consumidores atendidos em alta tensão, as tarifas ficarão em média 7,77% mais caras, enquanto que, para os da baixa tensão, o aumento médio nas contas de luz será de 7,90%. Os índices de reajuste anual da concessionária foram aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica nesta terça-feira, 15 de agosto. A Celesc atende 2,8 milhões de clientes em 258 dos 297 municípios de Santa Catarina, além do município de Rio Negro, no Paraná. (Agência CanalEnergia – 15.08.2017) 

 

16 Smart grid: Sonda IT e Itron fecham acordo de distribuição

A Sonda IT fechou um acordo estratégicom com a Itron, pelo qual a primeira passará a comercializar os serviços e produtos desenvolvidos pela segunda. Os principais serviços são: medição inteligente, soluções de comunicação entre os dispositivos da rede elétrica (como medidores e sensores), projeto e construção de redes de comunicação, fornecimento e realização das soluções de gestão da medição (MDM), integração com os sistemas corporativos das concessionárias (como Billing, ERP e GIS) e implementação de soluções de Analytics e Big Data. A Sonda IT também oferece serviço de consultoria que redesenha os processos de negócios e gestão de mudança associada à implementação de projetos de smart grid. O mercado em foco é o de concessionárias de distribuição de energia.“Consideramos que o maior desafio que estas empresas enfrentam é o impacto da chegada de novas tecnologias em seus processos do dia a dia, bem como as mudanças na forma de se relacionar com o consumidor final", diz o vice-presidente da divisão de Utilities da companhia, Rivaldo Ferreira, em comunicado. De acordo a Sonda IT, com essa parceria, a companhia passa a ter um portfólio focado em atender projetos de implementação de smart grid em concessionárias de energia e se consolida como o principal player especializado em soluções de smart grid e IoT da indústria. (Brasil Energia – 11.08.2017) 

 

17 Instituto AES e Artemisia: apoio ao empreendedorismo social focado em energia é anunciado

O Instituto AES e a Artemisia, anunciaram na última quinta-feira, 10 de agosto, uma parceria ao fomento e apoio a negócios de impacto social no país. Essa aliança tem como objetivo elaborar uma Tese de Impacto Social em Energia – um levantamento inédito a ser lançado em novembro, e que reunirá os desafios enfrentados pela população de baixa renda no Brasil, relacionados à energia. O estudo também apontará as possíveis oportunidades para negócios de impacto social, e também foi informado que haverá a seleção de um negócio a ser elaborado neste segundo semestre, e que está com inscrições estão abertas até 18 de agosto no site da Artemisia. O apoio do Instituto AES ao programa Aceleradora da Artemisia permitirá potencializar um negócio de impacto que tenha uma solução inovadora e que possa crescer e beneficiar um grande número de pessoas. A AES Brasil ainda contribuirá com acesso à experiência, conhecimento e outros ativos da empresa. “Acreditamos na força do empreendedorismo para criar oportunidades de desenvolvimento e melhorar a qualidade de vida das pessoas. Ao investir na identificação e apoio a um negócio com solução eficaz em energia, queremos ampliar a capacidade de impacto social dessa solução”, afirma Luiz Rielli, diretor do Instituto AES. (Agência CanalEnergia – 14.08.2017) 

 

 

Leilões

1 MME altera regras dos leilões e CGHs são autorizadas a participar do certame

O MME publicou nesta segunda-feira, 14 de agosto, a Portaria n° 318/2017, alterando algumas regras de cadastramento dos leilões A-4 e A-6. Agora, empreendimentos com potência inferior ou igual a 5 MW foram caracterizados como centrais geradoras hidrelétricas e poderão participar do leilão A-4. A data de entrega dos documentos também foi alterada e agora vai até as às 12 horas do dia 13 de setembro. As CGHs deverão entregar até o dia 19 de setembro os parâmetros para fins de cálculo de garantia física. Ainda de acordo com a portaria, os empreendedores de projetos de térmicas a gás deverão apresentar até o dia 22 de setembro para a EPE os documentos de comprovação da disponibilidade de combustível para a operação contínua. A comprovação do suprimento deve ter o período mínimo de dez anos e um adicional de 5 anos e o prazo remanescente compatível com o período de suprimento. No leilão A-4, não serão permitidos projetos com capacidade inferior a 1 MW. Já no A-6, o veto vai para projetos com capacidade menor que 5 MW. Também poderão ser habilitados tecnicamente empreendimentos a gás natural liquefeito com despacho antecipado de dois meses. (Agência CanalEnergia – 14.08.2017) 

