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Distribuidoras preveem demanda para leilão de energia nova, mas não de reserva

As distribuidoras de energia calculam a necessidade de contratação de novos projetos de geração para 2022, indicando a realização de um leilão do tipo A-5 (com entrada em operação em até cinco anos) ainda neste ano, depois de dois anos sem grandes novas contratações. Antes disso, o governo deve fazer também um leilão de energia existente, a fim de esgotar o uso da garantia física já instalada, sem onerar os consumidores com novos projetos de geração.

A realização de um leilão de energia de reserva (LER), porém, continua sendo vista com receio pelas principais entidades do setor elétrico, além da resistência dentro do próprio governo quanto à necessidade do certame.

Recentemente, o secretário de planejamento e desenvolvimento energético do Ministério de Minas e Energia (MME), Eduardo Azevedo, disse que haverá leilão de reserva ainda em 2017, possivelmente em setembro. A justificativa seria tanto o atendimento de uma “política industrial”, voltada para o fornecimento de máquinas e equipamentos para geração eólica e solar, quanto sinais que indicam a necessidade de novos projetos de geração, após cancelamento de muitos contratos.

“Nossa opinião é que a contratação de energia nova deve ser feita com base na necessidade de mercado. Ou seja, se não houver demanda, não faz sentido contratar e onerar os consumidores com isso”, afirmou Nelson Leite, presidente da Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee).

Segundo dados coletados pela Abradee, haverá demanda para um leilão A-5 neste ano, para entrega a partir de 2022. A associação estima que as distribuidoras têm 98% da demanda projetada para 2017 já atendida. Para chegar em 102%, que é considerado um índice mais seguro, as distribuidoras contratariam mais cerca de 1,8 gigawatts (GW) médios no leilão deste ano. A contratação de projetos, contudo, dependeria da declaração de demanda pelas distribuidoras, não de uma política de governo voltada para um segmento específico.

Em evento no início da semana, o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Luiz Barroso, explicou que o ideal seria a realização de um leilão de energia existente antes de tudo, para que o excedente dos projetos em operação possa ser aproveitado pelas distribuidoras.

A possibilidade surgiu com a Lei 13.360, de conversão da MP 735, que flexibilizou as datas de leilões e permitiu que sejam feitos certames de energia existente com prazos variados. Decreto do Ministério de Minas e Energia deve ser publicado em breve regulamentando esses leilões.

No caso dos leilões de energia de reserva, Barroso lembrou que a necessidade é calculada de forma técnica, dependendo se é preciso comprar novos projetos para garantir a conciliação entre a garantia física do sistema.

O problema na contratação da energia de reserva sem necessidade é que isso vai onerar os consumidores, por meio do encargo de energia de reserva, explicou Edvaldo Santana, presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace). “Vai acabar sendo um subsídio, porque se contrataria uma energia desnecessária. Se há sobra de garantia física, não precisam de reserva”, disse Santana.

Outra questão que afeta o planejamento de leilões, principalmente de reserva, é a questão da margem de escoamento. Barroso lembrou que as restrições atuais de escoamento devem perdurar até 2022 ou 2023, devido ao atraso na construção de linhas de transmissão, como as da Abengoa, cujas obras estão paralisadas há quase dois anos.

Desde 2015, não há leilão de reserva ou certame que contrate um volume significativo de projetos novos de geração. Isso aconteceu por conta da redução brusca da demanda por energia, que fez com que as distribuidoras ficassem sobrecontratadas – ou seja, com sobras contratuais não remuneradas via tarifa.

Foram criados mecanismos para descontratar projetos, como o Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) de Energia Nova, que cancelou cerca de 1.300 MW médios em contratos permanentemente. Além disso, o governo cancelou o leilão de reserva programado para dezembro de 2016 e se prepara para implementar, até o fim de agosto, um mecanismo que vai permitir a descontratação de projetos de reserva, mediante o pagamento de uma contrapartida pelos geradores.

A revisão da garantia física dos projetos em operação também possibilitou uma redução de cerca de 1.300 MW médios no sistema.

Para grande parte dos agentes do setor elétrico, no entanto, isso não justificaria a realização de um leilão de reserva. “Isso me parece uma incoerência”, disse Santana, lembrando ainda que o mecanismo de descontratação de reserva vai cancelar projetos mais baratos do que os que provavelmente serão contratados em seguida.

Segundo Santana, a Abrace não é contra a contratação de projetos de eólica e solar, uma vez que a indústria se instalou no Brasil e não pode ser abandonada. “Mas não precisa ser energia de reserva”, disse. Uma possibilidade seria viabilizar projetos voltados para o mercado livre.

