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

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

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

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

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

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”.

Energia solar é incluída no Programa Minha Casa, Minha Vida

Iniciativa foi fruto de trabalho conjunto entre ABSOLAR, FIESP, Furnas e Ministério das Cidades e consolida compromisso anunciado pelo Ministério à sociedade em agosto de 2017

O uso de energia solar fotovoltaica em projetos habitacionais de interesse social do Governo Federal torna-se uma realidade em nível nacional, a partir da publicação da Portaria nº 643/2017, que dispõe sobre as condições gerais para provisão de sistemas alternativos de geração de energia para empreendimentos contratados no Programa Minha Casa Minha Vida (MCMV).

A iniciativa é fruto de análises de viabilidade e de modelos de negócio, desenvolvidas por meio de um protocolo de intenções, assinado em 2016 entre o Ministério das Cidades, Ministério do Trabalho e Fiesp. Os estudos contaram com a coordenação da Fiesp e trabalhos técnicos da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), Furnas e instituições parceiras.

Segundo o Presidente Executivo da ABSOLAR, Dr. Rodrigo Sauaia, a nova diretriz beneficiará diretamente a população de baixa renda, por meio da geração de energia renovável, limpa e de baixo impacto ambiental a partir do sol, diretamente nos telhados das residências e condomínios do MCMV. “A ABSOLAR e o setor solar fotovoltaico celebram com grande alegria este marco histórico do Ministério das Cidades, que contribuirá para o desenvolvimento social, econômico e ambiental do país, com especial atenção aos menos favorecidos. Isso demonstra que a energia solar fotovoltaica está se tornando uma tecnologia democrática e acessível a todas as faixas de renda”, comemora Sauaia.

Segundo os cálculos do estudo, com a inclusão da energia solar fotovoltaica em residências e condomínios do MCMV, será possível reduzir em até 70% os gastos com energia elétrica dos beneficiados, aliviando os orçamentos das famílias para que possam melhorar sua alimentação, saúde, educação e qualidade de vida. Os benefícios da iniciativa, no entanto, ultrapassam a economia direta na conta de luz. “Este passo contribuirá também para a geração de milhares de empregos locais e de qualidade, criando novas oportunidades de trabalho para a população, distribuindo renda, movimentando a economia e gerando riqueza ao país”, explica Sauaia.

Sobre a ABSOLAR

Fundada em 2013, a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) congrega empresas e profissionais de toda a cadeia produtiva do setor solar fotovoltaico com atuação no Brasil, tanto nas áreas de geração distribuída quanto de geração centralizada. A ABSOLAR coordena, representa e defende o desenvolvimento do setor e do mercado de energia solar fotovoltaica no Brasil, promovendo e divulgando a utilização desta energia limpa, renovável e sustentável no País e representando o setor fotovoltaico brasileiro internacionalmente.

Fonte: Absolar

Segundo leilão deste ano deve favorecer projetos eólicos do Rio Grande do Norte

Certame admite que empreendedores assumam o risco da conexão à rede

O Rio Grande do Norte terá condições de participar com muita força de um leilão federal de energia ainda este ano. É o que conclui o Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN), após analisar as regras e respostas da ANEEL aos pedidos de esclarecimentos sobre os dois leilões que serão realizados em dezembro.

O primeiro leilão, a ser realizado no dia 18 de dezembro, é para entrega de energia na data de 1 de janeiro de 2021. No entanto, um segundo leilão deverá ser realizado no dia 20 de dezembro, desta vez com empreendimentos que deverão estar prontos para entregar energia num prazo de seis anos.

“Nossa equipe analisou os editais dos dois leilões, os pedidos de esclarecimentos e respectivas respostas da ANEEL, bem como as portarias e o marco regulatório em vigor. Concluímos que, se para o primeiro leilão existe uma limitação expressa de capacidade de conexão à rede, através de Nota Técnica emitida pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), para o segundo leilão, com prazo de entrega da energia para 6 anos, tal limitação se dilui num prazo maior para construir os parques e usinas, o que, teoricamente, nos daria mais tempo para a resolução dos gargalos na transmissão”, afirma o Presidente do SEERN, Jean-Paul Prates.

