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Simpósio em Fortaleza debate o futuro da energia

O Power Future Symposium terá como foco a energia, desde a sua geração a partir de fontes renováveis até seu consumo de forma sustentável, como forma de despertar para os desafios e oportunidades desse setor junto à sociedade e para os negócios.

A demanda de energia elétrica deverá triplicar no Brasil até 2050, segundo estimativas da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e do Ministério de Minas e Energia. Portanto, atendê-la de modo eficiente, sustentável e acessível aos consumidores é o grande desafio para os próximos anos.

Essas e outras questões que nortearão o destino do setor energético serão debatidas no Power Future Symposium – Simpósio Brasileiro Sobre o Futuro da Energia, que será realizado no dia 28 de novembro, das 9h às 17h, no auditório do SENAI da Barra do Ceará, em Fortaleza, Ceará.

O evento, realizado com o apoio do Banco do Nordeste, Comitê de Energia da Federação das Indústrias do Estado do Ceará (FIEC) e SENAI/CE, vai discutir o futuro da energia no nordeste e no Brasil, como forma de despertar para as preocupações, desafios e oportunidades desse setor junto à sociedade e para os negócios crescentes, apresentando uma visão do futuro da energia tanto do ponto de vista da oferta quanto em relação ao seu consumo de forma sustentável.

A realização do Power Future Symposium incorpora em sua programação temas como microrredes, cidades inteligentes, veículos elétricos. Especialistas irão debater a oferta e consumo de energia em plena era tecnológica e apresentarão as perspectivas sobre o profissional do futuro​ e novos perfis de consumo.

O evento é uma realização do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE) e da empresa All About Eventos. Podem participar profissionais técnicos e investidores da área energética, proprietários de ativos com potencial energético, gestores públicos, fornecedores, acadêmicos, estudantes e colaboradores da área de energia e ambiental. A programação completa e inscrições estão disponíveis em: www.powerfuturebrazil.com.

Novas tecnologias vão modificar a forma como consumimos energia elétrica

Setor debate as ações necessárias para preparar a regulação e os negócios para essa nova realidade

O surgimento e a popularização de novas tecnologias estão transformando a indústria de energia elétrica mundial e forma como a sociedade consome eletricidade. Essas novas tecnologias foram batizadas de recursos energéticos distribuídos. Na prática, elas permitem que o consumidor assuma um papel mais ativo e o setor elétrico brasileiro precisa se preparar para essa transformação. Nesta quarta-feira, 3 de outubro, os agentes do setor estiveram reunidos em São Paulo para debater as ações necessárias para preparar a regulação e os negócios para essa nova realidade.No modelo atual, o consumidor é passivo; sua ação rotineira é apertar o interruptor e honrar com o pagamento da conta de luz no final do mês. Com barateamento das tecnologias de produção de energia individual e de armazenamento, a tendência é que o consumidor será mais independente da concessionária local, passando a gerir o seu consumo com mais eficiência, por tanto, por um custo menor.

“O setor que já vivencia mudanças significativas e não tenho dúvida que passará por novas mudanças no futuro, principalmente por conta das novas tecnologias de armazenamento de energia, veículos elétricos e o desenvolvimento das smart grids. Esses avanços tecnológicos vão conduzir para uma mudança no papel do consumidor, com uma gestão mais ativa”, disse Rodrigo Limp, diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), órgão responsável pela regulação e fiscalização do setor elétrico no Brasil.

O termo smart grid se refere a um conjunto de tecnologias de monitoramento da rede elétrica que permite uma troca intensa de informações entre concessionária e consumidor. Em posse desses dados, diversas ações estratégicas podem ser tomadas em prol de um setor elétrico mais ágil e eficiente.

Atualmente existem diversas formas para o consumidor produzir sua própria energia. A mais tradicional é o uso de geradores que queimam combustíveis fósseis. Porém, esses geradores ocupam espaço, emitem ruídos e gases de efeito estufa. Hoje, com a redução de custos da tecnologia fotovoltaica, milhares de consumidores brasileiros estão instalando placas solares em suas casas, comércios e indústrias – produzindo energia limpa e pagando menos impostos.

Segundo a Aneel, existem atualmente 39,5 mil unidades consumidoras que produzem sua própria energia, representando uma capacidade instalada de 478 MW, o equivalente a uma hidrelétrica de médio porte. Limp informou que isso significa que para cada 2 mil unidades consumidoras brasileiras, pelo menos uma tem um sistema de produção de energia individual. “Na Austrália, é um gerador distribuído para cada seis consumidores. Temos muito em que avançar”, disse.

A Aneel vem adaptando suas regras para permitir a penetração dessas novas tecnologias, sempre com o cuidado de preservar o equilíbrio entre os diversos negócios existentes. Estão regulamentados temas como geração distribuída, recarga de veículos elétricos, pré-pagamento de energia, o uso de medidos eletrônicos, sendo que outras ações estão em andamento.

Neste momento, o setor brasileiro discute a abertura do mercado livre. Nesse mercado, o consumidor pode escolher o fornecedor de energia. Esse serviço já está disponível para consumidores com grandes demandas de eletricidade, como a indústria de automóveis, química e mineradoras.

Segundo Talita Porto, conselheira da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), há 12.530 unidades consumidoras no mercado livre. Por outro lado, o Brasil tem 83 milhões de unidades consumidoras no mercado cativo, situação em que o consumidor é atendido pela concessionária local.

O consumo do mercado de energia no Brasil soma 63.174 MW médios, sendo que 19.050 MW médios é a fatia do mercado livre, ou, 30% do consumo total. Mantidas as regras atuais, há estudos indicando que o mercado livre poderia chegar até 46% do consumo nacional.

Fonte: Wagner Freire | Canal Energia

Integração entre o setor elétrico e o de gás natural é desafio

Temas como inflexibilidade, fim de contratos e atuação com renováveis continuam no centro das discussões

Começando a despertar a atenção de vários agentes, o setor de gás natural ainda tem muito desafios a serem vencidos para que ele tenha um deslanche no país. Na edição da Rio Oil&Gas, encerrada na última quinta-feira, 27 de setembro, o interesse pela fonte ficou claro pela lotação das salas quando ele era o tema em discussão. Mas o que também ficou claro é que uma maior integração com o setor elétrico é necessária, uma vez que a demanda termelétrica vai ser a âncora para a demanda do gás no Brasil.

A diretora de regulação da Eneva, Camila Schoti, acredita que uma maior previsibilidade no despacho das usinas térmicas traria uma maior otimização nos investimentos de exploração e produção de gás. Segundo ela, há uma incerteza no setor de gás de encontrar o insumo e uma incerteza no setor elétrico que é a quantidade do despacho ao longo do contrato. Um contrato térmico pede 100% de despacho durante toda a sua duração, algo improvável de acontecer. Ela sugere uma média móvel, que ao invés de pedir um despacho de 100% todo o tempo do contrato, em que adote a totalidade do despacho nos anos iniciais e depois ela seja reduzida para algo em torno de 70%.

De acordo com ela, os números dessa proposta preliminar podem mudar, mas o importante é que a alteração deixe os projetos em condições iguais de disputa. “Está se falando em um mecanismo de leilão que possa ser aplicado para todo mundo e que nos permita dimensionar o investimento em exploração e produção”, explica. Essa discussão começou no Gás para Crescer e a diretora da Eneva – que participou de painel sobre a abertura do transporte brasileiro de gás natural no último dia 26 de setembro –  quer retomar o debate. Sua execução não precisaria ser por força de legislação e poderia ser por medida infralegal.

Na visão de Marcelo Cruz Lopes, gerente executivo de Gás Natural da Petrobras, o entendimento entre os setores de gás e elétrico deve prevalecer. Segundo ele, não adianta o setor elétrico querer que o de gás se ajuste a ele e vice-versa. “Ambos devem ter boa vontade se não, não se resolve nunca a integração”, ponderou ele em painel sobre o Novo ambiente para contratação da geração térmica a gás no dia 27. Ele alertou sobre o fim do contrato de um volume expressivo de térmicas a partir de 2022 –  cerca de 50% –  e que a recontratação delas é difícil devido ao desenho do modelo atual. A estatal propôs que os leilões de energia nova e existente sejam unificados, o que daria condições melhores de competição e êxito. “As regras de contratação hoje levam a uma situação de dificuldade dessas térmicas se manterem ao fim dos seus PPAs”, avisa.

A possibilidade de fim da diferenciação entre energia nova e existente está inserida na CP 33, segundo Lopes, mas estava condicionada a separação entre o lastro e a energia, o que a Petrobras discorda. O gerente da Petrobras também salientou que há um excesso de regulação nos dois setores, com característica de intervenção. Ele pede mais flexibilização nas regras para que haja mais competição. “São regras criadas no modelo com o sentido de intervir na competição”, aponta.

Com gás vindo da camada pré-sal, a UTE Vale Azul, que tem a Shell como uma das sócias, surpreende pela alta expectativa de despacho. De acordo com Guilherme Perdigão Nascimento, vice-presidente da Shell Energy do Brasil/ Vale Azul, que participou do mesmo painel que Lopes, o conceito do projeto foi o de olhar as oportunidades de negócio de forma integrada, entendendo a cadeia de valor. “Ter uma comercializadora foi uma dessas maneiras”, observa.

Para ele, o principal desafio para o gás associado é a demanda contínua e o setor elétrico tem o paradigma de o gás natural ser despachado. Ele também coloca a harmonização entre gás e energia como necessária. Segundo Nascimento, o setor elétrico já é completamente consolidado e o de gás ainda não. “Se não atuar de forma integrada, acaba tendo uma inconsistência importante”, revela.

Em palestra na TechWeek, evento paralelo a feira no dia 26, Gregório Maciel, Gerente Setorial de Estudos de Mercado da Petrobras, apresentou boa perspectiva para o gás natural no país, principalmente devido a inserção das fontes renováveis na matriz brasileira. Segundo ele, não há rivalidade entre as fontes e a expansão do gás no mundo vai ocorrer em um bloco de países como China, Estados Unidos e alguns da Europa que estão se descarbonizando e em outros como o Brasil, em que ele será usado como back up das fontes renováveis. Maciel disse ainda que a velocidade da transição energética vai variar de acordo com a intensidade das políticas públicas para o tema.

