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Chesf analisa resultados do ano passado e estabelece metas para 2018

Empresa concluiu 24 obras em 2017, negocia a devolução de outras cinco e fala em entregar outras 37 neste ano

Aos poucos a Chesf vai conseguindo concluir um conjunto de obras atrasadas, mas que continuam importantes para a melhoria do sistema elétrico brasileiro. Em 2017, a estatal colocou em operação o maior número de empreendimentos entre as empresas do grupo Eletrobras, estabelecendo um novo recorde de entregas em um único ano.

Ao todo, foram 24 empreendimentos no Nordeste, um total de 433 km de linhas de transmissão, dois parques eólicos, cinco novas subestações, adicionando 61,1MW e 3.420 MVA ao Sistema Interligado Nacional (SIN). O investimento de R$ 860,7 milhões vai garantir à empresa uma receita anual de R$ 77,8 milhões ao longo do período de vigência dos contratos de concessão.

O presidente da Chesf, Sinval Zaidan Gama, explicou em entrevista à Agência Canal Energia, que o desempenho alcançado é fruto do planejamento feito no início do ano. “Mostramos quais eram os desafios que tínhamos, as receitas que teríamos, e qual era a solução econômica”, afirmou.

A transferência de um conjunto de Sociedades de Propósito Específico (SPEs) para a holding Eletrobras deu um novo folego financeiro para a Chesf. “Os recursos que entraram foram para construir as obras. Colocamos como meta concluir 24 obras”, detalhou Gama. “Hoje foi um dia muito significativo porque o balanço mostra que atingimos 100% das metas propostas”, comemorou.

Para este ano de 2018, a Chesf pretende entregar mais 37 obras e iniciar outras para que até o final do primeiro semestre de 2019 a empresa elimine todas as pendências e volte a ficar em dia com o setor elétrico.

Caducidade

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) pediu a caducidade de cinco empreendimentos de transmissão outorgados em favor da Chesf, localizados no Nordeste, conforme publicamos em reportagem na semana passada. Algumas deveriam estar em operação desde 2008.

O presidente da Chesf explicou que esses projetos são “impossíveis” de serem concluídos, e que foi a própria empresa que procurou à Aneel para devolver as obras. “Nós tínhamos mais de 100 empreendimentos atrasados e fizemos uma estratégia para concluir todos. Contudo, nos deparamos com cinco projetos que não temos possibilidade de concluí-los, ou porque a licença ambiental é impossível, ou por questões fundiárias insolúveis.”

De acordo com Gama, como o compromisso assumido pela sua administração é de não deixar nenhuma obra atrasada, a solução foi tentar devolver as obras, para que a Aneel pudesse redefinir esses projetos. Porém, a Aneel não aceitou a devolução e instaurou um processo de caducidade. “Como esse é um processo legal, regulamentar, nós temos que tomar providências para que tanto o sistema, como agência, quanto a Chesf não tenham prejuízos com esse desdobramento.”

Capacidade ampliada

Com essas entregas, a Chesf conectou parques eólicos ao SIN, garantiu maior capacidade de transformação e com melhorou a qualidade do fornecimento de energia para consumidores residenciais, comerciais e industriais no Nordeste. Entre os destaques estão o reforço no atendimento às regiões metropolitanas de Fortaleza, Teresina, Aracaju e Salvador, além da melhoria na confiabilidade de todo o sistema da Região.

“Estamos cumprindo nosso objetivo de garantir a conclusão das obras, gerar receita e, dessa forma, nosso planejamento é entregar todos os empreendimentos da nossa carteira de investimentos até 2019. A Chesf está empenhada nas realizações que garantam energia para o desenvolvimento do Nordeste e de todo o país”, afirmou Gama.

Entre os estados com maior número de obras, estão Bahia, Rio Grande do Norte, Sergipe e Ceará. Na Bahia, estão localizados os parques eólicos de Casa Nova II e III, além das subestações de Igaporã III, Casa Nova II e linhas de transmissão respectivas.

No Rio Grande do Norte, entraram em operação a subestação de Touros e as linhas Touros/Ceará-mirim II e Mossoró IV / Mossoró II. As subestações de Jardim, na região metropolinada de Aracaju, e Itabaianinha são de grande relevância para o estado de Sergipe.

As obras realizadas nas Subestações de Fortaleza II e Pici II, no Ceará, foram fundamentais para reforçar a disponibilidade de energia na região metropolitana da capital cearense. Em Salvador, foi concluída a Subestação Cotegipe. Já na região metropolitana de Teresina, houve a entrega da nova subestação Teresina III.

Parques eólicos

Foram concluídos os parques eólicos Casa Nova II e III, localizados no município de Casa Nova, na Bahia. Com investimentos de R$ 275 milhões, os empreendimentos têm capacidade instalada total de 61,1 MW, com potencial para fornecer energia para cerca de 57 mil residências. Os últimos projetos de geração concluídos pela Chesf foram há 20 anos.

Na última sexta-feira, 29 de dezembro, foi realizada solenidade, na Sede da Chesf, no Recife, para marcar a conclusão desses empreendimentos. O evento contou com a presença do diretor de Geração da Eletrobras, Antônio Varejão (ex-diretor de Engenharia da Chesf), e do presidente da Wobben, Fernando Real, empresa responsável pelo fornecimento dos aerogeradores, e de parte da equipe que viabilizou a obra.

A finalização dessas obras faz parte da agenda de entregas da diretoria de Engenharia e Construção da Chesf, que intensificou, nos últimos dois anos, o ritmo na implantação dos empreendimentos de transmissão e geração.

O diretor de engenharia, Roberto Pordeus, reforçou a importância da companhia voltar a inaugurar empreendimentos próprios de geração. “Os parques Casa Nova II e III fazem parte do quadro de grandes realizações da empresa”, disse.

Varejão destacou a união e integração entre as várias áreas da Chesf, a dedicação, competência e sinergia no trabalho das equipes das áreas de engenharia, operação, jurídica e outras. “Esse trabalho conjunto fez a diferença no sucesso do empreendimento, pois buscaram a conclusão, com muito foco e objetivos comuns”.

Modernização

O ano de 2017 também marcou o retorno de grandes investimentos em modernização dos sistemas em operação. A Chesf investiu R$ 95,5 milhões em obras de melhoria do seu sistema de geração e transmissão de energia. Foram 62 intervenções, sendo 25 delas na área de Proteção e Automação. Esses investimentos representam mais confiabilidade no sistema Chesf, modernização de equipamentos e segurança.

O diretor de Operação João Henrique Franklin afirmou que os índices operacionais foram os melhores dos últimos anos, superando as metas estabelecidas no Contrato de Metas e Desempenho das Empresas Eletrobras.

Fonte: WAGNER FREIRE, DA AGÊNCIA CANALENERGIA, DE SÃO PAULO (SP)

2018: mais um ano de complexidade e desafio na operação

Com hidrologia ruim e Nordeste em situação grave, sistema aposta em fontes alternativas e térmicas para garantir abastecimento

Reservatórios baixos, forte expansão de fontes intermitentes, bandeira vermelha e Nordeste em dificuldade. Assim como nos últimos anos, a operação do sistema em 2018 não deverá ser fácil. Tudo indica que esses elementos poderão se repetir no ano que vem, bastando apenas definir qual será a intensidade. Embora menos severo que 2014 e 2015, o ano de 2017 termina com a hidrologia abaixo da média, o que lhe conferiu a classificação de complexo e desafiador.

Mesmo com o risco de desabastecimento afastado nas últimas reuniões do Conselho de Monitoramento do Setor Elétrico, 2018 reserva emoções que podem deixá-lo mais tenso do que foi esse ano. De acordo com Patrícia Madeira, diretora do Climatempo, a previsão em fevereiro é que as chuvas fiquem abaixo da média nos principais reservatórios do Sudeste, o que pode interferir na hidrologia. Segundo ela, o mês é considerado importante para a tranquilidade do resto do ano. Em março volta a chover, mas a deficiência de fevereiro não será reposta. “A gente sai com a caixa d’água menos cheia do que poderia, se fosse um ano normal. Para reverter essa deficiência, precisaria de chuva muito acima da média e isso não vai acontecer no ano que vem”, avisa.

Segundo a diretora do Climatempo, o período úmido na região Norte deve ser melhor que o desse ano. Um reservatório que terá uma boa recuperação será o da UHE Serra da Mesa. Ainda assim, por ser muito grande, ele talvez não consiga voltar ao seu volume normal. O setor elétrico, ao lado do abastecimento de água e da agricultura vem sendo os mais afetados pelo desequilíbrio climático dos últimos anos.

O discurso da complexidade da operação adotado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico continua para 2018 e os próximos anos. Fatores como o aumento das fontes eólica, solar e da geração distribuída levam a esse cenário. O antídoto é o aprimoramento constante das ferramentas de previsão e a qualificação de pessoal. Essa complexidade fez com que o ONS buscasse compartilhar com países que já passaram por isso, a experiência para enfrentar essa fase. “Realizamos ao final do primeiro semestre um seminário de prospecção tecnológica, em que trouxemos gente de operadores internacionais para contarem a caminhada em um sistema de maior complexidade”, revela Luiz Eduardo Barata, diretor-geral do ONS.

