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Notícias Março
27/03/2017

Regulação e Reestruturação do Setor

1 Custo ameaça P&D Estratégico

O programa de P&D Estratégico da Aneel corre o risco de se tornar apenas mais um debate que não teve evoluções práticas. Fontes consultadas pela Brasil Energia, na condição de anonimato, e documentos disponibilizados pela própria agência indicam que a proposta de P&D apresentada para avaliação da Aneel pode ser rejeitada, o que obrigaria a uma nova formulação - que é a ideia da agência. O tema deve ser debatido na reunião da diretoria da próxima terça-feira (24/3). O assunto é considerado chave no setor, que espera uma reformulação profunda num modelo que se tornou defasado após 12 anos, diante da chegada da geração distribuída, especialmente de fontes intermitentes, como a eólica e a solar, do empoderamento do consumidor, as redes inteligentes e a digitalização da indústria de energia, o aparecimento de sistemas de armazenamento e a mudança de perfil da matriz energética. O setor vê o programa como oportunidade de se rever aspectos relevantes do marco legal, especialmente medidas estabelecidas pela MP 579. A preocupação da Aneel está na composição da equipe executora do programa de P&D, na carga horária alocada para o processo e para o orçamento estimado em R$ 30 milhões para realizar todos os estudos, workshops, avaliações e produtos finais. (Brasil Energia – 24.03.2017) 

2 Anee: orçamento para proposta de P&D de R$ 30 mi é elevado

A Aneel considera o custo estimado [para projeto de P&D Estratégico] de R$ 30 milhões elevado, bem como o número de profissionais envolvidos (251), que totalizariam 80 mil horas de trabalho. Por isso, a Aneel entende ser necessária nova proposta de pesquisa. As sugestões apresentadas indicam que a necessidade de atendimento a um amplo escopo de temas vai demandar a implantação de um sistema de gestão próprio e estruturado, o que justifica o valor. "Apesar do elevado número de itens ou tópicos em cada um dos dois blocos ou temas de pesquisa (vinte e um, ao todo), muitos deles são correlatos, de modo que podem ser agrupados e estudados por um mesmo pesquisador. Ainda que se leve em conta a necessidade ou a importância de mais de uma opinião sobre um mesmo assunto ou objeto de pesquisa, parece exagerado o número de pesquisadores e elevada a carga horária alocada", aponta a nota técnica disponibilizada pela agência na internet. (Brasil Energia – 24.03.2017) 

3 Projeto de P&D Estratégico é liderado pelo Instituto Abradee

O projeto de P&D Estratégico está sendo liderado pelo Instituto Abradee, após consultas à Aneel em 2015, junto com outras associações, a respeito da possibilidade de se realizar o estudo por meio do programa de P&D. A iniciativa foi aceita, conforme argumentou na ocasião o superintendente de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética da Aneel, Máximo Pompermayer em nota técnica datada de outubro de 2015. "O desenvolvimento de um projeto estruturado, focado em aprimorar o modelo vigente, atende aos preceitos básicos de projeto estratégico estabelecidos no Manual de P&D, tendo em vista que se trata de um tema de grande relevância para o setor elétrico e envolve elevada complexidade em termos científicos e/ou tecnológicos. Além disso, possui baixa atratividade para investimento como estratégia empresarial isolada ou individual e necessita esforços conjuntos e coordenados de várias empresas de energia elétrica e entidades executoras”. (Brasil Energia – 24.03.2017) 

4 Gesel disputa concorrência do Instituto Abradee 

No processo [de avaliação do programa da Aneel], o diretor-relator sorteado para analisar o tema foi Tiago de Barros Correia, que se declarou impedido. Num novo sorteio, o novo diretor-relator é José Juhrosa. O programa prevê prazo de 18 meses, com início previsto para este mês de março, com realização de workshops trimestrais de avaliação. A Aneel realizou a chamada pública, a Coelba foi a definida como a empresa proponente, tendo como coordenação e suporte o Instituto Abradee. O instituto abriu contratação de consultorias que farão, entre outras análises, a avaliação de impacto regulatório das medidas propostas. Dois consórcios disputaram a concorrência do Instituto Abradee: o composto por PSR, Gesel-UFRJ e consultora Roland Berger; e o formado pela Bain & Company, Thymos Energia, FGV e IX Estudos, entre outros. (Brasil Energia – 24.03.2017) 

5 Axel Benitez afirma que o Paraguai deve mudar disposição pela venda de energia em Itaipu

Uma semana atrás, o novo diretor brasileiro da Itaipu, Luiz Fernando Vianna, expressou sua intenção de iniciar negociações logo que possível em modelos de comercialização de energia e operação da planta e não esperar até 2023. No entanto, o ministro das Relações Exteriores do Paraguai, Eladio Loizaga, disse que "nenhuma pressa" para sentar e negociar. Agora, com a visita do ministro das Relações Exteriores Aloysio Nunes, poderia lançar as bases para iniciar as negociações sobre Itaipu. A respeito, o engenheiro Axel Benitez, ex-diretor de energia do vice-ministro de Minas e Energia, disse que o Paraguai deve mudar os paradigmas no relacionamento com os países vizinhos, particularmente Brasil e Argentina, com quem compartilha duas usinas hidrelétricas. Ele acrescentou que deve procurar alterar o modo atual de transferência de energia por vendas diretas no mercado brasileiro. Atualmente, o Paraguai recebe uma compensação 9 US$/MWh para a energia não consumida de Itaipu e "ceder" ao sistema brasileiro. Também recordou que hoje, 27 de março, faz 43 anos do Tratado de Yacyretá e disse que o que aconteceu nas negociações com a Argentina deve servir como um exemplo para não repetir os erros com o Brasil em 2023. (ABC Color – Paraguai – 27.03.2017) 

6 Artigo de Paulo Mayon: “Imperiosa transformação e o desafio do tempo”

Em artigo publicado no jornal Agência CanalEnergia, Paulo Mayon, da Compass, trata de oportunidades de transformação atual do Setor Elétrico Brasileiro. Segundo o autor, “a verdade é que o futuro está batendo em nossa porta com a rápida expansão do número de consumidores livres de energia elétrica, que em breve se constituirão a maioria absoluta do consumo brasileiro”. Mayon conclui que “essa transição do que temos hoje para esse “mundo novo” exigirá uma eficaz e competente coordenação institucional, muita serenidade, e sobretudo uma clareza muito grande de como encadear os passos a serem dados.” Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 27.03.2017) 

