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Notícias Outubro
23/10/2017

Regulação e Reestruturação do Setor

1 Aneel revisa cálculos e preço de energia pode subir

Os baixos níveis dos reservatórios e as chuvas abaixo da média para a época do ano acenderam um sinal vermelho para o governo. Embora o risco de racionamento continue sendo quase inexistente, o preço da energia gerada está cada vez maior - pelo acionamento de termelétricas mais caras, por exemplo -, e a arrecadação atual do mecanismo das bandeiras tarifárias já não consegue mais arcar com o custo. A Aneel pretende revisar a metodologia de definição das bandeiras tarifárias, a fim de reduzir a volatilidade dos preços e incluir, no cálculo, o nível dos reservatórios das usinas. Segundo Tiago Correia, diretor da autarquia e relator do processo sobre o assunto, a metodologia atual contém muita volatilidade, acumula déficits e não dá o sinal correto ao consumidor. A agência também vai discutir novos valores para os patamares de preços das bandeiras. O Valor apurou que a arrecadação relativa à bandeira tarifária em setembro foi da ordem de R$ 1 bilhão, enquanto o custo de operação do sistema para as distribuidoras foi de cerca de R$ 4 bilhões. Até o fim do ano, as distribuidoras terão impacto total de R$ 6 bilhões, que só poderá ser repassados para o consumidor nos reajustes anuais, segundo expectativa do presidente da Abradee, Nelson Leite. A mudança proposta na metodologia é técnica. Para efeito da definição da cor da bandeira, a nova metodologia deve considerar, além do custo de geração térmica para o mês de referência pelo ONS, o indicador de garantia física hidráulica das hidrelétricas, medido pelo GSF. Hoje, a metodologia considera apenas o CMO do sistema, valor fornecido pelo ONS e que baliza o cálculo do PLD, referência de preço do mercado de curto prazo. O valor do CMO, contudo, tem forte variação semanal. Com a nova metodologia, a ideia é aplicar uma fórmula que utilize o CMO e o GSF. O GSF, por sua vez, é mais estável. (Valor Econômico - 23.10.2017) 

2 GESEL: regime hidrológico dos últimos 12 meses é o pior desde a crise hídrica de 2012

Segundo cálculos do GESEL, da UFRJ, com base em números do ONS, o regime hidrológico dos últimos 12 meses concluídos em setembro, de 74,5% da média histórica, é o pior registrado no país desde o início da crise hídrica, no fim de 2012. "A hidrologia nunca esteve tão ruim", disse o professor Roberto Brandão, autor do estudo. De acordo com ele, porém, nos últimos anos a capacidade instalada do sistema cresceu bastante, com o início de operação das usinas de Santo Antônio, Jirau, Teles Pires e parte de Belo Monte, ao mesmo tempo em que o consumo caiu bruscamente, devido à crise econômica. "O risco de racionamento hoje é muito baixo", disse. Para outro especialista do setor, que pediu anonimato, a crise energética pode afetar o andamento da implementação da reforma do marco legal do setor elétrico por dois motivos. O diretor-geral da Aneel destacou que o CMSE solicitou à Petrobras que tente viabilizar gás natural para a termelétrica de Cuiabá, controlada pela J&F. A estatal rompeu o contrato de fornecimento em junho. (Valor Econômico - 23.10.2017) 

3 UFV Pirapora 6 liberada para operação comercial

A Aneel liberou para operação comercial a usina de geração fotovoltaica UFV Pirapora 6, segundo despacho publicado pela Aneel na última sexta-feira, 20 de outubro. A usina compreende as unidades geradoras UG15 a UG29, de 967,742 kW cada, totalizando 14.516,130 kW de capacidade instalada, localizada em Pirapora (MG). Já a UTE Alenquer – CEPA foi autorizada pela Aneel para em regime de testes da unidade UG6 de 846 kW capacidade, situada em Alenquer (PA). Outra usina contemplada pela liberação do órgão regulador é a usina de geração termelétrica Afuá – CEPA, que poderá testar as unidades UG2 e UG3, de 846 kW cada uma, somandoo 1.692 kW de capacidade instalada em Afuá (PA). (Agência Canal Energia – 23.10.17) 