Barata lembra que a busca em 2017 foi para que se operasse o sistema conforme a ordem de mérito, evitando quando fosse possível a geração fora da ordem. Essa medida trouxe previsibilidade para os agentes e fez com que eles conseguissem montar as suas estratégias de operação tendo a clareza dos custos. Outra medida adotada foi a transparência total nos dados da operação. Além da transmissão via internet da reunião do Programa Mensal da Operação, o site do ONS foi reformulado em agosto. Segundo Barata, agora é possível que a sociedade saiba como está a operação do sistema, quais são os níveis de geração de cada fonte e dos subsistemas. “Esse é um dos pontos altos, operar o sistema com transparência”, avisa o diretor.

João Mello, diretor da Thymos Energia, gostaria que no período de chuvas, as termelétricas fossem mantidas acionadas, para que os reservatórios fossem recuperados. Ele não acredita que isso vá acontecer, o que deve fazer com que no ano que vem se repita cenário similar ao desse ano, trazendo preocupação ao fim do período úmido. “Teria mais chance se tivesse geração térmica para preservar a água. Tem um risco de entrar em abril do ano que vem com um reservatório não tão alto, isso é muito ruim”, relata.

Ele acredita que as mudanças propostas pela Agência Nacional de Energia Elétrica para aplicação das bandeiras tarifárias farão com que a vermelha predomine durante 2018. O critério está sendo alterado para incluir perspectivas de armazenamento dos reservatórios, item que não era considerado. “Esse novo método da Aneel, se o reservatório continuar baixo, é bandeira vermelha 1 ou 2 o ano todo”, avisa. Em dezembro, foi fixada a bandeira vermelha com patamar 1, após dois meses no patamar 2. Já Barata, do ONS, acredita em bandeira amarela no verão mas concorda que a nova metodologia será mais severa.

Com o título de região mais castigada pela crise hídrica, o Nordeste brasileiro deve se preparar para mais um ano de dificuldade na operação. A bacia do rio São Francisco, que agrega uma série de usinas hidrelétricas, há 20 anos vê os níveis caírem, agravando-se desde 2013. O reservatório de Sobradinho, que atualmente está operando com volumes inferiores a 10%, tinha vazão de 1.300 m3/s em 2013. Hoje ela está em 550 m3/s. O calvário do rio deve continuar em 2018, uma vez que não há esperança de chuvas abundantes por lá no período. Apesar do viés de La Niña, o fenômeno climático não deverá se caracterizar em Sobradinho, segundo Patrícia Madeira, do Climatempo. “A gente vai passar por um verão com viés negativo, de La Niña, mas não é La Niña. Para que Sobradinho tenha alguma recuperação significativa, teria que chover muito acima da média, o que não vai acontecer”, avisa.

Reservatório_Sobradinho_JPGReservatório da UHE Sobradinho da Chesf: níveis cada vez mais baixos

De acordo com João Henrique de Araujo Franklin Neto, diretor de operação da Chesf, apesar do alto grau de incerteza, simulações apontam para um fim de período úmido em que o reservatório da UHE Sobradinho terminaria com volume de 35%. Esse volume, longe do ideal, ainda assim traria certa tranquilidade para o sistema. A operação na bacia do Velho Chico tem ainda o componente de que a água do rio também é usada para abastecimento e usos múltiplos.

Com poucas chuvas e usinas em baixa, a Chesf tem atuado mais para a segurança hídrica do que para o atendimento energético. Das seis turbinas de Sobradinho, duas operam, enquanto na UHE Xingó, que tem também tem seis, só uma está em operação. “Na hora que tem nível mais baixo e redução da saída, isso impacta em todas as demais usinas que ficam depois de Sobradinho”, explica Franklin Neto.

A garantia do suprimento energético da região deverá continuar com forte participação das eólicas em 2018. A fonte mais negociada nos leilões e que tem a maioria dos parques no Nordeste vem obtendo uma performance invejável, com os parques atingindo altos fatores de capacidade. Ano que vem, a expectativa é que os ventos do Nordeste continuem com o bom desempenho apresentado até aqui na maior parte do tempo.

Dados da Associação Brasileira de Energia Eólica mostram que a fonte já tem 12,5 GW de capacidade, com participação de 8% na matriz elétrica. Até setembro deste ano, a fonte eólica foi responsável por 7,02 GW med de uma geração total de 62,37 GW med. Ano que vem a capacidade deve chegar a 14,8 GW e em 2020 chega a 17,3 GW. O Nordeste tem mais de 300 parques eólicos.

E a tendência é que os reforços na geração continuem na área de renováveis. Sem UHEs de porte no radar dos próximos certames, eles devem contratar na maioria eólicas, seguidas em segundo plano pelas outras renováveis, como solar, biomassa e PCH. Mello, da Thymos, sugere que para além de 2018 a região Nordeste pense em energia de termelétrica para substituir a energia que vem sendo subtraída pela seca no São Francisco.

A previsão do ONS é que o Sudeste chegue ao fim do próximo período úmido com volume de 40%. A região terminou novembro de 2017 com a segunda pior marca da série histórica , de 18,7%, perdendo apenas para novembro de 2014, que ficou em 15,8%. Sem risco de abastecimento ao sistema no ano que vem, a estimativa é que os despacho térmico fique em torno de 8.000 MW ao mês, bem longe da capacidade total do parque térmico brasileiro.

Quem chega ano que vem para dar um alívio para o sistema é a energia da usina de Belo Monte, que além de ao longo do ano ter mais turbinas para operar, no verão deve ter geração de 4.000 MW, liberando energia da UHE Tucuruí, indo do Norte para o Nordeste. As usinas do Madeira também têm forte previsão de geração no período úmido. A entrada em operação do linhão de Belo Monte também vai reforçar a transmissão, colaborando com o abastecimento do sistema no período úmido. O novo bipolo tem mais de dois mil quilômetros e tecnologia em HVDC. “Nossa expectativa é que a gente comece o ano recompondo o reservatório da região Sudeste de modo que se termine o período em condições melhores que em 2017”, avisa Barata.

O diretor do ONS vê uma expansão das linhas de  transmissão mais tranquila nos próximos anos, sem os grandes atrasos que assolaram o setor nos últimos anos e atrapalharam a entrada em operação de muitas usinas. As mudanças nos leilões de LTs que foram feitas nos últimos dois anos melhoraram muito as condições em termos financeiros, de prazos e na gestão do componente aspecto ambiental. “A transmissão está dando a volta por cima, vai dar tranquilidade”, comenta.

Na transmissão de energia também está uma das preocupações da Chesf para 2018. Como o atendimento na região também vem sendo feito através de transferências de energias de outras regiões, o fluxo na transmissão vem sendo intenso. Somado a isso, a seca levanta a chance de ocorrências de queimadas, o que poderia causar desligamentos inesperados. “O monitoramento por causa das linhas é uma preocupação, por causa dos incêndios”, conta João Franklin Neto.

A operação do sistema também deve contar em 2018 com mais megawatts solares. A fonte, que em 2017 completou cerca de 1 GW em operação, deve pôr em operação mais parques no próximo ano. Apesar de ser uma fonte intermitente com um volume ainda não tão grande no sistema, a energia dos parques solares vem obtendo uma performance operativa dentro da esperada. Ela atinge o ápice rapidamente pela manhã e vai bem durante o dia, saindo de cena quando o sol se põe. “Estamos satisfeitos com o comportamento. Ela está ajudando o operador, diminui a incerteza para nós”, explica Barata.

Terminando 2017 com um despacho próximo a 55% da capacidade do complexo de Parnaíba e da usina de Itaqui, a Eneva acredita no mesmo retrato para o ano que vem. Para Lino Cançado, diretor de Exploração e Produção da empresa, no Norte haverá um despacho sazonalizado com o aproveitamento máximo da geração hidrelétrica de fevereiro a maio e uma forte geração térmica na época seca, para deixar o sistema mais confiável e regularizar os reservatórios.

Já no Nordeste, onde ela tem a UTE Pecém II, o executivo acredita em um despacho mais elevado e constante, pela má situação hidrológica do subsistema. “Com o atual nível de reservas da companhia, que permitem a operação do complexo do Parnaíba durante anos, mais a entrada em operação de dois novos campos de gás no Maranhão, estamos confinantes em um futuro de oferta de energia segura para o país e de retornos para a Eneva”, promete Cançado.

Um tema que teoricamente estaria ligado ao aspecto comercial, mas que devido a sua gravidade acaba impactando na operação é o do GSF. Com o mercado judicializado e paralisado, se não for dada uma solução, em 2018 ele vai se agravar. Grande parte das térmicas dependem da liquidação de curto prazo e, de acordo com o diretor do ONS, há o risco de não haver o despacho por conta dessa paralisação do mercado. “Esse é um tema que passou 2017, se tornou complexo e afetou o funcionamento do sistema brasileiro”, alerta Barata, que já alertou o MME sobre a gravidade do caso. O governo promete para ainda este ano o envio de Medida Provisória ao Congresso Nacional com uma solução para o tema.

Estudo da Comerc Energia sinaliza para um aumento de 12% nas tarifas de energia em 2018. O GSF é o principal motivo para o aumento, junto com o aumento dos custos da geração. O estudo diz que o aumento pode ainda ser maior, dependendo do volume de chuvas de 2018. O ritmo econômico também pode influenciar nos custos com a geração, assim como a descotização das usinas hidrelétricas.

Fonte: PEDRO AURÉLIO TEIXEIRA, DA AGÊNCIA CANALENERGIA

Brazilian wind is back in the game – but the game has changed

The 1.4GW of wind contracted in Brazil rewards the country’s supply chain for playing the long game, but falling prices mean it’s by no means business as usual, writes Alexandre Spatuzza

One of the first OEMs to celebrate the result of Brazil’s latest tender was Siemens Gamesa, which says it won a “substantial market share” of the 1.4GW of new capacity contracted for 2021 and 2023.