7 Artigo de Adriano Pires: “O esparadrapo não foi suficiente”

Em artigo publicado no site O Estado de São Paulo, Adriano Pires (Diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura - CBIE) trata das dificuldades que o setor elétrico vem enfrentando. Ele destaca que “devem-se buscar soluções de medidas estruturais, como revisão da regra do MRE, para limitar os riscos assumidos pelos geradores hídricos na concepção dos projetos e realização de leilões de usinas térmicas a gás para operar na base ainda em 2017.” Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 27.03.2017)

 

Empresas

1 Mudanças na Eletrobras

Lauro Jardim escreveu em seu blog, no site do jornal O Globo: “Três integrantes do conselho de administração da Eletrobras, inclusive o seu presidente, estão deixando suas cadeiras. Nove meses depois de assumir a presidência do conselho, José Luiz Alquéres cede seu lugar à conselheira Elena Landau. Estão de saída também Mozart Siqueira e a secretária do Tesouro, Ana Paula Vescovi”. (O Globo – 27.03.2017) 

 

2 Abengoa vence mais uma disputa contra União e Aneel

A Abengoa teve mais uma vitória na disputa com a União e a Aneel sobre os processos de caducidade de suas concessões, ao mesmo tempo em que ganhou mais tempo para conseguir propostas vinculantes de investidores interessados em seus ativos. A Justiça do Rio de Janeiro negou na semana passada os recursos apresentados pela agência e a União pedindo para retomar o processo de caducidade das linhas de transmissão da Abengoa, que está em recuperação judicial desde o início do ano passado. As duas instituições tinham apresentado recursos questionando uma decisão proferida em dezembro pela juíza Maria da Penha Nobre Mauro, da recuperação judicial da Abengoa, que havia determinado a suspensão dos processos de caducidade desses ativos e também obrigou a Aneel a recalcular a receita e os cronogramas das linhas em construção. A Aneel e a União argumentaram que as linhas de transmissão em questão não estão sujeitas à recuperação judicial, devido à Lei 12.767 de 2012. Por isso, não haveria razão para que os processos de caducidade fossem suspensos. As decisões do desembargador Carlos Santos de Oliveira, da 22ª Câmara Cível da Justiça do Rio de Janeiro, sobre os dois recursos, no entanto, dizem ser "recomendável neste momento a manutenção da suspensão dos processos administrativos" de caducidade das concessões. Segundo ele, a essência da lei de recuperação judicial é primeiramente a preservação da empresa, considerando sua função social e econômica, além da satisfação dos interesses dos credores, "objetivos que poderiam ser fatalmente prejudicados pela declaração de caducidade das referidas concessões." O desembargador disse que a decisão questionada está "bem fundamentada", além de ser respaldada por pareceres do Ministério Público e do administrador judicial: K2 Consultoria Econômica. Em sentença recente, a juíza Maria da Penha, da 5ª Vara Empresarial do Rio de Janeiro, determinou o adiamento da assembleia de credores da Abengoa, de 31 de março para 30 de maio. (Valor Econômico – 27.03.2017)

 

3 Andrade Gutierrez busca vender Cemig e outras participações, diz CEO à Folha

O conglomerado Andrade Gutierrez está buscando vender participações na Cemig, na barragem hidroelétrica de Santo Antônio e no grupo de call center Contax, na tentativa de cortar dívidas e expandir-se para o exterior depois de ser envolvida na Lava Jato. O presidente-executivo Ricardo Sena disse ao jornal Folha de S.Paulo, em entrevista publicada neste domingo, que o grupo está negociando aquisições nos setores de construção dos EUA e da Inglaterra ao afastar-se de obras públicas no Brasil. Andrade Gutierrez foi um dos principais grupos de engenharia a chegar a um acordo de leniência com o Cade em novembro, mas Sena disse que o progresso tem sido lento nas conversas com outros órgãos auditores federais que detêm poder sobre os contratos públicos. Sem contratos suficientes do setor privado para compensar negócios perdidos na esfera estatal, a Andrade Gutierrez está olhando para a venda de quase todas as suas participações, exceto sua divisão de construção e uma participação na concessionária rodoviária CCR SA, Sena disse à Folha. Isso inclui, além das participações mencionadas anteriormente, a do estádio da Beira Rio, sede do clube de futebol Internacional, disse. As vendas de ativos poderiam reduzir a dívida do grupo para R$ 1,6 bi, ante R$ 4 bi de reais atualmente, disse Sena ao jornal. Os representantes da imprensa para Andrade Gutierrez não responderam imediatamente às perguntas sobre a entrevista. (Reuters – 26.03.2017) 

 

4 Cesp sai de prejuízo para lucro R$ 25,5 mi no 4° trimestre 

A Companhia Energética de São Paulo (Cesp) apurou lucro líquido de R$ 25,5 mi no 4° de 2015. Segundo a companhia, o resultado negativo anterior havia refletido, principalmente, uma provisão de R$ 580,8 mi referente às hidrelétricas Jupiá e Ilha Solteira, que tiveram as concessões devolvidas à União e foram relicitadas em novembro daquele ano. A companhia operou as usinas sob o regime de cotas até junho de 2016. Dessa forma, sua receita do ano foi afetada. A receita da Cesp no quarto trimestre caiu 51,2%, para R$ 345,4 mi. Já o resultado do Ebitda somou R$ 37,9 mi, contra um resultado negativo de R$ 310 mi do mesmo intervalo do ano anterior. Atualmente, a empresa ainda tem as concessões das usinas Porto Primavera (1.540 MW de potência), Paraibuna (87 MW) e Jaguari (27,6 MW). No quarto trimestre do ano passado, a produção de energia elétrica da Cesp, contando essas três usinas, somou 2.419 GWh, alta de 10,3% na comparação anual. (Valor Econômico – 24.03.2017)

 

5 Lucro da Eneva cresce 17 vezes no 4º tri/2016, para R$ 94,1 mi

A geradora de energia Eneva registrou um lucro líquido proforma de R$ 94,1 mi no 4° trimestre de 2016, 17 vezes superior ao lucro líquido proforma de R$ 5,3 mi no mesmo período em 2015. Em 2016, houve prejuízo de R$ 131,8 mi, ante lucro de R$ 117,3 mi em 2015. Em 31 de dezembro de 2016 a companhia registrou Ebitda proforma consolidado de R$ 1,176 bilhão milhões, 38,4% maior do que o ano de 2015. A margem Ebitda cresceu em 8 pontos percentuais, atingindo patamar de 54,4%. No 4° trimestre de 2016, o Ebitda foi de R$ 425,6 mi, representando um aumento de 49,9% em comparação ao mesmo período de 2015. A margem Ebitda foi de 63,4%, representando um crescimento de 7 p.p. em comparação ao quatro trimestre de 2015. A Eneva gerou 3.114 GWh (1.410MW médios) e produziu 663 milhões de m³ de gás no quatro trimestre de 2016. No ano de 2016, a geração total foi de 11.815 GWh (1.345MW médios) e a produção total de gás natural foi de 1,9 bilhão de m³. A receita líquida proforma da Eneva no quarto trimestre de 2016 aumentou 34,3% na comparação com o montante apurado no mesmo período de 2015, totalizando R$ 671,1 mi No ano, a receita líquida proforma atingiu R$ 2161 bilhão, 15,8% acima do R$ 1,865 bi em 2015. (Valor Econômico – 24.03.2017) 