 

2 EPE explica objetivos das mudanças de regras dos leilões

Em comunicado divulgado nesta segunda-feira (14/8), detalhando uma série de alterações nas regras dos Leilões A-4 e A-6 deste ano, o MME aproveitou para divulgar o agendamento prévio dos certames do ano que vem. A ideia, de acordo com a divulgação, é realizar um novo Leilão A-4 já no primeiro trimestre de 2018, nos mesmos moldes do A-4 de 2017. Além deste, um Leilão A-6, com o fornecimento a partir de 2024, e um leilão para atendimento à carga máxima (“ponta”) do sistema também integram o planejamento do próximo ano. O foco das mudanças nas regras está voltado principalmente para o mercado termelétrico, cuja realidade operativa, na visão do governo, impõe adequações e ajustes nos modelos contratuais. Procurada, a EPE explicou os objetivos das mudanças anunciadas. Segundo a estatal, as alterações nas regras têm como meta “criar oportunidades para que sinergias entre as indústrias de gás natural e de eletricidade possam se manifestar na fase de contratação de projetos termelétricos, com benefícios a consumidores e a geradores, que capturarão parte dos ganhos sinérgicos”. A EPE informou que grande parte das mudanças advém das discussões e trabalhos realizados no âmbito do Gás para Crescer, em especial no Subcomitê 8. (Agência CanalEnergia – 14.08.2017)

 

3 Entre as novas regras, há a possibilidade de declaração sazonal da inflexibilidade

Entre as novidades nas alterações das regras dos certames, está a possibilidade de declaração sazonal da inflexibilidade, atingindo a geração na base em meses declarados pelo agente e respeitando um nível de inflexibilidade anual de 50%. Ou seja, um gerador que se declare 50% inflexível em base anual poderá, por exemplo, dizer que é 100% inflexível de maio a outubro – isso será considerado no cálculo dos parâmetros do ICB. A Portaria flexibiliza a declaração distinta de parâmetros de CVU e receita fixa vinculada ao custo do combustível na geração inflexível – RFComb, além de alterar a base de atualização do RFcomb de anual para mensal, reduzindo risco para o vendedor e sinalizando adequadamente o preço para o comprador e o consumidor. Os empreendedores térmicos têm agora novos parâmetros para comprovar a disponibilidade de combustível por meio do Gas Supply Agreement. Com a mudança anunciada, ficam permitidos contratos com comprovação inicial de dez anos e no máximo duas renovações adicionais junto à Aneel, sendo a primeira dela de no mínimo cinco anos, com antecedência de cinco anos em relação ao término do período já comprovado. No passado era necessário comprovar o mínimo de 15 anos (a contar do início da operação comercial) de combustível no ato do cadastramento. No décimo ano de operação o gerador deveria comprovar o período restante até o final do CCEAR. A estatal destaca que as novas diretrizes para usinas a gás foram introduzidas para facilitar a manifestação, na fase de precificação e contratação de energia elétrica, de sinergias entre as duas indústrias, gerando benefícios a ambas. (Agência CanalEnergia – 14.08.2017) 

 

4 Exclusão dos projetos fotovoltaicos não será revista

Motivo de críticas dos representantes do segmento solar, a exclusão dos projetos fotovoltaicos do Leilão A-6 não será revista pelo governo. Argumentando que a característica básica desse tipo de empreendimento é justamente o baixo tempo de construção, a EPE considera “que não se justifica a contratação (da fonte solar) com tanta antecedência em relação à data de entrega”. Na visão da empresa, os leilões com menos tempo entre a contratação e a entrada em operação, como o A-3 e o A-4, permitem aos consumidores “capturarem com maior certeza parte dos benefícios da trajetória descendente de preços, sem prejuízo da viabilidade de implantação do projeto a tempo”. (Agência CanalEnergia – 14.08.2017) 

 