O Rio Grande do Norte habilitou cerca de 6.800 MW em potência eólica para os leilões federais deste ano. A Nota Técnica ONS 118/2017, no entanto, apontou uma “margem remanescente” de conexão às linhas de transmissão nacionais de apenas 200MW, o que deixaria o RN virtualmente de fora do Leilão A-4. No entanto, o SEERN aponta que, para o Leilão imediatamente seguinte, chamado “A-6”, o Estado poderá apresentar e viabilizar projetos livremente.

“O que verificamos, analisando os leilões tanto do ponto de vista técnico quanto jurídico-regulatório, é que o RN terá sim condições plenas de participar com todo o seu potencial de oferta de projetos no segundo leilão, dois dias depois do primeiro, e que dá um prazo de 6 anos para a construção e início de operação dos empreendimentos vencedores”, acrescenta Prates, que foi o Secretário de Energia do Estado entre 2007 e 2010.

O SEERN alerta, no entanto, que, para que tudo isso dê certo, será necessária uma mobilização estadual para que o Rio Grande do Norte seja inserido nos editais federais para construção de novas linhas. Isso por que, terá que ser passada segurança para os empreendedores de que, no prazo de seis anos, o gargalo da transmissão no RN estará resolvido.

“Pelas regras, a responsabilidade por poder se conectar ao sistema de transmissão fica inteiramente a cargo do empreendedor, que não receberá nada e poderá até ser multado se não conseguir despachar a energia no prazo, mesmo se a razão para isso for a falta de linhas de transmissão de responsabilidade de outra empresa ou do poder concedente federal”, explica Diogo Pignataro, Diretor Jurídico do SEERN.

Segundo Prates, os projetos eólicos do RN são muito competitivos devido ao alto fator de capacidade (potencial de geração eólica) alto e pelo ambiente operacional favorável (pessoal capacitado, logística favorável, acessibilidade das áreas, procedimentos e licenciamentos consolidados).  “O passivo atrasado de linhas de transmissão foi resolvido. Agora é preciso fazer o dever de casa de planejar e lutar pelas novas linhas. Uma vez removida esta preocupação com a conexão, tenho a certeza de que voltaremos a liderar o certames federais de geração, não só com eólicas como também com usinas solares, provocando uma nova onda de investimentos e empregos no Estado”, finaliza.

Fonte: SEERN Press

Itaipu alcança marca histórica de 2,5 bi de MWh em produção acumulada

A hidrelétrica de Itaipu, um projeto binacional entre Brasil e Paraguai, registrou no início da madrugada da quarta-feira (22) a marca histórica de 2,5 bilhões de megawatts-hora em eletricidade produzida desde o início de suas atividades, em 1984, um recorde global.

“A gente diz que Itaipu é líder mundial. E em produção acumulada, ninguém no planeta alcança, nem as usinas que entraram em operação antes e já estavam acumulando (geração), e nem as que entraram depois”, disse à Reuters o superintendente de Operações da usina, Celso Villar Torino.

“Só para dar uma referência, seria possível, só com essa energia de Itaipu, atender o planeta por 41 dias”, comentou o executivo.

Ele ressaltou ainda que a usina binacional é a maior geradora de eletricidade do mundo, mesmo com a competição da hidrelétrica chinesa Três Gargantas, que tem uma maior capacidade.

Com 14 gigawatts em potência instalada, contra 22,5 gigawatts da hidrelétrica chinesa, Itaipu produziu um recorde de cerca de 103 milhões de megawatts-hora no ano passado, enquanto a maior marca da rival foi quase 99 milhões de megawatts-hora em 2014, segundo Torino.

Neste ano, mesmo com um regime de chuvas em geral abaixo da média histórica no Brasil, a usina deve produzir entre 94 milhões e 95 milhões de megawatts-hora, o que representará provavelmente o quinto melhor resultado do empreendimento em seu histórico, disse o superintendente de Operações.

A hidrelétrica binacional é administrada no Brasil pela estatal Eletrobras, enquanto no Paraguai a Ande tem as mesmas atribuições.

