Alubar investe R$ 100 milhões para atender leilão de energia

Buscando se aproveitar do sucesso dos leilões de energia realizados recentemente e dos que estão para ocorrer até a metade do ano que vem, a fabricante de cabos de alumínio Alubar, do Pará, vai investir R$ 100 milhões em uma expansão que eleva sua capacidade instalada em 50%.

A expectativa é que a partir de janeiro de 2019 o novo laminador, já contratado, comece a funcionar. Aí, a empresa terá capacidade de fabricar inicialmente 80 mil toneladas por ano de cabos elétricos, explica Maurício Gouvea, diretor-presidente da Alubar. “Recebemos o terceiro laminador em 2018”, diz. Para iniciar a atividade, serão contratadas cerca de 70 pessoas, um aumento de 10% no efetivo. Em geral, as entregas dos produtos da companhia estão relacionados a grandes projetos. A fábrica da Alubar, em Barcarena, fornece especialmente para linhas de transmissão e as vendas já estão programadas para todo o ano que vem e uma parte de 2019. Além disso, uma parte é vendida em serviços contratados por distribuidoras de energia.

“Tivemos muito mais investidores se interessando nos leilões e queremos ser uma solução para quem levar”, afirma o executivo. “E antes víamos muito mais gigantes ganhando os leilões e agora sentimos que a disputa está mais pulverizada. Isso porque houve melhora na taxa de retorno, a economia está mais estável e se torna mais atrativo investir em produção com os juros baixos. É ótimo, sinto o Brasil com mais credibilidade.” Para Gouvea, o Produto Interno Bruto (PIB) brasileiro, depois de crescer aproximadamente 1% neste ano, segundo sua expectativa, deve se acelerar no ano que vem. Isso garante a estabilização e retomada da economia que, diz ele, pode ajudar a atrair mais investidores – para os leilões de energia, por exemplo. “Isso gera um cenário otimista quando entrarmos no terceiro ano de recuperação”, opina.

“Mas vejo um risco: o sucesso em 2019 depende do cenário eleitoral”, acrescenta. Ele enxerga alguns candidatos como uma ameaça a essa tendência mais benigna, apesar de não citar quais, mas não parece muito temeroso. “Crescemos muito politicamente nos últimos anos. Tenho certeza que com os elementos que já sabemos, o país vai fazer a escolha mais adequada.” Esse investimento foi possível porque atualmente a Alubar está com geração saudável de caixa nas operações. Não só os cabos de alumínio, como também fios e cabos de cobre, têm vendido e garantindo melhor resultado.

Neste ano, a companhia espera terminar com receita líquida aproximada de R$ 700 milhões, alta de 10% sobre 2016. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês) deve ficar estável, em R$ 105 milhões – 84% maior do que em 2015. Mesmo assim, uma parcela do desembolso de capital terá de vir de captação com bancos. O executivo não informou qual a parcela do investimento será financiada ao tomar nova dívida. A Alubar já é a maior fornecedora de cabos elétricos de alta tensão da América Latina. Terminou o ano passado com participação de mercado de 41% só no Brasil. Os produtos de cobre são destinados mais a baixas e médias tensões. “Nos beneficiamos do fato de não haver um grande cliente em nossa carteira. Temos a geração de receita bem distribuída”, comenta Gouvea.

A empresa também consegue sustentar minimamente suas margens porque um tamanho importante dos custos é mitigado, com matéria-prima. O alumínio primário usado na laminação em Barcarena vem da Albras, controlada pela norueguesa Norsk Hydro – cuja unidade produtiva fica praticamente do outro lado da rua da Alubar. Mesmo com a expansão da capacidade, o fornecimento continuará vindo do mesmo lugar.

Fonte: Valor Econômico

Tarifa branca para energia elétrica começa a valer em 2018, entenda

Nova modalidade tarifária será aplicada, inicialmente, para quem consome a partir de 500 kw/h por mês. Adesão é voluntária.

nova tarifa branca para energia elétrica começa a valer a partir de janeiro de 2018. O presidente da Associação Nacional de Distribuidores de Energia Elétrica, Nelson Leite, explica que essa modalidade de cobrança poderá ser escolhida por quem consome a partir de 500 kw/h por mês.

Segundo ele, a tarifa branca varia ao longo do dia conforme os horário, de maior ou menor consumo médio de energia. O período mais caro é entre 18h e 21h. Já entre 17h e 18h e 21h e 22h o preço é moderado. “São os períodos intermediários que tem a tarifa média.”

“Visa oferecer uma tarifa mais barata para quem consome mais energia fora dos ‘horários de ponta’. É totalmente voluntário, mas é preciso fazer as contas para ver se vale a pena”, explicou Leite.

Assista a matéria, clique aqui.

Fonte: Vinicius Leal e Luiza Garonce, TV Globo e G1 DF

Comissão da Câmara aprova royalties para energia solar e energia eólica

Foi aprovado na Comissão de Constituição e Justiça (CCJ) da Câmara Federal nesta quarta-feira (6), o Projeto de Emenda Constitucional 97/2015, do deputado Heráclito Fortes (PSB), que trata sobre melhor distribuição dos recursos financeiros oriundos da atividade de exploração e obtenção de energia eólica. Segundo o parlamentar, o projeto beneficia diretamente o Piauí.

“Esse projeto beneficia o Piauí, o Nordeste e o Brasil. Nós temos áreas onde estão sendo instaladas as torres eólicas e temos áreas com energia solar. O município não recebe nada. Criamos o royalties para beneficiar o município, e surgiu um lobby dizendo que aquilo ia aumentar o preço, pelo contrário, vai diminuir o lucro da empresa. O empresário vai perder uma besteira e os municípios vão ganhar”, disse o deputado.

A proposta foi aprovada por unanimidade e segue agora para uma comissão especial onde será fixado os percentuais que os municípios terão direito. “Passou hoje na CCJ, agora será criada uma comissão especial onde será definido o valor. Não estamos preocupados com o vento e sim com as torres e as placas”, declarou.

Para o parlamentar, a exploração da energia eólica e solar não gera compensação financeira, como ocorre no caso da mineração, da extração de petróleo ou da operação de grandes hidrelétricas.

Fonte: Ambiente Energia

Aneel libera eólicas do Rio Grande do Norte para operação comercial

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) liberou para operação comercial as usinas eólicas Pedra Rajada I e II, que compreendem as unidades UG1 a UG10, de 2 MW cada, totalizando 20 MW de capacidade instalada em cada usina, localizada no município de Cerro Corá, Rio Grande do Norte.

