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Leilão A-4 deve ter baixa demanda e grande deságio, dizem especialistas

O governo realiza amanhã um leilão de energia do tipo A-4, que contratará projetos novos de geração com início do fornecimento em 2022. Enquanto há mais de 47 gigawatts (GW) em projetos cadastrados para a disputa, a demanda das distribuidoras deve ser novamente baixa, achatando os preços, como aconteceu no certame realizado em dezembro.

Segundo especialistas ouvidos pelo Valor, os preços máximos determinados para as fontes estão adequados, mas deve haver um deságio significativo devido à oferta desproporcionalmente grande em relação à demanda.

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) cadastrou 48.713 megawatts (MW) de potência para o leilão. A fonte eólica lidera com 26,2 mil MWs e 931 projetos, seguida pela fonte solar fotovoltaica, que teve 20 mil MW cadastrados por 620 empreendimentos.

O número é parecido com o resumo dos cadastrados para o A-4 de dezembro do ano passado, que contou com 47,9 mil MW. O certame, no entanto, contratou apenas 228,7 megawatts (MW) médios e 674,5 MW de potência, muito aquém do desejado pelas indústrias de geração das fontes renováveis. A competição intensa achatou os preços, e os projetos saíram com deságios de mais de 50% em relação aos preços máximos determinados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

“A tendência novamente é que os preços fiquem baixos pelo fato de termos uma oferta muito alta. O problema é que começam a aparecer preços que se descolam da realidade, não refletem a realidade da indústria”, disse uma fonte do setor de energia eólica, que prevê contratação de 300 MW médios no leilão.

Para a diretora executiva da consultoria Thymos Energia, Thais Prandini, o leilão deve contratar de 500 MW médios a 700 MW médios. “Nossa expectativa é que tenhamos contratação importante de solar, e, talvez um pouco menor da fonte eólica”, disse.

“O setor fotovoltaico deverá ser bastante agressivo na apresentação de preços”, disse Rodrigo Sauaia, presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). Além da competição, ele citou que as fontes devem disputar a margem de escoamento da energia gerada, devido às limitações de transmissão no Nordeste. “Quando as fontes competem entre si, o preço é um fator de desempate”, explicou.

Embora as perspectivas para o leilão apontem uma contratação baixa, a disputa ainda é vista como boa oportunidade para liberar parte dos projetos de fontes renováveis no Nordeste que estão “represados” devido ao baixo volume de contratação dos últimos anos.

“Isso tem começado a impactar a economia local [do Nordeste]. Até um ano atrás não estávamos sentido esse impacto. Mas agora já começa a acontecer. Se tivermos contratações fracas no A-4 e no A-6, começaremos a ter um risco de desaceleração nessas regiões, com desmobilização de pessoal, etc. Mas Acho que esses leilões devem contratar bem. Estou com um otimismo morno”, afirmou o diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates.

A EPE também cadastrou projetos de termelétricas a biomassa para o leilão, além de hidrelétricas, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e centrais geradoras hidrelétricas (CGHs). Segundo Thais, da Thymos, essas fontes devem ter uma participação secundária no leilão.

Segundo o presidente do conselho de administração da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel), o leilão A-6 acaba sendo uma opção melhor para as fontes hídricas que o A-4, porque dá ao investidor um tempo maior para construir a usina.

Fonte: Camila Maia e Rodrigo Polito | Valor Econômico

Petróleo: Um leilão para quem conhece o Brasil

A Agência Nacional do Petróleo fechou a lista com as empresa que podem participar da 15a rodada de licitações, que acontecerá no próximo dia 29. São 17 empresas inscritas para áreas offshore e quatro para projetos onshore. Todas as empresas atuam ou já atuaram no Brasil.

Da lista das 17 empresas inscritas para disputar blocos marítimos apenas Petronas e Wintershall não possuem áreas exploratórias atualmente no país. Mas isso não torna o país um desconhecido para essas empresas, que agora vão tentar riscar da história a experiência ruim que tiveram no passado.

O caso mais emblemático foi da Petronas. A estatal malaia anunciou em maio de 2013 que estava comprando por R$ 2,6 bilhões participação de 40% no projeto de Tubarão Martelo, operado pela OGX (hoje Dommo Energia), então petroleira de Eike Batista. Seis meses depois, a petroleira brasileira anunciava a rescisão do acordo e informava que iria à Justiça contra a decisão da sócia.

A naufragada negociação deixou um rastro de problemas dentro da OGX. Além do problema financeiro, a negociação deixou ainda um processo na Comissão de Valores Mobiliários contra sete administradores da petroleira brasileira – inclusive Eike Batista – por ter protelado a divulgação da saída da estatal malaia do projeto.

A alemã Whintershall também já esteve no Brasil. A empresa adquiriu na 3a rodada de licitações, realizada em 2001, três blocos exploratórios: BM-ES-7, na Bacia do Espírito Santo, BM-C-19, na Bacia de Campos, e BM-S-14, na Bacia de Santos. Acabou não dando sorte com seus ativos. No BM-S-14, por exemplo, perfurou três poços exploratórios, tendo dois resultado seco. Acabou devolvendo as três áreas à ANP e deixou o Brasil.

E quem mais está no leilão?

R15 – Terra
1. Cobra Brasil Serviços, Comunicações e Energia S.A.
2. Parnaíba Gás Natural
3. Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras
4. Rosneft Brasil E&P Ltda.

R15 – Mar
1. BP Energy do Brasil Ltda.
2. Chevron Brazil Ventures Llc.
3. CNOCC Petroleum Brasil Ltda.
4. Ecopetrol Óleo e Gás Do Brasil Ltda.
5. Exxonmobil Exploração Brasil Ltda.
6. Murphy Exploration & Production Company
7. Petrogal Brasil S.A.
8. Petronas Carigali Sdn Bhd
9. Premier Oil do Brasil Petróleo e Gás Ltda.
10. QPI Brasil Petróleo Ltda.
11. Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A.
12. Repsol Exploração Brasil Ltda.
13. Shell Brasil Petróleo Ltda.
14. Statoil Brasil Óleo e Gás Ltda.
15. Total E&P do Brasil Ltda.
16. Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras
17. Wintershall Holding GMBH

E áreas que serão ofertadas?

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Fonte: E&P Brasil | Felipe Maciel

ANP lança pré-edital do 4o leilão do pré-sal

A Agência Nacional do Petróleo e Gás (ANP) lança nesta quinta-feira (25/1) o pré-edital e as minutas dos contratos para o 4o leilão pré-sal, que vai acontecer em 7 de junho. A agência vai realizar em 22 de fevereiro a audiência pública para discutir o pré-edital e as minutas e recebe contribuições até 18 de fevereiro.

O 4o leilão do pré-sal vai ofertar as áreas de Itaimbezinho, Três Marias, Dois Irmãos, Saturno e Uirapuru nas bacias de Campos e Santos. Todas as áreas do leilão têm bônus fixado em R$ 4,65 bilhões.

A Petrobras indicou que vai exercer o direito de preferência nas áreas de Dois Irmãos, Três Marias e Uirapuru no 4o leilão do pré-sal. A empresa requereu o percentual mínimo de 30% em cada área e se for mantido o percentual terá que desembolsar R$ 945 milhões.

O bloco de Uirapuru será a área com o maior bônus fixo do leilão do pré-sal, R$ 2,65 bilhões, seguido pela área de Saturno, com bônus de R$ 1,45 bilhão. As duas áreas têm parcela mínima de óleo lucro para a União definidas em 22,18% e 14,12%, respectivamente. A concorrência vai ofertar ainda as áreas de Itaimbezinho, Três Marias e Dois Irmãos, que têm bônus fixado em R$ 50, R$ 100 e R$ 400 milhões.