A energia gerada é metade do Brasil, mas o país também compra parte da parcela que iria para o Paraguai, uma vez que o país vizinho sequer possui demanda suficiente para consumir toda a geração.

No ano passado, o Brasil ficou com cerca de 91 milhões dos 103 milhões de megawatts-hora produzidos, disse Torino.

“Isso correspondeu a 17 por cento do mercado brasileiro”, destacou.

PRIVATIZAÇÃO E MODERNIZAÇÃO

O governo brasileiro anunciou em agosto um plano de privatizar a Eletrobras, em uma operação que envolveria uma oferta de novas ações e a redução da participação estatal na companhia a uma fatia abaixo de 40 por cento.

Mas as autoridades têm garantido que Itaipu ficará de fora do acordo, provavelmente por meio de uma cisão que separaria o empreendimento do resto dos ativos da elétrica estatal brasileira.

“O aspecto técnico seguirá de maneira exemplar, tanto no Brasil quanto no Paraguai… não vejo nada que possa alterar”, disse Torino, que não entrou em detalhes sobre o assunto porque os estudos sobre a privatização têm sido conduzidos pelo governo federal.

Segundo o superintendente de Operações, Itaipu deverá passar por um processo de modernização provavelmente a partir de 2021 e 2022, com a previsão de atualizar principalmente tecnologias utilizadas no controle da usina, que passarão de analógicas para digitais.

As obras estão orçadas em cerca de 500 milhões de dólares, mas a origem dos recursos para a melhoria ainda está em discussão.

Piauí tem o maior parque de energia solar em operação na América do Sul

Neste país tropical, as iniciativas para aproveitar nossos recursos naturais se multiplicam. No sertão do Piauí, onde sobra sol e vento, isso está mudando a vida de muita gente.

Gente que fala diferentes línguas e que acaba de finalizar um projeto que vem mudando a vida de moradores do sertão piauiense. A do Aílton por exemplo. Ele já trabalhou como vigilante, vendedor, instalador de gesso. Ficou desempregado por nove meses.

“Hoje minha carteira tem operador de instalação. Então, isso me abriu muito os horizontes, isso me abriu muitas as oportunidades”, diz Aílton Pereira.

Oportunidade que surgiu no quintal de casa. Forte radiação, baixa umidade, muitas horas e muitos dias de sol, características que atraíram para o Piauí o maior parque de energia solar em operação da América do Sul.

O cenário mais parece de um filme de ficção científica, são quase um milhão de painéis distribuídos numa área do tamanho de 700 campos de futebol.

A usina fica na cidade de Ribeira do Piauí, a 490 quilômetros de Teresina. Ela acaba de entrar em operação fornecendo ao sistema interligado nacional 292 megawatts, energia suficiente para abastecer diariamente uma cidade com 1,2 milhão de pessoas.

“Isso é uma indicação da potencialidade da energia solar como fonte de contribuição a matriz, as necessidades da matriz energética do país”, disse Tomassio Quadrini, gerente de projetos.

Hoje a participação da energia solar na matriz energética do Brasil é de apenas 0,2%. A meta do setor é atingir 10% em 2030.

Já o vento é aproveitado há um bom tempo. Em 2008, foi instalado o primeiro parque de energia eólica do Piauí. De lá para cá, já são 36 parques funcionando e mais 27 em construção. Hoje, o estado está entre os principais produtores desse tipo de energia no país.

Seu Francisco e dona Margarida já sabem o tamanho desse impacto. Hoje eles vivem numa casa novinha, com cinco quartos e um caminhão na garagem. Parte das terras casal foi arrendada para a instalação de duas torres eólicas.

“Mudou muito, a gente não se preocupa mais com o dinheiro da feira, graças a Deus, a gente já sabe que tem todo mês”, conta Francisco.

Já a comunidade quilombola também saiu ganhando com a energia solar. Recebeu livros dos funcionários da empresa, a escola foi pintada e cercada e parte do material se transformou numa pracinha.

“O nosso sol natural está ajudando bastante, então, a gente fica feliz por isso, porque através dessa solar chegaram muitos benefícios para o nosso Piauí”, diz a moradora Mirian Rodrigues.

Assista reportagem, clique aqui.