5 Abradee: Leilão A-4 atrairá mais distribuidoras do que A-6

O presidente da Abradee, Nelson Fonseca Leite, acredita que o leilão de energia nova A-4, com início de fornecimento de energia em quatro anos, atrairá mais a atenção das distribuidoras do que o leilão A-6, com inicio de fornecimento de energia em seis anos. “Nós temos a expectativa que vá haver demanda sim. O que ainda não temos é uma quantificação exata. No último levantamento, realizado em março, já tínhamos uma previsão de necessidade de energia para 2021”, afirma Nelson Leite. O executivo mencionou uma estimativa de déficit de 0,5% para atendimento ao mercado para este período. Cabe apontar que a estimativa citada pela Abradee, que já apontava para uma necessidade de contratação para 2021, foi realizada antes da rodada de descontratação bilateral entre geradoras e distribuidoras de maio, que descontratou permanentemente 1.362 MW médios. O leilão A-4 terá espaço para as fontes hidrelétrica, eólica, solar e biomassa. Já o A-6 abrirá espaço para a contratação de eólicas, hidrelétricas e térmicas a biomassa, carvão e gás natural a ciclo combinado. O próximo passo é a publicação do edital pela Aneel, após realização de audiência pública, quando serão estabelecidos os preços-teto para as concorrências e as respectivas datas de realização. O ministério já sinalizou com a possibilidade de realizar um leilão simultâneo com prazos diferentes de entrada em operação dos projetos. (Brasil Energia – 14.08.2017) 

 

 

Oferta e Demanda de Energia Elétrica

1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil

Os reservatórios da região Sul sofreram alteração positiva de 0,5% nos níveis em comparação com o dia anterior e se encontram com 62,4% da capacidade, segundo dados do ONS referentes ao último dia 13 de agosto. A energia armazenada é de 12.534 MW mês e ENA é de 5.573 MW med, que corresponde a 35% da MLT. A usina de Passo Fundo está com volume de 98,4%. Na região Nordeste houve diminuição de 0,1% nos níveis e os reservatórios estão com 14,2% da capacidade. A energia armazenada é de 7.346 MW mês e a energia natural afluente é de 1.144 MW med, que equivale a 28% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A usina de Sobradinho está com 9,19% da capacidade. No Norte do país o recuo foi de 0,2% e os reservatórios operam com 56,6% da capacidade. A energia armazenada na região é de 8.513 MW mês e a ENA é 1.627 MW med, que é o mesmo que 62% da MLT. A hidrelétrica de Tucuruí opera com 88,75% de capacidade. Já na região Sudeste/Centro-Oeste não houve alterações nos níveis e os reservatórios operam com 35,6% da capacidade. A energia armazenada é de 72.289 MW mês e a ENA é de 15.399 MW med, que equivale a 77% da MLT. Furnas registra 33,07% da capacidade. (Agência CanalEnergia – 14.08.2017) 

2 CCEE: 2018 corre risco de déficit de 11 MW médios

A CCEE aponta uma disponibilidade de lastro de energia incentivada no mercado livre, com uma sobra perto de 496 MW médios para este ano, em decorrência da liberação de energia resultante de Mecanismos de Compensação de Sobras e Déficits (MCSDs) de energia nova. A partir de janeiro de 2018, contudo, as sobras de energia incentivada decorrentes dos MCSD A-1 e MCSDs A-0 de energia nova voltam a ficar comprometidas, uma vez que as liberações ocorrem até dezembro de 2017 e surgem novos comprometimentos de energia no ambiente regulado de usinas adiantadas. Por isso, para o próximo ano, a CCEE diz que poderá ocorrer um déficit aproximado de 11 MW médios, mesmo considerando o MCSD que já rodou para 2018 (modalidade A4+), liberando de 360 a 664 MW médios ao longo do ano, e acordos bilaterais do mercado regulado, que liberaram 58 MW médios. “Vale lembrar que ocorrerão outros MCSDs de energia nova, A-1 (em dez/17), e MCSDs A-0 ao longo de 2018, que podem resultar em novas liberações de energia incentivada para o próximo ano, dependendo da continuidade de sobras contratuais das distribuidoras e declarações de geradores”, observa o gerente executivo de Monitoramento, Gestão de Penalidades & Informações, Carlos Dornellas. Além dos MCSDs de Energia Nova, o equilíbrio entre oferta e demanda em 2018 pode ser reestabelecido por meio de negociação bilateral dos montantes de contratos atualmente comprometidos com consumidores livres e autoprodutores. Também há possibilidade de liberação de energia por meio de acordos bilaterais do mercado regulado. (Brasil Energia – 11.08.2017)