O 4o leilão do pré-sal terá 18% de conteúdo local para a fase exploratória dos blocos. No desenvolvimento da produção foi estabelecido o mínimo de 25% para construção de poço; de 40% para o Sistema de Coleta e Escoamento; e de 25% para a Unidade Estacionária de Produção. Os índices são os mesmos para a 14a rodada e do 3o leilão do pré-sal , realizados em setembro e outubro.

Fonte: E&P Brasil

Brasil deve atrair gigantes globais com leilões para energia renovável em 2018

O Brasil deve atrair gigantes globais do mercado de energia em leilões para contratação de novos projetos de geração renovável previstos para este ano, em meio a projeções de que uma forte competição restringirá a participação de empresas locais e fundos de investimento, disseram especialistas à Reuters.

O país já agendou uma licitação para abril, que viabilizará usinas para iniciar a operação a partir de 2022, e ao menos mais um certame deve ser realizado no ano, para empreendimentos com entrega em 2024, este também aberto à termelétricas, disse o presidente da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Luiz Barroso.

Para o leilão de abril, o chamado “A-4”, há um recorde de 48,7 gigawatts em projetos cadastrados por investidores, maior volume já registrado em certames voltados a fontes renováveis — o montante equivale a mais de três usinas do porte de Itaipu, maior geradora do mundo.

“O grande número de projetos cadastrados indica um mercado ainda muito atrativo para os investidores. Apesar de alguns percalços, o Brasil possui a confiança de desenvolvedores e investidores nacionais e internacionais”, disse Barroso, em respostas por e-mail.

Uma prova do apetite do mercado foi dada em dezembro passado, quando após dois anos sem licitações o governo brasileiro conseguiu contratar novas usinas solares e eólicas pelos menores preços já registrados no país, com deságios de cerca de 60 por cento ante os preços-teto definidos para a produção futura dos empreendimentos.

A diretora da consultoria Thymos Energia, Thais Prandini, avalia que esse novo cenário de preços deve continuar, o que favorece grandes elétricas europeias em detrimento de fundos e investidores locais.

“Tem um perfil de investidor que continua super animado, animadíssimo, querendo participar. E tem quem está começando a achar que os deságios estão muito grandes e não vale mais a pena, as margens diminuem”, disse.

Para o sócio da consultoria Thoreos, Rodrigo de Barros, os retornos ficaram mais baixos e próximos dos oferecidos para projetos de energia renovável em leilões recentes ao redor do mundo, mas com a diferença de que no Brasil os contratos são em reais, e não em dólar como em alguns outros países, o que representa um risco cambial para o empreendedor.

“Está bem mais difícil para os players locais… A gente não espera retornos muito bons. Ao preço que está, só quem tem acesso a capital lá fora, com juros muito baixos. Só essas gigantes”, afirmou ele, que citou como exemplos o grupo italiano Enel e a francesa Engie.

O especialista em energia da Deloitte, Luis Carlos Tsutomu, afirmou que essas grandes elétricas possuem projetos por todo o mundo e presença forte na América Latina, o que reduz o risco cambial.

“No somatório de todo portfólio, se você está em vários países, consegue diversificar e diluir esse risco. Mesmo grandes players globais se assustaram com o que aconteceu no final do ano passado. Aumentou muito o nível de competição”, disse.

As expectativas são de que os leilões brasileiros em um ano em que o país sai da maior recessão em décadas devem contratar mais que os 4,5 gigawatts de 2017– um volume que poucos mercados de energia no mundo movimentam anualmente.

RISCOS E RETORNO

O consultor da Deloitte ressaltou ainda que o governo precisa ficar atento à evolução dos empreendimentos contratados, uma vez que tarifas muito baixas acabam também por aumentar chances de alguns projetos não saírem do papel.

“É só ver o que aconteceu com projetos solares do leilão de 2014… Na hora em que venderam, fazia sentido. Depois, teve uma variação do câmbio e foi por água abaixo”, afirmou.

No caso citado pelo especialista, diversos empreendedores paralisaram projetos de energia após uma forte desvalorização do real em 2015 e 2016, em meio à instabilidade gerada por um processo que culminou no impeachment da então presidente Dilma Rousseff.

Na época, o governo acabou por promover um inédito leilão reverso, em que investidores pagaram um prêmio em troca de desistir sem multas de 25 projetos que não saíram do papel, incluindo usinas solares e eólicas.

Ainda assim, os consultores são unânimes em apontar que há apetite suficiente dos investidores para manter os preços baixos dos leilões do ano passado, embora já exista algum ceticismo no mercado devido aos baixos retornos.

Nesta quarta-feira, o UBS cortou o preço-alvo para as ações da geradora AES Tietê, que viabilizou um projeto solar no leilão A-4 de 2017.

“Não acreditamos que os projetos solares anunciados recentemente serão geradores de valor”, afirmaram os analistas do banco em relatório. Além da AES Tietê, da norte-americana AES, os leilões de 2017 tiveram como principais vencedores elétricas estrangeiras como a italiana Enel, a portuguesa EDP, a francesa Voltalia e a dinamarquesa European Energy, todas já com projetos anteriores no Brasil.

Fonte: Luciano Costa | Reuters

Biomassa: Retorno dos leilões de energia é positivo e precisa ser contínuo para a fonte

Ao todo, os dois leilões contrataram 2.858,8 MW médios, com a biomassa representando menos de 4% em cada um

Durante a semana, aconteceram os Leilões de Geração A4 e A6, objetivando a contratação de energia elétrica de novos empreendimentos de geração com início de suprimento em 01 de janeiro de 2021 e 2023, respectivamente. O Leilão A-4 foi realizado no dia 18 e hoje aconteceu o Leilão A-6. A biomassa havia cadastrado 42 projetos para cada um dos certames, mas comercializou apenas sete (um no A4 e seis no A6).

Ao todo, os dois leilões contrataram 2.858,8 MW médios, com a biomassa representando menos de 4% em cada um. No geral, a energia adquirida desta fonte foi de 111,2 MW médios, com 8,6 MW médios comercializados no A4 e 102,6 MW médios no A6.

Para o gerente em Bioeletricidade da União da Indústria de Cana-de-Açúcar (UNICA), Zilmar Souza, apesar do baixo volume comercializado, a retomada de contratação de novos projetos de geração nos leilões regulados em 2017 foi uma boa notícia.

“Os certames ainda têm papel importante na viabilização de projetos de bioeletricidade gerada a partir da biomassa, formada por resíduos urbanos e agrícolas (o bagaço e a palha da cana representam 89% desta fonte). É importante uma sequência regular e crescente de aquisição para este tipo de energia, com a perspectiva de manutenção ou melhora dos preços-teto a cada leilão. Isso dará segurança e previsibilidade ao setor sucroenergético, estimulando a estruturação de um número maior de projetos a cada novo certame”, comenta Souza.

De acordo com o especialista da UNICA, se fossem transacionados os 42 projetos cadastrados inicialmente pela biomassa para o Leilão A6, o volume estimado de investimentos envolvido representaria um aporte de aproximadamente R$ 10 bilhões até 2023 no setor.

O preço médio final do Leilão A4 foi de R$ 144,51/MWh e de R$ 189,45/MWh no A6. A fonte solar fotovoltaica foi a que mais vendeu energia no A4, respondendo por 76% do volume contratado, enquanto as termelétricas a gás natural foram as que mais comercializaram no A6, responsável por 72% do total negociado no certame. Nos dois certames, esta fonte não renovável, sozinha, abocanhou 67% do total da demanda.

O próximo leilão já está agendado. O Ministério de Minas e Energia recentemente divulgou as diretrizes para o Leilão de Compra de Energia Elétrica Proveniente de Novos Empreendimentos de Geração, denominado Leilão A-4/2018, que deverá ser realizado em 4 de abril de 2018. O início do suprimento de energia elétrica ocorrerá em 1º de janeiro de 2022, com prazo de suprimento de 20 anos para empreendimentos de geração a partir de fonte biomassa, eólica e solar fotovoltaica.