O presidente da Abrace sugeriu que o governo organize um leilão de renováveis voltado para o mercado livre, com contratos com duração entre 5 e 20 anos, e recursos do BNDES oferecidos na proporção inversa – mais recursos no prazo menor. Se o contrato no mercado livre vencer, essa energia passará para o mercado regulado, a um preço que será estabelecido também nesse leilão.

Fonte: Camila Maia | Valor Econômico

Sistema elétrico mudará com expansão eólica e solar, diz ONS

A operação do sistema elétrico brasileiro precisará mudar para se adaptar à acelerada expansão da geração eólica no país e ao início da introdução da energia solar na matriz, incluindo o crescimento nas instalações solares em residências, com placas fotovoltaicas em telhados, disse nesta terça-feira o diretor geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Luiz Eduardo Barata.

Ele afirmou que essa preocupação já faz com que o ONS e as autoridades do setor preparem-se para rever o sistema computacional utilizado atualmente para programar a operação do sistema e para o cálculo dos preços spot da eletricidade, ou Preços de Liquidação das Diferenças (PLD).

“Estamos trabalhando de forma integrada para poder dispor a partir de 2020 de um novo modelo para o estabelecimento da política de operação e cálculo de preço, que tenha todos requisitos que entendemos como fundamentais”, disse Barata, ao participar de evento da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Segundo ele, o novo sistema a ser desenvolvido possibilitará que o sistema elétrico enfrente melhor a variabilidade da geração das usinas eólicas e solares, que dependem de vento e da incidência do sol.

“Entendemos que hoje o estágio de evolução do segmento exige uma permanente inovação em tecnologia e temos colocado como palavra de ordem no ONS a inovação. Precisamos melhorar nossos procedimentos”, disse o diretor.

De acordo com Barata, o novo sistema teria uma representação das usinas de forma individual e em base horária, e uma “adequada representação das fontes intermitentes”.

Ele disse que participou recentemente de encontros com representantes de órgãos semelhantes ao ONS que operam em outros países do mundo e que diversos deles relataram grandes desafios para se adaptar à expansão das fontes renováveis, principalmente na Europa, onde a tecnologia avançou rapidamente.

“O depoimento deles é realmente impressionante. A Itália chega a ter hoje quase 30 por cento da carga suprida por fotovoltaicas nos tetos. Isso significa dizer que você tem que aparelhar o sistema para operar durante o dia… e quando o sol se põe a configuração é outra”, comentou.

“E isso tem acontecido na Itália e vários outros países, todos enfrentaram problemas grandes de adaptação a essa nova realidade do setor.”

O diretor do ONS apontou, no entanto, que o Brasil deverá ter tempo para se preparar para essas transformações, ajudado principalmente pela crise econômica, que deverá limitar em algum nível a velocidade dessas mudanças.

Fonte: EXAME

Condições para recarga de veículos elétricos entram em audiência pública

A Agência Nacional de Energia Elétrica vai abrir audiência pública para discutir proposta de resolução que estabelece os procedimentos e as condições para a realização de atividades de recarga de veículos elétricos em unidades consumidoras conectadas ao serviço  distribuição. As contribuições serão recebidas pela agência de 25 de maio a 31 de julho.

Em abril do ano passado, a Aneel submeteu o assunto a consulta pública, com a intenção de avaliar previamente a necessidade de regulamentação dos aspectos relacionados ao fornecimento de energia para esse tipo de veículo. Um grupo de 26 instituições de diferentes segmentos participou do processo, dentre as quais dez concessionárias de distribuição.

O tratamento a ser dado pela agência no regulamento busca “reduzir eventuais barreiras regulatórias para empreendedores e usuários interessados na mobilidade elétrica, mas preservando a integridade das redes de distribuição e seus consumidores, independentemente destes serem ou não usuários de veículos elétricos.”

A regra permite a recarga de veículos de terceiros pelo titular da unidade consumidora de energia elétrica, inclusive para fins de exploração comercial e a preços livremente negociados. A instalação de estação de recarga deverá ser comunicada previamente às distribuidoras. Equipamentos operados por terceiros que não sejam exclusivos para uso privado deverão seguir protocolos abertos de comunicação e de supervisão e controle remotos de domínio público.