Fonte: Jornal Nacional

Rio Grande do Norte integra rede nacional de pesquisa em biocombustíveis para aviação

Diminuir os impactos ambientais é um dos desafios dos que pensam em mobilidade urbana e que contam com novas pesquisas para ampliar o uso de combustíveis sustentáveis. O setor do transporte foi a segunda maior causa de emissões de dióxido de carbono (CO2) no Brasil no ano passado: representou 11% do total bruto de 1.927 bilhões de toneladas, ficando atrás apenas do setor agropecuário, segundo pesquisa realizada pelo Observatório do Clima.

Com a proposta de fomentar políticas públicas que promovam a produção de biocombustíveis para reduzir os níveis de emissões de CO2 foi lançada, em março deste ano, a Rede Brasileira de Bioquerosene e Hidrocarbonetos Renováveis para Aviação (RBQAV).

A iniciativa, que começou a ser articulada no final de 2016, 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 5º Ciclo do Debates do Conselho Técnico-Científico do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CTC-CERNE). Ele vai apresentar a participação do biodiesel e bioquerosene na NDC brasileira e no contexto do programa federal RenovaBio. O evento, que nesta edição discute “Os desafios para o crescimento do uso de biocombustíveis no Brasil”, acontece no dia 29 de novembro, às 14 horas, no mini-auditório do Instituto Federal de Educação Tecnológica do Rio Grande do Norte (IFRN) – Campus Central.

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.

Participam também do debate o Diretor Comercial da empresa HYTRON/RTB, Daniel Lopes, o Diretor do Instituto de Biociências da UFRN, professor Graco Viana, a professora do IFPB-Picuí, Jeane Martins, o Diretor de Operações da URBANA, Thiago Mesquita, e o professor da UFRJ, Donato Aranda.

O Ciclo é uma realização do CERNE e conta com apoio do IFRN, FIERN e SEBRAE. A inscrição é gratuita sendo necessário faze-la previamente pelo link: https://goo.gl/L2htKg. A programação completa está disponível no site www.cerne.org.br. Mais informações pelo telefone (84) 2010-0340.

Fonte: CERNE Press

Italiana Enel sinaliza interesse em distribuidoras da Eletrobras no Nordeste

Sem citar nomes, a Enel, empresa italiana de energia, indicou que tem interesse na aquisição da Ceal e da Cepisa —distribuidoras da Eletrobras em Alagoas e Piauí, respectivamente—, segundo o presidente global do grupo, Francesco Starace, em evento para investidores nesta terça-feira (21) em Londres.

“Estamos interessados em outras distribuidoras que a Eletrobras colocou à venda, assim como aconteceu com a Celg. Mas não em todas, em algumas mais do que outras”, afirmou.

O executivo não mencionou as companhias nominalmente, mas disse que as regiões em que a italiana já atua são as de maior interesse —o que exclui a região Norte.

A empresa planeja investir € 1,8 bilhão (R$ 6,88 bilhões) no Brasil entre 2018 e 2020, dos quais € 1,5 bilhão (R$ 5,74 bilhões) será destinado à área de distribuição e € 300 milhões (R$ 1,15 bilhão) para energia renovável.

Neste ano, a empresa bateu seu recorde de investimento no país. Sem contar as aquisições, foram aportados € 1,5 bilhão —cerca de R$ 5,74 bilhões— no Brasil para colocar em operação cinco plantas solares, duas eólicas e em digitalização.

A companhia também garantiu sua participação nos leilões de energia renovável que vão ocorrer em dezembro. “Temos sido participantes regulares desses leilões fantásticos, e com certeza participaremos”, disse Starace.

A Enel reforçou ainda seu interesse na Light, distribuidora que a Cemig tem planos de vender. “Mas não há um processo concreto de venda com que possamos trabalhar”, afirmou o executivo.

Em 2016, a empresa italiana se tornou a segunda maior de distribuição no país após a compra da Celg, da Eletrobras, quando atingiu um total de 9,7 milhões de consumidores, atrás apenas da Neoenergia. O investimento total feito na distribuidora de Goiás foi de € 560 milhões (R$ 2,14 bilhões, na cotação atual).