 Fonte: Única

Voltalia arremata novos projetos eólicos para o RN

O Rio Grande do Norte foi o único estado brasileiro gerador de energia eólica com projetos contemplados no leilão realizado nesta segunda-feira, 18, pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A empresa francesa Voltalia, que recentemente inaugurou parques eólicos na região de São Miguel do Gostoso, no litoral Norte, arrematou dois projetos no certame. Eles garantiram, quando em operação integral, a geração de 64 megawatts (MW) de potência, com investimentos estimados em R$ 355 milhões nos próximos três anos.

Em comunicado enviado ao mercado financeiro no exterior, a Voltalia anunciou a vitória no leilão e nomeou os parques a serem construídos como Vila Paraíba II e Vila Paraíba III. Cada um deles gerará 32 MW de energia. No texto, em inglês, a empresa sediada na França informa que os contratos terão duração de 20 anos com início programado para o final de dezembro de 2020. A Voltalia relembrou que o leilão desta segunda-feira, 18, foi o primeiro desde 2015, além de ter confirmado presença no próximo certame marcado para a quarta-feira, 20.

No geral, o leilão desta segunda-feira contratou pouco e registrou deságios elevados. “O leilão 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 esta 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 (segunda-feira, 18) aparecem modificadas nas regras do A-6. Isso pode garantir boas perspectivas para Rio Grande do Norte, Ceará, Paraíba, Piauí, Bahia e Pernambuco”, analisou Jean Paul Prates.

De acordo com informações publicadas pela Aneel, o leilão de geração nº 04/2017 movimentou, ao todo, R$ 5,6 bilhões em contratos, equivalentes a um montante de 39.113.822,400 MWh (megawatt hora) de energia. O preço médio ao final das negociações foi de R$ 144,51 por MWh, com deságio de 54,65% em relação aos preços-tetos estabelecidos, o que representou uma economia de R$ 6,8 bilhões para os consumidores de energia.

Negociações
Ao final das negociações, foram contratados 25 empreendimentos de geração, sendo uma Pequena Central Hidrelétrica – PCH (5 MW médios), uma Central de Geração Hidrelétrica – CGH (0,8 MW médio), uma térmica movida a biomassa (8,6 MW médios), duas usinas eólicas (35,6 MW médios) e outras 20 usinas solares fotovoltaicas (170,2 MW médios), o que soma 220,2 MW médios de energia contratada.

Ao todo, os projetos que foram contratados correspondem a 228,7 MW médios de garantia física e as usinas deverão iniciar o fornecimento de energia elétrica a partir de 1º de janeiro de 2021. O preço médio final do leilão para as usinas hidráulicas foi de R$ 181,63/MWh. No caso da usina térmica movida a biomassa, o preço médio foi de R$ 234,92/MWh, para as plantas eólicas foi de R$ 108/MWh e para as usinas solares o preço médio fechou em R$ 145,68/MWh.

Os estados com os empreendimentos contratados foram o Piauí (8 usinas), Pernambuco (5 usinas), Bahia (4 usinas), São Paulo (3 usinas), Rio Grande do Norte (2 usinas) e Mato Grosso, Espírito Santo e Goiás (1 usina).

Participaram do certame, como compradoras da energia negociada, sete concessionárias de distribuição: CEA, CEAL, Cepisa, Coelba, Copel D, EDP ES, Elektro. Os contratos são de 30 anos para as usinas hidrelétricas na modalidade por quantidade e 20 anos para as usinas a biomassa, eólicas e solares.

Fonte: Tribuna do Norte

Agência Nacional do Petróleo quer implantar calendário permanente de leilões no país

O diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Décio Oddoni, manifestou nesta terça-feira, 24, otimismo com a realização da 3ª e 4ª Rodadas do pré-sal, que acontece na sexta-feira (27). “Todas as áreas do pré-sal terão interessados, porque é uma área de alta produtividade. Tem poços produzindo 40 mil barris por dia, o que acontece em pouco países. É um volume de produtividade muito grande”, disse.

A avaliação da ANP é de que haverá uma disputa acirrada entre as 16 petrolíferas que estão habilitadas para as duas rodadas com oferta de oito blocos, todos na região do pré-sal.

Oddoni anunciou que o governo pretende adotar um calendário fixo de leilões para os próximos cinco anos. “Nós vamos complementar com as áreas ofertadas para 2020 e 2021, cumprindo assim cinco anos de calendário. A ideia é ter um calendário fixo, uma oferta permanente. E isso será implementado a partir do ano que vem”, disse.

A intenção do governo, disse Oddoni, “é criar um banco de oferta que estará sempre a disposição das companhias, com condições mínimas, preços mínimos, programa exploratório mínimo. Se alguém se manifestar [interessado] vai haver o leilão”.

Oddoni disse que das oito áreas que serão leiloadas na próxima sexta-feira, em regime de partilha, o Estado deverá se apropriar de 75% de toda a renda gerada com a atividade de exploração e produção proveniente do pré-sal. Na avaliação do diretor da ANP, estão incluídos os recursos provenientes do bônus de assinatura, que pode chegar a R$ 7,75 bilhões; royalties, impostos e tributos decorrentes da atividade.

Fonte: Tribuna do Norte

CERNE se reúne com Desenvolvimento Econômico do Ceará

Encontro tratou de ações e parcerias entre a entidade e o Governo do Estado

O Diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE) e do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN), Jean-Paul Prates, se reuniu na manhã desta terça-feira (01) em Fortaleza com lideranças do Estado do Ceará para discutir ações e parcerias entre as entidades setoriais e o Estado.

Dentre os pontos abordados na pauta, a mobilização do Sindicato das Indústrias de Energia e de Serviços do Setor Elétrico do Estado do Ceará (Sindienergia) e do SEERN no sentido de reforçar os pleitos para realização do leilão de energia em 2017.

A reunião também tratou sobre a participação do Ceará no contexto do REATE – Programa de Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo em Terra – bem como a possibilidade de realização do próximo evento para discussão do programa em Fortaleza.

Ainda na ocasião, o Governo do Estado firmou apoio oficial ao evento All About Energy 2017, que este ano está em sua décima edição e será realizado entre os dias 04 a 06 de outubro na capital cearense.

Participaram da reunião o Secretário de Desenvolvimento Econômico do Ceará, César Ribeiro, o presidente do Sindienergia, Benildo Aguiar, a Coordenadora de Relações Institucionais do CERNE, Neli Terra, e a diretora da empresa All About Eventos, Meiry Benevides.

Fonte: CERNE Press

Oferta para leilão de descontratação é de 4,5 GW

O montante de energia de reserva que poderá ser descontratado via mecanismo competitivo marcado para o dia 28/8 é de até 4.518 MW de capacidade, ou 1.600 MW médios de garantia física. Se todos os projetos participassem do leilão, seriam aportados R$ 32 milhões em garantias físicas.

A lista de projetos elegíveis à participação na concorrência, divulgada pela Aneel nesta quinta-feira (27/7), envolve 2.290 MW da fonte solar, 2.054 MW da fonte eólica e 174 MW da fonte hídrica.

Entre os estados, o que pode ser mais afetado pela descntratação, a considerar a oferta de projetos, é a Bahia. Há 1.768 MW de projetos no estado elegíveis ao cancelamento via mecanismo de descontratação. Destes, 1.207 são de energia eólica e 561 de solar.

Já o Rio Grande do Norte tem o segundo maior volume de capacidade que pode ser descontratada. São 582 MW contratados no estado, dos quais 407 MW de eólica, 170 MW de solares e 4,7 MW de uma PCH. Veja abaixo a distribuição entre os estados. O montante a ser descontratado no leilão ainda não é conhecido e será definido pelo MME com base em estudos da EPE.

Fonte: Brasil Energia

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Leilões de transmissão já garantiram R$ 25 bi para o setor elétrico

O ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, afirmou que o sucesso dos últimos leilões de transmissão refletem a reorganização do setor elétrico e já garantem ao país 25 bilhões de investimentos no setor elétrico.