 

6 Light tem prejuízo de R$ 313 mi em 2016

A Light encerrou o ano de 2016 com prejuízo de R$ 313 mi ante o lucro de R$ 38 mi do ano anterior. Esse volume teve forte impacto do último trimestre, quando as perdas somaram R$ 194 mi. O resultado Ebitda ajustado somou R$ 1,4 bi no ano, queda de 11,6% em comparação com 2015. No trimestre somou R$ 494 mi, aumentou de 29,8%. A margem Ebitda ficou em 16,3% e 22,2%, nas bases anual e trimestral, respectivamente. O resultado operacional do último trimestre da Light é decorrente da elevação do mesmo indicador da subsidiária Light SESA (distribuidora), que reportou queda nas perdas e nas provisões do PMSO. Foram recuperados em todas as classes de consumo um total de 382,9 GWh nos últimos três meses do ano, ante 90,3 GWh do mesmo período anterior. Tanto no que final do último trimestre de 2016 o mercado faturado da companhia apresentou elevação de 0,6% na comparação com 2015. Esse resultado destoa do indicador anual que apresentou queda de 2,3% em 2016 ante 2015. 

 

7 Light apresenta resultado por área de atuação

Por área de atuação, somente a comercialização apresentou resultado anual positivo, com R$ 86,4 mi. A distribuição perdeu R$ 184,8 mi, a geração respondeu por R$ 173,9 mi em perdas e a divisão de serviços resultou em prejuízo de R$ 23,6 mi. Nas base trimestral houve a mesma tendência com ganhos de R$ 22,7 mi na comercialização, distribuição ficou negativo em R$ 6,1 mi, geração em R$ 185,4 mi e serviços em R$ 19,3 mi. A carga fio da Light na base anual recuou 1,8% para 37.062 GWh e no trimestre o índice ficou negativo de 4,5%, para 9.342 GWh. O mercado cativo regulado faturado da empresa recuou 3,3% no ano e 2,8% no trimestre. A Energia transportada na rede da empresa, que se refere ao mercado livre registrou crescimento de 2,1% no ano e de 15,2% no trimestre. Já o segmento de geração apresentou aumento nas vendas de 3% no ano e de 6,8% no último trimestre de 2016. Outro destaque foi o aumento das vendas de energia por meio da esco e da comercializadora do grupo que aumentou 10,3% e 8,8%, respectivamente. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

 

8 Light: perdas não técnicas na baixa tensão recuaram a 39,61%, menos índice do ano

Um ponto sensível da empresa [Light] são as perdas. O indicador total sobre a carga fio foi de 22,54%, redução de 0,85 ponto porcentual ante o apurado ao final do 3° trimestre. A empresa destaca que é o menor indicador desde setembro de 2012. O DEC apurado foi de 11,7 horas, melhoria de 7,2% e abaixo do limite regulatório. Já o FEC ficou em 6,48 vezes, 0,6% acima do índice de 2015. Considerando apenas a baixa tensão, as perdas seguem uma curva de redução. Ao final de 2016 o indicador apontou 39,61%, o menor nível reportado no ano e queda de pouco mais de 1 ponto porcentual ao final desse mesmo período de 2015. Para efeitos de comparação em dezembro de 2012 estava em 46,37%. A empresa reportou que a sobrecontratação estava em 106,2%, nível 1,2 p.p. acima do limite regulatório em função da frustração de demanda esperada para o ano. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017)

 

9 Light encerra 2016 com dívida superior a R$ 6 bi e aumento nos investimentos

A dívida liquida consolidada da empresa [Light] encerrou 2016 em R$ 6,2 bi, aumento de 2,1% e o indicador de covenants que é medido pela dívida líquida sobre o Ebitda alcançou nível de 3,72 vezes, queda ante o índice de 4,16 vezes do final de 2015. Os investimentos totais no ano somaram R$ 953,2 mi, aumento de 1%. O segmento de distribuição foi o destino de R$ 659 mi, 85% do total aplicado e geração com R$ 45,2 mi, a administração ficou com R$ 66,5 mi e os aportes em outras empresas somaram R$ 180,6 mi, sendo R$ 99,9 mi em Belo Monte, R$ 52,1 mi na Renova, R$ 2,9 mi em Itaocara e R$ 25,6 mi na Guanhães. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017)

 

10 Light está focada em vender ativos de geração

A Light continua a procura por interessados em ativos de geração, entre eles a participação na Renova, na UHE Itaocara, cujo prazo para uma decisão é julho deste ano, e nos 2,5% que detém na Norte Energia, concessionária responsável pela UHE Belo Monte. A meta da empresa é conseguir focar seus esforços na distribuidora, pois na avaliação da companhia, ainda há muito valor a ser gerado nesse negócio. “Nosso desejo realmente é de venda desses ativos”, declarou Ana Marta Veloso, presidente e diretora de Desenvolvimento de Negócios e Relações com Investidores da Light. “Entramos nesses empreendimentos em outro contexto. Hoje, a Renova está próxima da conclusão da venda de Alto Sertão II à AES Tietê Energia, terá em caixa R$ 650 mi, mas tem um pipeline de projetos que demandam aporte de capital e a Light com tanto valor para tirar da distribuidora... não está no nosso foco [os investimentos em geração]”, decretou a executiva em teleconferência com analistas e investidores sobre os resultados do ano passado. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

 

11 Light quer tirar todo o potencial de geração de valor de sua distribuidora que vem apresentando redução das perdas não técnicas