Meio Ambiente

1 Funai: UHE São Manoel descumpre compromissos socioambientais

O presidente da Funai, Franklimberg Ribeiro de Freitas, declarou que os compromissos socioambientais assumidos quatro anos atrás pela hidrelétrica de São Manoel, em construção na fronteira do Mato Grosso com o Pará, não foram plenamente atendidos pela concessionária que constrói a usina, a Empresa de Energia São Manoel (EESM), que pertence à chinesa Three Gorges, à portuguesa EDP e à estatal Furnas, do Grupo Eletrobrás. Por conta dessas limitações, disse ele, a Funai não tem condições de dar anuência para que o projeto avance em seu processo de licenciamento ambiental. A EESM aguarda a licença de operação do empreendimento, para dar início ao enchimento de seu reservatório. "O projeto apresentado pelo empreendedor ainda não encontra-se em plena conformidade com o que determina o (Plano Básico Ambiental) PBA indígena. Dessa forma, apresentaremos sugestões ao IBAMA para que todas as condicionantes sejam cumpridas e as comunidades indígenas tenham seus direitos protegidos", afirmou Franklimberg, em resposta encaminhada ao 'Estado'. Na semana passada, a EESM foi notificada pelo órgão ambiental, após divulgar placas na cidade de Alta Floresta, onde está sendo construída, sobre o início de enchimento de seu reservatório. Essa operação só pode ocorrer, porém, após a autorização expressa do Ibama. Internamente, técnicos do órgão de licenciamento federal tinham a expectativa de emitir o parecer conclusivo sobre a hidrelétrica até a primeira quinzena de setembro. O impasse sobre as condicionantes indígenas, no entanto, pode impactar esse cronograma. (O Estado de São Paulo – 14.08.2017) 

 

Energias Renováveis

1 EPE analisa perfil dos novos projetos solares fotovoltaicos

A EPE disponibilizou uma Nota Técnica, em português e inglês, que retrata o perfil dos novos projetos solares fotovoltaicos no Brasil, a partir dos dados consolidados do 2º Leilão de Energia de Reserva de 2016, que acabou não tendo contratações. O trabalho faz parte de um esforço de acompanhamento das evoluções e tendências relacionadas aos empreendimentos fotovoltaicos no Brasil, no sentido de ampliar a visibilidade da fonte no país e fornecer informações úteis para os interessados em estudar e desenvolver novos projetos. No documento, são abordados aspectos como a caracterização das condições de irradiação solar, fator de capacidade, opções tecnológicas de módulos, inversores, estruturas de rastreamento solar, além de custos e cronogramas. O documento traz também mapas que mostram a distribuição geográfica dos projetos e das estações solarimétricas associadas. Para acessar o Retrato dos Novos Projetos Solares Fotovoltaicos no Brasil, clique aqui. (Ambiente Energia – 14.08.2017)

2 Chesf: obras de interligação de parques eólicos são finalizadas

Com recursos na ordem de R$ 636 milhões, a Chesf anunciou a conclusão de todas as obras de transmissão de energia elétrica necessárias para o escoamento da produção dos parques eólicos em operação no Nordeste. Pelas instalações da transmissora, foram adicionados ao Sistema Interligado Nacional – SIN um total de 2.895 MW, potência aproximada à da Usina de Xingó (SE/AL), a maior da companhia. As obras de transmissão finalizadas são as chamadas ICGs – Instalações Compartilhadas de Geração, e compreendem linhas de transmissão e subestações, que transportam a energia suprindo as unidades consumidoras conectadas ao SIN. Entre as mais significativas estão o conjunto ICG Pindaí II/Igaporã, 1.163MW, na Bahia; ICGs Lagoa Nova, 398MW, e Touros, com 158MW, no Rio Grande do Norte. Atualmente, a energia eólica já atende a uma média diária de 45% da demanda do Nordeste, o que contribui de forma especial neste momento em que as condições da Bacia do São Francisco são desfavoráveis. (Agência CanalEnergia – 14.08.2017)