Fonte: Canal Energia | Pedro Aurélio Teixeira

Comportamento do consumidor ditará políticas sustentáveis para o país

Para especialistas, modelo em que governo determina e sociedade segue precisa ser mudado

Bianka Vieira | Folha de São Paulo
Será a mudança de hábitos do consumidor que pautará uma agenda em prol da economia de baixo carbono, de uma nova matriz energética para o Brasil e de políticas e tributações que priorizem iniciativas sustentáveis.

“Em termos de produção, o Brasil é um país muito rico em recursos renováveis, há quase uma infinidade deles. Mas, do ponto de vista do consumo, nós precisamos exigir mais”, afirmou Elbia Gannoum, presidente-executiva da Abeeólica.

O tema foi debatido pelos participantes do 3º fórum Economia Limpa, nesta segunda-feira (27). O evento, realizado pela Folha na Unibes Cultural, em São Paulo, contou com patrocínio da Novelis e correalização da Abralatas (Associação Brasileira dos Fabricantes de Latas de Alumínio).

Para os debatedores, cabe à sociedade ditar o rumo a ser seguido pelo governo. “Alguns iluminados de Brasília decidem o que fazer e nós pagamos a conta. Essa ordem do governo fazer e a sociedade seguir precisa ser invertida”, afirmou Jorge Pinheiro Machado, diretor para a América Latina do R20, organização criada pelo ator Arnold Schwarzenegger, que apoia governos no desenvolvimento de projetos de infraestrutura verde.

Segundo Pinheiro Machado, falta no Brasil maturidade para a adesão de um modelo de consumo de energia que priorize aspectos como descentralização, descarbonização e digitalização —a chamada eletricidade 3D. “Estamos ainda muito focados no modelo soviético, responsável por esse atual modelo energético.”

Entre as propostas da mesa para um novo cenário, foram mencionadas união das tecnologias limpas nos processos de produção, administração responsável dos recursos, previsibilidade de consumo de biocombustíveis e alíquota zero para áreas ligadas à geração de energia sustentável e saneamento.

Não há espaço para mais tributação, temos de concordar, mas é preciso discutir outros mecanismos de incentivos”, disse Gannoum.

Donizete Tokarski, diretor-superintendente da Ubrabio (União Brasileira do Biodiesel), defendeu que a economia limpa não seja concentrada em poucos produtos, como acontece hoje com a atividade agrícola.

“A sociedade tem de discutir qual combustível quer usar, e não aceitar que temos somente a alternativa estabelecida. Diante dessa diversidade, temos de introduzir outras fontes de matéria-prima para os biocombustíveis”, explicou.

A indústria petroleira, na opinião de Tokarski, domina o mercado de combustíveis e estabelece, de forma pragmática, políticas no país.

Segundo a Organização Mundial da Saúde, a poluição atmosférica mata 50 mil brasileiros por ano. O dado foi mencionado por Ricardo Guggisberg, presidente-executivo da ABVE (Associação Brasileira de Veículos Elétricos), ao defender a integração entre eletricidade e biocombustíveis no transporte urbano.

“Temos de eliminar o diesel das frotas que circulam nas grandes cidades. Em São Paulo, foi criada uma lei que determina o corte de 50% do carbono emitido pelos ônibus. Na prática, ela só será possível com a substituição por veículos híbridos”, disse Guggisberg.

Outro ponto levantado pela mesa foi o de que sustentabilidade requer pensar na questão econômica associando-a ao social e ao ambiental.

Nesse sentido, a presidente-executiva da Abeeólica conta que a produção eólica no Brasil, concentrada em regiões de terras pouco produtivas, hoje gera arrendamento de terras para 4.000 famílias. “Isso faz circular a economia local com o aumento de renda nessas regiões.”

Geração distribuída, uma evolução natural

Valor Econômico | Gustavo Buiatti e Juliana de Freitas

Nos últimos dias vimos um intenso debate entre investidores da geração distribuída (GD), pessoas físicas ou empresas interessadas em gerar sua própria energia para se blindar dos elevados e sucessivos reajustes tarifários, e representantes das distribuidoras de energia.

A GD é uma parte importante da transição energética que vem acontecendo em todo o mundo, junto com a digitalização e a descarbonização. Através da GD consumidores passam também a gerar sua própria energia, sendo chamados de “prosumidores”.

Enquanto cria oportunidades, o aumento da participação da GD impõe novos desafios para as distribuidoras, para o operador do sistema e para o regulador. O modo como os agentes promoverão tal transição será determinante para os impactos dessa expansão.

Se por um lado a expansão da GD pode trazer benefícios, tais como a redução da perda de potência real e reativa, por outro pode aumentar a complexidade operativa e os próprios custos de distribuição.

Uma forma de incentivo à GD tem sido através do chamado “net metering”, que consiste em um mecanismo de compensação onde o consumidor gera energia e injeta o excedente na rede, caso haja, para uso posterior.

Diversos países, e alguns Estados dos EUA, têm políticas de “net metering”. Outra política é através de tarifas-prêmio, em países que a energia gerada pela GD pode ser vendida diretamente. Aqui a venda de energia é proibida para os consumidores. Com isso, o país optou por um regime de compensação, implantado através das REN 482/12 e REN 687/15. De acordo com a regra vigente, a tarifa de energia, composta pelas parcelas de energia, transmissão, distribuição, encargos e impostos é 100% compensada pelos consumidores.

Desde 2012, segundo a ANEEL, foram instalados 368 mil kW em 30.842 conexões, que geram créditos para 43.578 consumidores.

Como no resto do mundo, tal crescimento desperta questionamentos acerca do modelo de “net metering”, principalmente por parte das distribuidoras que o enxergam como ameaça.

Preconizam a existência de um subsídio cruzado, uma vez que os consumidores com GD deixam de pagar os encargos setoriais, e uma parcela dos custos fixos das distribuidoras, que serão rateados por uma base menor de clientes, que por sua vez pagarão mais. Assim, o custo evitado pelos consumidores com GD recairia sobre os consumidores sem GD, o que tem sido denominada pelas distribuidoras como a “espiral da morte”.

Há dois lados com interesses conflitantes. Do lado das distribuidoras interessa a preservação do seu mercado, ameaçado pela atratividade da GD. Do lado da indústria fotovoltaica interessa o aumento do número de instalações. O papel de elaborar políticas energéticas do MME, com apoio da EPE e da Aneel, é buscar o equilíbrio, visando um benefício maior para a sociedade como um todo, num conceito conhecido na economia como “ótimo de Pareto”, onde não é possível melhorar a situação de um agente sem piorar a dos demais.

Quem instala iluminação a LED precisa pagar às distribuidoras pelo “pecado” de consumir menos energia?

No futuro, além do aumento das instalações de GD, o aumento da eficiência das baterias e a redução de seus preços levará mais consumidores com GD a instalar baterias. Estes também passarão a usar carros elétricos, carregados em suas casas. Com mais consumidores gerando e armazenando sua própria energia, a previsão da carga, responsabilidade das distribuidoras, torna-se cada vez mais complexa, uma vez que essa não conhece o perfil do consumo e da geração. Com isso a qualidade do suprimento aos consumidores pode ser degradada, gerando picos de tensão que podem reduzir a vida útil dos aparelhos eletrônicos ou até a queima dos mesmos.

Os benefícios da GD são, portanto, dependentes da sua expansão planejada. Tal papel caberá à distribuidora, que deverá sinalizar para os clientes onde a GD traz maiores benefícios ao sistema. Ou seja, há oportunidades para as distribuidoras também. Isso acontece com a correta precificação em termos horários e locacionais da GD. Assim, com planejamento integrado, os ativos de GD podem reduzir a necessidade de expansão da infraestrutura da rede e as contas de energia para todos os consumidores, inclusive aqueles sem GD.

Um estudo recente mostra que uma penetração de GD de 20% é segura para adoção da GD fotovoltaica. A penetração atual é irrisória e está longe disso.

A remuneração da distribuidora é justa e necessária, e precisa ser contemplada na alteração da regra do “net metering”. Todavia, é preciso medir quanto e quando a rede está sendo usada.

Ativos de GD podem substituir a necessidade de grandes plantas e de armazenamento. A agregação e coordenação dos micro e minigeradores com baterias forma um conjunto que atua como uma planta virtual, despachável, equivalente a uma planta para atendimento da ponta, desejável para o sistema. Geração e consumo precisam ser monitorados.

Com a baixa penetração da GD, o momento favorece a imposição da instalação de medidores de geração e consumo em tempo real. Isso permitiria avaliar a simultaneidade e o uso real da rede. Com os medidores preparados e o valor mínimo de penetração atingido, a cobrança da TUSD deve ser proporcional ao uso efetivo da rede, em termos de posto horário e de distância entre pontos de injeção e consumo. Na geração junto à carga, simplifica a cobrança e tende a reduzir reclamações dos clientes.

Em uma experiência real, um dos autores instalou medidores de geração e consumo em tempo real em sua residência e constatou que nos últimos 10 meses consumiu na média 57% da energia gerada no seu telhado de forma direta e simultânea. Ou seja, apenas 43% da energia gerada circulou pela rede. Seria justo pagar pelos 57% de consumo evitado da rede? Quem instala iluminação a LED precisa pagar às distribuidoras pelo “pecado” de consumir menos energia?

É possível otimizar os ativos de energia do consumidor, para que a GD resulte em economia para os consumidores, redução de investimentos na rede, melhoria na estabilidade do sistema e geração de energia na ponta quando necessário, melhorando a qualidade e a confiabilidade dos serviços das distribuidoras.

O regulador age bem ouvindo os agentes, promovendo transparência e preocupando-se em manter a estabilidade regulatória, tão importante para a atração dos investidores. Conta com um setor organizado e profissionais altamente qualificados. Já vivemos tempos em que mudanças bruscas tiveram consequências severas para o setor. Façamos com que a experiência não seja uma lanterna na popa, que ilumina o passado, mas que nos orienta para um futuro radiante.

Gustavo Malagoli Buiatti é presidente da ALSOL Energias Renováveis S/A, co-fundador e diretor técnico da ABGD (Associação Brasileira de Geração Distribuída).