Segundo dados da Light, a empresa já acumula investimentos de R$ 1,4 bi em ativos de geração sem que tenham trazido retorno, pelo contrário ainda há a demanda por aportes. “Procurar compradores para esses ativos é melhor”, afirmou Ana Marta Veloso, presidente e diretora de Desenvolvimento de Negócios e Relações com Investidores da Light. A geração de valor a que se refere a executiva é o ganho da empresa com a recuperação das perdas não técnicas na área de concessão. A empresa, destacou Ana Marta, vem atuando principalmente nas regiões que são classificadas como áreas possíveis. Há, segundo ela, um grande potencial de recuperação como por exemplo na zona oeste do Rio em condomínios onde quase 100% das residências estão conectadas à rede por meio de ligações clandestinas. Sobre a UHE onde detém 51% - a Cemig GT possui os demais 49% - a Light espera encerrar o assunto até julho. Ana Marta elencou três caminhos a seguir. O primeiro é a alienação da participação da empresa, o segundo a postergação da entrega de energia e o último é iniciar a obra. A única opção com a qual a Light não trabalha, disse, é o atraso do empreendimento que foi arrematado no Leilão A-5 de abril de 2015, pois com o valor contratado da usina há retorno em sua avaliação. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017)

 

12 Santo Antônio tem prejuízo de R$ 484 mi

A Santo Antônio Energia apresentou um prejuízo líquido de R$ 483,9 mi em 2016. Em comparação com o ano anterior, a companhia obteve um lucro líquido de R$ 34 mi, em razão, principalmente, do reconhecimento do Imposto de Renda Diferido no valor de R$ 608 mi em 2015. Expurgando o efeito do reconhecimento do Imposto Diferido de 2015, o resultado de 2016 apresentou uma melhora de R$ 90 mi, quando comparado ao ano anterior. A receita líquida aumentou em quase R$ 200 mi, para R$ 2,8 bi. Por sua vez, o resultado Ebitda variou positivamente em R$ 633,7 mi, para R$ 1,5 bi no ano passado. A variação da receita da empresa foi o resultado da variação do IPCA, que é o indicador que rege os contratos de venda de energia da companhia e à manutenção da garantia física flat da usina em 2.218 MW médios. A evolução do Ebitda, apontou a Santo Antônio, deve-se ao aumento de R$ 198 mi na receita líquida, redução de R$ 432 mi nos custos operacionais, impactados principalmente pela redução do FID e GSF e a uma redução das despesas no montante de R$ 4 mi. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

 

13 Santo Antônio divulga dados sobre investimentos e redução dos custos operacionais

Os custos e despesas operacionais [da Santo Antônio Energia] totalizaram R$ 1,8 bi em 2016, contra R$ 2 bi no mesmo período de 2015. Essa redução, apontou a geradora, é justificada, em grande parte, pela redução dos gastos decorrentes de GSF e FID. A redução do custo com FID de R$ 208,9 mi em 2015 para R$ 71 mi em 2016 ocorreu, principalmente, devido à correção da metodologia de cálculo estabelecida na Resolução 614/14 da ANEEL. A redução do PLD médio, que no ano de 2015 foi de R$ 288/MWh e em 2016, de R$ 93,91/MWh, colaborou com a redução do custo com o GSF de R$ 970,3 mi em 2015 para R$ 115,3 mi em 2016 ocorreu principalmente devido à repactuação do risco hidrológico, limitando o déficit de geração para o ACR em 7%, sendo que em 2015 foi de 15,49%. A companhia apresentou um Resultado Operacional de R$ 838,8 mi no ano de 2016, representando uma melhora de R$ 445,7 mi quando comparado com o mesmo período em 2015. Os investimentos realizados em 2016 somaram R$ 537 mi, montante inferior aos investimentos ocorridos nos anos anteriores, devido à conclusão da usina e foram financiados com capital próprio, geração operacional de caixa e pela liberação de recursos do BNDES e bancos repassadores no valor de R$ 139 mi. A dívida total da SAE fechou 2016 em R$ 15,1 bi, 69% desse valor devido ao BNDES e cerca de 40% por meio de debêntures. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

 

14 Energisa tem lucro 44% menor em 2016

A Energisa apresentou lucro líquido de R$ 195,8 mi no ano de 2016, uma queda de 44,3% ante os R$ 351,4 mi do ano de 2015. No trimestre encerrado em dezembro o resultado ficou no campo positivo, em R$ 35,2 mi recuo de 77,8% ante mesma base de comparação de 2015. O resultado Ebitda somou R$ 1,8 bi no ano, aumento de 0,7% ante 2015. Já na base trimestral o resultado foi de R$ 522,4 mi, queda de 2,7%. A receita operacional líquida anual sem construção somou R$ 10,4 bi, redução de 3,8% ante o apurado em 2015. Já na base trimestral esse montante somou R$ 2,9 bi, aumento de 0,1%. A energia vendida ao mercado cativo faturado apresentou queda de 2,4% no ano de 2016 ante 2015 fechando com 24.787,7 GWh no trimestre o recuo foi de 5,5%. Já o mercado livre na área de concessão das distribuidoras da Energisa apresentou aumento da demanda em 3,5% no ano e de 19,9% no trimestre. A soma entre o mercado cativo e o livre resultou em queda de 1,6% no total. Entre as classes de consumo, no acumulado do ano as classes residencial, rural e outros, apresentaram crescimento de 2,2%, 3,4% e 0,3%, respectivamente. Já o consumo industrial apresentou retração de 9,6% e o comercial de 1,9%. Do total das vendas, a maior parte ou 44,7% estão concentradas no Centro-Oeste, 27,7% no Nordeste e 20,1% no Sudeste e Sul enquanto o Norte concentra 7,5% por meio da distribuidora de Tocantins. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

 

15 Energisa fecha 2016 com sobrecontratação acima do limite regulatório

O grupo Energisa, que detém 13 distribuidoras, encerrou o ano com pouco mais de 6,5 mi de unidades consumidoras, volume 1,8% superior quando comparado ao final de 2015. A carteira de consumidores livres alcançou 476 clientes contra 244 de 2015. As perdas totais de energia na Energisa somaram 12,38% do requerido, uma retração de 0,15 ponto porcentual ante o final do terceiro trimestre e aumento de 0,41 p.p. quando comparado a 2015. Do conjunto de concessionárias, apenas quatro estão acima do limite regulatório da Aneel, a CNEE, a Energisa Tocantins, Mato Grosso e Minas Gerais, em todos os casos a maior causa são as perdas técnicas. No consolidado as perdas não técnicas somam 3,28% e as técnicas 9,10%. A Energisa encerrou o ano de 2016 com uma sobrecontratação 6% acima do limite regulatório de 105% da demanda, ou seja, com 111%, mesmo tendo participado do MCSD mensal e de Energia Nova e a realização de acordos bilaterais com geradores. E argumenta ainda que essa situação foi criada pela obrigação em contratar energia em 2015, mesmo sendo desnecessária a medida e resultado da migração de consumidores do ACR para o ACL. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

 