Usinas entram em teste

No último dia 28 de novembro, a Aneel liberou para operação em testes, as unidades UG4 a UG9, de 2.100 kW cada, da Usina Eólica União dos Ventos 13, totalizando 12.600 kW de capacidade.

Outra usina a receber o provimento foi a União dos Ventos 14, que poderá testar as unidades UG1, UG7, UG8, UG9 e UG10, de 2.100 kW cada, somando 10.500 kW de capacidade. Ambos os empreendimentos estão situados na cidade de Pedra Grande.

Fonte: CERNE Press

CERNE participa do II Encontro Baiano de Energia Solar

O Diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE) participou nesta terça-feira, 05 de dezembro, da segunda edição do Encontro Baiano de Energia Solar em Salvador, Bahia. O evento, que conta com apoio do CERNE, tem por objetivo propor debates que visem o desenvolvimento de toda a cadeia produtiva do setor solar fotovoltaico na Bahia e no Brasil.

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Em 2016, o evento reuniu mais de 400 pessoas em um único dia de Seminário no auditório da Federação das Indústrias do Estado da Bahia – FIEB, em Salvador. O Ministério das Minas e Energia, Empresa de Pesquisa Energética, Operador Nacional do Sistema Elétrico, Governo do Estado e Prefeitura Municipal foram alguns dos órgãos que participaram dos debates.

Fonte: CERNE Press

Enel investirá quase R$ 7 bilhões no Brasil entre 2018 e 2020

Empresa italiana já ocupa posição de destaque no país

A empresa italiana de energia Enel apresentou seu plano estratégico para o triênio 2018-2020, que prevê 1,8 bilhão de euros (R$ 6,85 bilhões, segundo a cotação atual) em investimentos no Brasil.

O grupo ocupa uma posição de destaque no mercado brasileiro, onde é líder no setor de energia eólica e possui diversas usinas solares, além de concessões de hidrelétricas. A última delas, a de Volta Grande (MG), foi conquistada no leilão promovido pelo governo de Michel Temer em setembro passado.

Apesar disso, a Enel deve reduzir seus investimentos na América do Sul em 26% entre 2018 e 2020. Segundo seu plano estratégico, 80% dos aportes da empresa no próximo triênio serão dedicados aos “mercados maduros”, contra 60% dos três anos precedentes, com uma “consequente redução do perfil de risco”.

Desse modo, a companhia aumentará seus investimentos na Itália em 23%, nas Américas do Norte e Central, em 40%, e na Península Ibérica, em 35%. Essa expansão será guiada pelo crescimento das fontes renováveis nessas regiões e pelas redes de energia.

Além disso, a Enel prevê vender 3,2 bilhões de euros em ativos entre 2018 e 2020, principalmente plantas termoelétricas – mais poluentes – e saindo de países “não-estratégicos”. Por outro lado, a empresa investirá 2,3 bilhões de euros na compra de participações minoritárias, com destaque para negócios na América do Sul.

O grupo italiano também enxerga “muitas oportunidades” no setor de fibra ótica no subcontinente.

Fonte: Época Negócios

Aneel libera eólicas no Ceará para operação comercial

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) liberou para operação comercial as unidades geradoras UG1 a UG11, de 2.100 kW cada, somando 23.100 kW de capacidade instalada da usina de geração eólica Santo Inácio IV, segundo despacho publicado na terça-feira, 5 de dezembro.

Outra usina a receber a autorização da Aneel é a Santo Inácio III, que compreende as unidades UG1 a UG14, de 2.100 kW cada, formando 29.400 kW de capacidade. Os empreendimentos estão localizados em Icapuí, Ceará.

Fonte: Canal Energia

MME divulga explicações sobre dados da privatização da Eletrobras

O Ministério de Minas e Energia publicou em seu site nota informativa sobre a proposta de privatização da Eletrobras. O documento que já havia sido enviado à direção da empresa e divulgado esta semana repete informações conhecidas sobre o desempenho da estatal ao longo do tempo, incluindo uma análise dos impactos financeiros da Medida Provisória 579, considerada a grande responsável pela crise atual.

A Eletrobras terá seu controle pulverizado em uma operação de aumento de capital que vai reduzir a participação da União a menos de 50% do capital votante. A previsão de ingresso de recursos é de R$ 11,2 bilhões, considerando uma emissão primária de cerca de 553.036.344 novas ações ordinárias, ao valor de R$ 20,25 por ação, registrado no dia 13 de novembro.

No processo, a participação de cada acionista ficará limitada a 10% do capital da empresa, para que as ações fiquem pulverizadas por número maior de investidores. A União detém, direta ou indiretamente, 75,4% das ações com direito a voto da companhia. “Essa exigência visa a transformar a empresa em uma corporação de fato, democratizando seu controle, ainda que a União possa permanecer com quantidade relevante das ações”, afirma a nota, destacando que as quatro maiores companhias de eletricidade do mundo – Duke, Engie, National Grid e NextEra –  têm o capital pulverizado.

A análise foi enviada pelo MME à direção da Eletrobras com um oficio no qual o ministro Fernando Coelho Filho assegura que “todos os agentes públicos em exercício no Ministério de Minas e Energia estão cientes da necessidade de observar com rigor o estabelecido na Instrução CVM Nº 358, de 2002, bem como nas demais normas aplicáveis ao desempenho de suas funções”. Coelho também destaca que a Lei 8.112, de 1990, obriga os servidores da União a observar as normas legais de informações protegidas por sigilo. A estatal chegou a ser questionada pela Comissão de Valores Mobiliários, após a divulgação de detalhes do processo de desestatização da empresa nos últimos dias.

Fonte: Canal Energia e Ministério de Minas e Energia

Governo aprova Plano Decenal de Expansão de Energia 2026

O Ministério de Minas e Energia aprovou o Plano Decenal de Expansão de Energia 2026, deixando a cargo da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético a coordenação e o aperfeiçoamento do projeto, segundo portaria publicada no Diário Oficial da União desta segunda-feira.

Com o plano, lançado em julho deste ano, o Brasil prevê uma expansão de cerca de 41 gigawatts na capacidade instalada de geração de energia até 2026, com predomínio das usinas eólicas e solares, que deverão responder por quase 19 gigawatts no período.

O plano, da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), aponta ainda que essa trajetória deverá demandar cerca de 174,5 bilhões de reais em investimentos no período.

Além disso, a perspectiva é que ao final do plano a participação das hidrelétricas, carro-chefe da geração no Brasil, caia para menos de 50 por cento da matriz elétrica, ante pouco mais de 60 por cento atualmente.