4 Governo põe financiabilidade da expansão está no radar, afirma EPE 

A data é 18 de outubro de 2017 e o tema é a financiabilidade do mercado livre de energia por meio da CP 33. Segundo o presidente da EPE, Luiz Augusto Barroso, o governo federal tem a meta de efetuar a financiabilidade do setor elétrico de forma eficiente. Ele apresentou uma visão geral da CP 33 que visa estabelecer a maior reforma do setor elétrico desde a 10.848/2004 para os consumidores de energia. Um dos pontos que vem sendo mais apontados como fundamentais para o setor é justamente como é que deverá se dar o financiamento dos projetos de geração para expansão da capacidade com a perspectiva de abertura do mercado livre, já que os contratos de longo prazo são utilizados como a garantia para a liberação de empréstimos. Em sua apresentação Barroso destacou que o foco dos aperfeiçoamentos propostos visam trazer mais eficiência para o setor elétrico como um todo. Um desses caminhos é o de viabilizar a entrada de novas tecnologias que se mostram viáveis em diversos países e o direito de escolha dos consumidores e com isso trazer benefícios para com preços realistas. Dentro os conceitos macro apresentados está a visão de longo prazo com respeito aos contratos legados. O consumidor deve ter mais poder e para isso precisa de mais liquidez no mercado livre para atender a demanda com preços mais eficientes e críveis. As fontes renováveis devem ser acessíveis com valores competitivos e com a racionalização de encargos e subsídios em um mercado sustentável no longo prazo. Nesse sentido, Barroso voltou a apontar a separação lastro e energia como a forma de assegurar a expansão da oferta e com a confiabilidade pago por todos. Em sua avaliação, na ausência de uma base de operação de contratos de longo prazo para servirem como garantias de financiamento, deve existir a confiabilidade traduzida em acordos no curto prazo com o lastro sendo pago. (Agência Canal Energia – 20.10.17) 

5 Segundo comercializadoras, há uma janela de oportunidade para novos contratos

O segmento de comercializadoras aponta para uma janela de oportunidade na contratação de energia no mercado livre caso as chuvas do período úmido fiquem dentro da normalidade. A curva de preços futuros vem apresentando uma pequena vantagem ainda, o que coloca o segmento como vantajoso para a migração de consumidores. E essa janela ainda pode ser aproveitada não somente para os novos consumidores, mas para aqueles que também precisam repor seus contratos.O diretor da Ecom Energia, Marcio Sant’Anna, lembrou que o preço da energia está intimamente ligado aos volumes de chuvas que são registrados, principalmente no período úmido, que começa em novembro e se estende até abril. Atualmente o país conta com armazenamento de cerca de 18% no SIN e essa janela pode chegar com a chegada desses volumes. Ele comentou durante o painel Avaliando a Migração para o Mercado Livre no 5º Fórum Nacional dos Consumidores Livres, evento realizado pelo Grupo CanalEnergia e que faz parte da 1ª edição do Energy Expo Fórum, que os preços estão elevados mas os futuros ainda apresentam vantagem ante o regulado. Segundo a curva de preços da BBCE para o produto convencional mensal com ponto de entrega no submercado SE/CO para operações em outubro está em R$ 456/MWh, um valor R$ 77/MWh abaixo do PLD teto que tem vigorado nas últimas semanas. Para o final do mês e ano que vem o valor segue ladeira abaixo com novembro a R$ 390,97/MWh, dezembro a R$ 274,40/MWh e 2018 a R$ 237,91/MWh. (Agência Canal Energia – 20.10.17) 

6 ABESCO: obrigatoriedade para eficiência energética

Como no racionamento em 2001, em que o consumidor foi forçado a reduzir o seu consumo sob pena de multa, o uso de alguma obrigatoriedade é visto como a única maneira para fazer com que os projetos de eficiência energética se massifiquem e deslanchem no país. De acordo com o presidente da ABESCO, Alexandre Moana, ainda que a medida possa parecer diferenciada, ele não vê outro caminho. “O fator climático de responsabilidade intrínseca ao usuário é um impulsionador, mas sem obrigatoriedade, pode esquecer”, afirma Moana, que participou de painel no Fórum Nacional de Eficiência Energética, na última quarta-feira, 18 de outubro, em São Paulo (SP), durante o Energy Expo Forum. O presidente da associação diz que chegou à conclusão após duas décadas de atuação na área. Ele conta que não viu acontecer ações sem que houvesse algum tipo de obrigação. Muitas vezes há o dinheiro para os projetos que não são usados, pela baixa procura e má qualidade dos projetos. Durante o painel, Moana alertou que a Geração Distribuída deve ser precedida pela eficiência energética, sob pena de haver desperdício. Segundo ele, é como quando se gasta para fazer um sistema de captação de água e há um furo na caixa d’água. “Você está sendo ruim com o meio ambiente e com a competitividade nacional se você inserir uma GD sem ter eficiência energética que a preceda”, avisa. (Agência Canal Energia – 20.10.17) 