Juliana de Moraes Marreco de Freitas, doutora em Planejamento Energético pela UFRJ, é sócia e consultora na Peoplenergy Consulting

Mercado livre já responde por 30% da energia consumida no Brasil; entenda como funciona

Luisa Melo | G1

Mercado não regulado só existe para grandes empresas e ganhou 402 consumidores este ano

O consumo de energia no mercado livre (não regulado) atingiu 18.046 MW médios em junho, o equivalente a 30% do total utilizado em todo sistema elétrico do Brasil. Há três anos, a fatia era de 25%. Esse mercado, que por enquanto só está disponível para grandes empresas, continua atraindo novos consumidores, ainda que em ritmo mais lento.

Nos seis primeiros meses de 2018, 402 consumidores migraram para ambiente livre, totalizando 5,4 mil. O número de entrantes, porém, é 55% menor do que o registrado no primeiro trimestre ano passado. O “boom” do mercado livre se deu de 2015 para 2016, quando a quantidade de consumidores mais que dobrou e passou de 1,8 mil para 4 mil. Em junho, o país tinha 237 companhias habilitadas a comercializar energia nesse mercado.

Foi em 2015 que o governo retirou os subsídios concedidos ao setor elétrico três anos antes pela então presidente Dilma Rousseff, provocando uma disparada no preço da conta de luz no mercado regulado. Simultaneamente, a formação de reservatórios era suficiente e não houve problemas na geração de energia, o que tornou o mercado livre atrativo.

O que é o mercado livre?

No mercado livre, como o próprio nome indica, o consumidor pode escolher de quem vai comprar energia. O preço, quantidade, prazo de fornecimento e até a fonte também são negociáveis e definidos em contrato.

O cliente desse mercado pode comprar diretamente das geradoras (as donas das usinas) ou de comercializadoras, que são uma espécie de revendedores. Para receber essa energia, porém, ele precisa estar conectado a uma rede e paga uma fatura separada pelo serviço da distribuidora, a chamada “tarifa fio”. O cliente que tem porte muito grande e está conectado diretamente à rede básica paga a tarifa fio para a transmissora.

Grandes grupos de geração e distribuição, como Cemig e Enel, possuem suas próprias comercializadoras.

Já o mercado regulado é o tradicional, no qual o consumidor é abastecido por uma determinada empresa que detém a concessão de distribuição de energia na região onde ele está localizado. Ele não escolhe qual companhia prestará esse serviço, nem de onde virá a energia que vai consumir, e paga uma fatura única com todos os custos.

Quem pode comprar no mercado livre?

O mercado livre ainda não é uma opção para pessoas físicas. Para comprar energia fora do ambiente regulado é preciso ter uma demanda contratada (soma da potência de todos os equipamentos elétricos) de ao menos 500 kW.

Para se ter uma ideia de quanta energia isso representa, um transformador de poste que abastece casas de três a quatro ruas tem uma capacidade média de 75 kW. “[O mercado livre] é para quem paga uma conta de energia na faixa dos R$ 100 mil”, explica Reginaldo Medeiros, presidente da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel).

Há ainda outra limitação: quem tem demanda contratada entre 500 kW e 3.000 kW (ou 3 MW) só pode comprar no mercado livre energia incentivada, proveniente de fontes renováveis. São os chamados “consumidores especiais”. Esses clientes têm desconto de 50% na tarifa fio, paga às distribuidoras pelo transporte da carga elétrica. Já os que têm demanda contratada superior a 3 MW são os “consumidores livres”, grandes indústrias, como siderúrgicas, químicas e produtoras de alimentos. Boa parte delas, inclusive, tem usinas e gera sua própria energia.

Todas as operações precisam ser registradas na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), onde o comprador também precisa se habilitar. Para isso, é preciso solicitar um cadastro, e fazer a habilitação técnica e operacional.

Maiores consumidores do mercado livre de energia

Autoprodutor Consumidor livre (acima de 3 MW) Consumidor especial (de 500 kW a 3 MW)
1 Vale Albrás Alumínio Brasileiro Carrefour
2 Companhia Brasileira de Alumínio (CBA) Braskem Telefônica Vivo
3 Petrobras ArcelorMittal Grupo Pão de Açúcar
4 Votorantim Vale Claro
5 Usiminas CSN Seara Alimentos

Por que existe o mercado livre?

Por que comprar energia direto de quem gera? Basicamente, porque costuma sair mais barato.

“O mercado livre existe para estimular, pela concorrência, uma redução da tarifa”, diz o professor Nivalde Campos, da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), especialista em economia do setor elétrico. “O serviço de distribuição sempre continuará sendo pago, mas a energia custará menos na medida em que o mercado livre evoluir”, emenda Rui Altieri, presidente do conselho da CCEE.

A energia fica mais barata por conta de uma série de fatores. Um deles é que as geradoras que, em determinados períodos, conseguem produzir mais energia do que já se comprometeram a vender às distribuidoras no mercado regulado ofertam essa “sobra” a preços mais baixos no mercado livre, já que a eletricidade não pode ser estocada.

Outro ponto é que quem compra energia em grandes volumes pode negociar contratos com condições vantajosas. Além disso, as distribuidoras têm uma série de compromissos que comercializadores não têm, como o de obrigatoriamente levar energia à população de baixa renda e de não interromper imediatamente o fornecimento para inadimplentes, segundo Rui Altieri, da CCEE.

Vantagens x desvantagens

Também pesa a favor do mercado livre a previsibilidade dos preços. Quem fecha um contrato sabe o quanto pagará pela energia que vai consumir durante toda a sua vigência. A duração média dos contratos no mercado livre é de quatro anos.

Já no mercado regulado as tarifas são corrigidas anualmente pela Aneel. O reajuste leva em conta a inflação e os custos da distribuidora com compra de energia, além dos investimentos feitos por ela e depreciação dos seus ativos. Além disso, existe o regime de bandeiras tarifárias, pelo qual o valor da conta de luz pode variar a cada mês, dentro de um patamar pré-estabelecido, conforme a necessidade de ligar as usinas térmica, que produzem energia mais cara.

Por outro lado, a empresa que decide migrar para o mercado livre precisa ter uma gestão bastante controlada da energia. Ela precisa cuidar para não ficar descoberta e não correr o risco de ter que contratar energia mais cara de última hora.

É preciso também cumprir uma série de regras e prazos definidos pela CCEE. Se a redução de custos não for importante, a burocracia não vale a pena, segundo Thais Prandini, diretora da Thymos Energia.

A pedido do G1, a Thymos estimou de quanto seria a diferença para uma empresa da categoria especial (demanda entre 500 kW e 3 MW e que só pode comprar energia incentivada) que decidisse hoje entrar no mercado livre. Considerando que a migração leva ao menos seis meses, já que a distribuidora precisa adequar sua demanda e se planejar para perder aquele cliente, o preço contratado seria o projetado para 2019.

No mercado regulado, o custo seria de aproximadamente R$ 360 por MW médio: R$ 280 de tarifa de energia mais R$ 80 de fio. Já no mercado livre seria de R$ 325 por MW médio: R$ 285 de tarifa de energia e R$ 40 de fio (por conta desconto pela compra de energia renovável). É importante lembrar, porém, que a projeção para a tarifa fio é uma média, uma vez que esse custo varia conforme o perfil e nível de tensão de cada consumidor.

Empresas que entraram em 2018 já contratadas no mercado livre acumulam até agora uma economia de média de cerca de 30% em relação ao mercado cativo, nas contas de Marcelo Ávila, vice-presidente da comercializadora Comerc. Já Associação Brasileira das Comercializadoras de Energia (Abraceel) calcula que, nos últimos 17 anos, a diferença de preços ficou em 23% no Brasil.

“No mercado regulado quem compra a energia para os consumidores é o governo, que não consegue comprar com eficiência nem agulha para hospital, quanto mais algo tão complexo. Ele compra mal e repassa o custo para as distribuidoras, que repassam para os consumidores”, diz Reginaldo Medeiros, da Abraceel.

Sobrou ou faltou energia. E agora?

Mas o que acontece se uma empresa contrata mais energia do que utiliza? Ela pode vender o excedente em contratos diretos com outras empresas, comercializadoras, geradoras ou transmissoras, ou liquidar essa “sobra” na CCEE.

Ao optar pela segunda opção, a companhia recebe o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), um preço que é definido pela CCEE semanalmente e que é a referência para o custo da energia no mercado livre no curto prazo. O cálculo do PLD é uma espécie de balança entre a oferta e a demanda de energia em todo o sistema nacional e leva em conta, por exemplo, o índice de chuvas e formação de reservatórios, a disponibilidade de equipamentos de geração e transmissão e preço dos combustíveis.

Da mesma forma, a empresa que gastar uma quantidade maior de energia do que comprou precisa firmar contratos adicionais paralelos, ou pagar o PLD sobre o extra que vai consumir. Como é uma espécie de preço “à vista”, o PLD normalmente é mais alto do que os firmados em contrato para o médio e longo prazo.

Existe também o Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia (BBCE), uma plataforma parecida com uma bolsa de valores, onde vendedores e compradores negociam energia.

E o consumidor final?

Os especialistas ouvidos pelo G1 foram unânimes em dizer que o mercado livre de energia deve continuar crescendo no Brasil e que chegará aos poucos ao consumidor residencial, como já acontece na Europa.

Tramita atualmente no Congresso um projeto de lei que propõe reduzir gradativamente o limite de demanda contratada mínima para ingresso no mercado, zerando qualquer imposição até 2028.

Governo não quer renovar térmicas a óleo e diesel

Contratos das usinas no Nordeste têm contratos chegando ao fim, principalmente entre 2022 e 2024, e estudo apontará o que deverá ser feito com esses ativos

As discussões acerca da contratação de usinas térmicas na região Nordeste está sob estudo do governo. Uma decisão sobre o tema não foi tomada mas a indicação é de que aquelas usinas mais antigas cujo vencimento de contratos ocorrem entre 2022 a 2024, principalmente, não deverá ser renovado, o que pode abrir espaço para novas centrais que custam menos como as movidas a gás natural, uma vez que essas antigas têm como combustível o diesel e óleo combustível, mais caras e poluentes.

O secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME, Eduardo Azevedo, afirmou após sua participação no Brazil Windpower 2018 que esse burburinho da contratação de mais térmicas foi apenas citado na reunião do CMSE que indicou a necessidade de estudo desse assunto ao avaliar cenários futuros.