The manufacturer also said the victory will allow it to upgrade to bigger, newer models from the current 2MW, G114 and other platforms assembled in Brazil.

Even so, the record low price of around $30/MW reached in December’s second tender – in which most of the wind was contracted – will be challenging for the OEMs active in Brazil, which up to 2015 got used to prices above $50/MWh, even as other countries in the region saw rates falling well below that.

“Brazil is back in the game, and it is now following the trend of sharp decline in prices of wind and solar power seen in other tenders in Mexico, Chile and Europe,” Rodrigo Ferreira, supply chain and institutions director for Siemens Gamesa in Brazil told Recharge.

Differently from its Latin American counterparts that hold tenders denominated in US dollars, Brazil not only has a local-currency PPAs, but also has the strictest local content rules. Those regulations have led six OEMs to open up nacelle assembly plants and invest over R$1bn ($310m) to develop a local supply chain since 2013.

Producing locally is the only way that project sponsors can tap development bank BNDES’s cheap and partially subsidised financing to buy machines, avoiding exposure to foreign exchange risks, which, in Brazil are unbearable, given the lasting political and economic instability of the past three years.

In fact, some say that such protectionism was one of reasons for Brazil’s stability in wind prices around the $50-$60/MWh level. With no competition from abroad, who would move to reduce prices if financing is guaranteed by the BNDES at almost unchanged rates and conditions, and the government is constantly buying new capacity?

But then came the crisis: with economic free-fall since 2014, political turmoil – which led to an unorthodox change in government – meant the tenders stopped and the carefully-built 2GW-a-year wind power supply chain was thrown into disarray.

Although for solar power – which contracted 574MW at the first tender also at record low prices – tapping foreign financing seems to have been an option due to the lack of a developed local supply chain, and even as wind power players dabbled with overseas funding, it seems that BNDES and the local supply chain managed to retain the buyers’ preference.

So, if interest rates have fallen little, if foreign financing seems to have been discarded, and if BNDES will still be funding most of the 51 projects that Enel, EDPR, Iberdrola, Voltalia and others contracted, what happened for prices to fall so drastically?

The main factor was hunger for new contracts. Developers had built up a projects pipeline of 26GW, an investment which cannot easily be written off because it mobilises a lot of manpower and money in a country with complex, bureaucratic and strict environmental rules.

So investors had to grab the first opportunity that showed itself, and this came under the name of economic recovery. Albeit still shy and unpredictable, we’re talking about 2023 – six years from now – when a large BRICS country with a 200 million plus population is very likely to have broken free from the straightjacket of recession.

True, this has been one of Brazil’s worst slowdowns, but no developing country can remain without growing for too long. A relatively young population and pent up demand for improvements in a global economy are always a magnet for economic growth, even without the support of a fiscally crippled government.

Also, by 2023, a new elected government will hopefully have more legitimacy and clarity in policies, applying lessons learned for democratic living and turning the page on the political depression that currently has its grips on Brazil.

So if in the first tender the seven distributors that bought power projected only 39TWh of demand over 20 years starting in 2021, in the second tender, not only more utilities signed contracts, but they also bought 10 times more power over 20 years starting in 2023.

“It’s a signal that the economy is recovering, although we cannot say it will be constant,” said Élbia Silva Gannoum, executive president the Brazilian Wind Power Association (ABEEólica) moments after the tender.

Hunger was also the driver for the supply chain.

Aside from Siemens Gamesa, Vestas, Nordex-Acciona, Wobben Windpower (Enercon), GE and local player WEG held on for two years without new contracts, none throwing in the towel and all trying to find ways to ensure some kind of activity after July 2018, when most of them will have fulfilled the 17GW of orders placed in the tenders between 2009 and 2015. So when this tender came, they were gasping for new contracts.

Even so, something else must have changed in Brazilian market.

Jean-Paul Prates, energy consultant and head of the renewable energy think tank Cerne, put it like this: “The fast of contracts shook what was an accommodated market, and engineering services suppliers as well as OEMs all knew they had to do something, so this resulted in lower prices.”

Differently from neighbouring Argentina, where competition for 10GW of contracts for 2025 in a ‘virgin’ market led to a sharp decline in prices as players jostle for position – sometimes risking returns in the short term – Brazil is a much mature market.

So investors know how to the play the game here. In fact, they have helped create the rules of the game as Brazil surged from zero wind power capacity in 2009 to 12.5GW at the close of 2017.

The winners of this year’s tenders are large international utilities who not only have interest in other sectors in Brazil, but also have easier access to capital. They also have firepower when needed to negotiate with suppliers by the sheer bulk of their buying capacity. This also forces a change in the market.

Whether such price levels will continue in the three upcoming tenders already scheduled for 2018, is still uncertain. But Siemens Gamesa’s strategy could indicate what is coming for OEMs and investors alike.

Ferreira clearly linked the success in the tender with the measures taken within the company while procurement was frozen, which he summarised as ‘gains in competitiveness’.

This ranges from offering auxiliary consulting services in the design of projects to doubling its supply chain – from around a 150 to 300 says Ferreira – to offering new technology to its clients.

But keeping its supply chain alive through an audacious exporting scheme, says Ferreira, made suppliers invest to be able to sell products in foreign markets.

“When our suppliers made a commitment to improve competitiveness for the foreign market, it made them competitive in the local market also,” says Ferreira, adding that the company will continue to export components.

Perhaps the cliché of “opportunity in times of crisis”, a favourite of management gurus in the 1990s, has been confirmed by Brazil’s wind sector. But perhaps the tender also confirms the resilience of the renewable energy sector and its capacity to play the right game when its sights are set on the long-term.

In any case, if the new Brazilian government planners had any doubts about whether the tender system put in place in 2004, with wind debuting in 2009, still works, they no longer have. And with that, solar and wind investors have shown not only they know how the play the game, but that they can win, out-competing all other technologies in price.

So Brazil is back in the game, as expected. After all 12.6GW installed, 5GW being built and the 1.4GW now contracted is but fraction of Brazil’s 200GW plus wind power achievable potential, making resilience pay off.

Fonte: Alexandre Spatuzza | Recharge Brazil

Leilão A-6 surpreende com 3,8 GW contratados e R$ 13,9 bilhões em investimentos

O preço médio final do certame ficou em R$ 189,45/MWh, deságio de 38,7%, representando uma economia de R$ 68,4 bilhões para os consumidores de energia

O leilão A-6 terminou nesta quarta-feira, 20 de dezembro, com a contratação de energia de 63 novos empreendimentos de geração, representando 3.841 MW potência (2.930 MW médios), cujos investimentos estão estimados em R$ 13,9 bilhões.

A fonte eólica viabilizou 49 usinas, além de 6 PCHs, 6 biomassa e duas térmicas a gás. O preço médio final do leilão R$ 189,45/MWh, deságio médio de 38,7%, representando uma economia de R$ 68,4 bilhões para os consumidores de energia, considerando os prazos dos contratos. Não houve contratação de usinas térmicas a carvão.

A fonte também chamou a atenção pela forte queda de preço: o valor inicial, de R$ 276 por megawatt-hora, chegou a um patamar recorde de R$ 98,62. Biomassa terminou com deságio 34,10%, preço médio R$ 216,82/MWh. Gás natural apresentou deságio de 33,08%, a R$ 213,46/MWh. A fonte hídrica ficou cotada a R$ 219,20/MWh, deságio de 22%. Destaque para a térmica a gás Porto do Açu III, no Rio de Janeiro, com 1.672 MW de potência.

O leilão começou às 9h, teve 2h20 de duração, e foi operacionalizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em São Paulo.  Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), foram cadastrados 1.092 projetos, totalizando 53.424 MW de potência instalada.

Os contratos têm prazo de suprimento de 30 anos para empreendimentos hidrelétricos, 20 anos para eólicos e 25 anos para as térmicas.

Análise

“Em relação a fonte eólica, havia muitos projetos represados em decorrência da ausência de leilões entre 2015 e 2016. Isso ficou evidente pelo altíssimo número de megawatts habilitados inicialmente, gerando um deságio bastante acentuado e com alta competitividade. Conseguiram enfrentar esta circunstância as empresas maiores e que já tinham estruturas de gestão ou operação bem desenvolvidas no País”, comenta o Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean-Paul Prates. “Vencedores foram empresas consolidadas, com projetos concentrados em regiões específicas (ganho de escala) ou expansões”, analisa Prates.

A Enel Green Power vendeu energia de 21 eólicas no Piauí. Força Eólica, Omega e Voltalia também estão entre os vencedores. Participaram como compradoras 25 distribuidoras, com destaque para Copel, Coeba, Cemig, Elektro e Energisa MT.

Ranking eólicas contratadas por estado (em megawatt)

1 – Piaui – 510.000
2 – Rio Grande do Norte – 299.525 (+64 pelo A-4)
3 – Paraíba – 149.200
4 – Bahia – 108.000
5 – Maranhão – 95.000
6 –  Pernambuco – 82.000

O Piauí obteve destaque no leilão garantindo injeção direta de mais de R$3 bilhões em investimentos no interior do Estado nos próximos 4 anos.  ” Em segundo lugar, o Rio Grande do Norte que, apesar das propaladas limitações de estrutura de transmissão, mostrou que os investidores que já se encontram aqui confiam que o governo local será capaz de trabalhar junto com a União para conseguir desbloquear este gargalo dentro dos próximos 5 anos”, destaca o presidente do CERNE. O RN ainda tem pelo menos 10 gigawatts (GW) de potencial imediato para os próximos leilões.