A previsão da empresa é ampliar sua geração de caixa no Brasil de € 960 milhões, neste ano, para € 1,49 bilhão em 2020, com os investimentos em distribuição e usinas de energia renovável, segundo o diretor financeiro global, Alberto De Paoli.

FREIO NA AMÉRICA LATINA

O grupo italiano, no entanto, demonstrou intenção de diminuir o risco dos seus investimentos e anunciou uma redução de 26% do valor destinado à América do Sul, na comparação com o plano trienal anterior.

“Vamos simplificar nossa operação para ganhar em eficiência”, disse o presidente.

Dos € 24,6 bilhões (R$ 93,9 bilhões) de aportes totais anunciados entre 2018 e 2020 —€ 500 milhões a mais que no plano anterior—, 80% serão destinados a mercados maduros: Itália, a região ibérica e as Américas do Norte e Central.

Para a expansão na América do Sul, serão destinados € 2,7 bilhões (cerca de R$ 10,31 bilhões) nos próximos três anos.

Uma das principais medidas no continente, porém, será o enxugamento da operação. De 53 companhias em que o grupo tem participação minoritária, a Enel quer manter 30 até 2020.

A principal estratégia é a de construir, vender e operar —ou seja, a empresa se desfaz dos ativos que desenvolveu para investir em novos projetos e continua operando usinas para gerar receita. A estratégia foi usada no México e poderá se repetir no Brasil, tal como no Chile. O modelo deverá ser utilizado para usinas de energia renovável.

Na América do Sul, a expectativa é que a geração de caixa de projetos renováveis chegue a € 2,1 bilhões em 2020, uma alta de 16,6% em relação a este ano.

A região é apontada como a que mais contribuiu para o aumento da geração de capital da empresa. O crescimento é fruto dos investimentos nos últimos anos, segundo De Paoli.

A empresa prevê terminar 2017 com uma geração de caixa global de € 15,5 bilhões, contra € 15,2 bilhões do ano anterior.

O grupo ainda destacou a criação de sua nova marca, Enel X, voltada a novas tecnologias de eficiência energética, carros elétricos, fibra óptica, entre outros. A expectativa é que o setor gere € 800 milhões nos próximos três anos, dos quais a América do Sul deverá representar 36%.

Fonte: Folha de São Paulo | TAÍS HIRATA

Sobrecarga em linhas de transmissão deixa Rio Grande do Norte fora de leilão de energia

Sob o argumento de que “não existe capacidade remanescente para escoamento de energia elétrica em grande parte dos barramentos candidatos”, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) excluiu o Rio Grande do Norte do próximo leilão de energias renováveis, marcado para o dia 18 de dezembro, em São Paulo. O estado potiguar apresentaria, de acordo com levantamento do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne/RN), projetos para geração de, pelo menos, 800 megawatts de energia elétrica a partir dos parques eólicos. A Secretaria de Estado do Desenvolvimento Econômico (Sedec/RN) avalia a possibilidade de impugnação da nota técnica eliminatória e do próprio leilão a ser realizado pela Aneel. Os prejuízos para a economia do estado, de acordo com a Sedec/RN, são incalculáveis.

O certame deste ano era o mais aguardado pelas empresas instaladas e com interesse de instalação no estado. A contratação de 800 megawatts ou mais representaria um salto de produção similar ao que ocorreu em 2010, quando foram contratados 1,5 gigawatt. Esta, porém, não é a primeira vez que a Aneel inviabiliza a participação do Rio Grande do Norte em leilões de geração de energia renovável. O mesmo ocorreu ano passado, mas a disputa acabou sendo cancelada.

“A Aneel alegou inexistência de linhas de transmissão para conexão da energia produzida, Ou seja, os mesmos motivos alegados para excluir o RN dos leilões de 2015 e 2016. Entendo que, desta feita, tais motivos não subsistem. As linhas de transmissão em referência estão em construção, sob a exclusiva responsabilidade do Governo Federal.  Uma delas, está sendo executada pela Chesf e tem prazo de conclusão prevista para o final de 2018, conforme me foi assegurado pelo Superintendente de Engenharia de Transmissão da Chesf”, declarou o titular da Sedec/RN, Flávio Azevedo.