A própria distribuidora poderá instalar estações de recarga pública de veículos na área em que atua como permissionária ou concessionária, atividade que exercerá por sua conta e risco e de forma separada do serviço de distribuição. Os preços também serão livremente negociados com os clientes, e o serviço tratado como atividade acessória, não vinculada ao fornecimento de energia elétrica. Os ativos que compõem a infraestrutura das estações de recarga não entrarão na base de ativos da empresa para fins de remuneração na revisão e/ou no reajuste tarifário.

As distribuidoras terão de repassar à Aneel informações das unidades consumidoras com estações de recarga e enviar a cada semestre dados consolidados para registro na agencia. A partir de 1º de julho de 2018 as empresas deverão implantar um sistema eletrônico para que o consumidor possa enviar os dados necessários sobre estações de recarga.

Os interessados em participar da audiência poderão enviar contribuições para o e-mail ap029_2017@aneel.gov.br ou para o endereço da Aneel – SGAN Quadra 603 – Módulo I Térreo/Protocolo Geral, CEP 70.830-110, Brasília–DF

Foto: S

Governo publica diretrizes para leilão de descontratação de energia

O Ministério de Minas e Energia publicou as diretrizes para o inédito leilão de descontratação de projetos de energia elétrica, que tem como objetivo permitir o cancelamento sem a aplicação de multa rescisória de projetos de geração que enfrentaram problemas nos últimos anos e não saíram do papel.

Portaria publicada no Diário Oficial da União define que o leilão deverá ser realizado até 31 de agosto de 2017.

Em entrevista à Reuters na última terça-feira (18), no entanto, o secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Eduardo Azevedo, disse que a expectativa do governo é realizar o leilão até julho.

A portaria determina que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) elabore o edital do leilão e os termos de distrato dos contratos.

Os vencedores do leilão terão que pagar um prêmio para o governo.

O ministério definiu que o valor do prêmio, em reais, será pago em parcela única. A Aneel irá definir, no edital, um valor mínimo de lance por megawatt-hora.

O valor total do prêmio corresponderá ao lance oferecido pela empresa, multiplicado pelo montante da energia contratada de um ano, não bissexto, expresso em megawatt-hora.

Veja detalhes da publicação: http://pesquisa.in.gov.br/imprensa/jsp/visualiza/index.jsp?jornal=1&pagina=60&data=20/04/2017

Fonte: Reuters | Gustavo Bonato

Mundo tem queda drástica de novas usinas a carvão

O boom das fontes de energia renovável nos últimos anos tem transformado o setor elétrico mundial radicalmente. Mas os investimentos verdes não são os únicos responsáveis por esse processo. Um forte movimento de “desinvestimento” nas fontes poluidoras mais tradicionais também contribui para a transição energética.

Só no ano passado, o número total de centrais de energia a carvão em desenvolvimento despencou em todo o mundo, com um declínio de 48% na atividade de pré-construção e um declínio de 62% em novos projetos.

Os dados são de um relatório lançado nesta semana pela Ong ambientalista Greenpeace, Sierra Club e CoalSwarm. Segundo o estudo, a  queda drástica em 2016 está associada às mudanças nas políticas energéticas em países como China e Índia, altamente dependentes dessa fonte poluente.

Houve uma dramática restrição a novos projetos de usinas de carvão pelas autoridades centrais chinesas e uma redução financeira por parte de apoiadores de usinas a carvão na Índia. Só nos dois países, mais de 100 projetos estão congelados.

Além do declínio no desenvolvimento de novos projetos, a pesquisa também aponta que um recorde de 64 gigawatts de usinas de carvão foram desativados nos últimos dois anos, principalmente na União Europeia e nos EUA, o equivalente a quase 120 grandes unidades geradoras.

De acordo com o relatório, a combinação da desaceleração no planejamento e construção de novas usinas e o aumento expressivo no número de fechamentos de unidades obsoletas traz uma esperança: de que seria possível manter o aumento da temperatura global abaixo de 2°C em relação aos níveis pré-industriais, e evitar os piores efeitos das mudanças climáticas, desde que os países continuem a acelerar a ação.

Alguns países, no entanto, não conseguiram desenvolver seus setores de energia renovável em sintonia com a tendência mundial e continuam a construir e planejar novas usinas de carvão altamente poluentes. É o caso do Japão, Coréia do Sul, Indonésia, Vietnã e Turquia.

Fonte: Exame | Vanessa Barbosa

Oferta de energia elétrica no Brasil será 2,6% maior em 2017

De acordo com o Boletim Mensal de Energia – Janeiro de 2017, a oferta interna de energia elétrica – subconjunto da matriz energética, a proporção das renováveis será bem mais significativa este ano, com previsão de chegar a 83,3%. No mundo este indicador é de apenas 24,1%.