A Paraíba despontou no ranking onde a Força Eólica (Grupo Iberdrola) viabilizou boa quantidade de megawatt utilizando capacidade de conexão existente e potencial. “O resultado representa uma importante conquista para o estado que também passa a se consolidar no cenário eólico nacional e poderá se referir muito ao vizinho RN quanto a fornecedores e mão de obra capacitada”, finaliza Jean-Paul Prates.

A-4 e A-6

No primeiro certame desta semana, foram contratados 228,7 megawatts médios de garantia física, com investimentos de R$ 4,3 bilhões até 2021, data de entrega dos empreendimentos. A fonte solar predominou no primeiro certame, com 20 dos 25 projetos vencedores.

O mercado já esperava que este segundo leilão tivesse uma procura maior. Com o prazo de entrega mais longo das usinas – até 2023, a expectativa é que o consumo de energia no país já tenha se recuperado e haja mais demanda.

Fonte: CERNE Press com informações do Canal Energia e Folha de São Paulo

Consumo de energia no Brasil segue menor que em 2014 apesar de recuperação, diz EPE

O consumo de energia elétrica, um importante indicador da atividade econômica, tem se recuperado no Brasil, mas a demanda ainda segue abaixo da registrada em 2014, quando o país ainda não havia entrado em crise econômica, disse a estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE) em relatório nesta segunda-feira.

A economia brasileira saiu oficialmente da recessão em 2017, ao registrar crescimento após dois anos consecutivos de retração do Produto Interno Bruto (PIB), e os números de consumo de eletricidade também têm mostrado alta, principalmente a partir do segundo semestre.

Mas a retomada tem sido lenta, o que é associado pela EPE tanto à situação econômica quanto a aumentos das tarifas para os consumidores.

“O consumo nacional de energia elétrica ainda se mantém abaixo dos níveis observados em 2014, a despeito da recuperação observada nos últimos meses”, apontou a estatal, que ressaltou sucessivas quedas do consumo industrial “influenciadas pelo cenário econômico desfavorável”, enquanto comércio e residências tiveram avanços menores que em anos anteriores.

No caso dos clientes residenciais, a EPE afirma que houve “efeitos do choque tarifário de 2015 (reajustes extraordinários combinados a ajustes anuais mais elevados)”.

De acordo com a EPE, o consumo acumulado até outubro deste ano é de 462.351 gigawatts-hora, ante 460.078 GWh em 2016, contra 464.085 GWh em 2015 e 474.823 GWh em 2014.

No relatório, a EPE apontou que tem havido crescimento do consumo em 2017 nos setores industrial e residencial, enquanto há estabilidade no segmento comercial.

A indústria é responsável por cerca de 35 por cento do consumo, seguida pelas residências, que respondem por quase 30 por cento.

Segundo projeções do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a carga de energia elétrica do sistema interligado do Brasil tem crescido nos últimos meses e deve avançar 4,3 por cento em dezembro na comparação do mesmo mês do ano anterior.

A carga representa a soma de consumo e perdas na rede elétrica.

Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o consumo avançou 1 por cento em novembro ante mesmo mês de 2016.

Fonte: Reuters | Luciano Costa

Leilão de energia A-4 termina com deságios altos e contrata 228,7 MW médios

O leilão de energia A-4 realizado nesta segunda-feira (18) contratou 228,7 megawatts (MW) médios de energia, a um preço médio de R$ 144,51 por megawatt-hora (MWh). Além da baixa contratação, o certame foi marcado pelos elevados deságios, que superaram 50% no caso das fontes eólica e solar.

A fonte solar foi a grande vencedora, com a contratação de 172,6 MW médios, envolvendo investimento de R$ 3,8 bilhões, e uma potência de 790 megawatts-pico (MWp). O preço médio da fonte foi de R$ 145,68/MWh, deságio de 55,7% em relação ao máximo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de R$ 329/MWh.

A fonte eólica vendeu apenas dois projetos, ambos da empresa francesa Voltalia. Os dois empreendimentos situam-se no Rio Grande do Norte e garantem mais 64MW de potência, com investimentos estimados em R$ 355 milhões nos próximos 3 anos. O preço médio foi de R$ 108/MWh, deságio de 60,9%.

“O leilão de hoje contratou pouco, devido a várias limitações impostas pelo edital. Mas teve competição acirrada com deságios bem acentuados”, destacou o presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean-Paul Prates.

Ele acrescenta que os resultados podem melhorar no próximo leilão, marcado para essa semana. ” Na quarta-feira (20), com a realização do leilão A-6,  deverão sair mais projetos eólicos vitoriosos, pois muitas limitações do edital de hoje aparecem modificadas nas regras do A-6. Isso pode garantir boas perspectivas para Rio Grande do Norte, Ceará, Paraíba, Piauí, Bahia e Pernambuco”, analisa Prates.

O leilão também contratou duas pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), de 9,5 WM médios de garantia física e 11,5 MW de potência. Os empreendimentos somam R$ 31,1 milhões em investimentos e tiveram preço médio de R$ 181,63/MWh, desconto de 35,36%.

Por fim, foi contratada uma termelétrica a biomassa, com preço de R$ 234,92/MWh, desconto de 28,6%. O projeto tem 8,6 MW médios de garantia física e 25 MW de potência, e envolve investimento de R$ 44,160 milhões.

No total, o certame envolveu 39,113 milhões de MWh e investimentos de R$ 4,286 bilhões.

 

Fonte: CERNE Press com informações do Valor Econômico

Leilão de transmissão da Aneel atrai 47 grupos interessados; veja resultados

O leilão para novos empreendimentos de transmissão de energia desta sexta-feira (15) recebeu a inscrição de 47 proponentes interessados, entre empresas e consórcios, informou a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Os investimentos são estimados em R$ 8,7 bilhões.

O 1º lote teve 4 concorrentes e foi arrematado pelo consórcio liderado pela francesa Engie. O 2º lote foi disputado por 10 consórcios e arrematado pela Celeo Redes Brasil S.A. com uma proposta com deságio de 53,21%. O lote 3 teve disputa de 5 interessados e foi arrematado pelo grupo indiano Sterlite Power Grid Ventures Limited, com deságio de 35,72%. O 4º foi disputado por 10 consórcios e foi arrematado pela Neoenergia, com deságio de 46,62%.

Entenda o leilão

Pelas regras do leilão, vence cada um dos 11 lotes oferecidos o grupo que aceitar receber o menor valor pela construção e operação da linha e subestações. A remuneração máxima anual foi fixada pelo edital em R$ 1,534 bilhão, na soma de todos os lotes.

Ao todo estão sendo oferecidos 4.919 km de linhas de transmissão e 10.416 MVA em capacidade de subestações, que vão passar pelos estados do Paraná, Piauí, Ceará, Pará, Tocantins, Bahia, Minas Gerais, Paraíba, Rio Grande do Norte e Pernambuco. A previsão da Aneel é que as obras devem durar de 32 a 60 meses, dependendo do lote, e que devem gerar 17.869 empregos diretos.

Os leilões de linhas de transmissão ocorrem todos os anos e servem para aumentar a oferta de energia e também para fortalecer o sistema elétrico. A remuneração das empresas que vencerem os leilões será paga pelos consumidores na conta de luz.

Este é o segundo leilão de transmissão de 2017 e o último leilão do ano de projetos do Programa de Parceria de Investimentos (PPI) do governo Michel Temer.

“O leilão realizado hoje resultou em uma ótima competição e resultados para o Ceará. Os investimentos superiores a R$ 1,5 bilhões em obras previstas vão garantir melhoria da capacidade de escoamento de energia renovável, principalmente para a região Nordeste”, analisa o Diretor-Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean-Paul Prates.

Confira os vencedores em cada um dos lotes:

LOTE 1: Paraná (1.146 km e 3.366 MVA)

Vencedor: Consórcio Engie Brasil Transmissão

  • Investimento previsto: R$ 2,017 bilhões
  • Remuneração máxima fixada pelo edital: R$ 355,407 milhões
  • Proposta: R$ 231,725 milhões
  • Deságio: 34,8%

LOTE 2: Piauí e Ceará (441 km e 4.200 MVA)

Vencedor: : Celeo Redes Brasil S.A

  • Investimento previsto: R$ 1,042 bilhão
  • Remuneração máxima: R$ 182,271 milhões
  • Proposta: R$ 85,271 milhões
  • Deságio: 53,21%

LOTE 3: Pará e Tocantins (1.831 km)

Vencedor: Sterlite Power Grid Ventures Limited

  • Investimento previsto: R$ 2,780 bilhões
  • Remuneração máxima: R$ 487,145 milhões
  • Proposta: R$ 313,1 milhões
  • Deságio: 35,72%

LOTE 4: Tocantins e Bahia

Vencedor: Neonergia S.A.

  • Investimento previsto: R$ 1,345 bilhão
  • Remuneração máxima: R$ 236,079 milhões
  • Proposta: R$ 126 milhões
  • Deságio: 46,62%

LOTE 5: Rio Grande do Norte (1.800 MVA)

Vencedor: Cesbe Participações S.A

  • Investimento previsto: R$ 193,820 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 31,332 milhões
  • Proposta: R$ 14,431 milhões
  • Deságio: 53,94%

LOTE 6: Paraíba e Ceará ( 345 km)

Vencedor: Neoenergia S.A.

  • Investimento previsto: R$ 584,048 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 103,410 milhões
  • Proposta: R$ 57,325milhões
  • Deságio: 44,56%

LOTE 7: Minas Gerais I

Vencedor: Construtora Quebec S.A.