“Existe um possível problema de qualidade e de segurança na operação do submercado Nordeste e que precisa ser endereçado. O que vamos fazer é avaliar cenários para verificar a necessidade de termos mais térmicas na operação daquela região ou se já contratamos o necessário para trazer essa segurança que a região necessita”, comentou ele.

Essas térmicas estão com vencimento a partir de 2022, concentrado até 2024. Na avaliação de Azevedo, somadas essas centrais, que possuem esse atributo de trazer segurança no abastecimento da demanda no Nordeste, formam um bloco mais relevante de capacidade instalada. Mas que, individualmente são de menor porte. Por isso, relatou ele, as usinas estão no alvo de estudos que o governo está desenvolvendo para checar o que fazer no futuro. As térmicas que serão contratadas possivelmente no A-6 deste ano não visam atender a esses encerramentos de contratos.

A resposta que o governo procura, disse o representante do governo, é verificar qual a saída para essa capacidade que será descontratada. “A melhor solução é termos mais térmicas, armazenamento ou resposta da demanda? Eu não sei a resposta, mas nossa intenção é de não renovar essas usinas, vamos pensar no que fazer e propor ao novo governo, no limite, se não tivermos a solução até lá, é possível que se possa recontratá-las, mas isso dois anos antes apenas”, destacou.

Ele finalizou ao indicar que o governo quer deixar claro um critério e metodologia de forma clara a refletir a decisão técnica e não política sobre este tema e sobre as perspectivas de leilões futuros.

 

Fonte: Mauricio Godói | Canal Energia

Enel estuda investir em transmissão de energia no Brasil

Rodrigo Polito e Cláudia Schüffner | Valor Econômico

A gigante energética italiana Enel estuda investir no mercado de transmissão de energia brasileiro. Segundo o principal executivo do grupo no mundo, Francesco Starace, uma decisão estratégica da companhia sobre o assunto deve ser tomada até o fim deste ano. “Pensamos várias vezes sobre transmissão [de energia], não só no Brasil, mas na América do Sul. Temos uma grande operação de transmissão na Europa, que mantemos separado. Temos experiência, conhecemos o negócio”, afirmou ao Valor.

De acordo com ele, há potencial em conectar Estados diferentes do Brasil e também os países vizinhos. “Mas, para ser honesto, até agora não estivemos realmente focados [em transmissão no Brasil]

. É algo que estamos olhando agora e, daqui até o Natal, temos que decidir se queremos começar uma linha de negócios nesse segmento no Brasil. Vamos avaliar se faz sentido ou apenas dizer ‘não’. Vamos focar em distribuição”, disse.

Segundo o executivo, a decisão levará em conta a necessidade de ter uma equipe adequada para o negócio e dedicar tempo da companhia para a atividade. “Se decidirmos fazer [investir em transmissão], é preciso fazer o tempo todo, não apenas um pouco aqui e um pouco ali. Por isso é que vai demorar um tempo [para decidir]”, completou.

Caso se concretize, o investimento no setor de transmissão será mais um passo estratégico do grupo italiano no país, marcado nos últimos anos por aquisições agressivas. Entre as principais operações estão as aquisições das distribuidoras Eletropaulo, este ano, e Celg (atual Enel Distribuição Goiás), no fim de 2016, somando R$ 7,7 bilhões, e da hidrelétrica de Volta Grande (MG), por R$ 1,4 bilhão. Embora não haja dados específicos sobre o Brasil, o país tem participação relevante nos negócios da Enel na América do Sul, que respondem por 17,6% do faturamento global da italiana, de 74,6 bilhões de euros (o equivalente a quase R$ 340 bilhões).

Distribuição

Em sua primeira entrevista exclusiva a um veículo brasileiro após aquisição da Eletropaulo, maior distribuidora de energia do Brasil, em junho, Starace contou que o grupo tem interesse por duas das seis distribuidoras que a Eletrobras pretende privatizar. Sem citar o nome das empresas, ele contou que o foco são as distribuidoras mais próximas dos ativos do segmento que a companhia já possui no país.

“Sobre as distribuidoras da Eletrobras, já compramos uma que foi vendida [ex-Celg, de Goiás]. Agora existem seis. Dessas seis, talvez duas nos interessem. Não estamos interessados em todas elas”, afirmou Starace. “É difícil dizer [quais são as distribuidoras] porque é uma informação da companhia, mas você pode entender facilmente, por conta própria, quais são, se você olhar no mapa e ver onde estamos. Não é difícil”, completou.

No mercado, a aposta é que a Enel tem interesse pela Cepisa, do Piauí, e Ceal, do Alagoas. Além de mais atrativas, do ponto de vista econômico-financeiro, as duas distribuidoras estão localizadas próximo da Enel Distribuição Ceará (ex-Coelce), distribuidora da Enel naquele Estado.

Starace também admitiu o interesse pela Light, distribuidora que atende a região metropolitana do Rio de Janeiro. Ele, porém, afirmou que a abordagem atual do controlador da empresa, a mineira Cemig, com relação à intenção de vender o ativo, não está muito clara no momento. “As duas companhias [Light e Enel Distribuição Rio (ex-Ampla)] são muito próximas uma da outra e mostramos interesse em uma aquisição no passado. A Cemig, acionista da Light, não tem um ‘approach’ lógico sobre vender. E não estou certo se essa decisão será tomada em algum momento. Tem sido ‘sim’ e ‘não’ [sobre estar à venda] por muito tempo. Hoje não é claro. E houve uma série de mudanças na estrutura da direção da Cemig nos últimos anos. Talvez eles precisem de mais tempo, talvez estejam esperando o leilão da [das distribuidoras] Eletrobras para ver o interesse em torno dela [Light]. Estou apenas supondo”, completou o executivo.

Starace também confirmou que o grupo colocou à venda ativos de geração de energia eólica e solar no Brasil, conforme antecipado pelo Valor há duas semanas. Sem detalhar quais ativos estão sendo oferecidos ao mercado, ele explicou que o negócio faz parte de uma nova linha estratégica da companhia de vender a participação acionária, mas manter a operação de usinas já construídas (“build, sell and operate”).

“É um sistema que estamos querendo implementar. Começamos nos Estados Unidos três anos atrás. Então fizemos no México. Então fomos perguntados por alguns fundos se nós tínhamos interesse de fazer o mesmo no Brasil. E dissemos ‘por que não?’”, disse Starace. Segundo ele, é possível concretizar alguma operação nesse sentido ainda este ano.

Geração

Questionado sobre a estratégia do grupo na área de geração de energia no Brasil, Starace afirmou que a empresa mantém planos de crescimento no segmento no país, por meio de leilões ou no mercado livre, desenvolvendo projetos para atendimento a consumidores industriais e comerciais específicos. A companhia possui um portfólio atual de cerca de 3 mil megawatts (MW) em operação – de hidrelétricas, eólicas, parques solares e uma térmica a gás natural – e de aproximadamente 1 mil MW em construção – principalmente eólicas e parques solares.

Starace também encara com aparente naturalidade os problemas que a Enel Geração Fortaleza (ex-TermoFortaleza), termelétrica a gás natural controlada pela empresa, está enfrentando desde que o suprimento do combustível foi suspenso. A térmica é uma das integrantes do Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), do governo federal, e desde o dia 28 de fevereiro briga com a Petrobras por meio de liminares para receber o gás. A última liminar válida é da estatal brasileira, que conseguiu suspender o fornecimento de gás.

“Isso acontece muitas vezes no mundo. Toda vez que há um contrato de longo prazo com um único supridor sempre algo acontece ao longo dos anos, por causa do preço do gás, para o comprador, porque [o preço] está alto ou para o vendedor porque [o preço] está baixo. Não é algo específico do Brasil, francamente”, disse o executivo.

O principal executivo do grupo no Brasil, Carlo Zorzoli, vem defendendo uma solução legal para o problema, que seria uma autorização para que a empresa possa repassar para a tarifa que cobra dos consumidores o aumento do preço do gás natural usado como combustível.

Cenário político

Questionado sobre o cenário político do Brasil, que passará por eleição presidencial em outubro, ele disse que este não é um ponto de preocupação para o grupo. “Não estou preocupado com a evolução da situação política no Brasil. O Brasil entrou em uma grande crise política e institucional nos últimos dois anos e gerenciou de maneira muito boa a situação. As instituições brasileiras são muito resilientes e fortes. Não vejo fraqueza nas instituições no Brasil, no Parlamento, no governo e no Judiciário. E eleições acontecem em todo lugar o tempo todo. Isso é normal, nada com que se preocupar. Não vejo nenhuma ameaça à democracia, ao livre mercado ou ao que faz a sociedade funcionar bem no Brasil”.

Starace, que concedeu entrevista por videoconferência, afirmou que pretende vir ao Brasil até o fim deste ano. Se confirmada, será a primeira visita do executivo ao país após a aquisição da Eletropaulo.

Devido à operação, a Enel espera crescimento da receita do grupo no Brasil e um aumento do volume de investimentos no país, dentro do próximo planejamento estratégico (2019-2021), que será divulgado em novembro. No plano atual (2018-2020), que não considera a Eletropaulo, os investimentos previstos no Brasil são da ordem de 600 milhões de euros por ano.

Na última semana, Starace recebeu, em Roma, o título de “Comendador da Ordem de Rio Branco” do embaixador do Brasil na Itália, Antonio Patriota. O título é um reconhecimento que o governo brasileiro confere a pessoas físicas e jurídicas ao redor do mundo que beneficiaram significativamente o país por seus méritos na política, cultura, economia e ciência. De acordo com a Enel, Starace foi agraciado por méritos econômicos e, em particular, pelo papel-chave que vem atribuindo por meio do crescimento do grupo no país, contribuindo para a disseminação das energias renováveis no Brasil.

(Colaborou Camila Maia, de São Paulo)

China investiu US$ 54 bi no Brasil em 15 anos, 84% no setor de energia

Maior parte dos aportes chineses foi para aquisição de empresas: desde 2003, eles compraram 72 projetos já prontos no Brasil, enquanto 29 foram iniciados do zero; 84% dos investimentos estão concentrados em energia, óleo e gás e mineração.