O desempenho ocorre em razão do bom desempenho da energia eólica e reflete as transformações ocorridas no setor energético nacional, que tem incentivado tanto o crescimento dessas fontes quanto a diversificação da matriz nos últimos anos.

A Oferta Interna de Energia Elétrica (OIEE) de 2017 foi estimada em 630,2 TWh, mostrando aumento de 2,6% sobre 2016.

O boletim é elaborado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e acompanha um conjunto de variáveis energéticas e não energéticas capazes de permitir razoável estimativa do comportamento mensal e acumulado da demanda total de energia do Brasil.

A estimativa é que a energia hidráulica continue sendo a mais importante na matriz elétrica de 2017, respondendo por 67,9%, percentual ligeiramente inferior ao verificado em 2016 (68,6%).

Essa redução da fonte hídrica será compensada por bons desempenhos de outras fontes renováveis, como a eólica e a biomassa. A eólica deverá passar de uma proporção de 5,3% para 6,5%, e a biomassa, de 8,8% para 9,0%, de 2016 para 2017.

A produção de petróleo de janeiro de 2017 cresceu 15,3% sobre igual mês de 2016, repetindo as boas performances verificadas nos últimos meses de 2016. O mesmo ocorre com a produção de gás natural, com taxa de crescimento de 13,1%.

Fonte: Portal Brasil, com informações do Ministério de Minas e Energia

Brasil desponta como terceiro maior produtor de eletricidade das Américas

O Brasil é o terceiro maior gerador de eletricidade das Américas, atrás apenas dos Estados Unidos e do Canadá, de acordo com relatório da EIA (Energy Information Administration). Em 2016, a capacidade instalada total de geração de energia elétrica atingiu 137 GW, gerando 560 bilhões de kWh.

As hidrelétricas se mantêm como principal fonte de geração da matriz elétrica brasileira, representando mais de 70% do total (87 GW), seguida pelos combustíveis fósseis (30 GW), biomassa (12 GW) e de uma pequena parte vinda das fontes eólicas e nucleares. O Brasil é o segundo maior produtor de energia hidrelétrica do mundo, perdendo apenas para a China.

O gás natural é o principal combustível fóssil usado no Brasil, correspondendo a mais da metade do potencial de combustíveis fósseis, sendo a outra parte ocupada pelo carvão mineral. A atual aposta do setor é o projeto da termelétrica do Porto de Sergipe, com entrega prevista para o final de 2019. A usina terá uma geração de 1,5 GW, a maior da América Latina.

Visando aumentar a parcela de fontes de energia renováveis não-hidrelétricas na matriz, o governo anunciou em 2015 o Programa de Desenvolvimento da Geração Distribuída de Energia Elétrica (ProGD). A ideia é ampliar e aprofundar as ações de estímulo à geração de energia pelos próprios consumidores, estimulando, por exemplo, o uso de energia solar fotovoltaica. A estimativa é que o programa movimente cerca de R$ 100 bilhões em investimentos, até 2030.

Fonte: Brasil Energia | Amanda Magalhães

Energia renovável é alternativa estratégica para estabilidade no preço da conta de luz

O brasileiro teve que preparar o bolso ao se deparar com a notícia da cobrança da bandeira tarifária amarela na conta de luz do mês de março. O anúncio, feito pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), determinou a cobrança extra de R$ 2 a cada 100 quilowatts/hora (kWh) consumidos no mês.

A mudança ocorreu depois que a bandeira tarifária estava verde desde dezembro, ou seja, não havia cobrança adicional na conta de energia. Segundo a Aneel, a previsão dos níveis nos reservatórios das hidrelétricas ficou abaixo do esperado para março. A situação levou ao aumento da geração termelétrica como medida para preservar os níveis de armazenamento e garantir o atendimento ao sistema elétrico.

O sistema das bandeiras é aplicado sempre que o custo de geração de energia no país sobe. Isso acontece quando é necessário acionar mais usinas termelétricas, que geram energia mais cara devido ao alto custo associado.

Para ter uma ideia, em 2013 o total de energia produzida pelas hidrelétricas foi de 560.450 MW médios, o que correspondia a 74,02% da energia gerada no país. Em 2015 esse número caiu para 484.464 MW médios (65,66%). No mesmo período, a geração termelétrica aumentou de 187.892 MW médios (24,81%) para 194.568 MW (26,37%), segundo dados do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE).

A matriz energética brasileira hoje depende predominantemente da energia hidrelétrica, além das usinas térmicas. A adoção de fontes alternativas como a eólica e solar podem reduzir a variação no preço da energia provocada pela bandeira tarifária.