Em nota técnica divulgada no final da semana passada, o Operador Nacional do Sistema (ONS) vinculado à Aneel, destacou que as linhas de transmissão existentes no Rio Grande do Norte operam com sobrecarga, sem potencial de absorção de mais energia. Além disso, o ONS frisou que algumas obras de linhas de transmissão outorgadas a determinados parques eólicos caducaram em setembro deste ano, tornando-se ausentes do processo. O Operador Nacional do Sistema citou, ainda, atrasos nas obras da Companhia Hidrelétrica do São Francisco (Chesf), responsável pela construção e operacionalização das linhas de transmissão, popularmente conhecidas como ‘linhões’.

“A outra linha, estava sendo construída por uma empresa privada que abriu falência, mas poderá ser facilmente retomada e concluída até 2019. Ora, se o leilão está contratando compra de energia para entrega em 2021 e 2023 o que impede a Aneel de considerar para efeito do cálculo da capacidade de conexão, linhas de transmissão que estarão prontas no máximo até 2019 e sob a exclusiva responsabilidade do próprio Governo Federal?”, indagou Flávio Azevedo. De acordo com a nota técnica do ONS/Aneel, o estado potiguar dispõe de apenas 200 megawatts de potência que poderão se candidatar ao próximo certame.

Edital aprovado pela Aneel
A Diretoria da ANEEL aprovou nesta terça-feira, 14, durante Reunião Pública, edital do Leilão nº 04/2017, denominado “A-4” de 2017, destinado à contratação de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração a partir das fontes hidrelétrica, eólica, solar fotovoltaica e termelétrica a biomassa, com início de suprimento em 1º de janeiro de 2021.

O certame será realizado no dia 18/12/2017 na sede da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em São Paulo. Serão negociados Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) na modalidade por quantidade, com prazo de suprimento de 30 anos para empreendimentos hidrelétricos (CGH, PCH e UHE menor ou igual a 50 MW de potência instalada) e por disponibilidade, com prazo de suprimento de 20 anos, diferenciados por fontes, para empreendimentos de geração a partir de eólica, solar fotovoltaica termelétrica a biomassa.

De acordo com a decisão da Agência, será utilizado como critério de classificação a margem de escoamento da transmissão e, além disso, não poderão participar os empreendimentos que entrarem em operação comercial até a data de publicação do Edital.

Projetos
Eólico: R$ 173,76/MWh (valor mínimo para lance)

Ao todo, foram cadastrados 1.676 projetos, totalizando 47.965 MW de potência instalada. Desse montante, 954 projetos referem-se a empreendimentos eólicos, 574 de solar fotovoltaicos, 69 de PCHs, 37 de CGHs e o restante (42) de termelétricas a biomassa.

“Isso é inexplicável. É inadimíssivel”

O secretário de Estado de Desenvolvimento Econômico, Flávio Azevedo, tentará se reunir com representantes da Aneel para reavaliar a situação do estado. Caso contrário, acionará a Justiça para impugnar a realização do leilão de dezembro. Acompanhar na entrevista a seguir.

Há tempo de reversão desse quadro até o leilão e posterior alteração do status potiguar?
Entendo que sim. É necessário apenas recalcular a capacidade de conexão, considerando a conclusão das linhas de transmissão acima referidas.

Quais serão os reflexos dessa exclusão na economia norte-riograndense?
São graves. Os seguidos impedimentos do RN abrigar usinas produtoras de energia renovável, determinados pela Aneel, poderá afastar os investidores do nosso Estado, apesar do RN possuir as melhores condições do país para geração de energia eólica e solar, com incalculáveis prejuízos ao nosso desenvolvimento econômico e social.

Como a Sedec/RN irá atuar para reverter a decisão do ONS?
Estamos tentando reabrir o diálogo com a Aneel para, à luz do bom senso e de justificativas técnicas, as condições de participação sejam reavaliadas. Caso contrário, seremos obrigados a impugnar a Nota Técnica e, como consequência, a realização do Leilão de Contratação, o que não desejamos.