Como exemplo da retomada da confiança dos investidores, Fernando Coelho recordou os investimentos privados nos últimos leiloes de transmissão, realizados em outubro de 2016 e abril de 2017.

“São investimentos privados, sem nenhuma participação da Eletrobrás, que vão garantir o desenvolvimento do setor elétrico e trazer melhoria para os brasileiros, além de qualidade do serviço e preços competitivos”, disse.

Na área de expansão de energia, o ministro salientou que para este ano já está previsto 5000 MW, dos quais 25% são de energia eólica, 10% de fonte solar e 61% de energia de fonte hidráulica.

Para o setor de petróleo e gás, Fernando Coelho reiterou que as 10 Rodadas de Licitações de áreas para petróleo e gás natural, no período de 2017 a 2019, devem atrair aproximadamente 90 bilhões de dólares em investimentos para o país nos próximos 10 anos.

O ministro relembrou da consolidação do processo de privatização da Celg-D, realizada em fevereiro, com a assinatura da venda da distribuidora de energia subsidiária da Eletrobrás para o grupo Enel Brasil S.A. Para ele, há uma grande expectativa de investimento com o plano de privatização das distribuidoras estaduais do estado de Alagoas, Piauí, Rondônia, Acre, Amazonas e Roraima, que deve se consolidar após estudos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).

O novo modelo do setor também foi considerado importante para criar soluções na área de energia elétrica que, segundo o ministro, está sendo colocado em prática pelo governo e tem como pauta a transparência, o respeito aos contratos, a racionalidade econômica e a isonomia entre os agentes. Coelho Filho concluiu sua participação reafirmando que o setor elétrico é essencial para a recuperação econômica do país, somado as oportunidades nas áreas de petróleo e gás, mineração e biocombustíveis.

Fonte: Ministério de Minas e Energia

Ministério publica regras para leilão de descontratação de energia

O Ministério de Minas e Energia publicou na edição do Diário Oficial  da União desta segunda-feira, 22 de maio, a Portaria no. 200 com as diretrizes sistemáticas do leilão de descontratação de energia de reserva para as fontes eólica, solar e hídrica por meio de CGHs e PCHs. O certame será composto por duas fases, a inicial e a contínua. Os valores de prêmios iniciais por produto ainda não foram divulgados pelo governo. O valor de prêmio de cada empreendimento deverá ser pago em uma única parcela pelo participante e corresponderá ao lance de prêmio multiplicado pelo montante de energia contratada a ser descontratada e por 8.760 horas.Na primeira etapa, cada interessado em descontratar seu projeto poderá ofertar um lance único, desde que este seja superior ou igual ao prêmio inicial do produto para classificação por ordem decrescente do índice de classificação do prêmio (ICP) do respectivo empreendimento.

Já na segunda etapa participarão os classificados na etapa inicial, que poderão inserir novos lances para os produtos em negociação. Nessa etapa o lance de prêmio mínimo será o maior valor entre o resultado do ICP Corrente adicionado do incremento mínimo subtraído do preço de venda de contratação. O ICP Corrente é o valor atualizado a cada lance ofertado igual ao ICP do empreendimento marginal que complete a quantidade demandada do produto em R$/MWh.

Em caso de empate de ICP na etapa contínua, o maior preço contratual será o critério utilizado para o desempate, seguido pela maior energia contratada e caso persista essa situação se dará por seleção randômica. A segunda etapa do leilão não terá tempo máximo para ocorrer só será finalizada caso haja decurso do tempo para inserção de lance sem o registro de lance válido.

De acordo com a portaria, a Aneel deverá publicar, como adendo ao edital do leilão de descontratação, o detalhamento da sistemática, que deverá prever, entre outros pontos, a aceitação de propostas para os produtos eólica, hidro e solar.

Fontes: Canal Energia | O Povo

E agora, Brasil? Como será o amanhã no setor de petróleo?

Numa iniciativa elaborada para atrair investimentos, o governo programou um calendário de dez leilões de petróleo até 2019. Depois de ficar seis anos sem realizar certames, a decisão é apontada como uma estratégia acertada para que o país volte a fazer parte do mapa dos investidores estrangeiros. Mas enquanto o Brasil cria as bases para a expansão do setor de óleo e gás, o mundo já procura novas fontes de energia consideradas mais limpas. No encontro promovido pelo jornal O GLOBO “E agora, Brasil?”, especialistas discutiram como o país deve atravessar essa fase de transição.

Para David Zylbersztajn, ex-diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP) e diretor-sócio da DZ Negócios com Energia, o calendário de dez rodadas de petróleo pode ser considerado “ousado”.

— Vejo com muita satisfação a volta dos leilões, ficamos seis anos sem fazer. A sinalização é ótima. Se fizermos sete ou oito, isso pode ser considerado um sucesso. (O resultado) vai depender do que vai acontecer no mundo, das mudanças no México, na África. As empresas vão, neste momento, para países como México, Líbia, Iraque, além de Moçambique, Nigéria e Senegal. Os estudos indicam que a era do petróleo foi o século XX.

DEMANDA NÃO DEVE AUMENTAR

Para Zylbersztajn, quando se olha para o futuro, outras fontes tendem a ganhar espaço, como o gás natural e a energia solar.

— O gás natural é a energia de transição. O mundo hoje passa do petróleo para o gás natural — disse, destacando que um passo posterior seria o maior investimento em energia solar.

Alguns fatores que pesam contra a aposta na expansão do setor de petróleo são a falta de perspectiva de aumento de preço, diante da retomada da produção em alguns países e da abertura de mercado no México. Nos cálculos de Zylbersztajn, a demanda global por petróleo deve passar de 92 milhões a 93 milhões de barris diários para 94 milhões nos próximos anos. Com a perspectiva de produção em abundância, alguns mercados saíram na frente. O especialista destaca que, somente no ano passado, 13 mil famílias estrangeiras deixaram Macaé com o fim da euforia do petróleo.

Segundo Zylbersztajn, não se discute no Brasil qual projeto de país que se imagina no setor de energia e os impactos que as diferentes fontes poderão acarretar no futuro:

— Quando se descobriu o pré-sal, pensava-se que ele seria o passaporte para o futuro. Essa é uma das grandes besteiras que ouvi nos últimos anos, porque no século XXI estamos apostando em uma energia do século XX. O pré-sal hoje está salvando a produção brasileira de petróleo. Estamos apostando em uma energia do passado. Existe uma busca frenética, países como Japão, Alemanha, Estados Unidos e China procuram o sucessor do petróleo — disse Zylbersztajn.

O executivo destacou que o país não terá mais condições de desenvolver projetos de grande porte de usinas hidrelétricas. Diante disso, chegou a hora de pensar em eficiência energética.

— Temos que pensar como vamos usar melhor a energia que temos. Temos de pensar como o Brasil vai se inserir dentro de um contexto de eficiência. E, se a gente não se preocupar com isso, o Brasil ficará muito para trás e não haverá motivo para se regozijar e dizer que estamos produzindo mais petróleo e vamos produzir mais eletricidade. Ela está sujando cada vez mais nossa matriz energética. As termelétricas em 2000 eram 5%. Hoje, são quase 20%. Isso é um retrocesso — destacou Zylbersztajn.

‘VAMOS APROVEITAR NOSSO POTENCIAL’

O ministro Fernando Coelho Filho avalia que, apesar das perspectivas de mudança no setor, o país ainda tem muito a explorar. Ele lembra que o Brasil já furou 30 mil poços. A Argentina, 60 mil. Enquanto os Estados Unidos perfuram 60 mil poços por ano.

— De fato vai haver um shift (mudança) na tecnologia do futuro, mas tem muito a explorar. Enquanto o gás natural não vem, vamos aproveitar nosso potencial — disse.