Graças ao aumento da geração de energia eólica e o crescimento da participação da fonte na matriz energética nos últimos dez anos, as energias renováveis podem ser o caminho estratégico para garantir a segurança tarifária no país.

Nesse aspecto, o Rio Grande do Norte vem se destacando notoriamente na matriz renovável como polo do setor eólico no Brasil. De acordo o CERNE, o estado é líder nacional no ranking de geração eólica com 3,3 gigawatts de capacidade em 122 parques eólicos instalados e em operação.

Sistema Interligado Nacional

Toda a energia gerada é lançada diretamente no Sistema Interligado Nacional (SIN), responsável por coordenar e controlar todo o sistema de produção e transmissão de energia elétrica oriunda das diferentes fontes energéticas, possibilitando o suprimento do mercado consumidor brasileiro.

O SIN também assegura um melhor aproveitamento da água nas usinas hidrelétricas e o uso moderado de energia térmica. Esse equilíbrio, aliado a geração alternativa – eólica, solar, biomassa – influencia diretamente na cobrança das bandeiras e no reajuste do preço da conta de luz.

Tarifa

Em 2016, o aumento médio das tarifas de energia elétrica no Rio Grande do Norte foi de 7,73%. Para os clientes residenciais o reajuste chegou a 7,78% e para as indústrias, o aumento foi menor, de 7,61%. Todos os anos, as distribuidoras passam por um processo de reajuste de suas tarifas, que pode levar a aumento ou queda, dependendo do que for apurado pela Aneel.

De acordo com a Companhia Energética do Rio Grande do Norte (Cosern) está prevista no mês de abril uma reunião entre a distribuidora e a agência reguladora para iniciar as tratativas sobre reajuste da tarifa no Estado.

Fonte: CERNE Press

BNDES: desembolso para energia elétrica cai 56% em 2016

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) desembolsou R$ 9,6 bilhões para investimento em projetos no setor de energia elétrica em 2016. Na comparação com 2015, houve retração nominal de 56% nos desembolsos totais do banco para o segmento. Aprovações, enquadramentos e consultas tiveram queda nominal de 32%, 37% e 28%, respectivamente. Os dados foram divulgados na última terça-feira, 31 de janeiro.
Considerando o desempenho do setor de infraestrutura, que inclui além de energia, construção, transporte, telecomunicações e outros, o banco desembolsou um total de R$ 25,9 bilhões, retração de 53% em relação aos desembolsos realizados em 2015. As aprovações somaram R$ 22,9 bilhões, queda de 44%.
Considerando o desempenho total do banco, o BNDES desembolsou R$ 88,3 bilhões para investimento em 2016. O destaque foi a atuação no curto prazo no financiamento do capital de giro das empresas brasileiras através do Programa de Apoio ao Fortalecimento da Capacidade de Geração de Emprego e Renda (BNDES Progeren). No contexto de retração do investimento e manutenção do cenário recessivo no 2º semestre de 2016, o programa desembolsou R$ 2,7 bilhões, com alta de 68% em relação ao ano anterior.
“Para 2017, espera-se uma conjuntura mais favorável, com expectativa de recuperação gradativa da economia e da demanda por recursos do BNDES ao longo do ano”, escreveu o banco em nota à imprensa. “Sinais macroeconômicos recentes, como a queda da inflação oficial, a redução do endividamento das famílias, a perspectiva de queda da taxa de juros e a melhora no nível de confiança no final de 2016 compõem este cenário.”
Fonte: Wagner Freire, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Investimentos e Finanças

Ministério de Minas e Energia aprova diretrizes para rodadas de leilão de petróleo e para o setor energético

Ministro Fernando Coelho presidiu a reunião, com pauta de temas relevantes

O Ministério de Minas e Energia (MME) realizou nesta quarta-feira (14/12) a 33ª Reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). O encontro foi presidido pelo Ministro Fernando Coelho Filho e contou com a presença do ministro de Planejamento, Orçamento e Gestão, Dyogo Oliveira.

Representantes dos ministérios integrantes do colegiado participaram da reunião. Esta foi a primeira reunião com a participação dos novos integrantes do CNPE, como representantes da sociedade civil e de universidade brasileira, respectivamente, Plínio Nastari e Ivan Camargo.