  • Investimento previsto: R$ 276,963 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 49,888 milhões
  • Proposta: R$ 32,6 milhões
  • Deságio: 34,65%

LOTE 8: Minas Gerais II

Vencedor: Consórcio Linha Verde – Quebec Apiacás Engenharia (99%) e Construtora Quebec (1%)

  • Investimento previsto: R$ 283,574 milhões
  • Remuneração máximo: R$ 51,128 milhões
  • Proposta: R$ 32,978 milhões
  • Deságio: 35,5%

LOTE 9: Bahia

Vencedor: Een Energia e Participações

  • Investimento previsto: R$ 106,719 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 17,437 milhões
  • Proposta: R$ 9,090 milhões
  • Deságio: 47,86%

LOTE 10: Pernambuco I

Vencedor: Consórcio Br Energia/Enind Energia

  • Investimento previsto: R$ 71,724 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 12,141 milhões
  • Proposta: R$ 7,285 milhões
  • Deságio: 40,00%

LOTE 11: Pernambuco II

Vencedor: Montago Construtora

  • Investimento previsto: R$ 44,788 milhões
  • Remuneração máxima: R$ 8,559 milhões
  • Proposta: R$ 4,030 milhões
  • Deságio: 52,91%

 

Fonte: CERNE Press com informações do Portal G1/Reuters

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

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

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

Para preservar hidrelétricas, térmicas vão continuar em funcionamento neste mês

O Ministério de Minas e Energia informou que vai manter as usinas térmicas mais caras em funcionamento no início de novembro, mesmo após o custo da geração de energia no país ter sofrido “acentuada redução” devido ao início do período chuvoso.

A decisão foi tomada para preservar a água nas barragens das hidrelétricas. O ministério informou que a volta das chuvas não refletiu em aumento nos níveis dos reservatórios das usinas, que operam com os menores índices dos últimos anos.

A manutenção de mais térmicas em funcionamento encarece as contas de luz no país. O custo para gerar eletricidade sobe conforme aumenta a necessidade de despachar com o parque térmico.

A maior parte do custo extra é cobrado por meio das bandeiras tarifárias. Na semana passada, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidiu aumentar a taxa extra cobrada na bandeira vermelha 2 de R$ 3,50 para R$ 5,00 a cada 100 kilowatt-hora consumidos.

Quando a bandeira não consegue compensar a geração mais cara, o custo extra é colocado nos reajustes anuais das distribuidoras de energia. O próximo reajuste da Light e da Enel (ex-Ampla), por exemplo, está previsto para março de 2018.

Os reservatórios das usinas do Sudeste/Centro-Oeste (região que concentra as maiores hidrelétricas) operam com 17,76% da capacidade. No Nordeste, as barragens estão com apenas 5,78% do armazenamento disponível.

As barragens fecharam o mês de outubro na pior situação desde 2000, início da série histórica do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). A situação está pior, inclusive, que os números registrados durante o racionamento de 2001. Desta vez, no entanto, o governo garante que não há risco de faltar energia.

A decisão desta sexta-feira foi tomada pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). O órgão, que reúne as principais autoridades do governo no setor, vem se reunindo semanalmente para avaliar a situação de abastecimento de energia no país. O encontro de hoje foi extraordinário e não estava previsto na agenda.

Em nota, o Ministério de Minas e Energia informou que ficou decidido manter em operação usinas térmicas com custo de até R$ 702,50 por megawatt-hora. O ministério não informou o quanto caiu o custo de geração, mas disse que o início do período das chuvas não refletiu “em ganhos significativos nos níveis de energia armazenada dos reservatórios em todos os subsistemas brasileiros até o momento”.

“O CMSE mantém-se acompanhando permanentemente o comportamento do Sistema Elétrico Brasileiro, principalmente no que se refere ao nível dos reservatórios”, concluiu o texto.

A decisão do governo reconhece, no jargão do setor elétrico, o despacho de térmicas fora da ordem de mérito. Ou seja, serão acionadas as usinas com custo acima do preço da energia no mercado à vista. Até agora, o ONS vinha ligando as térmicas baseando-se a energia gerada pelo menor custo.

Pós-Lava Jato, a Petrobras fica cada vez mais enxuta e menos estatal

Empresa prioriza redução da dívida e foco nos resultados, abre mão de áreas de negócios, como fertilizantes e biocombustíveis, e deixa de lado papel de motor da indústria nacional

A Petrobras da era pós-Lava Jato é uma empresa menor e cada dia mais preocupada em gerar resultados para seus acionistas, não tão voltada aos interesses do Governo, dona de um terço de capital social. Nos últimos três anos, os investimentos caíram para menos da metade, e o número de trabalhadores vinculados à companhia foi drasticamente reduzido. Boa parte de seus ativos está à venda, e a empresa procura sócios internacionais. A Petrobras não subvenciona mais o combustível e tampouco vai privilegiar a indústria nacional se esta não for mais competitiva que a estrangeira. “Não podemos esperar que tenha uma lógica diferente. É a lógica do negócio. Somos uma empresa e temos que apresentar resultados”, alerta Nelson Silva, diretor de Estratégia, Organização e Sistema de Gestão da Petrobras.

A Operação Lava Jato, que começou em 2014 ao descobrir um complexo esquema de subornos na Petrobras para enriquecer diretores e políticos, passou como um rolo compressor sobre a estatal brasileira. O cálculo do prejuízo da petroleira com a corrupção na companhia chegou a 6 bilhões de reais, mas esse não foi o único golpe. Formava-se a tempestade perfeita: uma recessão que reduziu o consumo de combustíveis, instabilidade política e, sobretudo, a queda do preço do petróleo. O barril de Brent despencou de 100 dólares (311 reais) em 2014 para 50 (155 reais) em 2015, atingindo em cheio as previsões financeiras da estatal. O setor petroleiro no mundo todo, não só a Petrobras, viu-se obrigado a revisar seus planos.

A Petrobras se propôs a mudar, começando por suas normas internas, para se proteger da corrupção. As mudanças na governança – mais controle e rigidez na contratação de diretores e o fim das decisões monocráticas – começaram a ser implantadas após o escândalo que estourou durante o Governo de Dilma Rousseff. As reformas estruturais, paradoxalmente, consolidaram-se com Aldemir Bendine, hoje preso acusado de corrupção.

Dilma foi destituída, e Michel Temer, também denunciado por corrupção, prometeu uma Petrobras com uma gestão empresarial sem interferências políticas. A nova equipe, presidida por Pedro Parente, concentrou-se então na nova estratégia da companhia, baseada principalmente em fazer caixa vendendo ativos e em segurar a dívida, o calcanhar de Aquiles da maior empresa do Brasil. A nova Petrobras, segundo especialistas consultados pelo EL PAÍS, é uma companhia com uma visão mais empresarial, mais dedicada aos acionistas e menos ao seu lado estatal.

A petroleira mais endividada do mundo

Após conquistar o título de empresa de petróleo mais endividada do planeta, com cerca de 125 bilhões de dólares (387 bilhões de reais) no vermelho, a redução da dívida e da conta dos juros tornou-se uma medida urgente. Um abismo separa a companhia de seus competidores. “Enquanto a Petrobras paga cerca de 7,3 bilhões de dólares (22,6 bilhões de reais) de juros, a maioria das empresas integradas do setor desembolsa em torno de um bilhão a 1,5 bilhão (entre 3,1 e 4,65 bilhões de reais)”, afirma Nelson Silva. “Essa diferença de seis bilhões de dólares (18,6 bilhões de reais) por ano que estou pagando de juros tira a minha capacidade de investir e pagar dividendos.” Silva continua: “Se minha situação financeira fosse como a dos meus competidores, poderia investir todo ano numa unidade inteira de pré-sal. Com a plataforma, os poços, as linhas de produção capazes de produzir 150.000 barris por dia… O custo de oportunidade disso é imenso. Daí a urgência de reduzir a dívida.”

O valor devido atingiu um ponto tão crítico em 2015 que, para pagá-lo, a Petrobras teria precisado usar toda a sua geração de caixa durante mais de cinco anos. O limite considerado razoável internamente é metade disso. Não é o ideal, mas é a partir desse coeficiente que se considera que uma empresa possui condições de financiamento no mercado. “Grande parte dessa dívida foi contraída com decisões de investimento em projetos, hoje parados, que não deram retorno e causaram um grande estresse na empresa”, explica Silva.

Para fazer caixa, a empresa cortou gastos e começou a se desfazer de ativos não estratégicos e menos rentáveis – uma abordagem já iniciada em 2012. A nova Petrobras tende também a se dedicar quase exclusivamente à produção e venda de óleo e gás, deixando para trás os negócios de fertilizantes, petroquímica, produção de biocombustíveis e distribuição de gás liquefeito de petróleo, considerados “áreas não estratégicas” e que “não geravam valor para os acionistas”.

A saída da Petrobras dessas áreas incomoda os especialistas do setor. “Claro que é muito mais fácil que a Petrobras, cuja produção não se compara com a das outras petroleiras, seja apenas exportadora de petróleo”, afirma Luis Eduardo Duque, ex-assessor da direção da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). “É mais fácil exportar petróleo bruto do que abastecer o mercado interno, mas, nessa equação financeira de recuperação da Petrobras, não há uma política industrial para o Brasil. A Petrobras sempre foi um motor da industrialização do país.” Jean-Paul Prates, presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), também reivindica o papel da empresa na economia nacional. “A função da Petrobras não é só produzir petróleo e dar dinheiro aos acionistas. É fazer parte da gestão energética do país. Se não fosse assim, seria uma empresa privada qualquer.”