16 Energisa comenta sobre planos para investimentos, após divulgação de balanço

No segmento de comercialização as vendas [da Energisa] no ano somaram 2.458 GWh aumento de 18,9% e elevação de 45,2% no trimestre encerrado em dezembro. O endividamento líquido da companhia recuou 3,4% para pouco mais de R$ 6 bi. Os investimentos no ano ficaram no mesmo nível de 2015 com R$ 1,65 bi. Na base trimestral os aportes do grupo recuaram 20,5% para R$ 399 mi. Para este ano, a projeção de investimentos totais da Energisa é de R$ 1,4 bi. Os valores mais elevados estão dedicados às distribuidoras do Centro-Oeste e uma no Norte, sendo R$ 474,6 mi para Mato Grosso, R$ 221 mi no Mato Grosso do Sul e R$ 219 mi em Tocantins. O foco da destinação desses recursos é o atendimento de novas cargas e expansão das redes elétricas, manutenção e substituição de ativos, melhoria na qualidade de distribuição, combate a perdas e programa de universalização de energia. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

 

17 Fitch afirma e retira IDRs 'BB' ratings de Itaipu Binacional

A Fitch Ratings afirmou e simultaneamente retirou os IDRs (Issuer Default Ratings – Ratings de Probabilidade de Inadimplência do Emissor) de longo prazo em moedas estrangeira e local 'BB' da Itaipu Binacional. A classificadora informou, em comunicado divulgado ao mercado, que entre as premissas para o cenário de rating de Itaipu estão reajustes tarifários anuais suficientes para cobrir todos os custos operacionais, obrigações com acionistas e serviço da dívida da usina; bem como os investimentos previstos para o próximo triênio, de R$ 38 mi entre 2017 a 2019. Segundo a Fitch, o rating de Itaipu reflete o vínculo do perfil de crédito da companhia com o do Brasil, bem como a adequada posição de liquidez da usina e a previsibilidade de seu fluxo de caixa, proveniente do Tratado assinado entre Brasil e Paraguai que estabelece a precificação em dólares para a tarifa a ser cobrada pela empresa, sendo suficiente para cobrir todos os custos operacionais e de manutenção, investimentos e obrigações financeiras. A previsibilidade no fluxo de caixa reduz riscos associados a geração de receita e favorece o perfil de crédito da companhia, segundo afirmou a agência [Fitch] em nota. Contribuem ainda para a classificação positiva da usina a alavancagem financeira reduzida e "administrável", dado o mecanismo de reajuste de tarifas previsto no Tratado. A Fitch espera que o índice dívida líquida/EBITDA da companhia diminua para 2,0 vezes em 2019. A amortização gradual da dívida até o término do contrato com o Paraguai, em 2023, é outro aspecto que favorece Itaipu. A agência analisou a ausência de riscos hidrológicos e regulatórios entre a usina e o setor elétrico brasileiro, já que a remuneração pela venda da energia considera a capacidade instalada da usina, e não na energia produzida. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

 

18 Chesf quer acelerar investimentos em 2017 para aumentar geração de caixa

Além de eliminar alguns gargalos no cronograma de produção e de escoamento de energia para o sistema, o plano de investimentos da Chesf para 2017, orçado em R$ 1,85 bi, será crucial para aumentar a geração de caixa da companhia. A intenção da estatal é, até o mês de dezembro, acelerar a conclusão de uma série de projetos que se encontravam parados há anos por falta de recursos e, com isso, elevar as receitas internas. Na avaliação do presidente Sinval Gama, somente com o crescimento nos recursos próprios a companhia conseguirá fazer frente aos empreendimentos programados para os próximos anos. "Atualmente, em razão da rearrumação do mercado financeiro pela crise econômica, não há mais linhas de crédito em quantidade suficiente para atender às necessidades do setor. Acreditamos que, com os projetos que conseguiremos concluir este ano, os recursos que eles vão gerar contribuirão para os investimentos futuros", afirmou o executivo. Antes de contar com uma geração própria mais robusta, a empresa recorreu aos recursos federais viabilizados por intermédio do ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, para tocar as obras pontuais. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

 

19 Chesf irá focar o caixa em novos projetos e na manutenção de ativos existentes

Dos R$ 1,85 bi já em execução [capital destinado ao plano de investimentos da Chesf], a maior fatia, de R$ 700 mi, irá para uma série de projetos de transmissão até então parados por falta de verba. Serão destravadas a linha Eunápolis - Teixeira de Freitas (230 kV / BA) e subestações em Mossoró (RN), Morro do Chapéu (BA), Poções (BA) e Jaboatão dos Guararapes (PE), entre outras. A área de geração receberá um aporte de R$ 120 mi, que será alocado na conclusão dos parques eólicos Casa Nova II e Casa Nova III (232 MW / BA), em unidades solares em Bom Nome (PE) e Bom Jesus da Lapa (BA) e em projetos de P&D nos lagos de Sobradinho e Petrolina. O plano de obras para 2017 prevê ainda investimentos nos ativos já existentes da companhia. Em transmissão serão aportados R$ 200 mi em melhorias no conjunto de subestações e em geração serão mais R$ 50 mi na modernização dos parques hidrelétricos e eólicos. A estatal irá aplicar outros R$ 80 mi em diversas ações voltadas à infraestrutura operacional, incluindo automação em sistemas de controle e de segurança. Segundo Gama, assim que os recursos foram autorizados pelo governo federal, a Chesf procurou garantir o fornecimento de máquinas e equipamentos junto às empresas fabricantes. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

 

20 Chesf comenta sobre SPEs

Além dos projetos próprios, a companhia vai destinar R$ 700 mi em três Sociedades de Propósito Específico (SPEs) nas quais atua com parceiros na construção das hidrelétricas de Belo Monte (11.233 MW / PA), Jirau (3.750 MW / RO) e Sinop (400 MW / MT). Algumas das SPEs da empresa, aliás, serão transferidas para duas novas empresas a serem criadas pela Eletrobras dentro do processo de privatização que a holding executará no meio do ano. Gama não adianta quais ativos da Chesf serão envolvidos no negócio, mas ressalta que a operação irá abater parte da dívida vultuosa que a empresa detém com sua controladora. O executivo se mostra preocupado com o atual perfil da dívida da empresa, fortemente concentrada no curto prazo. Do total de R$ 1,9 bi em vencimentos, aproximadamente R$ 1,5 bi se referem a pagamentos programados para os anos de 2017 e 2018. "Num cenário de crise econômica, escassez de recursos e financiamentos e com muitas das nossas dívidas vencendo até o ano que vem, a saída que temos hoje é vender ativos. Somente assim conseguiremos executar os projetos previstos", sinalizou o presidente da Chesf. Os investimentos da empresa para 2018 somam R$ 914 mi. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