O prazo de consulta pública para o plano foi prorrogado várias vezes.

Detalhes sobre o Plano Decenal de Expansão de Energia 2026 podem ser encontrados na página da EPE, aqui.

Fonte: Reuters

Polo de Guamaré se mantêm no Rio Grande do Norte

A unidade industrial da Petrobras em Guamaré é o epicentro de produção de petróleo do Rio Grande do Norte. Localizado na costa branca, o polo está em lugar estratégico para receber todo petróleo produzido nas concessões em atividade no RN, sendo 66 em terra e 12 no mar. É no ativo de Guamaré onde se encontra a Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC), responsável pelas produções de gasolina, querosene de aviação e gás que se consome no estado. A Unidade de Tratamento e Processamento de Fluidos (UFPF) e o Terminal Aquaviário (Transpetro) também compõe o complexo.

A importância do polo para o RN se revela no Produto Interno Bruto Industrial do estado: ela é responsável por cerca de 40% deste. No entanto, o complexo terá mudança nas operações no início de 2018. A RPCC, hoje autônoma, será integrada ao ativo de Exploração e Produção. A decisão da estatal, anunciada no fim de outubro, faz parte de um planejamento de contenção de gastos. De acordo com o gerente geral da Unidade Operacional da Petrobras no Rio Grande do Norte e no Ceará, Tuerte Amaral Rolim, isso não representa que a RPCC receberá menos investimentos ou diminuirá a capacidade de produção. “Nós vamos otimizar a estrutura e o processo industrial do polo, unificando as operações de Exploração e Produção com as da refinaria”, destacou.

O redimensionamento significa uma economia de R$ 35 milhões, segundo informações da empresa. Os cortes está sobretudo nos cargos administrativos e gerenciais da RPCC. “As pessoas que hoje ocupam estes cargos serão remanejadas. Este é um plano nacional que provoca muita mudança”, continuou Tuerte Rolim. Ele negou enfaticamente que isso representa demissões, apesar da declaração de extinção dos cargos. Hoje, 700 funcionários trabalham no polo, entre contratados e terceirizados.

A Refinaria tem capacidade de produzir 2 milhões de litros de gasolina por dia, o suficiente para abastecer 50 mil carros. A média de produção atualmente, no entanto, é de 1,2 milhão. A quantidade segue a demanda do mercado e, neste ano, já bateu recorde de produção de querosene para aviação. Em agosto, foram produzidos 19.841 metros cúbicos do combustível. O volume é 8% superior ao recorde anterior, obtido em janeiro deste ano. Na ocasião, a estatal afirmou que a marca foi possível em função do aperfeiçoamento de processos promovido pelo Programa de Produção de Médios (diesel e QAV) e Gasolina, o Promega.

Os investimentos no Rio Grande do Norte em 2017  somam R$ 800 milhões. É uma cifra considerada alta pelo gerente geral Tuerte Rolim, diante do processo de contenção de gastos da estatal. Mas este número vem caindo ano a ano. Em 2015, por exemplo, a Petrobras injetou no RN cerca de R$ 1,3 bilhão de reais. A justificativa é a dívida da estatal diante da crise econômica brasileira e da desvalorização do petróleo. “Todas as empresas de petróleo sofreram dificuldades porque o preço do barril caiu mundialmente, mas a Petrobras foi mais afetada porque foi a operadora com mais investimentos de 2008 para cá, devido ao pré-sal”, disse.

Outra medida realizada no estado para diminuir os gastos da empresa é a venda de campos chamados “maduros”, quando a capacidade de produção destes diminui. Há 10 anos, o RN chegou a produzir 100 mil barris por dia, enquanto hoje produz uma média 48 mil. Segundo Tuerte, “o petróleo no RN não está em decadência, mas em um declínio natural. Decidimos vender porque estes poços seriam melhor aproveitados por pequenos produtores”. Ele nega que isso represente um abandono da Petrobras ou o fim do petróleo. “Novas tecnologias vão surgindo para melhorar a extração deste petróleo e a quantidade de barris pode subir. Nós temos grandes expectativas acerca do RN”. Em relação ao gás natural, a produção atual chega a 930 mil metros cúbicos diários.

Infraestrutura

No polo industrial de Guamaré, todo petróleo extraído nos 5.551 poços existentes, tanto terrenos quanto marítimos, chegam por meio de dutos. São 30 quilômetros de vaporduto e dois quilômetros de oleoduto e gasoduto. Os campos contemplados vão de Ubarana, primeiro a ser descoberto aqui no estado e localizado na bacia hidrográfica, ao que é produzido em terra em Mossoró, Alto do Rodrigues, Açu, Carnaubais e Macau.

O petróleo e o gás chegam a Guamaré para realizar todo processamento. Depois de prontos (quando são separados da água) são refinados para serem transformados em gasolina e querosene na Refinaria Clara Camarão. Uma cifra segue para a Transpetro, de onde é levada para outros lugares.

Toda esta produção da RPCC abastece o Rio Grande do Norte, mas ainda precisa passar por outros processos antes de serem colocados para o comércio. A gasolina, por exemplo, é misturada com álcool antes de chegar no consumidor. Este é um processo é realizado em outros estados, o que acaba encarecendo o valor do litro no RN.

Números

R$ 35 milhões é quanto a Petrobras calcula que vai economizar com as mudanças na unidade.

700 funcionários trabalham, hoje, no polo de Guamaré, entre efetivos e terceirizados.

R$ 800 milhões é o volume de investimentos planejados pela Petrobras para o RN, durante este ano.

Fonte: Tribuna do Norte | Luiz Henrique Gomes

Governo anuncia novo calendário para contratação de energia nova em 2018

O Ministério de Minas e Energia divulgou no dia 1° de dezembro o calendário para os novos leilões de energia A-4, a chamada energia nova, para abril do ano que vem. De acordo com o ministério, a entrega do suprimento de energia deve começar em 2022.

Segundo o ministério, a energia será disponibilizada por meio de empreendimentos hidrelétricos, por projetos de fonte de biomassa, eólica e solar fotovoltaica. No caso dos empreendimentos hidrelétricos, o prazo de suprimento é de 30 anos. Nos demais, a geração a energia será ofertada por disponibilidade, com prazo de suprimento de 20 anos.

O edital prevê que não poderão participar os empreendimentos de geração que entrarem em operação comercial até a data de sua publicação.

O novo leilão ocorrerá após o certame previsto para dezembro, nos dias 18 e 20, quando será realizada a contratação de energia A-4 e A-6 (com contratos para 2023), que preveem a entrada da usinas em operação a partir de 2021 e 2023, respectivamente.