De cada US$ 100 que os chineses investiram no Brasil desde o início do governo do ex-presidente Lula, apenas US$ 11 foram direcionados para novos projetos, revela levantamento do governo ao qual o ‘Broadcast/Estadão’ teve acesso. De 2003 a junho de 2018, os chineses injetaram US$ 54 bilhões no País, mas US$ 48 bilhões ficaram nos chamados “brownfield”, ou seja, projetos que já estavam prontos, em que houve apenas troca de dono.

Somente US$ 5,95 bilhões vieram para os chamados “greenfield”, como são chamados projetos que começam do zero. Nesse tipo de investimento, os benefícios se espalham por outros elos da cadeia produtiva, gerando crescimento econômico por meio da compra de máquinas, contratação de serviços, geração de empregos e pagamento de impostos.

É a primeira vez que o governo brasileiro consegue mapear e separar com precisão os investimentos que a China tem realizado no Brasil. O resultado foi uma surpresa, pois a expectativa era de um volume maior de investimentos em projetos “greenfield”, até mesmo devido aos compromissos assumidos entre os dois países e aos vários anúncios de cartas de intenções de investimentos chineses no Brasil.

Com a crise financeira, as empresas brasileiras ficaram mais baratas para os estrangeiros, e o grosso dos investimentos chineses foi para aquisições. Nos últimos 15 anos, foram adquiridos 72 projetos já prontos, enquanto apenas 29 foram iniciados do zero. Esses são os investimentos já confirmados, de acordo com um boletim sobre investimentos chineses que o Ministério do Planejamento passa a divulgar bimestralmente.

Segundo dados do ministério, 84% dos investimentos estão concentrados em três áreas: energia, óleo e gás e mineração. A presença chinesa cresceu a partir de 2009 e se acelerou rapidamente. “A China se tornou o maior parceiro de investimento em fluxo de recursos”, disse o secretário de Assuntos Internacionais do Planejamento, Jorge Arbache, aoEstadão/Broadcast antes de entrar em vigor a regra eleitoral que restringe comunicações oficiais.

Mantido o ritmo atual, os chineses vão liderar nos próximos anos o ranking de estoque de investimentos, título detido por União Europeia e Estados Unidos atualmente.

“Brownfield é realmente maior que greenfield, mas é preciso paciência. O brownfield acaba puxado o greenfield”, disse o ministro conselheiro da embaixada da China, Qu Yuhui, lembrando que, até 2008, a China tinha investido apenas US$ 1 bilhão no Brasil. Ele destacou que investimentos em novos projetos necessariamente envolvem mais riscos. “Precisamos fazer o dever de casa. É preciso de mais informações e de um conhecimento bem maior do mercado brasileiro. Só licenças ambientais de um projeto podem levar de três a quatro anos para serem liberadas.”

O relacionamento entre o Brasil e China é relativamente curto se comparado a Japão, EUA e Europa, disse Qu Yuhui. “O Brasil é promissor, mas não é para iniciantes. É um mercado muito particular. A tendência é que o investimento se diversifique.”

Estratégica, a área de energia tem sido o maior foco dos investimentos da China no País. Alguns setores do governo brasileiro mostram preocupação com o apetite chinês e defendem uma regulação forte para diminuir riscos.

A estatal State Grid, que comprou a CPFL, tem 60% do total de investimentos fora da China alocados no Brasil. No último leilão de linhas de transmissão, no entanto, quem brilhou foi a indiana Sterlite. Procurada, a State Grid informou que sempre busca novos projetos no Brasil, mas reconheceu que a concorrência reduz a atratividade dos investimentos.

A China Three Gorges (CTG) comprou as usinas de Jupiá e Ilha Solteira, que pertenciam à Cesp e operam há mais de 40 anos. Mas em cinco anos de Brasil, destaca que investiu também em projetos novos, como a construção de usinas no Pará e Amapá e em Mato Grosso.

Fonte: Estadão | Adriana Fernandes e Anne Warth

Petroleiras miram potencial do Brasil para renováveis em meio a transição energética

O enorme potencial do Brasil para a geração de energia limpa tem atraído a atenção de grandes petroleiras interessadas em diversificar investimentos em preparação para uma esperada transição energética global que pode levar a uma redução da importância dos combustíveis fósseis nas próximas décadas.

Os primeiros negócios ainda são tímidos, concentrados em ativos de pequeno porte, estudos e pesquisas, mas passam por diversas tecnologias que vão da energia solar a projetos eólicos no mar e envolvem gigantes globais como a anglo-holandesa Shell, a francesa Total, a norueguesa Equinor e a estatal local Petrobras.

“Todas as ‘majors’ estão fazendo movimentos similares, em três grandes grupos: tecnologias de eficiência energética, de captura e armazenamento de carbono e a aposta na transição da matriz para renováveis”, disse à Reuters o gerente executivo de Estratégia e Organização da Petrobras, Rodrigo Costa.

“As duas primeiras dimensões são mais comuns, e a terceira depende mais do perfil de cada empresa, da vantagem competitiva de cada uma”, adicionou.

A francesa Total, por exemplo, tem avançado gradualmente no segmento de geração de energia solar no Brasil por meio da compra de projetos fotovoltaicos em desenvolvimento. A empresa, que fechou o primeiro negócio local no setor no ano passado, fechou no mês passado uma nova aquisição.

A companhia tem como meta global uma participação de 20 por cento de renováveis em seu portfólio nos próximos 20 anos, além da ampliação de sua capacidade de geração de energia por renováveis para 5 gigawatts ao redor do mundo nos próximos cinco anos.

“Nesse contexto, a energia solar tem um papel importante e a Total vem investindo nesse setor desde 2011… A Total entende que a energia solar é uma alternativa com grande potencial de crescimento”, afirmou a petroleira francesa em nota.

A subsidiária da companhia para renováveis, Total Eren, conta atualmente com 140 megawatts em capacidade no Brasil, entre projetos em construção e em operação.

A norueguesa Equinor (ex-Statoil) também entrou no setor solar brasileiro, ao anunciar em outubro do ano passado a criação de uma joint venture com a também norueguesa Scatec Solar para investir em geração fotovoltaica no país. O negócio teve início com a compra de uma fatia em um complexo de 162 megawatts no Ceará.

Na época, a companhia disse que a transação era “um primeiro passo rumo à indústria de energia solar”.

Além delas, outras petroleiras também se movimentam no segmento, segundo o diretor da consultoria Greener, especializada em energia solar, Márcio Takata.

“Temos conversado com alguns ‘players’ de petróleo… Eles precisam diversificar e eles têm dinheiro, têm muito capital, então a gente vai ver aí sem dúvida uma movimentação dessas empresas de petróleo. Não só as que já estão no Brasil, como outras”, afirmou.

ESTUDOS

Além da aquisição e construção de usinas solares, as petroleiras têm avaliado outras tecnologias renováveis ainda incipientes no país.

A Shell, por exemplo, anunciou um aporte de até 34,7 milhões de reais nos próximos cinco anos em um Centro de Inovação em Novas Energias no Estado de São Paulo que focará pesquisas avançadas sobre conversão de energia solar em produtos químicos, armazenamento de energia e transformação de gás natural em combustíveis menos poluentes.

Na época, o presidente da Shell Brasil, André Araújo, disse que o investimento evidenciou a “seriedade e compromisso com pesquisas que trarão avanços em direção à transição energética”.

A Petrobras também tem investido em pesquisas relacionadas à energia limpa– a estatal já desenvolveu um projeto experimental de geração solar e atualmente realiza um levantamento sobre o potencial do litoral brasileiro para a geração eólica em alto mar, em parques conhecidos como “offshore”.

“A indústria de petróleo e gás já tem experiência em fazer obras no mar, a Petrobras conhece muito. Então partimos para fazer medições, instalamos torres anemométricas em plataformas. A intenção é continuar fazendo isso, é algo pioneiro que o Brasil ainda não explora, mas a Europa desenvolve bastante”, disse o coordenador de P&D da gerência de eficiência energética do centro de pesquisas da Petrobras, Cenpes, André Bello.

Além desses mapeamentos, que abrangem inicialmente os litorais do Rio Grande do Norte e do Ceará, a Petrobras tem avaliado desafios logísticos para usinas offshore no Brasil. A Coppe, da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), é parceira nas pesquisas, que devem se estender até 2021.

Eventuais resultados das pesquisas poderão se somar, no futuro, aos cerca de 100 megawatts que a petroleira brasileira já possui em parques eólicos em operação no Rio Grande do Norte junto a parceiros.

Fonte: Reuters | Luciano Costa

Leilão de linhas de energia tem maior deságio médio em 20 anos

Indianos da Sterlite Power levaram seis dos 20 lotes ofertados. Deságio médio foi de 55%.

Foto: Epower Bay

Após cerca de 12 horas, o leilão de linhas de transmissão de energia terminou com o maior deságio registrado em 20 anos, com um desconto médio de 55% nos 20 lotes que foram leiloados nesta quinta-feira (28), na sede da B3, em São Paulo.

A concorrência ficou suspensa por sete horas, devido a uma decisão judicial, o que atrasou o início do certame.

Às 9h, uma fila de investidores e analistas do setor elétrico se acumulava no local, já indicando a forte competitividade do leilão.

O certame, porém, só começou por volta das 16h. Uma das participantes, a Jaac Materiais e Serviços de Engenharia, que havia sido impedida de concorrer a um dos lotes por estar em desacordo com o edital, conseguiu uma decisão liminar na Justiça que impediu a realização do leilão.

O imbróglio só foi resolvido horas depois. O clima no salão da B3 era de tensão, e muitos dos participantes estavam revoltados com a falta de informações por parte da Aneel (agência reguladora do setor elétrico).

Ao dar as boas vindas aos investidores em discurso na B3, o ministro-chefe da Secretaria-Geral da República, Ronaldo Fonseca, destacou o crescimento do Brasil e sua “segurança jurídica aos investidores privados” —provocando gargalhadas do público que estava há horas esperando que a liminar fosse derrubada.

Um dos mais bem-humorados era Pratik Agarwal, presidente da empresa indiana Sterlite Power Grid, que foi a grande vencedora do leilão.

“Estamos esperando há seis meses [o certame]. Algumas horas não fazem diferença.”