 

21 AES Eletropaulo quer investir R$ 18 mi em eficiência energética em 2017

A AES Eletropaulo vai investir aproximadamente R$ 18 mi em eficiência energética neste ano. O dinheiro será destinado por meio de chamada pública. O principal objetivo dos projetos é a conscientização da população para o uso racional de energia e o benefício para diversos segmentos. A chamada pública para desenvolvimento de projetos de eficiência energética possui duas fases. A primeira etapa refere-se à entrega das propostas. A concessionária recebeu 47 projetos. Já na segunda fase, os clientes classificados deverão encaminhar, entre outros documentos, o Diagnóstico Energético para avaliação da distribuidora. A previsão é que este processo seja finalizado em agosto deste ano. Os projetos classificados farão parte do planejamento de 2018. (Brasil Energia – 24.03.2017) 

 

22 Governo retira indicação de dois diretores de Itaipu

O presidente Michel Temer anulou a nomeação de Rubens de Camargo Penteado e Ramiro Wahrhaftig, para os cargos de, respectivamente, diretor técnico executivo e diretor de Coordenação. A decisão foi publicada na edição desta sexta-feira (24/3) do DOU. Os nomes propostos vão de encontro à Lei de Responsabilidade das Estatais, segundo a qual pessoas com atuação político-partidária não poderiam ser indicados a cargos em estatais durante prazo pré-estabelecido. Não foram divulgados os nomes que ocuparão as diretorias. Temer também indicou os nomes de Orlando Pessuti, Paulo Pedrosa, secretário-executivo do MME, e Adailton da Rocha Teixeira para exercerem mandatos de conselheiros da Itaipu Binacional. O novo presidente da companhia, Luiz Fernando Vianna, assinou o termo de posse em Curitiba na última quinta-feira (23/3) e a cerimônia de posse deve ocorrer na próxima segunda-feira (27/3). No entanto, Vianna já foi apresentado a autoridades paraguaias, entre elas o presidente do país, Horácio Cartes, e o diretor geral paraguaio James Spalding. Em conversa com Spalding, Vianna comentou sobre a necessidade de se conversar sobre as relações entre os sócios da Itaipu após 2023, quando vence o prazo do Anexo C, que contém a parte financeira do Tratado de Itaipu. O diretor paraguaio afirmou que essa também é uma preocupação dele. (Brasil Energia – 24.03.2017) 

 

23 Eneva tem novo presidente

Pedro Zinner é o novo presidente da Eneva a partir da próxima segunda-feira. Ele substitui José Aurélio Drummond, que renunciou ao cargo, mas continuará no conselho de administração da empresa. Zinner vai acumular a Diretoria de Relações com Investidores da empresa. Flavia Martins assumirá, interinamente, a Diretoria Financeira da companhia. Zinner é economista formado pela PUC-Rio, com MBA em Contabilidade e Análise Financeira pela Unversidade de Chicago. O executivo já atuou na Vale, BG Group e Parnaíba Gás Natural, última empresa que trabalhava até ingressar na Eneva, em agosto do ano passado. (Brasil Energia – 24.03.2017) 

 

24 Aneel reduz multa da Amazonas Energia de R$ 23,9 mi para R$8 mi

A diretoria da Aneel reduziu multa aplicada à Amazonas Distribuição de Energia de R$ 23,96 milhões para R$ 8,28 milhões. A multa foi em decorrência de não conformidades identificadas na fiscalização do Laudo de Avaliação da Base de Remuneração Regulatória do Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias. Como a empresa está em regime de prestação temporária do serviço de distribuição, até a escolha de um novo concessionário para o estado do Amazonas, ela poderá solicitar a suspensão do pagamento da multa, que esgotou a ultima instância de recurso administrativo e ainda não foi inscrita no Cadastro Informativo de Créditos não Quitados do Setor Público Federal – o Cadin. Em outro processo, a Aneel rejeitou recurso apresentado por Furnas e manteve multa de R$ 2,2 milhões. A penalidade é resultante do atraso no cumprimento dos cronogramas de obras de reforço em instalações de transmissão no Distrito Federal, autorizadas em 2012 e 2013. A agência também ratificou a decisão da fiscalização de reduzir multa de R$ 2,4 milhoes, aplicada no ano passado à Celesc Distribuição. A punição é consequencia de falhas e descumprimento de prazos no atendimento aos consumidores. As decisões nos três processos foram publicadas no Diário Oficial da União desta sexta-feira, 24 de março. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

 

 

 

Oferta e Demanda de Energia Elétrica

1 Nordeste deve terminar março com 21,3% de armazenamento, segundo ONS

Os reservatórios do Nordeste devem terminar o mês com 21,3% da capacidade, segundo a revisão do Programa Mensal da Operação divulgado nesta sexta-feira, 24 de março, pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico. A energia natural afluente deve ficar em 24% da média de longo termo para a região. A previsão, segundo o ONS, apresenta-se "significativamente abaixo da média histórica". Nos outros subsistemas, a situação da ENA é mais confortável estão em 87% da MLT para Sul e Norte e 76% para Sudeste/Centro-Oeste. Com isso, os reservatórios dessas regiões fecharão março com 42,3% no SE/CO, 44,6% no Sul, e 64,9% no Norte. Na última semana operativa de março, o NE deve ter uma vazão de 16% da média, enquanto o Norte terá 95%. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

2 CCEE indica aumento de 1,3% no consumo em março

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica aponta um aumento de 1,3% no consumo e 2,3% na geração de energia elétrica no país na comparação com o período de 2 a 22 de março de 2016. A análise indica o consumo de 63.835 MW médios em março, sendo uma queda de 4,2% no consumo no ACR, índice diretamente impactado pela queda de temperatura e migração de consumidores para o mercado livre. Já no ACL os números indicam aumento de 19,3% no consumo, análise que inclui as cargas novas vindas do mercado cativo. Dentre os ramos da indústria avaliados pela CCEE, incluindo dados de autoprodutores, varejistas, consumidores livres e especiais, os maiores índices de aumento no consumo de energia foram nos segmentos de comércio com elevação de 123,2%, serviços com 86,4% e telecomunicações, 81,4%. Esses números foram impactados pela migração dos consumidores para o mercado livre. Já a energia produzida em todo o sistema somou 67.255 MW médios no período analisado. A fonte hidráulica aumentou a geração em 2,9%, com representatividade de 80,6% sobre toda energia produzida no país. A estimativa é de que as usinas hidrelétricas integrantes do MRE gerem, em março, o equivalente a 109,2% de suas garantias físicas, ou 51.892 MW médios em energia elétrica. Para fins de repactuação do risco hidrológico, este percentual foi de 97,4%. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017)