No primeiro caso, além das hidrelétricas, a oferta será para contrato de geração de energia de usinas eólicas, solares e térmicas à biomassa. Já no leilão de energia A-6, a contratação será de usinas hídricas, eólicas e térmicas a gás, biomassa e carvão.

Fonte: Agência Brasil

Cobrança de royalties sobre eólicas ameaça competitividade da fonte, diz associação

De acordo com a ABEEólica, se a Proposta de Emenda à Constituição for aprovada, medida elevará o preço da energia dos ventos e refletirá na redução dos investimentos

Uma Proposta de Emenda à Constituição tem trazido uma grande preocupação ao setor eólico. A PEC 97/2015, de autoria do deputado federal Heráclito Fortes (PSB/PI), visa dar uma nova redação aos artigos 20 e 21 da Constituição Federal. Se aprovada a proposta o reflexo será diretamente sentido pelo segmento uma vez que propõe transformar o potencial de energia dos ventos em patrimônio da União, e assim, levando ao pagamento de royalties pela sua exploração. Com isso, a fonte vê ameaçada a sua competitividade ante as outras formas de geração ao ponto de inviabilizar projetos.

A presidente executiva da ABEEólica, Élbia Gannoum, afirmou que há um grande risco da fonte ver a sua competitividade nos leilões ser ameaçada com o estabelecimento dessa cobrança que está em análise na Comissão de Constituição e Justiça (CCJ) da Câmara dos Deputados. Segundo ela, esse custo adicional acabará sendo repassado ao preço da energia, o que é um problema, pois em um ambiente de disputa como são os leilões de expansão promovidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica, cada ponto porcentual a mais na tarifa pode levar à inviabilidade de um projeto.

Dentre os diversos argumentos em defesa da fonte a entidade aponta que um dos principais é o atendimento à carga da região Nordeste do país. De acordo com a Nota Técnica da associação, são cerca de 500 parques eólicos instalados no Brasil, que somam 12.452,9 MW e capacidade instalada. No mês de setembro, a fonte respondeu por 11% de toda energia gerada no nosso SIN, sendo que 67% da produção está concentrada no Nordeste. Inclusive ano após ano a fonte vem batendo seguidos recordes de produção, fator que viabilizou o que tem sido chamado de “salvamento do Nordeste pelas eólicas”. O mais recente desses recordes ocorreu em 14 de setembro com a produção de 6.413 MW na média diária. Esse volume representou 64% de toda a energia demandada por aquela região. Outra forma de recorde é  de geração máxima instantânea, registrado em 19 de outubro às 9 horas e 6 minutos, quando 70% da carga desses estados foi atendida pela fonte.

“A eólica está salvando o Nordeste do racionamento de energia uma vez que estamos vendo uma condição hídrica desfavorável na região. Com a taxação extra que está sendo proposta na PEC há um grande risco de vermos a competitividade ser reduzida e com isso corre-se o risco de que se perca a disputa no leilões para outras fontes localizadas em outras regiões, o que é ruim para o Nordeste como um todo, pois a região perderia esses investimentos, afinal os aportes dependem dos investidores saírem bem sucedidos nesses certames”, comentou Élbia à Agência CanalEnergia.

O presidente do conselho da ABEEólica, Lauro Fiuza, lembra ainda que a eólica já vem atribuindo desenvolvimento econômico a uma região que historicamente sempre sofreu com a falta de oportunidades. “Hoje 1,5% sobre o faturamento que se paga aos proprietários das terras onde estão os aerogeradores representa 10% do lucro das empresas, ou seja, é uma renda adicional que ele tem sem a necessidade de investimentos. Em quinze anos isso tem um efeito enorme no desenvolvimento dessas famílias em termos de educação e renda”, afirmou.

Outro reflexo direto, além da redução de renda das famílias é o recuo no volume de recursos arrecadados pelos estados onde a fonte está inserida. A ABEEólica lembra que já há o pagamento de impostos, taxas e tributos. Com o custo adicional e menor volume viabilizado haverá queda na arrecadação por investimentos em menor quantidade.

 

Segundo o documento que a reportagem teve acesso, a entidade aponta que desde os primeiros estudos e análises de viabilidade de implantação, os parques eólicos promovem contribuições fiscais, sociais e ambientais que são praticadas pelos investidores dessa indústria, as quais são observadas atualmente e juntamente com demonstrações da viabilidade da fonte. Além disso, a atual política de planejamento da expansão da geração no Brasil tem grande base a partir do desenvolvimento e evolução das fontes renováveis. O Plano Decenal de Energia Elétrica 2026, inclusive, apontou fortíssima necessidade de expansão da fonte eólica indicando alcançar cerca de 30 GW até 2026. Ou seja, deverá mais que dobrar a a capacidade de geração em menos de 10 anos.

E lembra ainda que o Brasil está atualmente entre os 10 países com maior parque gerador eólico do mundo e entre os 5 que mais investem na fonte eólica anualmente, o que é um mérito brasileiro a ser comemorado. “A cobrança dos royalties, se aprovada, terá o “mérito” de fazer ruir esta conquista da qual deveríamos nos orgulhar”.

A associação calculou algumas estimativas de contribuição na arrecadação de impostos. Em PIS/Cofins os valores atuais estão em R$ 20 milhões e considerando o volume previsto para expansão até 2020 esse valor sobe para R$ 50 milhões mensais. O ISS decorrente dos serviços prestados já somaram até o momento R$ 315 milhões e podem ser arrecadados mais R$ 430 milhões nos próximos 4 anos. A soma desses montantes ainda é menor do que a projeção quando se considera o ISS durante o período de autorização dos parques cuja arrecadação poderá chegar a R$ 1 bilhão. Há taxas de desenvolvimento, implantação e operação, sendo esta última renovada a cada dois anos. Só para os parques em operação o valor pago ultrapassa R$ 200 milhões e a previsão é de um valor adicional equivalente a este que deverá ser recolhido nos próximos 4 anos somente com licenças prévias e de instalação.

O texto apresentado para a PEC argumenta que as fazendas eólicas ocupam uma grande área e limitando a realização de outras atividades econômicas nos mesmos espaços geográficos. E pega como exemplo o turismo. Essa, continua o texto, é uma grande fonte de renda do litoral do Nordeste e é onde se localiza o maior potencial eólico do Brasil. Segundo avaliação do autor da PEC a região “sofre danos irreparáveis, tanto pelas restrições físicas impostas pelos parques de geração como pela deterioração de extraordinárias paisagens naturais. Essa situação provoca a redução dos empregos e da renda, além de causar impactos adversos nas contas públicas dos Estados e Municípios situados nas regiões afetadas. Apesar dos problemas que causa, a exploração da energia eólica não gera compensação financeira, como ocorre no caso da mineração, da extração de petróleo ou da operação de grandes hidrelétricas.”