A companhia levou seis dos 20 lotes ofertados e investirão R$ 3,64 bilhões para construir e operar as novas linhas contratadas nesta quinta.

A Sterlite entrou no mercado brasileiro no ano passado. No leilão de abril, levou dois projetos de menor porte. Na concorrência de dezembro, ganharam mais um lote, o maior daquele certame.

Ao fim do leilão, Agarwal parabenizou o “leilão tranquilo” e disse garantir que os projetos serão entregues no menor prazo possível.

Ao todo, foram contratados 20 lotes de linhas de transmissão em 16 estados brasileiros, que exigirão investimentos de R$ 6 bilhões nos próximos 30 anos.

A concorrência, que atraiu 47 grupos (entre empresas e consórcios) teve uma média de 11 proponentes por lote. Na última concorrência, a média tinha sido de 14 por lote, mas o número de projetos total era menor, de 11 lotes.

Outro destaque foi a ISA Cteep (Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista), controlada por uma empresa colombiana. O grupo levou dois lotes com deságios altos, de 66,65% e 73,29% —este último, o mais alto do leilão.

A Jaac, empresa cuja liminar provocou o atraso de sete horas, não levou nada, mas fez um lance competitivo no maior lote da competição —uma linha de 541 quilômetros entre Ceará e Rio Grande do Norte.

No entanto, acabou perdendo para os indianos da Sterlite —provocando uma comemoração entre os participantes presentes.

Os investidores chineses tiveram pouca presença. A CPFL, controlada pela State Grid, foi a única a levar um projeto, no Ceará, com receita anual de R$ 7,89 milhões.

O último lote, em Minas Gerais, foi colocado em disputa por volta das 21h e também foi arrematado pela Sterlite.

O grupo, que reunia cerca de 30 indianos, encerraram o pregão aos gritos de “Hexa! Hexa!”

O diretor da Aneel, André Pepitone, classificou o leilão como “extremamente exitoso”, e disse que a alta competitividade reflete a confiança dos investidores na regulação do setor.

Obras de Linhas de Transmissão:

LT 500 kV Paracatuba – Jaguaruana II, C1, com 155,03 km;
LT 500 kV Jaguaruana II – Açu III, C1, com 113,95 km;
LT 230 kV Jaguaruana II – Mossoró IV, CD, C1 e C2, com 2 x 54,54 km;
LT 230 kV Jaguaruana II – Russas II, C1, com 32 km;
LT 230 kV Caraúbas II – Açu III, CD, C1 e C2, com 2 x 65,13 km;
Trechos de LT em 500 kV entre o seccionamento da LT 500 kV Fortaleza II – Pecém II C1 e a SE Pacatuba, com 2 x 0,5 km.

Obras de Subestações e Compensador Estático:

SE 500/230 kV Jaguaruana II – (6+1 res.) x 250 MVA;

SE 500/230/69 kV Pacatuba – 500/230 kV – (6+1R)x200 MVA e 230/69kV – 2×200 MVA;
SE 230/69 kV Caraúbas II – 2 x 100 MVA;

Compensador Estático (-150/+300 Mvar);

Entre os 20 lotes leiloados, ele destacou três, localizados no Nordeste e no norte de Minas Gerais, cujo objetivo é aumentar o escoamento da energia solar e eólica gerada nas regiões.

Veja os vencedores:

Lote 20 – Minas Gerais
7 proponentes
Vencedor – Sterlite Power
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 65,59 milhões para R$ 31,43 milhões – 52,08%
(Os indianos da Sterlite Power, que arremataram seis lotes, terminaram o leilão gritando “Hexa! Hexa!”)

Lote 19 – Paraná
9 proponentes
Vencedor – Energisa
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 78,28 milhões para R$ 33,515 milhões – 57,18%
(O lote teve uma dura disputa entre a indiana Sterlite e a Energisa)

Lote 18 – Maranhão
2 proponentes (4 inscritos desistiram)
Vencedor – Levado pelo consórcio IG/ESS com deságio de 23,62%
Deságio – receita anual inicial caiu de caiu de R$ 10,213 milhões para R$ 7,8 milhões

Lote 17 – Piauí
9 proponentes
Vencedor – consórcio Lyon Energia
Deságio – receita anual inicial caiu de de R$ 19,23 milhões para R$ 9,35 milhões -51,37%

Lote 16 – Maranhão e Piauí
5 concorrentes
Vencedor – F3C Empreendimentos
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 10,6 milhõ
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 52,337 milhões para R$ 25,32 milhões – 51,62%

Lote 11 – Tocantins
10 proponentes
Vencedor – Lyon Energia
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 19,67 milhões para R$ 7,2 milhões – 63,39%

Lote 10 – São Paulo (para atender o Vale do Paraíba)
10 proponentes
Vencedor – Cteep
Deságio – receita anual inicial caiu de de R$ 38,794 milhões para R$ 10,114 milhões – 73,92%

Lote 9 – Ceará
8 proponentes
Vencedor – CPFL (controlada pela chinesa State Grid)
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 16,693 milhões para R$ 7,885 milhões – 52,76%

Lote 8 – Alagoas
8 proponentes
Vencedor – Consórcio BR Energia/Enind
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 12,3 milhões caiu para R$ 8 milhões – 35,03%

Lote 7 – Sergipe e Bahia
10 proponentes
Vencedor – Sterlite Power
Deságio – receita anual inicial caiu de de R$ 133,27 milhões para R$ 52,51 milhões – 60,59%

Lote 6 – Bahia
Vencedor – Consórcio Lyon Energia
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 17.427.700 para R$ 10,9 milhões – 37,45%

Lote 5 – Bahia
12 proponentes
Vencedor – Consórcio BR Energia / ENIND Energia (BRENERGIA, Brasil Digital telecomunicações e Enind Engenharia e construção)
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 10,544 milhoes para R$ 5,4 milhão – 48,78%

Lote 4 – Paraíba
11 proponentes
Vencedor – Sterlite Power
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 60.002.250,00 para R$ 25,70 milhões – 57,16%

Lote 3 – Cruza Ceará e Rio Grande do Norte (541 km)
11 proponentes
Vencedor – Sterlite Power
Deságio – receita anual inicial caiu de R$ 205,14 milhões para R$ 85,05 milhões 58,54%

(O primeiro lance a ser anunciado foi justamente o do consórcio da Jaac, que participa sob júdice, com alto deságio, de 51,94%. O lance gerou forte reação entre os participantes. O seguinte, porém, gerou ainda mais comoção: a indiana Sterlite Power ofereceu o lance vencedor, com desconto de 58,54%. A derrota da Jaac foi comemorada entre os participantes no salão da B3.)

Lote 2 – Rio de Janeiro
10 proponentes
Deságio – receita anual permitida caiu de caiu de R$ 31.055.370 para R$ 14.925.000 – 51,94%

Lote 1 – Santa Catarina
11 proponentes
Vencedor – consócio Columbia (Cteep vai assumir sozinha após saída da Taesa do consórcio )
Deságio – a receita anual permitida caiu de R$ 114.664.010 para 38.231.291 – 66,65%

Fontes: Thais Hirata | Folha de São Paulo | Portal EpowerBay

 

Fontes renováveis vão tomar lugar do carvão no mercado de energia

O carvão será cada vez mais excluído do mercado de geração de energia nas próximas três décadas à medida que os custos das fontes renováveis caírem e a tecnologia aprimorar a flexibilidade das redes em todo o mundo.

Esta é a conclusão de um relatório da Bloomberg New Energy Finance, que estimou que cerca de US$ 11,5trilhões em investimentos serão destinados à geração de eletricidade daqui a 2050. Desse total, 85%, ou US$ 9,8 trilhões, serão destinados às energias eólica e solar e a outras tecnologias de emissão zero, como a hidrelétrica e a nuclear, informou a empresa de pesquisa com sede em Londres.

Baterias melhores, que permitem que os administradores da rede armazenem energia para os momentos em que não há vento nem sol, possibilitarão que as distribuidoras de eletricidade aproveitem a queda dos custos dos painéis solares e das turbinas eólicas. Como as usinas de gás natural têm a capacidade de começar a operar em poucos minutos, a maioria das distribuidoras que desejam uma capacidade de geração garantida optará por esse combustível.

“O carvão deverá ser o maior perdedor a longo prazo”, disse Elena Giannakopoulou, chefe de economia energética da BNEF. “Ele é superado em custo pelas energias eólica e solar na geração de grandes quantidades de eletricidade e em flexibilidade pelas baterias e pelo gás, razão pela qual o sistema elétrico do futuro se reorganizará em torno de fontes renováveis e baratas.”

As projeções da BNEF contrastam com o cenário mais otimista da Agência Internacional de Energia para a geração de eletricidade, prevendo que a energia limpa e os combustíveis fósseis atingirão a paridade, com 50% do mercado para cada, em 2025. A projeção central da instituição com sede em Paris coloca os dois lados em pé de igualdade em 2040 e aponta que os combustíveis fósseis responderão por cerca de dois terços da geração até lá, se os governos não tomarem medidas adicionais para restringir a regulação, afirma a AIE.

A perspectiva da BNEF mostra que as energias renováveis provavelmente acabarão dominando a geração de energia em 2050, assumindo, até lá, aproximadamente a mesma fatia do setor mantida atualmente pelo gás natural e pelo carvão.

O cenário da BNEF, estabelecido em um relatório anual de 150 páginas elaborado a partir dos conhecimentos de 65 analistas de todo o mundo, se baseia em modelagem país a país para a evolução do mercado de eletricidade e em projeções de custos das diferentes tecnologias de geração de energia.

Gás  

O gás manterá grande parte de sua participação de mercado, afirma a BNEF. A natureza das usinas que serão construídas no futuro se inclinará para as unidades de ponta, que podem ser ligadas e desligadas rapidamente pelas distribuidoras de energia, e se distanciará das usinas de base, que tendem a operar 24 horas por dia. A BNEF projeta que as distribuidoras de energia queimarão muito menos carvão com o passar do tempo.

Aquecimento global 

O declínio do carvão não será suficiente para alterar drasticamente o panorama de aumento gradual das temperaturas globais acima do limite de 2 graus Celsius desde a época pré-industrial, que se tornou a meta climática da Organização das Nações Unidas.