A venda de ativos tem também seus defensores. “Existe todo um argumento financeiro de que as empresas verticalmente integradas, que vão do poço de petróleo ao posto de gasolina, são mais rentáveis e enfrentam menos riscos. Mas, na prática, vimos ao longo de 20 anos que nem mesmo as grandes empresas internacionais conseguem adotar esse modelo”, explica Edmilson Moutinho, professor do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo (USP). “No caso da Petrobras, havia também uma questão ideológica e de política de Estado, segundo a qual cabia à empresa ter a cadeia de abastecimento completa. Postos de gasolina, distribuição, refinarias… nenhum desses setores é tão estratégico que não possa estar em mãos de outras empresas”, diz o professor, que no entanto aponta uma preocupação. “Se há um segmento em que a gente precisa da Petrobras é a área de gás, que, antes de qualquer energia renovável, vai ocupar um papel importante na matriz energética mundial. Não acredito que o Brasil seja capaz de desenvolver estrategicamente esse setor através de agentes privados.”

Redução de custos

Após questionar cada uma das atividades e gastos da empresas e renegociar contratos, a companhia também reduziu o quadro de funcionários. Muitos deles foram convidados a sair. De 2014 a 2016, cerca de 15.000 trabalhadores também aderiram a um programa de demissão voluntária. Em dezembro de 2013, havia 320.152 funcionários subcontratados trabalhando interna ou externamente para a companhia, um número que em junho de 2017 já havia caído para 98.395, considerando apenas os profissionais terceirizados que trabalham regularmente nas instalações da empresa.

A redução do número de funcionários está diretamente relacionada com a paralisação dos investimentos da empresa. Em função da redução de investimentos, várias obras pararam porque não eram prioridade ou porque não geravam retorno. Grande parte desse número está relacionada a pessoas que deixam de trabalhar para a petroleira através de firmas contratadas, segundo a empresa.

Lógica empresarial

Seguindo uma lógica empresarial, não mais governamental, a Petrobras também mudou sua política de fixação do preço da gasolina e hoje reflete, quase diariamente, as variações do preço do petróleo.

Durante o Governo Dilma, que esteve ligada à Petrobras durante 13 anos, primeiro como ministra das Minas e Energia e depois como integrante do Conselho de Administração, a companhia foi usada como instrumento de política econômica. A Petrobras oferecia preços mais baratos que os do mercado internacional, subsidiando a diferença. Um relatório da Organização Mundial do Comércio (OMC) estima que essa política de preços de combustíveis gerou perdas de cerca de 60 bilhões de reais. A estatal, segundo a OMC, “cobria a diferença entre os preços do mercado mundial e o preço nacional de combustíveis”. Segundo o relatório, “essa política custou bilhões de dólares à empresa e contribuiu para transformá-la na petroleira mais endividada do mundo”.

Para Jean-Paul Prates, do CERNE, o debate do controle de preços sempre está inserido na discussão sobre qual deve ser o papel do Governo na estatal. Ou seja: se o Governo deve ser mais ou menos controlador. Prates defende um meio termo. “Não sou a favor de um controle total, mas sim de que o país possa aplicar o benefício de ser autossuficiente na produção de petróleo. O Brasil deve ter vantagens para a sua economia e indústria. Não tem por que se impor as mesmas condições e estar exposto ao mesmo risco e volatilidade do mercado que o Japão, que não produz uma gota de petróleo”, afirma. Para ele, é importante ter um mecanismo de ajuste periódico transparente e previsível, sujeito a critérios-chave como a inflação, o valor do dólar/euro e os preços internacionais do petróleo e dos combustíveis. “Assim, você deixa o mercado funcionar e não isola o Brasil, mas tampouco deixa o consumidor brasileiro tão exposto como o americano ou o japonês, que dependem totalmente do mercado global. Do contrário, de que adianta ser um país que alcançou a autossuficiência na produção de petróleo [em 2006]?”

Abertura ao capital estrangeiro

A busca do equilíbrio financeiro também levou a Petrobras a procurar sócios e investimentos estrangeiros. Mudanças aprovadas pelo Governo, como o fim da obrigatoriedade da Petrobras como operadora nos campos do pré-sal e a flexibilização das exigências para contratar um mínimo de serviços e produção de empresas brasileiras, hoje atraem companhias de fora do mercado nacional. “Essas mudanças que favorecem o investimento e a nossa necessidade de desinvestir, sob o ponto de vista financeiro e estratégico, estão criando condições para o investimento de capital. E não só estrangeiro”, afirma Silva.

“A nova estratégia da empresa mostra que ela precisa se capitalizar. E um dos caminhos é retomar o que foi feito na época de Fernando Henrique Cardoso [1995-2002], que estabelecia sociedades com outras petroleiras. Essa política está sendo estimulada porque é uma forma de colocar dinheiro na empresa”, explica o consultor do setor Adriano Pires, diretor fundador do Centro Brasileiro de Infraestrutura, muito crítico em relação à gestão petista da companhia. “Na época do Partido dos Trabalhadores [2003-2016], existia um discurso nacionalista de que o petróleo e o pré-sal eram nossos. Acreditava-se numa Petrobras [que podia existir] sozinha, sem precisar de mais ninguém”, lembra Pires. Mas ele observa que a concentração de poder sobre a petroleira vale para quando ela está em tempos de vacas gordas e magras. “Além de monopolista, era a única compradora de bens e serviços do Brasil graças às políticas de conteúdo local, o que acabou destruindo a cadeia produtiva. Quando a Petrobras começou a ter dificuldades, as empresas que trabalhavam para ela pararam”, diz Pires.

As empresas brasileiras não terão por que ser favoritas

Reduzir as exigências de conteúdo local, abrindo oportunidades para os chineses, canadenses e norte-americanos, é uma das questões mais polêmicas na indústria que orbita em torno da Petrobras. Dilma sempre defendeu que valia a pena a Petrobras pagar um pouco mais no início para priorizar a produção de equipamentos, plataformas e sondas nacionais. Em seguida, segundo ela, a indústria ganharia escala e seria competitiva. A estratégia seria recompensada no médio prazo porque os preços cairiam e a Petrobras contaria com uma rede de distribuidores, favorecendo a empresa e a indústria nacional. Mas o modelo fracassou.

“As políticas de conteúdo local foram questionadas e perderam sentido no mundo inteiro. Uma empresa quer o melhor distribuidor, o que entrega antes, mais barato e com maior qualidade”, explica Moutinho, do Instituto de Energia e Ambiente da USP. “Essa política gerou empregos e resgatou investimentos, mas estava replicando um vício: a criação de empresas pouco competitivas e sem nenhum compromisso com a tecnologia e a pesquisa. Boa parte desses negócios que dependem da Petrobras não tem nenhuma capacidade de vender seus equipamentos em nenhum outro lugar do mundo. É o conteúdo local que queremos? Não é sustentável”, afirma o professor.

Essa nova forma de fazer as coisas incomoda a indústria nacional, em muitos casos dependente das atividades da maior empresa do país. “A Petrobras sempre ajudou as empresas locais e se interessava em ter produtos e distribuidores nacionais. Isso agora deixou de ser importante – e enfrentará resistência de nossa parte”, lamenta César Prata, presidente do Conselho de Óleo e Gás da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq). “Oitenta por cento das empresas brasileiras são pequenas e médias, e não têm essa facilidade para se desnacionalizar e sobreviver.” Duque, ex-assessor da direção da ANP, completa: “Ninguém nega que seja bom haver uma abertura no setor e mais empresas estrangeiras nesse cenário. Isso é bom para o Brasil. Mas os cortes da empresa não podem impor custos excessivos ao país. A Petrobras não pode fazer o que quer, tem que considerar o Brasil.”

Silva, que assumiu após o impeachment de Dilma, tem outra opinião: a Petrobras tem que contratar quem entregar mais rápido, barato e com a melhor qualidade, seja qual for a nacionalidade do distribuidor. “Como comprador de equipamentos, para fazer justiça aos meus acionistas, tenho que comprar o que for melhor, mais barato e mais rápido. Quero comprar o máximo possível no Brasil sempre que [o fornecedor] for competitivo. Não podemos esperar que tenha uma lógica diferente.”

Fonte: El País | Maria Martin

Por que fontes de energias ‘limpas’, mesmo mais caras, compensam

Por Rafael Iandoli | Nexo Jornal

O dinheiro economizado com saúde pública e políticas paliativas de meio ambiente compensa o custo mais caro de produção de energia por meios não poluentes. A conclusão é de um estudo de oito anos da Universidade da Califórnia em Berkeley, nos EUA, que mediu o impacto da redução na emissão de gases poluentes em outras áreas.

A análise durou de 2007 a 2015 e mediu a quantidade de quatro poluentes — dióxido sulfúrico (SO2), óxidos de nitrogênio (NOx), partículas poluentes (PM2.5) e gás carbônico (CO2) — que deixou de ser jogada na atmosfera graças à substituição pela produção solar e eólica.

US$ 87 bilhõesfoi o valor economizado pelo governo no período, segundo as estimativas do estudo

O cálculo do real custo da poluição para a sociedade é um desafio para a ciência há anos. Os pesquisadores de Berkeley, por sua vez, calcularam a diminuição do número de mortes prematuras causadas pela poluição atmosférica, que girou em torno de 7.000 no período. Além disso, incluiu os custos com políticas ambientais e outros gastos com saúde pública.