Esse argumento é rebatido pela associação ao destacar que, justamente, um dos grandes benefícios da fonte eólica está atrelado à forma de utilização das áreas para a implementação dos parques eólicos. Através do mecanismo de arrendamento das terras constroem e operam os parques eólicos por pelo menos 20 anos e exercem, durante todo o período, o pagamento para os proprietários destas terras.

“Somente com os parques em operação já são mais de 4 mil famílias recebendo ao todo cerca de R$ 10 milhões mensais, sendo R$ 2,3 mil por família, na média, mensalmente”, apontou a ABEEólica que ressaltou ainda o efeito multiplicado do aumento de renda da população ao aquecer a economia da região e adjacências, o que leva à geração de empregos. Além disso, a ABEEólica aponta que há a coexistência de atividades econômicas de geração de energia eólica e agroindústria ao indicar que há atividades como o cultivo de lavouras e a criação de gado e regiões de parques eólicos. E isso, tanto no Sul do país quanto no Nordeste. E defende que estas não são atividades concorrentes e sim, complementares.

Fonte: Canal Energia | Maurício Godoi

Alubar Energia finaliza LTs no Piauí

Empresa é responsável pela implantação da linha de transmissão em 500kV, com 43km de extensão, para interligar complexo solar ao Sistema Interligado Nacional 

A maior usina de geração de energia solar da América Latina será inaugurada, nesta terça-feira, 28 de novembro, em Nova Olinda (PI). A Alubar Energia é responsável pela linha de transmissão de 500kV, com 43km de extensão, que interligará a usina aos SIN, em São João do Piauí.

Atualmente, a empresa é responsável pela implantação de importantes obras dentro do segmento de conexão de iniciativas de interesse restrito no Brasil. Em 2017 foram quatro frentes de trabalho para a construção de 118 km de linhas de transmissão no Nordeste brasileiro, sendo duas em 500kV e duas em 230kV. São importantes obras para o setor elétrico nacional e que colocam a Alubar como uma das principais empresas dentro do segmento de fornecimento de soluções Turn-Key para sistemas de transmissão.

“Algumas já foram concluídas e outras ainda estão em fase de elaboração. São obras que consolidam a Alubar Energia como uma das principais fornecedora de construção de LTs para o mercado. São empreendimentos de grande porte e que com certeza serão cases de sucesso dentro do setor”, analisou Marcelo Zaghi, gerente comercial da Alubar Energia.

No caso da LT 500kV Nova Olinda-São João do Piauí, a obra foi finalizada em setembro passado. “Esta é uma LT de grande porte dentro do segmento, e terá como características técnicas circuito simples, equipada com 04 condutores CAA GROSBEAK por fase e 01 Cabo OPGW de 24 fibras ópticas”, detalhou Marcelo.

Dos outros três empreendimentos, a LT 230kV Cristalândia – Brumado, foi concluída no mês de julho e a LT 230kV Morro do Chapéu Sul – Morro do Chapéu, finalizada em outubro. Ambas também interligam usinas eólicas ao SIN. Nas obras, a Alubar Energia foi contratada sob regime de consórcio, na qual é líder e tem como parceiras as empresas Alubar Metais e Cabos (fornecedora de cabos elétricos de alumínio -Alubar AlTec) e GSL Metalúrgica (fornecedora das estruturas metálicas para as torres de transmissão).

Além destas três obras, ainda está em fase de elaboração de projetos a LT 500kV UTE Sergipe – Jardim, que terá 33km de extensão. Contratada para realizar o empreendimento, a Alubar Energia, prevê o início das obras para dezembro. “A conclusão deve ocorrer em outubro de 2018. É uma LT que conectará uma usina térmica de geração de energia ao SIN”, explica Marcelo. Neste empreendimento, a Alubar Energia conta com a parceria, através de consórcio, da Alubar Metais e Cabos e da Brametal.

Fonte: 

Eletrobras quer voltar a crescer em 2019 e pode investir em transmissão, diz presidente

A Eletrobras pretende voltar a investir na expansão das suas operações depois de 2019, após a conclusão da reestruturação interna, vendas de ativos e redução do endividamento, disse nesta terça-feira (28) Wilson Ferreira Júnior, presidente da companhia, em conversa com jornalistas depois de participar do Smart Grid Fórum, em São Paulo.

“Claramente, há um espaço muito grande ainda para investimentos em transmissão. Não vamos nesse próximo leilão, mas espero que possamos ver algo ano que vem em termos de investimento. E teremos o investimento, se tudo correr bem, na própria descotização”, disse ele.

Segundo o executivo, ao fim de 2018, a Eletrobras não terá mais projetos pendentes, com exceção da conclusão da obra da hidrelétrica de Belo Monte, no rio Xingu (PA) e da usina de Angra 3. Todas as obras em atraso, inclusive aquelas da Chesf, serão concluídas, garantiu.

Depois disso, a Eletrobras terá oportunidades para voltar a pensar em expansão, com foco em transmissão, geração e comercialização de energia.

“Temos uma decisão estratégica de focar em geração e transmissão. O foco ainda é concluir os projetos que começamos, isso é importante porque elimina penalidades, começamos a gerar caixa”, disse Ferreira.

Segundo ele, há um esforço muito grande em tentar maximizar a geração que está entrando no sistema hoje, como a própria usina de Belo Monte.

Venda de ativos

O conselho de administração da Eletrobras vai se reunir no dia 15 de dezembro para avaliar novamente a modelagem elaborada pelo BTG Pactual e pelo escritório de advocacia Souza Cescon para a venda das 77 sociedades de propósito específico (SPEs) da companhia, disse Ferreira Junior.

O colegiado se reuniu na última sexta-feira (24) para discutir o assunto, mas foi pedido o prazo adicional para que avaliassem a proposta, disse o executivo. Isso porque será necessário também incorporar recomendações que foram feitas num decreto publicado pela presidência recentemente a respeito da operação de venda desses ativos.

“Definimos que vamos incorporar algumas recomendações lá colocadas no nosso programa de desinvestimentos”, disse Ferreira, sobre a reunião da sexta-feira passada. O colegiado pediu mais três semanas para avaliar como isso será feito.

Segundo Ferreira, o plano da companhia ainda é concluir as vendas desses ativos já no primeiro semestre de 2018. Os 77 ativos incluem ativos de transmissão e geração de energia eólica, que poderão ser agrupados em conjuntos maiores de projetos.