“Mesmo que fechemos todas as usinas de carvão do mundo até 2035, o setor de energia ainda estaria avançando acima da trajetória segura para o clima, queimando muito gás sem controle de emissões”, disse Matthias Kimmel, economista de energia da BNEF.

Fonte: Bloomberg

Matriz do Ceará terá reforço de 325,8 MW de eólicas

A energia eólica deve adicionar à matriz energética do Ceará cerca de 325,8 MW nos próximos anos, segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Estão sendo construídos no Estado mais sete parques eólicos que possuem potência de geração de 138,6 MW, enquanto já foram contratados, porém ainda não iniciados, outros oito empreendimentos totalizando 187,2 MW. O acréscimo representa um crescimento de 17% em relação à potência atual de 1.916,3 MW.

Atualmente, o Estado possui 74 parques eólicos, e com a instalação de mais 15, serão 89 empreendimentos. A potência instalada do Ceará, até junho deste ano, é a terceira maior do País, atrás do Rio Grande do Norte (3.722,45 MW) e da Bahia (2.594,54 MW). A matriz representa cerca de 47,03% do total produzido, que é de 4.074,9 MW, considerando outras fontes de energia, como Usina Termelétrica, Central Geradora Solar Fotovoltaica e Central Geradora Hidrelétrica.

De acordo com a Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), o Brasil tem hoje mais de 13 GW de capacidade instalada, 520 parques eólicos e 6.600 aerogeradores em operação em 12 estados. “Em 2017, foram gerados 40,46 TWh de energia eólica ao longo do ano, um crescimento de 26,2% em relação a 2016. Essa geração representou 7,4% de toda a geração injetada no Sistema Interligado Nacional em 2017, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)”, informa a Associação.

Novos investimentos

O Ceará deve receber em breve investimentos da chinesa Goldwind, uma das maiores fábricas de aerogeradores do mundo. De acordo com o secretário adjunto de Energia, Mineração e Telecomunicações da Seinfra, Adão Linhares, no início deste mês houve uma reunião em que foi apresentado o projeto da empresa em que inclui a recuperação de alguns parques eólicos de propriedade da Energimp.

“A minha participação neste encontro foi mais para encorajar e dar boas vindas aos dois empreendedores. Naturalmente a Goldwind vai se posicionar com alguma fábrica no Brasil e nós gostaríamos muito que fosse aqui no Ceará”, destacou.

A Goldwind deve oferecer soluções técnicas para os parques da Energimp no Ceará, localizados no Litoral Leste. A parceria, segundo Linhares, vai garantir estabilidade operacional aos parques, colocando em funcionamento máquinas que hoje se encontram fora de operação. “Será um investimento muito importante para o Ceará. A recuperação desses parques eólicos alavancará mais empregos e significa mais energia limpa gerada no Estado”, afirma.

Futuro

De acordo com o secretário adjunto, o futuro da energia eólica no Ceará é de crescimento. “E nós temos que aproveitar todos os potenciais. As ações e políticas de atração de investidores para a cadeia produtiva é feita pela Secretaria de Desenvolvimento Econômico (SDE). Com relação aos parque, o Estado tem que demonstrar que este potencial é viável”.

Segundo ele, para além do litoral cearense, o Interior do Estado é um dos pontos estratégicos para o desenvolvimento do setor. “Essa demonstração de potencial no Interior, principalmente nas chapadas do Apodi e Araripe, tem mostrado que a gente tem muito a andar”.

Adão Linhares ainda afirmou que o Estado estimula a implantação de parque e cria uma atratividade para que os empreendimentos sejam instalados. “Mas precisamos trabalhar para que as linhas de transmissão estejam disponíveis. Nós trabalhamos juntamente com o governo federal para antecipar os leilões e atrair os investidores. É um papel de indutor desse processo, gerando credibilidade no mercado”, acrescentou.

Recordes

Na Região, a geração eólica tem quebrado importantes recordes, segundo o Operador Nacional do Sistema (ONS), atendendo mais de 60% da carga em alguns dias. “O último recorde de geração foi no dia 14 de setembro de 2017, com uma geração de 6.413 MWmédio, o que representa 64% da carga do Nordeste foi atendida por geração eólica naquele dia.

Os recordes são registrados na época que chamamos de ‘safra dos ventos’, que vai mais ou menos de julho a novembro”, segundo a Abeeólica.

No que se refere ao consumo do Brasil todo, ressalta a instituição, “é importante mencionar que, em agosto, as eólicas atingiram pela primeira vez os dois dígitos na matriz daquele mês, abastecendo 10% do País na média do mês todo. Em setembro, esse valor foi de 11%”, acrescenta a Abeeólica.

Abastecimento

O total produzido mensalmente em todo o País é suficiente para abastecer mais de 22 milhões de unidades residenciais, o equivalente a cerca de 67 milhões de habitantes. “Para comparação: a energia gerada pela fonte eólica em 2017 foi capaz de fornecer energia elétrica residencial a uma população maior que a de todo o Nordeste (mais de 57 milhões de pessoas)”.

Segundo a Abeeólica, até 2023 serão mais 4,8 GW e mais de 200 novos parques eólicos, considerando os leilões já realizados. (HRN)

Fonte: Diário do Nordeste

Financiamento para geração de energia solar ganha novas condições

Os financiamentos para aquisição de sistemas de geração de energia solar fotovoltaicas estão com condições especiais para pessoas físicas interessadas em investir em energia renovável.

Com prazo de pagamento para até oito anos e possibilidade de financiar 100% do valor do projeto, as taxas anuais estão estimadas em 5,43% para as regiões Norte e Nordeste e 6,40% para o Centro-Oeste.

Só este ano, o Ministério da Integração Nacional já garantiu mais de R$ 3 bilhões para projetos de geração de energia solar com o objetivo de impulsionar o segmento. O anúncio foi feito pelo ministro Pádua Andrade nesta terça-feira (12).

De acordo com a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), entidade que reúne a cadeia produtiva do setor, Brasil tem hoje 24.565 sistemas de mini ou microgeração distribuída, dos quais 99% deles são baseados em placas fotovoltaicas.

De acordo com pesquisa publicada pelo DataFolha, em 2016, cerca de 80% dos brasileiros querem energia solar fotovoltaica em casa, desde que tenha acesso a financiamento competitivo.

A demanda levou o Ministério da Integração Nacional a criar linhas de financiamento para os Fundos Constitucionais das regiões Norte (FNO), Nordeste (FNE) e Centro-Oeste (FCO).

Além de condições atrativas para financiar, quem investir na aquisição das placas poderá até ceder o excedente para a operadora de energia e acumular créditos.

A expectativa é de que sejam realizadas, pelo menos, 10 mil operações este ano. Com a redução no orçamento familiar com o consumo de energia, a iniciativa também deverá fortalecer com fontes renováveis a matriz energética das regiões beneficiadas.

Integração do Rio São Francisco
Como as tecnologias de geração fotovoltaicas podem reduzir em larga escala os gastos com energia, o Ministério da Integração Nacional também avalia viabilizar seu uso no Projeto de Integração do Rio São Francisco.

“Cerca de 80% do custo de operação do sistema é com energia. Com apoio da Absolar, nossos técnicos estão desenvolvendo estudos de viabilidade para adotar essa tecnologia, não só no Projeto São Francisco, mas nos perímetros de irrigação mantidos pela Codevasf”, declarou o ministro Pádua Andrade.

O tema ainda foi tratado pelo ministro em reunião com membros do Ministério Público Estadual da Paraíba (MPPB), na última segunda-feira (11).

Na ocasião, foram detalhados estudos do Ministério da Integração Nacional para o uso da energia alternativa. Participaram o procurador-geral do estado, Francisco Seráphico, e o procurador de justiça Francisco Sagres.

Fonte: Ambiente Energia

Projeto que incentiva smart grids é aprovado em comissão do Senado

Além de vantagens para o consumidor, proposta de redes elétricas inteligentes também preveem economia para as distribuidoras; Texto segue para decisão final da Comissão de Ciência, Tecnologia, Inovação, Comunicação e Informática (CCT).

O projeto de lei que incentiva a modernização das instalações do serviço público de distribuição de energia elétrica com nova arquitetura de redes inteligentes foi aprovado pela Comissão de Serviços de Infraestrutura (CI) do Senado na última terça-feira, 12 de junho. A proposta prevê uma série de possibilidades para o consumidor, que poderá ter informações em tempo real do seu consumo de energia, da tarifa e da qualidade do serviço, assim como maior facilidade para gerar a própria energia e utilizar a rede elétrica como um acumulador para uso posterior.

Justificando a iniciativa, o autor do texto, senador Eduardo Braga (MDB-AM), observou que todos ganham com a adoção da tecnologia, capaz de proporcionar ao consumidor informações relevantes sobre o seu consumo, aumentar a transparência na distribuição de energia, bem como aperfeiçoar o processo de decisão do consumidor em relação à sua demanda por eletricidade. Ele destacou também os impactos positivos na eficiência energética e no meio ambiente.

Na reunião realizada na última terça, Braga destacou ainda que as redes elétricas inteligentes são necessárias para que o consumidor possa distribuir eventual excedente de energia produzido no próprio imóvel. “Com as redes inteligentes, o consumidor poderá sempre que for de seu interesse se tornar um co-gerador na microgeração distribuída, seja de energia solar, eólica ou a gás, para que possamos substituir muitas vezes a vinda de energia de regiões distantes. Quanto mais perto do ponto de carga e quanto mais limpa a energia, melhor para o país e para o setor elétrico”, afirmou o senador.

O relator do projeto, senador Acir Gurgacz (PDT-RO), recomendou a aprovação da matéria, afirmando que é preciso romper a inércia em que o setor elétrico brasileiro passa em relação à adoção dessa importante tecnologia. “O PLS proposto pelo senador Braga tem o mérito de dar condições mais sustentáveis para a expansão das redes inteligentes, de modo que o Brasil possa ter, em pouco tempo, condições para fazer essa atualização tecnológica em larga escala”, apontou.

A proposta, que já foi aprovada pela Comissão de Transparência, Governança, Fiscalização e Controle e Defesa do Consumidor (CTFC), segue para decisão final da Comissão de Ciência, Tecnologia, Inovação, Comunicação e Informática (CCT).