Na abertura da reunião, o ministro fez um balanço sobre as ações do MME sob sua gestão e desejou boas-vindas aos novos integrantes. “Apesar de tanta turbulência que o país está vivendo, o MME, junto com o Planejamento, Casa Civil, e Fazenda, que são os Ministérios que dialogamos mais, conseguimos uma série de ações de pautas bastante positivas nesses primeiros sete e oito meses”, destacou o ministro.

Entre as principais deliberações do colegiado e definições da reunião de hoje estão a aprovação em questões referentes às rodadas de petróleo do ano que vem; definição de diretrizes para o setor de gás natural; definição de preço mínimo do barril de petróleo para fins de apuração de royalties; e sobre modelos computacionais do setor elétrico.

Um dos destaques foi a inclusão de dez blocos de águas ultra-profundas na 14ª. Rodada, localizados na porção norte da Bacia de Campos, com elevado potencial. A ANP publicará os mapas relativos a essa rodada. Também foram divulgadas as regras quando à unitização e de conteúdo local.

Durante o CNPE, os membros debateram ainda as recentes revisões nas projeções de crescimento da demanda de energia elétrica para 2017. Diante do cenário atual exposto, foi decidido que o 2º Leilão de Energia de Reserva de 2016, previsto para ser realizado na próxima segunda-feira (19/12), será cancelado.

Ao final da reunião, o secretário-executivo do MME, Paulo Pedrosa, e o secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis, Márcio Félix, explicaram os principais pontos da reunião à imprensa. Pedrosa destacou que foi uma reunião muito intensa, com grandes avanços para o setor.

Confira abaixo os principais pontos deliberados no CNPE, que objeto de resolução ou encaminhamento pelo colegiado:

Mudança das datas de início da alteração dos percentuais de biodiesel adicionado ao Biodiesel

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou, em reunião realizada nesta quarta-feira (14 de dezembro de 2016), a Resolução que estabelece nova data para início da vigência da mistura de biodiesel ao diesel, conforme cronograma previsto na lei  13.263/ 2016.

De acordo com a resolução, será antecipado para 1o. de março de cada ano a data de início da vigência dos novos teores da adição obrigatória de biodiesel ao diesel.  As datas são:

  • 01/03/2017 início do B8;
  • 01/03/2018 inicio do B9; e
  • 01/03/2019 início do B10

O objetivo da medida é evitar a coexistência de dois diferentes percentuais da adição em um mesmo mês, dificultando a fiscalização.

Diretrizes para acordos de individualização da produção envolvendo áreas não contratadas

O CNPE aprovou Resolução que estabelece diretrizes para os procedimentos de individualização da produção em situações onde as jazidas de petróleo e gás natural se estendam para áreas não contratadas.

As principais regras aprovadas foram:

  • O CNPE decidirá a contratação das áreas não contratadas internas ao polígono do pré-sal. A regra geral nesses casos será a realização de licitações e em caso de não contratação, será realizado procedimento simplificado.
  • Nas áreas externas ao polígono do pré-sal, a ANP fica autorizada a licitar essas áreas.
  • Quanto às regras de conteúdo local nas áreas não contratadas, será aplicado o mesmo percentual aplicável na área sob contrato adjacente.
  • Enquanto não houver a contratação, o operador da área individualizada será o operador da área sob o contrato adjacente.

A individualização da produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos é um instituto jurídico mundialmente adotado e eficaz para evitar a produção predatória de jazidas petrolíferas que se estendam além da área outorgada.

O estabelecimento de critérios para os procedimentos de individualização da produção (unitização), nos casos de jazidas que se estendam para áreas não contratadas (a partir de blocos já concedidos, cedidos onerosamente ou sob o regime de partilha de produção), é necessário para a continuidade das atividades de exploração e produção em muitas dessas áreas, destravando uma série de investimentos que se encontram praticamente paralisados atualmente.

Essa diretrizes viabilizarão novos investimentos para o setor, com o consequente aumento da produção e das receitas governamentais.

Diretrizes estratégicas para o setor de Gás Natural

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou, em reunião realizada nesta quarta-feira (14 de dezembro de 2016), a Resolução que estabelece as diretrizes para o desenho de novo mercado de gás natural, bem como cria o Comitê Técnico para o Desenvolvimento da Indústria do Gás Natural, no âmbito da iniciativa Gás para Crescer.

A Resolução submetida ao CNPE é resultado da análise das contribuições recebidas durante o processo de consulta pública. Ficaram definidas as premissas e diretrizes estratégicas para o setor de gás natural, tais como adoção de boas práticas internacionais; atração de investimentos; diversidade de agentes; maior dinamismo e acesso à informação;  e respeito a contratos.