O valor de US$ 87 bilhões é próximo do total gasto no mesmo período em subsídios à indústria de produção de energia limpa. Entre 2010 e 2013, por exemplo, os incentivos do governo americano variaram de US$ 8,6 a US$ 13,2 bilhões por ano.

Custo é argumento recorrente contra energias renováveis

Em alguns países do mundo, a criação de infraestrutura para a produção e distribuição de energia solar e eólica a longo prazo já faz com que esse modelo seja mais barato que a energia produzida pela queima de combustíveis fósseis.

Em outras realidades, no entanto, como nos EUA, a produção de energias consideradas “limpas”, como é o caso da eólica ou a solar, é mais cara que a queima de combustíveis fósseis.

Esse foi um dos principais motivos alegados por Donald Trump no início de junho para retirar os EUA do Acordo de Paris — tratado internacional de larga adesão que visa a redução na emissão de gases poluentes. Segundo Trump, a economia do país seria prejudicada por pagar mais caro por energia.

Ao fazer os empresários do país pagarem mais para produzir energia limpa, a política contra o aquecimento global estaria levando indústrias para outros países, menos preocupados com a emissão de gases estufa, segundo Trump.

A produção de energia eólica e solar são as que recebem mais dinheiro do governo americano. Embora o dinheiro gasto por quilowatt produzido venha caindo ao longo do tempo, as duas ainda dominam a folha de gastos com energia dos EUA.

O estudo da Universidade da Califórnia em Berkeley, contudo, indica que esses gastos geram externalidades positivas que, além de melhorar a qualidade de vida da população, também compensam financeiramente.

Os pesquisadores fazem a ressalva de que esses benefícios para a saúde e o meio ambiente podem variar de acordo com a região e ao longo do tempo, e portanto a mudança na matriz energética não é a única resposta possível para qualquer região do planeta.

Os custos da poluição no Brasil

Segundo dados de 2015 do Ministério de Minas e Energia do governo federal, 65,5% da oferta interna de energia no Brasil é proveniente de fontes poluentes: petróleo, gás, carvão mineral, coque, lenha e carvão vegetal. A produção de energia nacional apresenta dados semelhantes: 65,9% vem de fontes poluentes.

30% do consumo final de energia no Brasil acontece no transporte rodoviário

A poluição atmosférica é um problema recorrente nas metrópoles do país. Em dias de sol e após longos períodos sem chuva, é fácil observar uma camada cinza sobre as cidades.

Um estudo de 2014 de pesquisadores da Unifesp e da USP apontou que mais de 20 mil pessoas morreram em 29 regiões metropolitanas brasileiras exclusivamente por causa de problemas decorrentes da alta concentração de material particulado na atmosfera — ou seja, poluição.

Simone Georges El Khouri Miraglia e Nelson Gouveia calcularam que a poluição gera gastos anuais ao governo de US$ 1,7 bilhão por meio de mortes prematuras.

Já um estudo da Faculdade de Saúde Pública da USP, específico na cidade paulista de Cubatão, onde a poluição atmosférica vem principalmente da queima de combustíveis fósseis por indústrias, identificou que entre 2000 e 2009, doenças nos aparelhos circulatórios e respiratórios custaram R$ 22,1 milhões ao SUS.

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Projetos de energia terão financiamento simplificado

O governo vai facilitar o processo de emissão de debêntures incentivadas para as distribuidoras de energia. Uma portaria para disciplinar a questão será publicada na edição do Diário Oficial da União desta quinta-feira (29).

A partir de agora, todos os projetos apresentados pelas concessionárias à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), no âmbito do plano de desenvolvimento de distribuição (PDD), serão elegíveis para debêntures incentivadas (títulos de crédito, com incentivo fiscal, que as empresas vendem para financiar seus projetos”.

Até então, para conseguir emitir as debêntures incentivadas, as empresas eram obrigadas a apresentar ao Ministério de Minas e Energia (MME) cada projeto separadamente, mesmo que fossem redes de postes em um mesmo bairro. De acordo com o secretário executivo do MME, Paulo Pedrosa, a mudança será positiva, pois o governo não tinha capacidade para analisar 300 projetos ao mesmo tempo. “Isso vai viabilizar investimentos em novas tecnologias, como geração distribuída e redes inteligentes”, disse.

O presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Nelson Leite, comemorou a decisão. Segundo ele, esse modelo, que considera o plano apresentado à Aneel, já era utilizado nos financiamentos do BNDES. “A vantagem é que isso desburocratiza e simplifica o processo de prestação de contas”, disse Leite.

Fonte: Estadão | Anne Warth

Desperdício de energia atinge R$ 61,7 bi em três anos

A desatualização de maquinário industrial, de lâmpadas e de eletrodomésticos é o principal motivo para que o País deixasse de economizar em energia elétrica, nos últimos três anos, o equivalente a 1,4 vezes a produção da Itaipu Binacional do ano passado. De acordo com relatório divulgado no início deste mês pela Abesco (Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Conservação de Energia), o País deixou escapar pela tomada R$ 61,7 bilhões no período, o que poderia ser resolvido com incentivos governamentais à modernização industrial e à fabricação de produtos de consumo mais eficiente.

Sem tal desperdício, seria possível reduzir o uso de termelétricas em momentos de baixa nos reservatórios de usinas hidrelétricas e uma menor necessidade de investimentos na ampliação da rede, o que baratearia a tarifa. A quantidade de eletricidade que deixou de ser economizada é equivalente a 143,6 milhões de gigawatt-hora (Gwh), o que poderia abastecer por um mês uma cidade de 533 mil habitantes durante um mês, de acordo com a Abesco. O número é quase a população de Londrina, que fechou 2016 com 553 mil habitantes, segundo estimativa do IBGE (Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística).

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É consenso entre especialistas que o País investiu muito nos últimos anos na geração de fontes renováveis. Dados da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) apontam o crescimento neste ano de 38% na geração nacional de energia eólica. Entretanto, há poucos incentivos, por exemplo, para que usuários industriais ou mesmo residenciais invistam na própria geração, por meio da instalação de um sistema de aproveitamento de energia solar.

DESINDUSTRIALIZAÇÃO
O presidente da Abesco, Alexandre Moana, cita que a economia de eletricidade poderia ser ainda menor, caso o Brasil não tivesse passado por processos de crise econômica e desindustrialização. “O crescimento do consumo residencial nos últimos três anos foi de 82% no setor comercial, de 72% no residencial e de somente 5% no industrial”, afirma. “Fortalecer as políticas que auxiliam a renovação do parque produtivo seria uma solução muito melhor do que só estabelecer metas de eficiência. Uma linha do BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) poderia ter um bom resultado.”

Mesmo assim, Moana também sugere a criação de um certificado de eficiência energética para o setor de serviços, para que o consumidor possa fazer uma escolha consciente na hora da contratação. O modelo poderia ser semelhante ao do Selo Procel de Economia de Energia, usado em equipamentos e eletrodomésticos.

O diretor de engenharia de infraestrutura elétrica do Cerne (Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia), Milton Pinto, afirma que é preciso racionalizar também a geração, que hoje tem origem em grandes hidrelétricas que estão distantes das maiores regiões consumidoras. Apesar do desperdício inerente à transmissão não ser o principal fator de perda, ele lembra que é possível evoluir. “A resolução 482 da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), que estabelece as condições para a microgeração de energia em residências, no comércio, é somente de 2012 e ainda foi pouco divulgada”, diz.

Pinto é outro que vê como necessário o uso de incentivos governamentais a investimentos na troca de equipamentos. “O próprio segmento eólico se desenvolveu assim, é preciso oferecer os mesmos benefícios em outras frentes”, diz. “É preciso vencer também o ceticismo do empresariado, porque existe um custo inicial, mas, se for diluído ao longo do tempo, vale a pena”, completa o diretor do Cerne.

País é vice-lanterna em ranking mundial
O Brasil é o vice-lanterna entre os 23 países responsáveis por 75% do consumo de energia e 80% do Produto Interno Bruto (PIB) do mundo, à frente apenas da Arábia Saudita, conforme o estudo do ACEEE (Conselho Americano para Eficiência Energética e Economia, na sigla em inglês). Nesse levantamento, o órgão leva em consideração ainda a eficiência em edificações, indústria, transporte e esforços nacionais para se desenvolver, o que inclui outros tipos de fontes, como combustíveis.

Quando considerados os outros países emergentes do BRICS, também fica atrás de China (6º), Índia (14º), Rússia (17º) e África do Sul (21º). “Houve um pouco de relaxo, porque o País investiu muito em energia renovável e pouco na renovação do parque industrial, o que exige mais energia para fazer o mesmo trabalho”, diz o presidente da Abesco (Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Conservação de Energia), Alexandre Moana.

TAREFA DE CASA
Trocar a geladeira antiga por uma mais eficiente, usar lâmpadas de LED e fazer o uso racional de carregadores de telefone celulares, chuveiros e aparelhos de ar-condicionado são algumas das alternativas para economizar. No entanto, nada disso é novidade para os consumidores residenciais. “A eficiência passa por uma educação ambiental que todos os países precisam ter e que ainda começa a ser feita no Brasil”, diz o diretor de engenharia de infraestrutura elétrica do Cerne (Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia), Milton Pinto. (F.G.)

Fonte: Folha de Londrina | Fábio Galiotto

Gigante chinesa compra parques eólicos no Brasil

A gigante chinesa State Power Investment Corporation (SPIC) comprou os ativos da Pacific Hydro Brasil, uma companhia australiana com atividades de geração elétrica na Austrália, no Brasil e no Chile, incluindo dois parques eólicos no País: Millenium e Vale dos Ventos. O valor do negócio não foi divulgado.