Fonte: Canal Energia com informações da Agência Senado

Quem é a Enel, a gigante italiana que acaba de comprar a Eletropaulo

Empresa italiana vai dobrar receita com distribuição no país e ganhar 7 milhões de clientes; no mundo todo, atende cerca de 65 milhões de pessoas.

A italiana Enel comprou cerca de 73% das ações da Eletropaulo, num negócio de R$ 5,552 bilhões. O preço de R$ 45,22 por ação já havia sido definido no último dia 30, mas a transação só foi concluída nesta segunda-feira (4) em leilão na bolsa de valores (B3).

Com a aquisição, a empresa dá um salto no setor de distribuição no Brasil, mas ela atua também em geração e transmissão no país e está presente em 35 países.

Na área de distribuição, a Enel tem concessões em três estados: Goiás, Ceará e Rio de Janeiro.

Ao todo, leva energia a 486 cidades: 236 em Goiás, 66 no Rio e 184 no Ceará (todo o estado) por redes que somam 420 mil quilômetros.

Com a compra da Eletropaulo, a empresa soma à sua base de 10,1 mil clientes outros 7,1 mil e dobra sua receita de fornecimento de energia. Em 2017, a Enel faturou R$ 12,4 bilhões e a Eletropaulo, R$ 13 bilhões, segundo dados da Aneel.

A Eletropaulo distribuiu 42.982 GWh de energia no ano passado e a Enel, 31.799 GWh.

A Enel atua também em geração e transmissão de energia no Brasil. A empresa se apresenta como líder em geração de energia solar e eólica no país.

A empresa tem uma capacidade instalada de 2,9 GW de energia: 1,27 mil MW de fonte hidrelétrica, 842 MW eólica e 819 MW solar.

Tem ainda uma usina térmica no Ceará e uma rede de transmissão no Rio Grande do Sul que converte energia para interconexão entre Brasil e Argentina.

Atua também no mercado livre de energia (não regulado) com uma empresa de comercialização e soluções em energia.

Enel no mundo

A Enel é uma empresa com parte do controle estatal. Seu maior acionista é o Ministério de Economia e Finança da Itália. É a maior empresa da Europa em valor de mercado e está presente em 35 países.

Seu faturamento em todo o ano passado foi de € 74,6 bilhões.

Em todo o mundo, tem uma capacidade instalada de cerca de 88 GW e opera uma rede de distribuição de aproximadamente 2 milhões de quilômetros. Os clientes, comerciais e residenciais, somam 65 milhões.

Em energia renovável, a capacidade instalada é de 41 GW, em plantas de fontes eólica, solar, geotérmica, de biomassa e hidrelétrica.

Em 2017, a empresa gerou 249 TWh de energia, distribuiu 445 TWh e comercializou 284 TWh.

State Grid prevê investir R$ 140 bi no Brasil nos próximos cinco anos

A elétrica chinesa State Grid vai investir 140 bilhões de reais no Brasil ao longo dos próximos cinco anos, incluindo aportes previstos para geração, transmissão e outros segmentos, disse um executivo da companhia na quarta-feira (30).

Apenas os recursos para transmissão deverão totalizar mais de 90 bilhões de reais, disse em chinês o vice-presidente da unidade brasileira da State Grid, Qu Yang, ao participar de uma conferência em São Paulo.

Qu disse que a empresa avaliou o potencial para energia solar e eólica no Brasil, incluindo os Estados nordestinos de Bahia e Rio Grande do Norte, além do sul do país.

Ele disse que a empresa poderia usar tecnologia de transmissão de alta voltagem, que manda grandes quantidades de energia a longas distâncias com poucas perdas. Isso permitiria conectar áreas remotas que podem gerar uma grande quantidade de energia eólica e solar a centros populacionais no Rio de Janeiro, São Paulo e no resto das Américas.

“Conversei com outras grandes companhias de geração de energia e estão todas preocupadas com o crescimento da energia eólica, gerando mais do que vão usar”, disse Qu. “Mas nós podemos instalar uma (linha de transmissão) que pode enviar a energia para onde ela precisa ir. Nós até poderíamos enviar aos Estados Unidos.”

 

Linha de transmissão entre RN e CE deve receber investimento de R$ 1,2 bi

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou que vai leiloar concessões para a construção, operação e manutenção de 543 quilômetros (km) de linhas de transmissão no Ceará e no Rio Grande do Norte, que. Segundo a Aneel, as obras vão gerar 2.726 empregos diretos nos dois estados.

Ao todo, a agência vai leiloar aproximadamente 2,6 mil km de linhas de transmissão em 16 estados. Em uma das linhas a serem leiloadas que está inserida em solos cearense e potiguar, o investimento previsto é de R$ 1,2 bilhão para 541 km de linha com potência de 3.300 megavolt-amperes (MVA) em um prazo de 60 meses, que gerará 2.434 empregos diretos.

Além disso, também será leiloada outra linha no Ceará com 2 km de extensão e potência de 450 MV, com previsão de investimento de R$ 102 milhões e geração de 24 empregos diretos.

Subestações

O edital do certame foi aprovado na última terça-feira (15) em reunião pública da diretoria da Aneel. Além das linhas de transmissão, o leilão contará com 12,2 mil MVA de capacidade de transformação em subestações. No certame são estimados cerca de R$ 6 bilhões em investimentos e geração de 13,6 mil empregos diretos.

De acordo com o informe da Aneel, o leilão deve acontecer dia 28 de junho, na sede da B3 em São Paulo, concessões para a construção, operação e manutenção de aproximadamente 2,6 mil km de linhas de transmissão em 16 estados.

“O leilão será dividido em 20 lotes. As instalações deverão entrar em operação comercial no prazo de 36 a 63 meses, a partir da data de assinatura dos contratos de concessão”, detalhou a Agência em nota publicada em seu portal na internet.

No certame, conforme a estimativa divulgada pela Aneel, são estimados cerca de R$ 6 bilhões em investimentos a partir da construção e manutenção das linhas de transmissão de energia, além da geração de 13,6 mil empregos diretos a partir destes empreendimentos.

Fonte: Diário do Nordeste

Chinesa CTG quer comprar a EDP e avalia empresa em 11 bilhões de euros

As duas empresas operam no Brasil e, juntas, se tornariam líderes privadas em geração no país

A China Three Gorges (CTG) lançou uma oferta pública voluntária de compra de ações da EDP e da EDP Renováveis na bolsa de Lisboa, ao preço de, respectivamente, 3,26 euros e 7,33 euros.

O montante avalia a EDP em cerca de 11 bilhões de euros. Como a CTG já tem uma participação de 23,27% na companhia portuguesa, o desembolso seria de 8,3 bilhões de euros.

O preço embute um prêmio de 4,8% em relação ao fechamento das ações da EDP de hoje, de 3,11 euros.

No caso da EDP Renováveis, a CTG não tem participação atualmente. Com a aquisição do controle da EDP, a chinesa seria titular dos 82,6% de ações da companhia hoje nas mãos da controladora. Pelos 17,4% restantes, o valor a ser desembolsado seria de até 1,1 bilhão de euros.

EDP Brasil

A oferta coloca como condição que a companhia não seja obrigada a lançar também uma oferta pela EDP Energias do Brasil, controlada pela companhia portuguesa.

O edital da oferta pública de aquisição de ações deixa claro que é condição que a aquisição do controle da EDP não poderá constituir uma obrigação de lançamento de uma oferta obrigatória pela EDP Energias do Brasil.

A exceção é a potencial OPA obrigatória sobre as ações da EDP Renováveis.

Segundo o edital, a CTG pretende que a EDP passe a liderar as operações e a expansão do grupo chinês na Europa, nas Américas e nos países lusófonos — na qual se encontra o Brasil.

Se a chinesa achar necessário, poderá incorporar ativos relevantes na companhia, visando fortalecer a posição da EDP no mercado, com seu fortalecimento de crédito e obtenção de ganhos com sinergias.

A CTG disse ainda que pretende assegurar que a EDP se mantenha um ativo estratégico importante, com identidade portuguesa e listada na Bolsa de Lisboa.

A operação será concluída com sucesso se a CTG conseguir obter uma fatia superior a 50% das ações da portuguesa.

Fonte: Valor Econômico | Camila Maia

Iberdrola investirá R$ 3 bilhões no Rio Grande do Norte

O grupo espanhol Iberdrola anunciou nesta sexta-feira, 11, que irá investir R$ 3 bilhões em novos projetos de distribuição de energia elétrica, além de parques eólicos. O anúncio foi feito em audiência com representantes do Governo do Estado. Os recursos deverão ser usados nos próximos cinco anos. Para discutir os investimentos, o governador Robinson Faria se reuniu com o presidente mundial da Iberdrola, Ignácio Galán, representantes do grupo Neoenergia e da Cosern, que fazem parte da multinacional.

O presidente da Iberdrola, Ignácio Galán, explicou que o primeiro parque eólico do grupo foi instalado no Rio Grande do Norte no município de Rio do Fogo. “Nossa empresa possui 11 parques eólicos no estado e com os novos investimentos, pretendemos duplicar a capacidade de energia gerada atualmente”, informou. Participaram também da reunião o diretor presidente do grupo Neoenergia, Mário Ruiz-Tagle, a diretora presidente adjunta da Neoenergia, Solange Ribeiro, e o diretor presidente da Cosern, Luiz Antonio Ciarlini.

Durante o encontro, o governador Robinson Faria ressaltou o trabalho do Executivo estadual para atrair empresas deste setor e gerar emprego e renda. “O Rio Grande do Norte é o maior produtor de energia eólica do Brasil e mais de 60% dessa produção só foi possível graças ao nosso esforço em agilizar licenças ambientais e garantir a segurança jurídica aos empresários. Estamos felizes com mais essa notícia e somos parceiros de pessoas que acreditam no potencial do nosso estado”, destacou o governador.

Iberdrola
É a maior geradora de energias renováveis da Europa e dos Estados Unidos, uma das cinco maiores companhias elétricas do mundo e líder mundial em energia eólica. A empresa possui 28 mil funcionários em 31 países e, no Brasil, por meio da Neoenergia, é controladora da Companhia Energética do Rio Grande do Norte (Cosern).

Fonte: Tribuna do Norte