3 Perda com ‘gatos’ na rede elétrica chega a R$ 8 bi

Todos os dias, um volume de energia suficiente para iluminar todo o Estado de Santa Catarina e seus 7 milhões de habitantes é roubado da geração elétrica nacional. São mais de 15 milhões de megawatts de energia que, por hora, escorrem pelos cabos das ligações clandestinas, os famosos “gatos”, que só em 2015 geraram prejuízo superior a R$ 8 bilhões. Os dados apurados por novo estudo do Instituto Acende Brasil, especializado no setor elétrico, expõem o tamanho do rombo financeiro que, no fim das contas, acaba sendo cobrado dos consumidores que mantém suas contas e instalações em ordem. Isso ocorre porque as distribuidoras trabalham com margem de preço suficiente para arcar com as diferenças entre a energia que compram das usinas geradoras e aquela que efetivamente faturam para seus usuários. Caso contrário, correriam risco de ir à bancarrota. Na média, o roubo elétrico suga diariamente 5% da produção nacional de energia. A diluição, golpe dado por milhões de instalações clandestinas, ajuda a ofuscar o tamanho do estrago. Os R$ 8 bilhões furtados em 2015 e que não chamam a atenção da população superam, com folga, os R$ 6,2 bilhões que a Petrobrás teve de declarar em baixas contábeis no mesmo ano, por conta da corrupção escancarada pela Operação Lava Jato, da Polícia Federal. (O Estado de São Paulo – 26.03.2017) 

4 Consumo de energia subiu 2,2% em fevereiro

O consumo de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) em fevereiro apresentou crescimento de 2,2% em relação ao valor verificado no mesmo mês do ano passado, segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Na comparação com a carga registrada em janeiro, a alta é de 2,3%, enquanto no acumulado dos últimos 12 meses observa-se expansão de 1,4% frente o período anterior. Desconsiderado efeitos de fatores fortuitos e não econômicos sobre a carga, como o efeito calendário, variações de temperatura diferentes das esperadas e perdas na Rede Básica, o crescimento do consumo foi da ordem de 2,1% em fevereiro, na comparação com igual mês de 2016. O operador destacou o desempenho do consumo no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, que cresceu 1,7% em fevereiro e acumula alta de 0,8% em 12 meses. O submercado com maior crescimento do consumo foi o Sul. A carga na região aumentou 4,5% em fevereiro frente igual período do ano anterior. No Nordeste, a carga de energia cresceu 3,3% em fevereiro, na comparação anual. Com relação a janeiro de 2017, houve uma variação negativa de 2,2%. Por fim, no Norte, o consumo em fevereiro apresentou queda de 0,4% em relação ao mesmo mês de 2016. (O Estado de São Paulo – 26.03.2017) 

5 PLD sobe 7% no SE/CO e Sul e fica em R$ 235,67/ MWh

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica informa que o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD para o período entre 25 e 31 de março subiu 7% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul ao passar de R$ 219,10/MWh para R$ 235,67/MWh. Já o PLD no Nordeste caiu 5% ao ser fixado em R$ 365,35/MWh e segue no valor mínimo de R$ 33,68/MWh no Norte. Os limites de intercâmbio referentes ao envio de energia pelo Norte e recebimento pelo Nordeste são atingidos, o que descola os preços destes submercados frente aos demais. A previsão de afluências para o Sistema ficou em 68% da Média de Longo Termo. A análise indica que a carga prevista para a próxima semana deve ficar em torno de 1.230 MW médios inferior ao índice na última semana, mais baixa em todos os submercados com exceção do Nordeste, cuja carga esperada permanece a mesma. O fator de ajuste do MRE para março foi revisto de 109,2% para 107%. Já os Encargos de Serviços do Sistema são esperados em R$ 131 milhões para o mês, sendo R$ 90 milhões referentes à segurança energética. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 


Meio Ambiente

1 Norte Energia dá equipamentos para Funai monitorar terras do Xingu

A Norte Energia entregou veículos e equipamentos para oito Unidades de Proteção Territorial para Funai. Foram entregues caminhonetes, motocicletas, embarcações a motor do tipo voadeira, equipamentos de sistema de posicionamento global, informática, comunicação e fotografia, mobílias e utensílios para que os servidores do órgão realizem os trabalhos de proteção territorial – vigilância, monitoramento e fiscalização das terras e áreas indígenas atendidas pelo Projeto Básico Ambiental – Componente Indígena da usina de Belo Monte (PA - 11.233 MW). No último dia 17 de março, os membros da Funai estiveram no Porto 6, na Orla de Altamira, para receber os equipamentos. Ao longo do mês, estão sendo entregues e encaminhados os equipamentos, materiais, veículos e embarcações para as Unidades de Proteção Territorial denominadas Transamazônica, Arara da Volta Grande, Koatinemo, Trincheira Bacajá, São Francisco e São Sebastião. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

2 Norte Energia disponibiliza também recursos para ações de proteção territorial nas terras indígenas

A Norte Energia também está disponibilizando recursos para a contratação de 56 colaboradores para a execução das ações de proteção territorial nos territórios indígenas sob a gestão operacional da Funai. Ela prevê ainda a contratação de mais 16 colaboradores, devidamente capacitados, para atuarem, em mais três unidades de proteção territorial, que serão construídas, equipadas e entregues no segundo semestre deste ano. Em fevereiro de 2016, a empresa instalou na sede da Funai em Brasília e na Funai Regional, em Altamira, os Centros de Monitoramento Remoto, que monitoram 98% das terras indígenas do Brasil, sendo apoio importante para detectar e combater crimes ambientais e intrusões nas Terras Indígenas. O sistema integra as ações do Plano de Proteção Territorial às Terras Indígenas do Médio Xingu, abrangendo uma região muito mais extensa do que a da área de influência da Usina Hidrelétrica Belo Monte. A disponibilização de equipes e a entrega de veículos e equipamentos de monitoramento fazem parte do Termo de Cooperação firmado entre a Norte Energia e a Funai, em atendimento às condicionantes propostas pela Funai para a emissão da Licença de Operação de Belo Monte. Na implantação do PBA- CI, específico para o Componente Indígena já destinou cerca de R$ 390 milhões de investimentos em ações, serviços e obras aos povos e terras indígenas do médio Xingu. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017)

 