Os parques eólicos brasileiros envolvidos na transação totalizam 58 MW de capacidade instalada no estado da Paraíba, no Nordeste, sendo que o grupo chinês já anunciou ter interesse em ativos de geração hidrelétrica de grande porte, ativos eólicos e a participação nos próximos leiloes eólicos a serem promovidos pelo governo brasileiro, como parte do seu plano de expansão no país e na América Latina  com foco em energias renováveis.

A SPIC possui ativos totais de US$ 113 bilhões pelo mundo e sua capacidade instalada total ultrapassa 110 GW, com cerca de 140 mil empregados ao redor do mundo. Seus negócios incluem geração, carvão, alumínio, logística, finanças, proteção ambiental e indústrias de alta tecnologia, e têm presença em 36 países e regiões no exterior, incluindo Malta, Japão, Turquia e Vietnã.

Já a Pacific Hydro opera há mais de 20 anos no desenvolvimento, construção e operação de projetos de energia renovável, trading de energia elétrica e créditos de carbono, possuindo projetos de energia eólica, solar e geotérmica, com mais de 850 MW de ativos hidrelétricos e eólicos em operação e mais de 2.000 MW em desenvolvimento de projeto.

Fonte: PetroNotícias

Biomassa supera gás natural como fonte mais importante na oferta interna de energia

A biomassa voltou a ser a segunda fonte de geração mais importante do Brasil na Oferta Interna de Energia Elétrica (OIEE) – energia necessária para mover a economia – com o registro de 8,8%, em 2016, superando os 8,1% de participação do gás natural. As informações são do Boletim Mensal de Energia (referência – dezembro/2016), elaborado pelo Ministério de Minas e Energia (MME).

De um total de geração de 54 TWh por biomassa em 2016, o bagaço e a palha da cana contribuíram com 36 TWh, ou 67%. Compõem a biomassa o bagaço e a palha da cana, os resíduos de madeira da produção de celulose, o biogás, a casca de arroz, dentre outros pouco significativos.

O bom desempenho da bioeletricidade e de outras fontes como hidráulica e eólica continuam impulsionando o crescimento da participação de renováveis no País. Segundo o boletim, o Brasil fechou o ano de 2016 com o total de 82,7% de fontes renováveis na Oferta Interna de Energia Elétrica, contra o indicador de 75,5% verificado em 2015.

Biomassa

A biomassa é uma matéria orgânica de origem animal ou vegetal que pode ser utilizada na produção de energia. Da mesma maneira que a energia hidráulica e outras fontes renováveis, a biomassa é uma forma indireta de energia solar, pois resulta da conversão da energia solar em energia química por meio da fotossíntese, base dos processos biológicos dos seres vivos.

Uma das principais vantagens da biomassa é o seu aproveitamento direto por meio da combustão da matéria orgânica em fornos ou caldeiras.

Fonte: Ministério de Minas e Energia 

Chesf entrega antecipadamente obra de ICG no Rio Grande do Norte

A Chesf concluiu e energizou a ampliação da ICG Lagoa Nova, no Rio Grande do Norte, com a implantação do 3º transformador de 150 MVA. A obra que foi concluída no dia 27 de novembro, tinha data autorizada, por resolução da Aneel, para conclusão em 31 de janeiro de 2017, sendo energizada com 64 dias de antecedência.

O empreendimento considerado pelo Setor Elétrico como prioritário, disponibiliza a energia dos novos parques da Força Eólica Brasil, correspondendo a um montante de geração próximo da capacidade da ampliação. O investimento aplicado foi de aproximadamente R$ 10.909.194,51, recursos frutos de financiamento obtido junto à Eletrobras, com uma receita anual permitida de R$ 1.565.228,72.

A energização antecipada ocorreu devido ao início da implantação, pela Chesf, de um novo modelo de gerenciamento de projetos, que entre outras ações, criou o gestor de empreendimento exclusivo, e ao comprometimento de todos os setores da companhia.

Fonte: Agência CanalEnergia , Operação e Manutenção

Decreto lista projetos prioritários do PPI nos setores de energia e de mineração

A relação abrange projetos já divulgados pelo conselho do Programa de Parcerias de Investimentos (PPI)

O governo federal editou o Decreto 8.893/2016, que lista os empreendimentos do Programa de Parcerias de Investimentos (PPI) que serão tratados como prioridade nacional nos setores de energia e de mineração. A relação está publicada no Diário Oficial da União (DOU) e abrange projetos já divulgados pelo Conselho do PPI em setembro.

Na área de energia, os empreendimentos são: 14ª rodada de licitações de blocos exploratórios de petróleo e gás natural sob o regime de concessão; 4ª rodada de licitações de campos marginais de petróleo e gás natural (campos terrestres) sob o regime de concessão; 2ª segunda rodada de licitações sob o regime de partilha de produção (áreas unitizáveis); Amazonas Distribuidora de Energia; Boa Vista Energia; Companhia de Eletricidade do Acre; Companhia Energética de Alagoas; Companhia de Energia do Piauí; Centrais Elétricas de Rondônia; Usina Hidrelétrica de Volta Grande; Usina Hidrelétrica de Miranda; Usina Hidrelétrica São Simão; Usina Hidrelétrica de Pery; e Usina Hidrelétrica de Agro Trafo.

No caso dos ativos de titularidade da Companhia de Pesquisa e Recursos Minerais (CPRM), os projetos prioritários são: fosfato de Miriri, nos Estados de Pernambuco e da Paraíba; cobre, chumbo e zinco de Palmeirópolis, no Estado de Tocantins; carvão de Candiota, no Estado do Rio Grande do Sul; e cobre de Bom Jardim de Goiás, no Estado de Goiás.

O decreto ainda designa o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) como responsável pela execução e pelo acompanhamento do processo de desestatização das seis companhias concessionárias de distribuição de energia elétrica, todas do Grupo Eletrobras. A coordenação e o monitoramento do processo ficarão a cargo do Ministério de Minas e Energia.

Fonte: Agência Estado

Governo quer derrubar liminares do setor elétrico

O governo vai fazer uma ofensiva para derrubar liminares que atualmente travam o mercado de energia. O Ministério de Minas e Energia (MME), a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e a Advocacia-Geral da União (AGU) entraram com pedido para suspender uma ação que pode gerar efeito dominó e invalidar até 152 liminares que envolvem R$ 1,25 bilhão. Nessa verdadeira guerra de ações judiciais, hidrelétricas questionam a gestão do setor elétrico pelo governo em períodos de seca.

O assunto das liminares é o risco hidrológico, problema relacionado à seca. Para poupar água dos reservatórios das hidrelétricas, o governo usa uma regra que obriga usinas a produzirem menos energia em períodos em que os reservatórios estão mais baixos. Para compensar essa queda da produção, são acionadas as termoelétricas, que geram energia mais cara, de combustíveis fósseis. O problema é que o setor acaba pagando a conta, especialmente as hidrelétricas.

O uso desse modelo evitou um racionamento de energia há dois anos, mas gerou um custo elevado para todo o setor. Para os consumidores, o efeito mais claro foi o tarifaço de 50% no ano passado. Para as hidrelétricas, a consequência foi comercial: contratualmente, elas são obrigadas a comprar a energia que deixaram de produzir de outras usinas, como termoelétricas, eólicas e usinas a biomassa.

Essa situação gerou uma verdadeira guerra de ações judiciais, opondo hidrelétricas, térmicas, comercializadores e distribuidoras. Ao todo, são 152 liminares, mas a única que chegou ao Supremo Tribunal Federal (STF) é a da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel). A entidade, que representa pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), conseguiu limitar o risco hidrológico de seus associados e, consequentemente, o gasto extra.

A ofensiva do governo será no Supremo. O secretário executivo do Ministério de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, deve pedir audiência para discutir o assunto com a presidente do STF, Cármen Lúcia. “Nossa disposição é a de enfrentar a questão, reduzir a judicialização no setor e evitar intervenções que gerem novos conflitos”, disse ele.

Autora da ação no STF, a Abragel informou que busca, por meio do processo, um novo acordo com o governo, com um prazo maior para o pagamento das dívidas. “A proposta de repactuação do governo exigiria um desembolso financeiro imediato muito grande”, disse o presidente executivo da entidade, Leonardo Sant’ana.

O governo, porém, já deixou claro que não fará outra proposta para repactuar as dívidas desses agentes. Se o STF suspender a liminar da Abragel, todas as outras liminares podem cair também. “Precisamos retomar a regularidade das liquidações no mercado”, afirmou Pedrosa.

O setor aguarda a solução do problema com ansiedade. A União da Indústria da Cana de Açúcar (Unica) defende a iniciativa do governo. A entidade representa usinas que geram energia da biomassa e que não recebem pagamento integral há mais de um ano por causa das liminares. “Há um inconformismo muito grande com essa situação. Cobramos uma ação do governo há meses nesse sentido”, disse o responsável pelo departamento jurídico da Unica, Jimir Doniak.

A Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica) também faz parte do grupo dos credores. A presidente da entidade, Elbia Gannoum, diz que parte de seus associados não consegue participar de novos leilões porque não recebe valores a que têm direito. Para o presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Nelson Leite, o impasse afeta o ambiente de negócios e afasta investidores.

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) admite que a judicialização tem provocado forte impacto nas liquidações do mercado. “Sua resolução de forma institucional, por meio do diálogo, ou judicial é fundamental para o mercado de energia”, informou a entidade por meio de nota.

Fonte: O Estado de S. Paulo.