Dívida

Segundo Ferreira Júnior, o modelo proposto pelo BNDES para a privatização das seis distribuidoras de energia da Eletrobras trouxe uma possibilidade de incorporação de dívida pela holding maior do que a companhia esperava.

“Não tínhamos tempo suficiente para analisar uma absorção de dívida naquele montante”, disse Ferreira Junior, justificando a decisão do conselho de administração de adiar a decisão sobre a aprovação ou não do modelo proposto.

Anteriormente, a Eletrobras previa assumir R$ 11,2 bilhões em dívidas das distribuidoras na venda. No entanto, há a possibilidade de que a companhia absorva até R$ 19,7 bilhões em dívidas, devido às fiscalizações que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) está fazendo dos créditos e débitos que as distribuidoras têm junto aos fundos setoriais Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e Conta de Consumo de Combustíveis (CCC).

“Agora, teremos mais tempo para avaliar o processo e o volume de dívida proposto para que a gente incorpore, e outras questões pendentes do ponto de vista do crédito”, disse Ferreira.

Segundo ele, a Aneel está “fazendo o que pode” na fiscalização das empresas, sendo “bastante sensível” aos problemas enfrentado por elas.

Ele lembrou, por exemplo, que o regulador adiou o prazo para que a Amazonas Energia devolva quase R$ 3 bilhões à CCC, porque a companhia entrou com um recurso na Justiça. “A Aneel se reuniu, prorrogou por 90 dias o prazo e vai apreciar nosso recurso. Se ela aprecia e reconhece o mérito em segunda instância, isso [dívida] fica na companhia [Amazonas] e não precisa ir para a Eletrobras”, disse.

Fonte: Valor Econômico

BNDES prevê fechar o ano com R$ 14 bilhões em desembolsos para energia

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) espera fechar o ano com cerca de R$ 14 bilhões em desembolsos voltados para o setor elétrico, uma alta de 55% em relação aos R$ 9 bilhões do ano passado, disse Marilene Ramos, diretora de Energia, Transportes, Logística, Saneamento e Meio Ambiente do banco, ao participar de um evento em São Paulo.

Para 2018, a tendência é que o volume de desembolsos se repita, “dado o ‘pipeline’ de projetos que temos aprovados neste ano”, disse ela. “Creio que já aprovamos mais de R$ 20 bilhões em projetos neste ano, que vão começar a ter desembolsos no ano que vem”, afirmou.

Segundo Marilene, os elevados desembolsos vistos entre 2012 e 2015 dificilmente voltarão a se repetir, uma vez que, nessa época, o banco estava financiando os grandes projetos de geração hidrelétrica da região Norte. Agora, o foco está na diversificação da área de energia, com crescimento da fonte eólica e da fonte solar.

O BNDES é responsável por financiamentos de cerca de 12 gigawatts (GW) em projetos de energia eólica, 100% dos projetos implantados no país. “A parte solar também vem crescendo. Este ano aprovamos nosso primeiro projeto, mas temos mais quatro ou cinco no pipeline”, disse ela.

Logística e saneamento

Os desembolsos do banco para os segmentos de transporte, logística e saneamento devem somar R$ 8 bilhões neste ano, refletindo, em parte, os efeitos da operação Lava-Jato, que paralisaram muitos investimentos, como projetos de rodovias e de mobilidade urbana, disse Marilene.

“A boa notícia é que vários desses projetos estão em fase de conclusão da mudança de controle”, disse ela, lembrando da compra da Odebrecht Ambiental pela Brookfield, formando a BRK, e também a troca do controle do aeroporto de Galeão pela HNA.

Além disso, os leilões voltados para esses segmentos foram retomados neste ano, com as disputas de concessões de rodovias em São Paulo e o leilão de aeroportos. “Esses projetos estão em análise, mas só vão representar desembolsos no próximo ano”, disse a diretora.

Segundo ela, com essas mudanças, deve haver uma retomada dos investimentos no próximo ano.

Fonte: Camila Maia | Valor Econômico

Pernambuco lança Atlas para mapear energias eólica e solar

Pernambuco mapeou seu potencial de energia eólica e solar através de um atlas lançado nessa quarta-feira (29). O material, disponível para o público, aponta as áreas de maior capacidade do Estado para geração das fontes renováveis e os dados técnicos para atrair investidores do setor. Com 100 GW (Gigawatt) de potencial de energia eólica e uma capacidade de 1.200 GW de energia solar, Pernambuco se mostra como um potencial de fonte alternativa e se propõe a utilizar o Atlas Eólico e Solar como uma sustentabilidade para a região.

As condições climáticas do Estado mostram a potencialidade forte de geração solar, com o Sertão como a grande área propícia, principalmente na região do Araripe. Já a energia eólica tem a sua maior potência no Agreste pernambucano. “O atlas é uma oportunidade de conhecer o potencial energético do Estado. A grande vantagem é que a região junta as condições climáticas de potencial de energia com as conexões das redes de transmissão”, explica o secretário Executivo de Energia, Luiz Cardoso Ayres Filho.

Do total de potencial de energia eólica do Estado, Pernambuco explora 700 (Megawatts). Esse número equivale a 16% da energia gerada e 28% da energia consumida. “O que temos hoje é muito pequeno em relação ao potencial, mas estamos avançando. Hoje, quase 20% das energias produzidas em Pernambuco são energias limpas e vamos continuar com esse olhar para atrair investidores”, ressaltou o governador Paulo Câmara, em anúncio feito no Palácio do Governo Federal. O Estado conta com 119 usinas geradoras de energia elétrica, com cerca de 4.097 MW de potência instalada, de acordo com dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

A geração híbrida também é um modelo a ser explorada: o complemento das energias solar e eólica. “Na região da costa litorânea, os ventos são constantes, e no Sertão os ventos são fortes durante a noite e praticamente de dia não tem vento. Essa complementação com a energia que vem do sol faz com que o Estado tenha uma energia de base muito forte. Talvez, Pernambuco seja o Estado do País que tenha mais adequação à implantação de usinas híbridas”, destacou Ayres Filho. Para o governador, o primeiro parque híbrido do Brasil, em Tacaratu, no Sertão do Itaparica, representa um desenvolvimento relevante no Brasil para o setor.