Coelho Filho ressaltou ainda que as novas regras do setor vão atrair empresas que ainda não atuam no Brasil e lembra que as estrangeiras terão de cumprir as mesmas regras que as companhias nacionais. Indagado sobre quais empresas serão responsáveis pelas obras para os projetos no país, considerando que grandes construtoras entraram em crise após a Operação Lava-Jato, o ministro afirmou que empresas médias ou pequenas têm neste momento uma oportunidade de crescer e ocupar esse espaço no mercado.

— Para suprir esse espaço tem empresas sendo adquiridas por companhias estrangeiras. Outras estão entrando no país — disse.

O ministro ressaltou ainda que pretende iniciar discussões neste ano sobre a exploração de óleo e gás não convencional.

— Tem muito gás não convencional no Brasil e fica essa insegurança jurídica, na qual alguns estados já proibiram, mas a gente não tem uma legislação. Mas tem muito potencial. A gente não pode deixar de aproveitar esse potencial — concluiu o ministro.

 

Fonte: O Globo

Leilão de campos de petróleo e gás arrecada quase R$ 8 milhões; RN leva R$ 181,1 mil

A quarta rodada de licitações de áreas com acumulações maduras de petróleo e gás natural arrecadou hoje (11) R$ 7,9 milhões em bônus de assinatura, com um ágio médio de 1.991,52%, o maior já registrado em leilões deste tipo no país. A previsão de arrecadação inicial com a outorga dos nove campos era estimada em R$ 451 mil, valor mínimo do bônus de assinatura.

Foram ofertadas áreas no Espírito Santo, Rio Grande do Norte e Bahia. A Ubuntu Engenharia e Serviços arrecadou a Noroeste do Morro do Rosado, no Rio Grande do Norte, por R$ 111,11 mil. Ainda no RN, a Imetame ficou com a área de Iraúma, por R$ 70 mil.

O leilão foi realizado na sede da Agência Nacional de Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), no Rio de Janeiro, quando foram arrematadas oito das nove áreas inativas ofertadas e que haviam sido devolvidas pela Petrobras.

Segundo avaliação da ANP, além do bônus de assinatura, estão previstos investimentos de R$ 9,1 bilhões na recuperação e na retomada de produção das áreas arrematadas, que totalizam 92,89 km². Oito empresas fizeram ofertas, sendo seis vencedoras.

O maior bônus de assinatura foi de R$ 5,71 milhões, oferecido pela empresa Newo para a área Itaparica, na Bacia do Recôncavo baiano, cujo ágio pago sobre o preço mínimo estipulado foi de pouco mais de 8.000%.

Rodadinha

Para está rodada de licitações de áreas com acumulações marginais – a chamada rodadinha – não houve exigência de conteúdo local porque, segundo a ANP, nestas áreas “ele já é naturalmente alto, ficando em torno de 90%”.

Áreas inativas com acumulações maduras abrangem a área de concessão com descobertas conhecidas de petróleo e/ou gás natural onde não houve produção ou a produção foi interrompida por falta de interesse econômico.

Segundo ainda a ANP, as áreas foram selecionadas em bacias maduras, com o objetivo de ampliar o conhecimento das bacias sedimentares e oferecer oportunidades a pequenas e médias empresas, possibilitando a continuidade dessas atividades nas regiões onde exercem importante papel socioeconômico.

Fonte: Agência Brasil

Leilão de transmissão da Aneel termina com 31 de 35 lotes arrematados e contrata R$ 12,7 bi

O leilão da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para linhas de transmissão de energia terminou com 31 de 35 lotes arrematados nesta segunda-feira (24). Quatro não tiveram interessados e encalharam.

Foram oferecidas concessões para construção, operação e manutenção de 7,4 mil quilômetros de linhas de transmissão em 20 estados, com investimento previsto de R$ 13,1 bilhões. Como quatro lotes não tiveram interessados, o investimento total ficou em R$ 12,7 bilhões.

Dos 31 que receberam propostas, 28 foram disputados e 3 tiveram interessado único (2, 14 e 31). Dois grupos arremataram 4 lotes: Elektro (4, 20, 22 e 27) e CTEEP (5, 6, 25 e 29). Dois levaram três lotes: EDP (7, 11 e 18) e RC (9, 23 e 30). Outros três ficaram com dois: Sterlite (10 e 15), Energisa (3 e 26) e Arteon (8 e 28).

O lote mais disputado foi o 8, no Rio de Janeiro, com 15 propostas. O lance mais agressivo foi feito pela Sterlite, que levou o Lote 10, no Rio Grande do Sul, com um deságio de 58,86%. A proposta foi de R$ 34,53 milhões.

Os quatro lotes encalhados foram para repescagem, mas não houve interessados.

As instalações de transmissão deverão entrar em operação comercial no prazo de 36 a 60 meses a partir da assinatura dos contratos.

No último leilão, realizado em outubro do ano passado, 3 dos 21 lotes oferecidos ficaram encalhados. O deságio médio foi de 12,07% e a remuneração anual contratada das vencedoras ficou em R$ 2,124 bilhões.

As instalações terão prazos de 36 a 60 meses para entrarem em operação comercial.

Confira os lotes ofertados:

Lote 1 – linhas no Paraná – O consórcio Columbia, composto pelas transmissoras Taesa e Cteep, venceu a disputa pelo Lote 1. O vencedor ofereceu uma receita anual permitida (RAP) de R$ 267,316 milhões, deságio de 33,24% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 400,462 milhões.

Lote 2 – linhas no Paraná – O consórcio Cesbe-Fasttel ficou com o Lote 2 ao oferecer uma receita anual permitida (RAP) de R$ 28,058 milhões, deságio de 12,5% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 32,067 milhões. Foi a única oferta.

Lote 3 – linhas em Goiás (Jataí a Rio Verde) – A Energisa venceu a disputa pelo Lote 3, com oferta de receita anual permitida (RAP) de R$ 36,7 milhões, deságio de 37,6% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 58,8 milhões. Houve ainda outras oito ofertas.

Lote 4 – linhas entre Mato Grosso do Sul e São Paulo – A Elektro Holding venceu a disputa pelo Lote 4 ao oferecer deságio de 34,64% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 100,238 milhões.

Lote 5 – linhas entre São Paulo e Paraná – A empresa Cteep venceu a disputa pelo Lote 5, propondo receita anual permitida (RAP) de R$ 18,37 milhões, deságio de 32,2%.

Lote 6 – subestação em Araraquara (SP) – A Cteep também ficou com o Lote 6 ao propor receita anual permitida (RAP) de R$ 46,183 milhões, deságio de 44,51% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 83,235 milhões.

Lote 7 – linhas no Maranhão – A EDP Energias do Brasil levou o Lote 7 ao oferecer deságio de 36,5% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 104,357 milhões. Houve também outras três ofertas.

Lote 8 – subestação em Resende (RJ) – A Arteon Z Energia e Participações venceu a disputa pelo Lote 8 com deságio de 37,5% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 14,9 milhões. No total, o lote recebeu 15 lances, incluindo o da vencedora.

Lote 9 – linhas no Rio Grande do Norte (Currais Novos e Lagoa Nova) – RC Administração e Participações saiu vitoriosa ao propor receita anual permitida (RAP) de R$ 11,47 milhões, deságio de 31,75%.

Lote 10 – linhas no Rio Grande do Sul –  Empresa indiana Sterlite Power Grid Ventures ofereceu deságio de 58,86% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 83,9 milhões, e levou o lote.

Lote 11 – linhas no Maranhão – EDP Energias do Brasil venceu a disputa pelo Lote 11 com deságio de 4,91% ante o valor máximo de R$ 31,759 milhões.

Lote 12 – linhas entre Maranhão e Tocantins – não houve interessados.

Lote 13 – linhas entre Alagoas, Bahia, Sergipe e Pernambuco – Vencedor foi o consórcio Renascença, formado por dois fundos da gestora Vinci e pela empresa CMN Solutions, com deságio de 18,5% em relação ao valor máximo de R$ 54,565 milhões.