3 Parque eólico de R$ 330 mi é inaugurado no RS

O complexo Eólico Pontal foi inaugurado na última sexta-feira, 11 de agosto, em cerimônia que contou a presença do governador do Rio Grande do Sul, José Ivo Sartori. Segundo a Enerplan, proprietária das usinas, a implantação dos três parques consumiu R$ 330 mi em investimentos e contou com financiamento do BNDES e do Badesul. A expectativa da Enerplan é chegar a cinco parques, atingindo um investimento total da ordem de R$ 600 mi. “O Complexo Eólico do Pontal simboliza uma mudança de realidade para a região e um novo momento na geração de energia no Rio Grande do Sul e no Brasil”, afirmou o governador. Sartori disse que essa é uma grande vitória para o estado e para os empreendedores. Também lembrou que o país ocupa a nona colocação no ranking mundial de capacidade instalada de energia eólica. Localizado no distrito de Águas Claras, em Viamão, o empreendimento conta com 25 aerogeradores, totalizando 60 MW de capacidade instalada. A capacidade total de produção de energia do complexo está estimada em 204.546 MWh/ano. Segundo Irineu Boff, presidente do Grupo Oleoplan, holding da operação da Enerplan, o projeto do complexo começou em 2011. Ele destacou que os parques vão gerar energia limpa, renovável e sustentável, que “era desperdiçada e vai se transformar em dinheiro para o estado e o município”. (Agência CanalEnergia – 14.08.2017) 

4 UFV Brisas Suaves é enquadrado junto ao Reidi

O MME autorizou na última segunda-feira, 14 de agosto, o enquadramento ao Regime Especial de Incentivos ao Desenvolvimento da Infraestrutura da central geradora fotovoltaica denominada UFV Brisas Suaves, que compreende cinco unidades geradoras de 1 MW, totalizando 5 MW de capacidade instalada. A usina fica localizada no município de Votuporanga (SP) e o período de execução do projeto vai de junho de 2017 até setembro de 2018, demandando investimentos de R$ 23 milhões sem a incidência de impostos. (Agência CanalEnergia – 15.08.2017) 

 

Gás e Termelétricas

1 Petrobras pode ficar com térmicas da Eletrobras para mitigar dívida

A Eletrobras e a Petrobras estão negociando uma "troca de ativos" para resolver, pelo menos em parte, a dívida bilionária que a elétrica tem com a petroleira. Essa pendência atrapalha a privatização da Amazonas Energia e o processo de abertura de capital (IPO) da BR Distribuidora. Uma das propostas envolve a transferência de termelétricas da Eletrobras para a Petrobras, em troca de abatimentos na dívida. Um dos ativos deve ser a termelétrica Mauá 3, inaugurada ano passado, com 570 MW de potência e operada a gás natural proveniente da bacia petrolífera de Urucu, no Amazonas. A Petrobras chegou, inclusive, a cortar o fornecimento de gás para esta usina, por falta de pagamentos. A dívida total da Eletrobras com a Petrobras - incluindo os montantes devidos à BR - já ultrapassa R$ 16 bilhões. Se as estatais não chegarem a um acordo a tempo de viabilizar a privatização da Amazonas até o fim deste ano, a concessão da distribuidora pode ser liquidada. As seis distribuidoras foram federalizadas no fim dos anos de 1990, com a justificativa de que seriam privatizadas em seguida, mas o processo se arrasta até hoje. (Valor Econômico – 15.08.2017)

 

2 Prumo, BP e Siemens serão sócios em térmica

O presidente da Prumo Logística, José Magela Bernardes, prevê que serão necessários cerca de R$ 3 bilhões para colocar de pé o projeto de uma térmica de 1.300 MW e um terminal de importação de Gás Natural Liquefeito (GNL) no porto do Açu, no município de São João da Barra (RJ). O projeto terá a Prumo, a Siemens e a petroleira BP como sócias na empresa Gás Natural Açu (GNA). A expectativa é que as três dividirão os investimentos igualmente. Magela explicou que a Siemens pagará US$ 21 milhões para ter uma participação de 33% na GNA e que a entrada da BP ainda está em fase de negociação. A petroleira britânica, além de sócia, será a fornecedora do GNL importado. A construção de uma térmica no Açu é parte da estratégia de tornar o porto uma solução para o escoamento do gás produzido em campos marítimos, incluindo o pré-sal. Até que esses campos sejam explorados e uma infraestrutura de gasodutos seja construída, o combustível para a térmica será importado pelo terminal que terá capacidade de regaseificar 14 milhões de metros cúbicos diários de gás. A usina GNA 1 atenderá as obrigações contratuais da termelétrica Novo Tempo, um projeto do grupo Bolognesi que seria construído originalmente em Pernambuco, mas que não chegou a sair do papel. Agora os sócios aguardam autorização da Aneel prevista até o fim do ano, para começa a primeira termelétrica do Açu - que consumirá, sozinha, 6 milhões de metros cúbicos de gás por dia quando estiver operando em plena capacidade. (Valor Econômico – 15.08.2017) 