Mesmo com a redução dos leilões de energia renováveis por parte do Governo Federal, Ayres Filho considera que isso representa uma arrumação do setor elétrico brasileiro. “Houve um incremento de usinas térmicas muito forte, uma oferta de energia muito forte, e não teve o crescimento do consumo que estava sendo esperado. Então, o que houve não foi uma suspensão, talvez um pequeno retardamento. Na hora que o país retomar o crescimento, está pronto para esse crescimento”, apontou o secretário, acrescentando que em dezembro haverá grandes leilões da Aneel, com muitas usinas eólicas e solares a serem leiloadas.

Fonte: Folha de Pernambuco

Programa da Aneel recompensa consumidor industrial que reduzir demanda

Experiência piloto de 18 meses permite ofertas de redução de carga por consumidores para compensar fontes intermitentes que podem evitar o uso de recursos mais caros pelo ONS para compensar , como o despacho térmico fora da ordem de mérito

A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou as condições para a implantação do programa piloto de Resposta da Demanda de consumidores industriais, que vai servir de avaliação para a adoção permanente do mecanismo no Brasil. Ele terá aproximadamente 18 meses de duração e vai permitir que grandes consumidores previamente habilitados façam ofertas de redução do consumo ao Operador Nacional do Sistema Elétrico em troca do pagamento de determinado valor, que pode ser superior ao contratado originalmente.

A remuneração pela redução de carga vai considerar o preço dado por cada participante e o PLD vigente em cada hora do produto. “O sistema elétrico vai dizer: é mais conveniente pagar para você deixar de consumir do que acionar outros recursos de geração”, explicou o diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino.

A redução da demanda poderá ser contratada com o ONS por períodos de uma a sete horas,  com no mínimo 5 MW médios de carga, divididos em lotes de energia de 1 MW médio. Os volumes devem ser definidos até às 18 horas do dia anterior ao despacho, no caso do despacho D-1; e até as 9 horas do dia do despacho, no caso do despacho intradiário, ou  D-0.

Pela regra da Aneel, as ofertas de preços e as quantidades devem ser declaradas semanalmente ao ONS, até às 12 horas de quinta-feira, antes, portanto, da definição do Preço de Liquidação das Diferenças para a semana operativa que começa no sábado. Os consumidores terão que confirmar a disponibilidade para a redução da demanda até às 12 horas do dia anterior ao despacho.

O estímulo à diminuição do consumo deve aumentar a confiabilidade do sistema elétrico e contribuir para a modicidade tarifária, ao evitar o uso de recursos mais caros pelo ONS. O foco do programa, segundo a Aneel, é a implantação de um mecanismo que considere a operação do sistema elétrico com alta penetração de fontes renováveis intermitentes como a eólica, em um cenário de escassez hídrica, principalmente na da Região Nordeste. Ele não deve influenciar a formação do preço de curto prazo e será usado apenas como recurso alternativo ao despacho de usinas termelétricas fora da ordem de mérito.

A adesão de novos participantes, por meio da assinatura de um Contrato de Prestação de Serviços Ancilares temporário, poderá ser feita ao longo da vigência do programa. Caberá ao ONS avaliar o menor custo total da operação entre o despacho de térmicas e a resposta de demanda. A redução de demanda será feita sempre que o custo total de operação com as ofertas vencedoras do programa for inferior ao custo do despacho termelétrico fora da ordem de mérito. Na prática, as duas opções vão concorrer para compensar a intermitência das fontes renováveis de geração de energia.

A implantação do mecanismo de redução da demanda estava em discussão com o ONS, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica e a Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres desde o fim do ano passado. O tema passou por audiência pública e o projeto piloto foi aprovado nesta terça-feira, 28 de novembro.

Fonte: 

Produção de biocombustível no Brasil é tema de debate pelo CERNE

Nesta quarta-feira, 29 de novembro, acontece a quinta rodada do Ciclo de Debates promovido pelo Conselho Técnico-Científico do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CTC-CERNE). Essa edição traz o tema “Os principais desafios para o crescimento do uso dos biocombustíveis no Brasil”. 


O evento, que conta com a parceria do  Instituto Federal de Educação Tecnológica do Rio Grande do Norte (IFRN), do Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae) e da Federação das Indústrias do Estado do Rio Grande do Norte (Fiern), acontece no mini-auditório do Campus Central do IFRN, das 14h às 17h e é aberto ao público.

O Ciclo de Debates tem como objetivo debater questões que envolvem do setor de recursos naturais e energia em suas diversas vertentes. “Nossa proposta é analisar e encontrar soluções que possam ser encaminhadas aos órgãos reguladores e executivos do setor, além de identificar potenciais parcerias entre as instituições participantes do evento”, afirmou o coordenador do CTC e Diretor de Tecnologia, Pesquisa e Inovação do CERNE, Olavo Oliveira.

Bioquerosene para aviação

Em março deste ano, foi lançada Rede Brasileira de Bioquerosene e Hidrocarbonetos Renováveis para Aviação (RBQAV). A iniciativa tem como proposta o fomento de políticas públicas que promovam a produção de biocombustível para aviação com o objetivo de reduzir os níveis de emissões de CO2 na atmosfera.

A Rede começou a ser articulada no final de 2016, e é fruto do diálogo entre pesquisadores da Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN), Universidade Federal da Paraíba (UFPB) e Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) com apoio do Ministério de Minas e Energia, associações do setor e representantes da iniciativa privada.

Segundo o diretor superintendente da União Brasileira do Biodiesel e Bioquerosene (Ubrabio), Donizete Tokarski, o investimento na produção de bioquerosene se mostra cada vez mais viável. “O bioquerosene se mostra como a alternativa mais viável para substituir o querosene fóssil sendo a opção que pode atender mais rapidamente essa necessidade do setor de aviação”, apontou.

Tokarski será um dos palestrantes do evento. Ele vai apresentar a participação do biodiesel e bioquerosene na NDC brasileira e no contexto do programa federal RenovaBio.