Energias Renováveis

1 Eólicas no Piauí podem iniciar testes de unidades geradoras somando 32,2 MW

A Aneel liberou para início de operação em teste uma série de unidades geradoras de centrais eólicas localizadas no município de Simões, no estado do Piauí. A usina EOL Ventos de São Virgílio 01 teve liberadas oito unidades geradoras de 2,3 MW cada, totalizando 16,1 MW de capacidade. O empreendimento EOL Ventos de Santo Onofre IV foi autorizado a iniciar testes de duas unidades de 2,3 MW cada, somando ambas 4,6 MW de potência instalada, enquanto a EOL Ventos de Santo Augusto VI teve a autorização de cinco unidades de 2,3 MW, perfazendo 11,5 MW. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 

2 Piauí ganha mais eólicas em operação

A Aneel Elétrica liberou na última sexta-feira, 24 de março, o início da operação comercial das unidades geradoras UG1 a UG4 da EOL Ventos de Santo Augusto VI, de 2,3MW cada, totalizando 9,2 MW de capacidade instalada. A eólica fica na cidade de Simões, no Piauí. (Agência CanalEnergia – 27.03.2017)

3 Amapá terá programa para solar

O estado do Amapá deve aderir ao convênio ICMS nº 16/2015 ainda no primeiro semestre de 2017, de acordo com a Absolar. Com a adesão, o estado deixará de cobrar ICMS incidente sobre a energia gerada pelos sistemas de microgeração distribuída. A associação se reuniu com o governador do estado, Waldez Góes, na quinta-feira (23/03), para discutir propostas de incentivo para a fonte na região. Além da renúncia fiscal, o estado criará em conjunto com a Absolar um programa estadual específico para incentivar o uso de energia por consumidores residenciais, rurais, comerciais e do poder público. O estado também buscará a estruturação de uma linha de financiamento voltada para a microgeração e minigeração distribuída, por meio de recursos do FNO, com possibilidade de alcançar toda a região Norte do país. “A Sudene e o Banco do Nordeste já possuem em operação a linha de financiamento FNE SOL, estruturada com o envolvimento direto da Absolar e que tem sido um grande sucesso no financiamento de projetos fotovoltaicos na região. Entendemos que a Sudam pode desempenhar o mesmo papel para a região Norte, por meio de uma linha FNO SOL, com condições ainda mais competitivas”, comenta o presidente da associação, Rodrigo Sauaia. (Brasil Energia – 24.03.2017) 

4 Mais uma solar pede alívio de regras na Aneel por atraso

A Kawa Solar protocolou na agência, no último dia 22 de fevereiro, um pleito para a regra que permite a rescisão em caso de atraso superior cento e vinte dias no cronograma de implantação seja alterada, a fim de considerar um atraso de dois anos. As usinas representam apenas 6% da energia contratada no leilão. A empresa é dona das usinas Malta (27 MW) e Angico I (27 MW). O argumento da companhia é de que “apesar de o descumprimento do cronograma de implantação se tratar de uma hipótese caracterizadora da resolução do CER ou da extinção da outorga autorizativa correspondente, nos termos do edital, o ambiente de anormalidade econômica exige um tratamento diferenciado, que pondere de forma razoável e proporcional sobre a aplicação de determinadas penalidades”. Os editais anteriores a 2013 previam que os contratos poderiam ser rescindidos apenas a partir de dois nãos de atraso do cronograma. E é esse entendimento que a Kawa quer retomar para seus contratos. Esse pedido ainda deve ser analisado pela diretoria da agência, mas uma análise da área técnica da Aneel já avaliou que o pedido deve ser negado. É mais um candidato para o leilão de descontratação, que o Ministério de Minas e Energia planeja realizar ainda no primeiro semestre. (Brasil Energia – 24.03.2017) 

Gás e Termelétricas

1 Governo vai anunciar no 2º semestre leilões de óleo e gás de 2018 e 2019

"Queremos anunciar no segundo semestre deste ano os leilões de óleo e gás de 2018 e 2019 porque isso dá previsibilidade para que as empresas possam se organizar", disse o ministro Fernando Coelho Filho (Minas e Energia) à coluna, sem informar quais serão as áreas. Coelho Filho afirmou estar confiante que a extensão do Repetro (regime aduaneiro especial do setor) saia ainda neste mês ou nos primeiros dias de abril. "Não podemos escolher a empresa A ou B. Torcemos pela Petrobras, mas a prioridade do governo é gerar emprego, renda e arrecadação para o país", disse sobre dar preferência à estatal. O ministro comentou também que o preço da energia deverá subir neste ano. "Vai ter ao longo de 2017 o acionamento de bandeira tarifária amarela, ou possivelmente, vermelha, pelo custo da geração", afirmou. “O primeiro foi completamente diferente dos leilões que tinham pouca adesão [obteve 92% dos R$ 12,6 bilhões que o governo esperava contratar]. No dia 24, deverá se realizar outro - mais R$ 13 milhões de investimentos. Para o próximo, poderemos seguir regra que se pensa para o de rodovias: se o deságio for muito grande, tem de aumentar a garantia para evitar outro caso Abengoa, de dar um deságio de 40%, e depois não conseguir executar. Possivelmente no segundo semestre, deveremos ter novos leilões de renováveis, térmicas, a gás e outras fontes”. (Folha de São Paulo – 27.03.2017)

 

2 Após conclusão de reparos, usina nuclear de Angra 2 volta a operar

A usina nuclear de Angra 2 voltou a operar após conclusão do reparo no seu sistema de água de alimentação principal, na parte não nuclear. De acordo com comunicado divulgado nesta sexta-feira (24) pela Eletronuclear, a unidade situada em Angra dos Reis (RJ) foi sincronizada ao Sistema Interligado Nacional (SIN) às 23h49 de ontem (23) e, às 7h de hoje, estava operando com 97% de sua potência total – ou seja, 1.310 MW. Angra 2 deverá atingir 100% ao longo desta sexta-feira. (Agência CanalEnergia – 24.03.2017) 


Economia Brasileira

1 Brasil tem déficit em conta corrente de US$ 935 mi em fevereiro

O BC computou um déficit em transações correntes de US$ 935 milhões em fevereiro, abaixo do resultado estimado pela autoridade monetária, de déficit de US$ 1,3 bilhão, devido ao desempenho melhor da balança comercial. Em fevereiro de 2016, o déficit tinha somado US$ 1,916 bilhão. No ano, o déficit acumulado ficou em US$ 6,020 bilhões, ante US$ 6,732 bilhões em igual período de 2016. Foi o menor déficit para o período desde 2009, quando o saldo negativo correspondeu a US$ 4,1 bilh



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