Lote 14 – linhas entre Alagoas e Sergipe – Sem deságio, vencedor foi o consórcio LT Norte, formado por FM Rodrigues & Cia e pela Hersa Engenharia e Serviços, o único a fazer proposta.

Lote 15 – linhas em Pernambuco – Sterlite Power Grid Ventures propôs deságio de 25,87% ante valor máximo de R$ 33,185 milhões e venceu disputa, que teve outras três ofertas.

Lote 16 – linhas entre Piauí e Maranhão – não houve interessados.

Lote 17 – linhas no Rio Grande do Sul – não houve interessados.

Lote 18 – linhas entre Minas Gerais e São Paulo – Ao propor deságio de 47,49% perante o valor máximo de R$ 390,842 milhões, a EDP acabou vencedora nessa disputa, que contou ainda com três outras propostas.

Lote 19 – linhas entre São Paulo e Rio de Janeiro – Consórcio Olympus II, composto pela Alupar e pela Apollo 12 Participações, foi vitorioso ao oferecer deságio de 48% em relação ao valor máximo de R$ 190,595 milhões.

Lote 20 – subestação em Atibaia (SP) – A Elektro Holding levou o Lote 20 com deságio de 52,93% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 28,216 milhões. Além da proposta vencedora, houve outras sete.

Lote 21 – linhas em Santa Catarina – O consórcio Aliança, formado por EDP Energias do Brasil e Celesc, fez uma oferta com deságio de 34,99% pelo Lote 21, vencendo a disputa, que foi para o lance viva-voz.

Lote 22 – subestação em Biguaçu (SC) – A Elektro saiu vencedora na disputa pelo lote 22 ao oferecer deságio de 46,17% ante o valor máximo de R$ 24,252 milhões. Houve outras oito ofertas.

Lote 23 – linhas na Paraíba – A RC Administração e Participações ofereceu deságio de 29% ante o valor máximo de R$ 27,450 milhões e arrematou o Lote 23.

Lote 24 – linhas em São Paulo – Não houve interessados.

Lote 25 – subestação em Bauru (SP) – A Cteep propôs deságio de 57,55% ante montante máximo de R$ 25,279 milhões e levou o Lote 25, que foi para o lance viva-voz.

Lote 26 – linhas no Pará – A Energisa venceu a disputa com deságio de 29,57% ante o valor máximo estabelecido de R$ 65,776 milhões.

Lote 27 – subestação em Sobral (CE) – A Elektro Holding ofereceu deságio de 48,93% e conseguiu bater as demais ofertas pelo Lote 27. No total, foram dez propostas.

Lote 28 – subestações em Caxias (MA), São João dos Patos e Teresina (PI) – Com deságio de 37,29% em relação ao valor máximo de R$ 25,860 milhões, a Arteon Z Energia levou o Lote 28.

Lote 29 – linhas em São Paulo – A Cteep ofereceu deságio de 52,69% e saiu vitoriosa.

Lote 30 – linhas de transmissão entre os Estados do Piauí, Pernambuco e Ceará – RC Administração e Participações ofereceu receita anual permitida (RAP) de R$ 63,9 milhões, deságio de 32,07% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 94,070 milhões.

Lote 31 – linhas no Pará – A Equatorial Energia ofereceu uma receita anual permitida (RAP) de R$ 126,080 milhões, deságio de 9,5% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 139,315 milhões. Foi a única proposta apresentada.

Lote 32 – Linhas em Roraima – A Cobra Brasil Serviços Comunicações e Energia ofereceu uma receita anual permitida (RAP) de R$ 72,446 milhões, deságio de 22,20% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 93,119 milhões.

Lote 33 – linhas no Pará – Consórcio Pará, composto por Malv Empreendimentos e Participações, Primus Incorporação e Construção e Disbenop – Distribuidora de Bebidas ofereceu receita anual permitida (RAP) de R$ 20,5 milhões, deságio de 16,14% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 24,446 milhões

Lote 34 – linhas no Pará – A Omnium Energy ofereceu uma receita anual permitida (RAP) de R$ 5,786 milhões, deságio de 40,5% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 9,724 milhões.

Lote 35 – linhas no Pará – O consórcio formado por Brasil Digital Telecomunicações, BREnergias Renováveis e Lig Global Service ofereceu uma receita anual permitida (RAP) de R$ 18,070 milhões, deságio de 30,42% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 25,972 milhões.

Repescagem

Os lotes 12, 16, 17 e 24 não receberam propostas na repescagem do leilão de transmissão realizado nesta segunda-feira.

Além propostas válidas ao longo do leilão, esses lotes voltaram a ser oferecidos após o fim do certame, mas continuaram sem investidores interessados.

Fonte: Valor Econômico | Camila Maia e Victoria Mantoan

G1 | Luísa Melo

Lote do RN é arrematado em leilão de linhas de transmissão da Aneel

O nono lote colocado em disputa no leilão de transmissão que acontece nesta segunda-feira, 24 de abril, foi vendido para RC Administração e Participação, que apresentou uma oferta de de R$ 11,471 milhões, representando um deságio de 31,75% sobre a RAP máxima estabelecida pelo empreendimento.

O lote é formado por uma linha de transmissão de 230 kV  (Lagoa Nova II – Currais Novos II, CD) de 28 km; e Subestação Currais Novos II 230/69 kV, 2 x 100 MVA, ambos localizados no Rio Grande do Norte.

Fonte: CERNE Press com informações Aneel

Aneel leiloa linhas de transmissão e subestações nesta segunda (24)

Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) realiza nesta segunda-feira (24) o leilão de 7,4 mil quilômetros de linhas de transmissão, além de subestações, de 20 estados do país.

A disputa está marcada para as 8h30 e vai ocorrer na sede da B3 (antiga BM&FBovespa), em São Paulo.

O leilão será dividido em 35 lotes. Caso todos eles sejam arrematados, a Aneel prevê investimentos R$ 13,1 bilhões na construção das novas linhas. A receita anual permitida (RAP) máxima é de R$ 2,7 bilhões.

Os empreendimentos serão localizados em Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Paraná, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Rondônia, Santa Catarina, São Paulo, Sergipe e Tocantins, e devem gerar 28,3 mil empregos diretos, de acordo com a agência.

As concessionárias vencedoras deverão colocar as instalações de transmissão em operação comercial dentro de 36 a 60 meses, contados a partir da assinatura do contrato.

Regras

Vence a concessão de cada lote do leilão o grupo que aceitar receber a remuneração mais baixa pela construção e operação da linha de transmissão.

Nesta edição, o teto (remuneração máxima) para todos os lotes fixado pela Aneel é de R$ 2,7 bilhões anuais.

Fonte: G1

Governo publica diretrizes para leilão de descontratação de energia

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

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

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

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

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

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

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

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

Fonte: Reuters | Gustavo Bonato

Leilão comercializa 733,9 milhões de litros de biodiesel

Ao todo, foram arrematados 733,9 milhões de litros de biodiesel no 54º Leilão de Biodiesel da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Desse total, 99,9% é oriundo de produtores detentores do selo Combustível Social, certificação dada a indústrias produtoras de biodiesel que comprar matéria-prima de agricultores familiares.

O total de 733,5 milhões de litros foram destinados à mistura obrigatória. O preço médio foi de R$ 2,108/L, sem considerar a margem Petrobras. Já o valor total negociado foi de R$ 1,546 bilhão, refletindo deságio médio de 28,4% na comparação com o preço máximo de referência médio (R$ 2,944/L).

A apresentação das ofertas de biodiesel teve início no dia 4 de abril, com 34 produtores disponibilizando volume total de 872,380 milhões de litros, sendo 96,6% de produtores detentores do selo Combustível Social.