O detalhamento das palestras, programação e informações sobre Ciclo de Debates estão disponíveis na página do CERNEInscrições gratuitas pelo link: https://goo.gl/L2htKg

Programação

· Palestra 1:

GERAÇÃO DE HIDROGÊNIO COM BIOCOMBUSTÍVEIS: PRODUÇÃO, APLICAÇÃO E ESTUDO DE CASO. HYTRON ENERGIA/RTB – 15’ (via SKYPE)
Dr. Daniel Lopes – Diretor Comercial – HYTRON/RTB

· Palestra 2:

BIOCOMBUSTÍVEIS – NOVAS ALTERNATIVAS ATRAVÉS DA UTILIZAÇÃO DE PLANTAS NATIVAS E BIOMASSA VEGETAL – Petrobrás-UFRN – 15’
Prof. Dr. Graco Viana – Diretor do Inst. Biociências – UFRN

· Palestra 3:

EXPERIÊNCIA DA MORINGA NO RN COMO UMA ALTERNATIVA DE PRODUÇÃO DE BIODIESEL E DESENVOLIMENTO DO SEMI-ÁRIDO – 15’
Profa. Dra. Jeane Martins – IFPB-Picuí

· Palestra 4:

MONETIZAÇÃO DE RESÍDUOS SÓLIDOS URBANOS PARA UMA GESTÃO SUSTENTÁVEL– 15’
Eng. Thiago Mesquita – Diretor de Operações URBANA, Natal

· Palestra 5:

PANORAMA BRASILEIRO DA PRODUÇÃO DE BIODIESEL – 15’ – Prof. Dr. Donato Aranda – UFRJ

· Palestra 6:

A PARTICIPAÇÃO DO BIODIESEL E BIOQUEROSENE NA NDC BRASILEIRA E NO RENOVABIO – 15’
Sr. Donizete Tokarski – Diretor Superintendente da UBRABIO

INTERVALO (Coffee Break)– 10’

DEBATE COM A PARTICIPAÇÃO DE TODOS (PÚBLICO PRESENTE E VIA WEB) – 60

Fonte: CERNE Press

Governo discute regras de conteúdo local para a indústria de petróleo e gás

As regras de conteúdo local para a indústria de petróleo e gás no Brasil serão debatidas em audiência pública pela Comissão de Minas e Energia.

O deputado Davidson Magalhães (PCdoB-BA), autor do requerimento para realização da audiência, lembra que o governo está fazendo, neste ano, a 14ª rodada de licitação de blocos exploratórios de petróleo e gás natural e, entre as várias questões em definição, estão as regras de conteúdo local.

Para o deputado, “é falaciosa” a argumentação de que a condição exclusiva para o sucesso da 14ª rodada seria a eliminação dessa política. “O sucesso do leilão está, principalmente, relacionado com o potencial geológico das reservas, a qualidade do ambiente institucional e a estabilidade do ambiente regulatório, dos impostos, da celeridade na emissão das licenças ambientais, do respeito aos contratos, da constância de regras, do custo Brasil e da exigência do conteúdo local”, afirma.

A fórmula praticada pela Noruega ou pelo Reino Unido, segundo o deputado, é desenvolver, juntamente com a produção de petróleo, uma indústria local com instalações adequadas, qualidade requerida, tecnologia necessária e engenharia bem desenvolvida, “fatores que dispomos no Brasil e que, agora, correm o risco de serem destruídos”.

Entre os convidados para o debate estão o secretário-adjunto de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia, João José de Nora Souto; o diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), José Cesário Cecchi; e o gerente de Conteúdo Local da Petrobras, Edival Dan Junior; além de representantes de entidades sindicais.

Confira aqui a lista completa de convidados.

O debate será realizado no plenário 14, às 14 horas, e poderá ser acompanhado, ao vivo, por meio do WebCamara.

 

Ministro admite que mudanças no modelo podem não agradar a todos, mas tudo será discutido pelo MME

Coelho Filho disse no Encontro Anual do Mercado Livre que pode ter errado ao timing, mas não a medida

O ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, admitiu durante o  9º Encontro Anual do Mercado Livre que as medidas de aperfeiçoamento do modelo propostas não conseguirão agradar a todos, mas nada sairá do ministério sem ter sido minimamente discutido com representantes do setor. “A convergência total é impossível, mas ninguém será pego de surpresa”, garantiu Coelho Filho, após agradecer o voto de confiança e o apoio recebidos dos diversos segmentos do setor elétrico nos últimos 15 meses.

Segundo o ministro, os debates promovidos com o setor possibilitaram que se chegasse ao final de 2017 com um cenário muito melhor do que o encontrado por ele em 12 de maio de 2016, quando assumiu o MME. Para Coelho Filho, os agentes do setor são vitimas de uma distorção de toda a lógica de mercado criada ao longo do tempo. “Um setor que era tido como o mais estável, o mais estruturado, de uma hora para outra deixou de ser tudo isso”, disse.

Ao ser lembrado por participantes do evento que as mudanças implementadas pelo ministério poderiam ser benéficas em termos políticos, o ministro destacou que se as medidas em discussão fossem pensadas única e exclusivamente com viés eleitoral não teria enfrentado a metade dos desafios que enfrentou nos últimos tempos. Ele disse que a equipe envolvida no processo tinha construído um cronograma de debates e de planejamento de soluções, e a expectativa era estar vivendo agora um momento muito menos turbulento do ponto de vista da discussão dos temas.

Coelho Filho reconheceu que houve uma preocupação e uma frustração muito grande no setor elétrico quando foi anunciado que o modelo iria para o Congresso como projeto de lei, e não mais por medida provisória. Ele disse que tem enfrentado resistência não no mérito, mas na forma, dentro do governo, mas destacou que recebeu do presidente da Câmara, Rodrigo Maia (DEM-RJ), o compromisso de votar com urgência os aperfeiçoamentos legais no marco do setor. “A mesma conversa tivemos com o presidente do Senado, Eunício Oliveira (PMDB-CE)”, disse.

O ministro também observou que o momento atual é completamente diferente do passado, porque os assuntos são amplamente discutidos com todos os segmentos do setor elétrico. Coelho Filho admitiu que errou no timing,  mas não na medida.

Eletrobras
Ele defendeu mais uma vez a privatização da Eletrobras e relatou dificuldades em combater o discurso de quem é contrário à proposta. A perda do controle da estatal pela União encontra resistência de todos os governadores do Nordeste, contrários à privatização da Chesf. “Pode custar muito caro para mim no ano que vem, mas não tem como não tocar esse projeto” disse, garantindo que a venda das empresas vai acontecer em 2018. “Eu estou animado. E as pessoas perguntam: qual é o plano B? Só tem um plano. E vai dar certo.”

O ministro contou que, por causa dos prazos, o ministério tem se dedicado integralmente ao processo de privatização da estatal. Na última terça feira, 21, foi feita uma reunião de alinhamento para que todos os secretários do MME ficassem a par das questões em andamento. Ele disse que o compromisso é fazer os processos de privatização das distribuidoras e da Eletrobras, que podem até sair depois que ele deixar o ministério para disputar as eleições no ano que vem. Mas, como ministro, disse, quer sair em março com as medidas da Consulta Pública 33 (que trata do modelo) votadas na a Câmara e no Senado. “A ideia é a gente ir para o Congresso com a mesma intenção. Minha expectativa é de que a gente chegue unido para a aprovação nas duas casas”.