Dentre as diretrizes estratégicas, estão a promoção de maior transparência e da redução dos custos de transação; estímulo à concorrência e à formação de mercado de curto prazo e secundários; reforço da separação entre as atividades potencialmente concorrenciais; acesso não discriminatório de terceiros aos gasodutos de escoamento, UPGNs e Terminais de Regas; aperfeiçoamento da estrutura tributária do setor de gás natural no Brasil; harmonização entre as regulações estaduais e federal; promoção da integração entre os setores de gás natural e energia elétrica.

Também fica criado o Comitê Técnico para o Desenvolvimento da Indústria do Gás Natural (CT-GN), para transição gradual, segura e célere, com prazo de 120 dias para apresentar proposta de medidas a ser encaminhada ao Congresso Nacional para aprimorar o marco legal do gás natural.

O Comitê será composto por representantes dos diversos órgãos do Governo Federal e de associações e agentes da indústria do gás natural, da sociedade civil e da universidade brasileira.

A iniciativa Gás para Crescer foi lançada pelo Ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, em 24 de junho de 2016, a partir da observação da atual conjuntura do setor de gás natural, em especial no que diz respeito à redução da participação da Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) e o consequente ingresso de novos agentes privados, ao mesmo tempo em que se apresenta como uma grande oportunidade de investimento.

4ª Rodada de Áreas com Acumulações Marginais de O&G

O CNPE aprovou a inexigibilidade de Conteúdo Local obrigatório para a 4ª Rodada de áreas com acumulações marginais de petróleo e gás natural.  Considerando-se o perfil de empresas atuantes nas áreas de acumulações marginais (nacionais e de pequeno e médio porte), bem como o montante de investimentos requeridos para a operação nessas áreas de economicidade marginal, muitíssimo mais baixo que aqueles de outras áreas onshore, considera-se que sejam desproporcionais as exigências de conteúdo local para esses atores e para a cadeia de fornecimento que atende a esse segmento, nos moldes daqueles praticados para os demais contratos de concessão.

Por se tratarem de campos marginais, o conteúdo local nessas atividades já é bastante elevado, e exigências de conteúdo local (como certificações e processos de apurações do percentual) dificultariam a viabilidade de exploração desses campos.

14ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios

O CNPE aprovou Resolução que autoriza a ANP a realizar a 14ª Rodada de Licitações de blocos para a exploração e produção de petróleo e gás natural segundo as regras da Lei nº 9.478, de 1997, na modalidade concessão. Para esse certame foram selecionados 291 blocos exploratórios, distribuídos em 29 setores, de 9 bacias sedimentares, localizadas em áreas de interesse dos estados do Maranhão, Piauí, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia, Espírito Santo, Rio de Janeiro, Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.

Foi aprovada a inclusão de 10 blocos de águas ultra-profundas, localizados na porção norte da Bacia de Campos, com elevado potencial. A ANP publicará os mapas relativos a essa rodada.

O pré-edital e a minuta de contrato deverão ser publicados no início de 2017, visando à realização das ofertas no terceiro trimestre do mesmo ano. Estima-se que as áreas que venham a ser arrematadas nessa Rodada poderão no primeiro momento contribuir para a geração de emprego e renda para as populações locais e, no caso de descoberta de recursos petrolíferos comerciais, haverá ainda o benefício aos entes federados com a arrecadação de participações governamentais, tributos e aumento da segurança energética do País.

O Conteúdo Local para essa Rodada será definido em janeiro de 2017.

Prorrogação da Fase de Exploração dos blocos offshore da 11ª Rodada de Licitações

O CNPE aprovou Resolução com recomendação à ANP para priorizar a análise das solicitações de prorrogação da Fase de Exploração dos contratos de exploração e produção de blocos localizados em mar da 11ª Rodada de Licitações vigentes no País, visando garantir o cumprimento das atividades contratadas, mesmo que com dilação de prazo. Tal medida permitirá que a sociedade não fique privada da realização de investimentos em prol do aumento do conhecimento geológico das bacias sedimentares brasileiras, que são fundamentais para a descoberta dos recursos petrolíferos.

2ª Rodada de Partilha de Produção

O CNPE autorizou a realização da 2ª Rodada de Licitações sob o regime de Partilha de Produção, que está prevista para ocorrer no terceiro trimestre de 2017. A Rodada será composta por quatro áreas com jazidas unitizáveis envolvendo áreas não contratadas à União, na região do Pré-sal, nas bacias de Campos e Santos. As áreas citadas são relativas às descobertas denominadas por Gato do Mato e Carcará, e os campos de Tartaruga Verde e Sapinhoá.