 

3 MME: Brasil será autossuficiente em gás a partir de 2021

O ministro de Minas e Energia, Fernando Bezerra Coelho Filho, disse na última quinta-feira (10/8) que o Brasil poderá se tornar autossuficiente em gás natural a partir de 2021, dois anos após o fim do contrato de importação do combustível com a Bolívia, que vence em 2019. Coelho disse ainda que até o fim deste mês será encaminhada proposta de alteração legislativa no âmbito das discussões do Gás para Crescer. Atualmente, o Brasil consome 90% de todo o gás que a Bolívia vende no exterior e os mais dependentes do gás boliviano são os estados do sul do país, que não contam com abastecimento via gás natural liquefeito (GNL), um projeto defendido por executivos da região de forma a ampliar o abastecimento local Nos resultados do segundo trimestre do ano, a Petrobras mostrou que, dentro da oferta total de gás, a parte referente ao gás boliviano foi de 24 milhões de m³/dia contra 28 milhões de m³/dia no mesmo período do ano passado. No semestre, a fatia do gás boliviano na oferta total foi de 22 milhões de m³/dia contra 30 milhões de m³/dia nos primeiros seis meses de 2016. Para 2019, há possibilidade de que na renovação do contrato com a Bolívia, a Petrobras passe a comprar menos que o volume da capacidade total atual, que é de 30 milhões de m³/dia. Empresas e estados já se movimentam para garantir sua fatia dentro da exportação boliviana, como o Mato Grosso, que pretende comprar 4 milhões de m³/dia. (Brasil Energia – 11.08.2017) 

 

4 Térmicas lideram crescimento da demanda de gás natural

A demanda nacional de gás natural no segundo trimestre cresceu aproximadamente 10% em comparação com igual período de 2016, passando de 72 milhões de m³/dia para 81 milhões de m³/dia. A demanda termelétrica cresceu mais do que a demanda não térmica, saindo de 20 milhões de m³/dia para 28 milhões de m³/dia, segundo divulgou a Petrobras na apresentação dos resultados trimestrais. Já a demanda não térmica cresceu apenas 2 milhões de m³/dia. No primeiro trimestre deste ano, a demanda total de gás foi de 73 milhões de m³/dia. No semestre, a variação foi de apenas 1% em comparação com igual período de 2016, com a demanda mantendo-se em 77 milhões de m³/dia. No caso da demanda termelétrica, o aumento, do primeiro trimestre para o segundo, foi de 6 milhões de m³/dia, passando de 22 milhões de m³/dia para 28 milhões de m³/dia. A oferta do combustível no trimestre cresceu no mesmo patamar que a demanda, mas na comparação semestral, a oferta de gás proveniente da Bolívia caiu 8 milhões de m³/dia, passando de 30 milhões de m³/dia para 22 milhões de m³/dia. Isso é reflexo do aumenta da oferta do gás nacional, que responde pela maior fatia, passando de 41 milhões de m³/dia para 53 milhões de m³/dia. No resultado apurado no primeiro trimestre de 2017, a Petrobras havia divulgado uma redução de 9% na oferta em comparação o primeiro trimestre de 2016 e uma retração de 5% com relação ao último trimestre do ano passado. (Brasil Energia – 14.08.2017) 

 

5 Chamada pública da Bahiagás é prorrogada por mais dois meses

A Bahiagás prorrogou para até 31/10, o prazo para a entrega das propostas da chamada pública para aquisição de gás natural, que seria encerrado em 31/8. Publicada em junho deste ano, a chamada prevê a compra de um volume de até 1 milhão de m³/dia, independente da origem e da quantidade de supridores. Com este movimento, a companhia busca diversificar suas fontes de abastecimento, além de estimular a competitividade do gás natural no estado. A data inicial para o fornecimento e o ponto onde o ofertante deverá entregar o produto serão negociados com o possível novo supridor. Esses pontos serão definidos a partir de estudos que levarão em conta as questões técnicas e operacionais, a viabilidade econômica, além da capacidade das Estações de Distribuição da Bahiagás. Esses estudos definirão também os requisitos de qualidade do gás fornecido, conforme Resolução nº 16/2008, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Além disso, a análise da Bahiagás levará em conta a atratividade das propostas de preço frente aos patamares praticados no mercado. (Brasil Energia – 14.08.2017)



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