Mistura voluntária

A apresentação e a seleção de ofertas de biodiesel para mistura voluntária ao óleo diesel ocorreram no dia 11 de abril, quando foram disponibilizados 22,5 milhões de litros, sendo 55,6% do volume oriundo de produtores detentores do selo Combustível Social.

Esse volume representa 9% do saldo total de oferta não vendida para fins de adição obrigatória. O preço médio ofertado foi de R$ 2,340/L, sem considerar a margem Petrobras.

O valor total negociado para a mistura voluntária foi de R$ 1,156 milhão, com deságio médio de 24,8% quando comparado com o preço máximo de referência médio (R$ 3,113/L).

Leilão

Os Leilões de Biodiesel destinam-se a atender ao disposto na Lei nº 13.033/14, que estabelece em 8% o percentual mínimo obrigatório de adição de biodiesel ao óleo diesel vendido ao consumidor final (B8) a partir de 1º de março de 2017.

O 54º Leilão (L54) visa garantir o abastecimento de biodiesel no mercado nacional, durante o período de 1º de maio a 30 de junho de 2017, conforme diretrizes das Portarias do Ministério de Minas e Energia nº 476, de 15/08/12, e nº 516, de 11/11/2015, e critérios estabelecidos no Edital de Leilão Público nº 001/17-ANP.

Os volumes comercializados somente serão validados após homologação pela diretoria da ANP.

Fonte: Portal Brasil, com informações da ANP

Para ministro de Minas e Energia, leilões de petróleo terão maior competição

Em entrevista ao GLOBO, o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, disse que o setor de óleo e gás terá maior competitividade com o fim da Petrobras como operadora única em campos do pré-sal e as novas regras de conteúdo local. Destacou ainda que os leilões deste ano podem gerar uma arrecadação de até R$ 8,5 bilhões para o governo. Ele revelou que o conteúdo local não fará mais parte da nota final das empresas na hora do leilão da 14ª Rodada de Petróleo e da 3ª Rodada do Pré-sal, em setembro e novembro deste ano, respectivamente. Leia os principais trechos da entrevista

O governo pretende fazer 10 leilões até 2019. Como está essa preparação?

Esse ano vamos ter o primeiro leilão de pré-sal com áreas unitizadas (que ultrapassam o limite da concessão). E para o setor não ter que esperar mais um ano por um novo leilão do pré-sal decidimos fazer um segundo certame neste ano, com área nova. Teremos ainda uma rodada em terra e outra de pós sal. E para 2018 e 2019, teremos três leilões, um de campos marginais em terra, outro de pós sal e um de pré-sal.

Tem muita área no pré-sal. Há áreas próximas a essas (Lula e Libra). São essas áreas que despertam a cobiça. Mas isso só será definido no dia 11 de abril pelo CNPE (o Conselho Nacional de Política Energética). Os editais vão ser trabalhados ainda.

O conteúdo local será fator de desempate no leilão?

O conteúdo local não será fator de desempate nos leilões. Isso vai valer para o leilão de setembro (na 14ª Rodada, de pós sal e campos em terra) e novembro (a 3ª Rodada do Pré-sal). Para a 2ª Rodada de Pré-sal, a regra vai seguir a do campo adjacente.

Qual é a importância das novas regras do conteúdo local?

A mudança de conteúdo local também vem no sentido de aumentar a competitividade e atrair o interesse das empresas. O governo reduziu o conteúdo local, pois não adianta ser alto e não gerar contratos e sim multas. Ao final essa política gerava apenas multas bilionárias na ANP em waivers (pedido de perdão por descumprimento). Por isso, reduzimos esses percentuais, pois queremos que sejam feitos contratos e não pedidos de waiver.

Qual é a expectativa de arrecadação para esse ano com os leilões?

Deve gerar neste ano entre R$ 8 bilhões e R$ 8,5 bilhões.

É importante ter esse calendário de leilões?

Criar um calendário de leilões já era uma demanda da indústria, pois cria mais previsibilidade e permite que as companhais se organizem. As petroleiras precisam disso, pois têm de aprovar investimentos em Conselho de Administração, por exemplo, o que acaba levando tempo. Havia também algumas outras demandas do setor como o fim da obrigatoriedade de a Petrobras ser a operadora única no pré-sal. E agora essa mudança permite que mais empresas invistam. Se a Petrobras não fosse no leilão, não havia movimentação no setor de óleo e gás. E agora, ao permitir que outras companhias operem os campos de pré-sal, há mais possibilidade de investimento. As companhias podem também estar em lotes sem a Petrobras.

Essas mudanças vão permitir maior atração de investimento?

Com essas mudanças que estão sendo feitas, seja com o fim da Petrobras como operadora única e as alterações nas regras de conteúdo local, o Brasil passa a ser muito competitivo e ultrapassa até o México, que fez leilões bem sucedidos. O ambiente no país ficou mais competitivo com essas mudanças. Torcemos para a Petrobras, mas há toda uma indústria e isso é fundamental. É preciso estimular o setor, pois, caso contrário, todos só estarão bem se a Petrobras estiver bem. Uma maior atividade gera mais arrecadação de royalties para os estados e gera mais investimentos.

Que outras iniciativas o senhor destaca para aumentar a competitividade?

Vamos aumentar a competitividade do setor com o aumento de recursos. Hoje as empresas têm de destinar uma parte do investimento para um fundo de pesquisa que gira em torno de R$ 1 bilhão por ano. Agora, as empresas vão poder usar os recursos não só para pesquisa mas para buscar competitividade na indústria. É preciso investimento em capacitação. Também estou otimista com a renovação do repetro. O assunto está ainda em análise no Ministério da Fazenda. Esse é um pleito antigo das empresas e vamos finalizar.

Fonte: O Globo

 

Nordeste ganhará novas linhas de transmissão

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) vai leiloar no próximo dia 24 de abril, na sede da BM&FBOVESPA, em São Paulo, concessões para a construção, operação e manutenção de 7.400 km de linhas de transmissão em 20 estados brasileiros incluindo todos da região Nordeste. O leilão será dividido em 35 lotes, com investimento previsto de R$ 13,1 bilhões, e receita anual permitida (RAP) máxima de R$ 2,7 bilhões.

As instalações de transmissão deverão entrar em operação comercial no prazo de 36 a 60 meses a partir da assinatura dos respectivos contratos de concessão.

O edital do certame foi aprovado nesta terça-feira (7) em reunião pública da diretoria da ANEEL e estará disponível a partir do dia 09 de março no site da instituição.

Os empreendimentos serão localizados nos estados de Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Paraná, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Rondônia, Santa Catarina, São Paulo, Sergipe e Tocantins, com geração de 28,3 mil empregos diretos.

Veja abaixo a lista com os respectivos lotes, empreendimentos e estados. As informações são da Aneel.

LOTE

EMPREENDIMENTO

ESTADOS

1

  • LT 525 kV Guaíra – Sarandi – CD, C1 e C2, com 2 x 266,3 km
  • LT 525 kV Foz do Iguaçu – Guaíra – CD, C1 e C2, com 2 x 173 km
  • LT 525 kV Londrina – Sarandi, CD, C1 e C2, com 75,5 km
  • LT 230 kV Sarandi – Paranavaí Norte, CD, com 85 km
  • SE 525/230 kV Guaíra (novo pátio 525 kV) – (6+1 Res) x 224 MVA
  • SE 525/230/138 kV Sarandi (novo pátio 525 kV) – 525/230 kV (6+1 Res) x 224 MVA
  • SE 230/138kV Paranavaí Norte – (6 + 1 Res) x 50 MVA

Paraná

2

  • LT 230 kV Umuarama Sul – Guaíra C2, CS, com 108 km
  • SE 230/138 kV Londrina Sul – (3+1 Res) x 50 MVA
  • Trecho de LT da SE Londrina Sul ao Secc. (LT 230 kV Londrina – Apucarana), C1 – 2 x 4 km