Esse certame tem grande importância em relação à continuidade dos investimentos no desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural a partir dessas áreas. Ademais, cabe mencionar que os contratos das áreas de Gato do Mato e Carcará encontram-se com seus contratos de exploração e produção suspensos pela ANP, aguardando a definição das ações necessárias para a avaliação da parte ainda não contratada.

Conforme diretrizes da Unitização, será aplicado o mesmo percentual de conteúdo local aplicável na área sob contrato adjacente.

Diretrizes para a comercialização do óleo e gás natural da União nos Contratos de Partilha da Produção

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou em reunião realizada no dia 14 de dezembro de 2016 a Resolução que estabelece a política de comercialização do óleo e gás natural da União.

A Resolução apreciada pelo CNPE contempla uma política de comercialização com diretrizes gerais e de caráter transitório, com vigência de até 36 meses, que permitirá à União a comercialização dos hidrocarbonetos aos quais faz jus, ao mesmo tempo em que seja adquirida a experiência fundamental para a construção de um modelo de longo prazo, que levará em conta não só as questões operacionais como também estratégicas para o interesse nacional.

A Resolução define as diretrizes gerais da comercialização, como a maximização do resultado econômico; a prioridade ao abastecimento nacional no caso do Gás Natural; a comercialização será preferencialmente em cargas combinadas; e será buscada a minimização dos riscos da União.

A resolução também define que os depósitos das receitas serão feitos à conta única do Tesouro Nacional e define os direitos e obrigações da PPSA, com mecanismos de prestação de contas da atividade.

Ainda foi definido que sejam realizados, sempre que possível, leilões de curto prazo para a venda do gás natural no mercado nacional pelo agente comercializador, a ser contratado pela PPSA.

O estabelecimento da política viabilizará a atividade de comercialização do petróleo e do gás natural destinados à União, cujas receitas advindas dessa atividade já foram consideradas no Orçamento da União na ordem de R$ 800 milhões (arrecadação estimada em 2017, já considerando valores a receber relativos aos anos de 2015 e 2016), considerando-se a expectativa de produção de hidrocarbonetos no prospecto de Libra e nas áreas unitizáveis no terceiro semestre de 2017.

Governança dos modelos computacionais

Foi aprovada pelo CNPE a proposta de governança dos modelos computacionais do Setor Elétrico, definindo as competências e diretrizes para alteração dos dados de entrada, dos parâmetros e das metodologias da cadeia de modelos computacionais utilizados pelo setor elétrico.

Entre os pontos que constam na Resolução aprovada está a definição da competência da Comissão Permanente Para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP) de propor e revisar, com periodicidade não inferior a um ano, a representação do sistema físico, dos parâmetros e das metodologias dos modelos computacionais. Essas aprovações devem entrar em vigor na primeira semana operativa do ano civil seguinte, desde que aprovadas até 31 de julho. As propostas de alteração deverão ser submetidas a consulta pública.

Fica definido o novo valor do patamar da função de custo do déficit de energia, em R$ 4.650,00/ MWh (data-base janeiro/2017).

Também ficam definidas na resolução as competências da ANEEL na gestão dos dados de entrada, parâmetros e algoritmos. Por exemplo, cabe à Aneel trazer ao MME as estimativas de entrada  em operação comercial de empreendimentos que serão consideradas no planejamento.

As mudanças visam melhorar a governança da formação de preços, proporcionando mais transparência e previsibilidade aos agentes.  Esse é um movimento importante para a melhoria do ambiente para investimentos.

Definição sobre preço mínimo

O CNPE debateu a questão do preço mínimo do barril de petróleo, para fins de apuração de royalties. Os estudos apresentados pela ANP, decorrentes da audiência pública, estão sendo analisados pelo MME e serão cotejados com estudos sobre a competitividade do Brasil no cenário internacional desse setor.  Após essa etapa, serão definidas diretrizes que valorizem o preço de mercado e preservem o preço mínimo como parâmetro às transações no mesmo grupo econômico, estabelecendo antecedência e periodicidade para as revisões de regras e transição para sua implementação.

Além disso, a ANP, que tem a responsabilidade técnico-regulatória para estabelecimento de preço mínimo, deverá assegurar que todas as características ligadas aos óleos nacionais sejam consideradas.

Angra III

O MME informou ao CNPE que estão sendo concluídos por parte da Eletrobras e do MME estudos sobre a viabilidade da retomada as obras e alternativas, que serão apresentadas no início do próximo ano.

 

Fonte: Ministério das Minas e Energia