O RN tem mais de 800 MW ofertado, mas só poderá conectar 200 MW. Na prática, o que significa essa redução? Quantos parques eólicos deixarão de se instalar no RN?
Várias empresas cadastraram seus projetos no Leilão 2017, que somam essa enorme quantidade de energia. Não se pode fazer uma avaliação precisa de quantos Parques deixarão de ser instalados, pois isso dependerá do resultado do Leilão. Mas, considerando o histórico dos anos anteriores a 2015, o RN poderia ser, novamente, o maior contratante de energia do País.

O gerente-técnico da Chesf responsável pelas linhas de transmissão afirmou na segunda-feira, 13, aqui no RN, que as obras que estavam atrasadas da Chesf no estado foram entregues e estão operando, e que não há mais nenhum parque eólico no estado sem funcionar por falta de linha de transmissão. Essa informação, procede? Já que as linhas existem, o que impede o RN de continuar nos leilões?
A informação procede. O Superintendente de Engenharia de Transmissão da Chesf foi além. Afirmou que essa informação é de conhecimento da Aneel e do ONS. Mesmo assim, esses órgãos reguladores insistiram em não considerar as informações, mantendo o RN excluído do processo de contratação de energia. Isso é inexplicável e inadmissível.

Fonte: Ricardo Araújo | Tribuna do Norte

Associações avaliam preços-teto de leilões em dezembro

Abraget considera baixo o valor máximo estabelecido para térmicas a gás e Absolar e Abeeólica enxergam espaço para competição

O setor elétrico começa a absorver as definições mais recentes para os leilões de energia nova marcados para dezembro, que podem destravar novos negócios nos próximos anos. As restrições na transmissão e preços-teto considerados em geral atrativos – há quem discorde, como o presidente da Abraget, Xisto Vieira Filho -, aumentam a expectativa por uma forte concorrência nos leilões, cuja demanda é desconhecida.

O preço de partida mais alto das concorrências, de R$ 329/MWh foi bem recebido pelo setor solar,que considerou a definição como “uma sinalização para o mercado nacional e internacional do interesse do governo federal na contratação da fonte”, segundo o presidente executivo da Absolar, Rodrigo Sauaia. “Há um volume representativo de 18,3 GW cadastrados, sinalizando um apetite grande do mercado. Nossa expectativa é que o governo responda a esse interesse, com um apetite positivo para o volume a ser contratado”, diz.

Com a competição, Sauaia acredita que há espaço para queda de preço. “A nossa recomendação é que empreendedores sejam responsáveis na alocação de preços, para que tenhamos ao final do leilão não só projetos vencedores, mas projetos que sejam efetivamente construídos e entrem em operação”. A fonte participará apenas do A-4, que contrata projetos para entregar energia a partir de 2021.

Já o presidente da Abraget, Xisto Vieira Filho, considerou que o valor teto para as térmicas a gás no leilão A-6, de R$ 319/MWh é considerado baixo. Para ele, o ideal seria algo em torno de R$ 360/MWh, para que o empreendedor tenha margem suficiente para conseguir tirar o projeto do papel no prazo.

“É um teto baixo, principalmente se levar em conta que as térmicas vão ter gás natural liquefeito”, diz Vieira Filho. O preço do GNL é considerado mais alto que a molécula importada vinda da Bolívia.
Vieira Filho ponderou que tudo dependerá realmente do valor do deck – conjunto de parâmetros calculados no modelo Newave, que fará uma simulação de como estará a operação da usina daqui a uma década. Esses dados é que mostrarão se o valor estipulado é realmente baixo ou não.

Para a presidente da Abeeólica, Elbia Gannoum, considerou o patamar “razoável” para atrair investidores nacionais e internacionais, permitindo uma competição saudável. “Importante notar que a eólica é fonte com menor preço-teto entre todas as fontes, o que é um importante indicativo do seu potencial competitivo”, observou.

Ainda resta a definição das condições de financiamento oferecidas pelo BNDES, que passa por uma transição em sua taxa básica de juros. A divulgação ajudará empreendedores a definir os preços de seus projetos.

Fonte: Brasil Energia | Por Lívia Neves e Matheus Gagliano