Paraná

3

  • LT 230 kV Rio Verde Norte – Jataí – CD, C1 e C2, com 2 x 136 km
  • SE 500/230 kV Rio Verde Norte (novo pátio 230 kV) – (6+1 res) x 224 MVA

Goiás

4

  • LT 230 kV Rio Brilhante – Dourados 2 C1, com 122 km
  • LT 230 kV Rio Brilhante – Campo Grande 2 C1, com 149 km
  • LT 230 kV Imbirussu – Campo Grande 2 C2, com 57,3 km
  • LT 230 kV Nova Porto Primavera – Rio Brilhante, C2, com 137 km
  • LT 230 kV Nova Porto Primavera – Ivinhema 2, C2, com 64 km
  • LT 230 kV Dourados – Dourados II C2, com 48,2 km
  • SE 230/138 kV Dourados 2 – 2 x 150 MVA
  • Trecho de LT 230 kV Dourados – Ivinhema 2 em Dourados 2

Mato Grosso do Sul

5

  • LT 230 kV Nova Porto Primavera – Rosana CD, com 2 x 18,2 km
  • SE 230/138 kV Rosana (novo pátio 230 kV) – (6+1 Res) x 83,33 MVA em série com 2 TR defasadores 138/138 kV de (2+1 Res) x 250 MVA cada

São Paulo e Paraná

6

  • SE Araraquara 2 – 3 x Compensadores Síncronos 500 kV – (-180/+300) MVAr

São Paulo

7

  • LT 500 kV Miranda II – São Luís II C3, com 116 km
  • LT 500 kV São Luís II – São Luís IV, CD, C1 e C2, com 5 km
  • SE 500/230/69 kV São Luís IV – 500/230 kV, (6+1 Res) x 200 MVA e 230/69 kV, 2 x 200 MVA
  • Trecho de LT da SE São Luís IV ao Secc. LT UTE Porto de Itaqui São Luís II – 2 x 1 km

Maranhão

8

  • SE 500/138 kV Resende (novo pátio 138 kV) (3+1 Res) x 100 MVA

Rio de Janeiro

9

  • LT 230 kV Lagoa Nova II – Currais Novos II, CD, 28 km
  • SE Currais Novos II 230/69 kV, 2 x 100 MVA

Rio Grande do Norte

10

  • LT 230 kV Garibaldi – Lajeado 3, CS, 47 km
  • LT 230 kV Lajeado 2 – Lajeado 3, CS, 16,4 km
  • LT 230 kV Candiota 2 – Bagé 2, CS, 49 km
  • SE Vinhedos 230/69 kV, 2 x 165 MVA
  • SE Lajeado 3 230/69 kV, 2 x 83 MVA

Rio Grande do Sul

11

  • LT 230 kV Coelho Neto – Chapadinha II, CS, 74 km
  • LT 230 kV Miranda II – Chapadinha II, CS, 129 km
  • SE 230/69 kV Chapadinha II – 2 x 100 MVA

Maranhão

12

  • LT 230 kV Imperatriz – Porto Franco, C2, 113 km

Maranhão e Tocantins

13

  • LT 500 kV Xingó – Jardim C2, com 160 km
  • LT 500 kV Paulo Afonso IV – Luiz Gonzaga C2, com 38 km

Alagoas, Bahia, Sergipe e Pernambuco

14

  • LT 230 kV Nossa Senhora do Socorro – Penedo C2, com 109 km

Maranhão

15

  • LT 230 kV Garanhuns II – Arcoverde II, com 89 km
  • LT 230 kV Caetés II – Arcoverde II, com 50 km
  • SE 230/69 kV Arcoverde II – 2 x 100 MVA
  • SE 230/69 kV Garanhuns II – novo pátio 69 kV – 2 x 100 MVA

Pernambuco

16

  • LT 230kV Ribeiro Gonçalves – Balsas – C2 – 95 km

Piauí e Maranhão

17

  • LT 230 kV Guaíba 3 – Nova Santa Rita, com 38 km

Rio Grande do Sul

18

  • LT 500 kV Estreito – Cachoeira Paulista C1 e C2, CS, com 375 km cada

Minas Gerais e São Paulo

19

  • LT 500 kV Fernão Dias – Terminal Rio, com 330 km

São Paulo e Rio de Janeiro

20

  • SE 500 kV Fernão Dias – Compensador Estático 500 kV – (-150/300) MVAr

São Paulo

21

  • LT 525kV Abdon Batista – Siderópolis 2 CD – 261 km
  • LT 525kV Biguaçu – Siderópolis 2 C1 – 149 km
  • LT 525kV Campos Novos – Abdon Batista C2 – 39 km
  • LT 230kV Siderópolis 2 – Forquilhinha C1 – 28 km
  • LT 230kV Siderópolis 2 – Siderópolis CD – 7,5 km
  • SE 525/230 kV Siderópolis 2 (Nova) – (6+1) x ATF 224 MVA

Santa Catarina

22

  • SE 525 kV Biguaçu – Compensador Estático – (-100/+300 MVAr)

Santa Catarina

23

  • LT 500 kV Campina Grande III – Pau Ferro, com 136 km

Paraíba e Pernambuco

24

  • LT 440 kV Cabreúva – Fernão Dias C1 e C2, CD, com 71 km

São Paulo

25

  • SE 440 kV Bauru – Compensador Estático 440 kV (-125/250) MVAr

São Paulo

26

  • LT 230 kV Xinguara II – Santana do Araguaia C1/C2, CD, com 2 x 296 km
  • SE 230/138 kV Santana do Araguaia (novo pátio 230 kV) – 2 x 150 MVA e transformação defasadora

Pará

27

  • SE 500/230 kV Sobral III – Compensador Estático 500 kV (-150/+250 MVAr)

Ceará

28

  • SE 230/69-13,8 kV Caxias II – 2 x 100 MVA
  • SE 230/69 kV Boa Esperança II (pátio novo 69 kV) – 2 x 100 MVA
  • SE 230/69 kV Teresina II (pátio novo 69 kV) – 2 x 150 MVA

Maranhão e Piauí

29

  • SE 440/138 kV Baguaçu – (6+1 R) x 100 MVA
  • SE 440/138 kV Alta Paulista – (6+1 R) x 133,33 MVA
  • Secc. da LT 440 kV Marechal Rondon – Taquaruçu – LT 440 kV – 2 x 58 km
  • Secc. da LT 440 kV Ilha Solteira – Bauru C1 e C2 – LT 440 kV – 4 x 1 km

São Paulo

30

  • LT 500 kV Queimada Nova II – Milagres II C1, com 322 km

Bahia e Piauí

31

  • LT 230kV Xingu – Altamira, C1, com 61 km
  • LT 230kV Altamira – Transamazônica, C2, com 188 km
  • LT 230kV Transamazônica – Tapajós, C1, com 187 km
  • SE 230/138kV Tapajós – 2 x 150 MVA
  • SE Tapajós – Compensador Síncrono (-75 / +150) MVAr
  • SE Rurópolis – Compensador Síncrono (-55 / +110) MVAr

Pará

32

  • LT 230 kV Samuel – Ariquemes C4, com 145 km
  • LT 230 kV Ariquemes – Ji-Paraná C4, com 165 km
  • SE Ji-Paraná – Compensador Síncrono (-90/+150) MVAr
  • SE Ariquemes – Compensador Síncrono (-90/+150) MVAr
  • SE 230/138 kV Jaru – (3+1 R) x 16,67 MVA
  • SE 230/69 kV Coletora Porto Velho – (novo pátio 69 kV) – 1 x 100 MVA

Rondônia

33

  • LT 230 kV Vila do Conde – Tomé-Açu C2, com 125 km
  • SE 230/138 kV Tomé-Açu – 2 x 100 MVA

Pará

34

  • SE 230/138 kV Castanhal – 2 x 150 MVA (novo pátio em 138 kV)

Pará

35

  • LT 230 kV Vila do Conde – Marituba (C2 e C3), Circuito Duplo, com 10,4 km

Pará