7 Aneel: seminário debate os desafios da geração de energia elétrica no Brasil

A Aneel promoveu na quinta-feira (19/10), no auditório da CNA, o seminário “Desafios da Geração de Energia Elétrica no Brasil”. Ao todo, mais de 200 participantes acompanharam os três painéis que discutiram a situação do segmento de geração de energia e o potencial de expansão das diferentes alternativas da matriz energética brasileira. Na abertura do evento, o diretor-geral da ANEEL, Romeu Rufino, falou sobre o desafio que é gerir os contratos de concessão, a fim de fazer com que os empreendimentos licitados nos leilões, tanto de Transmissão quanto de Geração, consigam entregar os serviços nos prazos estabelecidos. O setor elétrico tem forte interdependência entre os diversos segmentos, a indústria e os demais consumidores e o descasamento entre empreendimentos devem ser evitados.Segundo Rufino, a Agência tem sido bastante proativa e, ao antecipar os problemas, ganham os empreendedores e ganha o interesse público - com a contratação de agentes capazes de cumprir com os compromissos assumidos nos contratos. O secretário-executivo do MME, Paulo Pedrosa, ressaltou a importância da iniciativa do diretor da ANEEL Reive Barros em organizar o seminário de Geração e, também, a capacidade da regulação e formulação de políticas, que devem ser alinhadas com os interesses de todos os segmentos em benefício da sociedade. Pedrosa avaliou o atual momento do setor de energia elétrica e as novas formas de investimento, na qual se devem realinhar os incentivos e os riscos com novos custos de financiamento, para recuperar uma lógica econômica mais eficiente para o setor. (Aneel – 23.10.17)

8 Impactos das privatizações no setor são levadas a debate pela CSF 

Os impactos das privatizações do setor elétrico e as suas consequências para o Brasil serão tema de audiência pública na CSF, na próxima terça-feira (24). Para o debate, foram convidados Wilson Ferreira Junior, presidente da Eletrobras, Ikaro Chaves Barreto Sousa, representante da Federação Nacional dos Urbanitários; Mauro Martinelli Pereira, diretor de distribuição da CEB; e Leandro Caixeta Moreira, representante da ANEEL. A audiência integra o ciclo de debates da CSF para discutir as privatizações no setor elétrico propostas pelo governo do presidente da República, Michel Temer. Em agosto, foi anunciado o plano de privatização da Eletrobras e suas subsidiárias, com conclusão prevista para o primeiro semestre de 2018. A União detém hoje 60% das ações da Eletrobras, mas com a privatização deixará de controlar a estatal e permanecerá como acionista. (Agência Senado – 20.10.2017)


9 MME: projetos da Cantareira Transmissora e Firminópolis enquadrados como prioritários

O MME aprovou na última quinta-feira, 19 de outubro, como prioritário, um projeto de titularidade da Cantareira Transmissora de Energia S.A correspondente ao Lote F do Leilão nº 001/2014 da Aneel, e que compreende a Linha de Transmissão Estreito – Fernão Dias, em 500 kV, Circuito Duplo, nos estados de São Paulo e Minas Gerais. A previsão de conclusão das obras é para março de 2018. Outro projeto contemplado pelo MME como prioritário é relativo ao Lote L do Leilão nº 05/2015 da Aneel e conta com a Linha de Transmissão Trindade – Firminópolis, em 230 kV, Primeiro Circuito, além de outros reforços em instalações localizadas no estado de Goiás. A conclusão do projeto está prevista para março de 2019. (Agência Canal Energia – 20.10.17) 

10 GUERREIRO, Sergio. "Retomada industrial depende de fontes alternativas de energia". Valor Econômico. Rio de Janeiro, 23 de outubro de 2017. 

Em artigo publicado no Valor Econômico, Sergio Guerreiro, CEO da unidade de Bearings da Thyssenkrupp no Brasil, trata da relação entre o crescimento econômico, mais especificamente do setor industrial, e a necessidade de energias alternativas. Segundo o autor, “(...) remodelar o sistema elétrico brasileiro de modo que as principais fontes de geração estejam baseadas nas centrais hidrelétricas e eólicas, tendo como back-up pequenas centrais termelétricas (...)”. Ele conclui que “independentemente do foco de análise, é preciso ter claro que o investimento contínuo no grid é um ponto preponderante para a retomada do crescimento do parque industrial brasileiro”. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 23.10.2017)

 

Empresas

1 Eletrobras: Governo quer manter subsidiárias regionais para facilitar privatização

O governo federal pretende estabelecer nas regras da privatização da Eletrobras que a companhia deverá manter suas subsidiárias regionais de geração e transmissão de energia após ser privatizada, uma exigência que na visão dos envolvidos no processo pode ajudar na aprovação dos planos junto ao Congresso Nacional e a políticos em geral. O ministro interino de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, disse a jornalistas nesta sexta-feira que a ideia está em avaliação e pode ser uma das obrigações que o governo poderá impor à gestão da Eletrobras após a privatização, o que poderia ser estabelecido por meio da golden share que a União quer manter na companhia para decidir sobre assuntos estratégicos. “A gente tem que ser sensível. Os processos de governo não são processos puramente técnicos, você tem que ouvir a sociedade, construir consensos, buscar o caminho do possível”, disse Pedrosa, após participar de debate na Federação das Indústrias de São Paulo (Fiesp). Ele citou como exemplo a Chesf, subsidiária da Eletrobras no Nordeste, que opera usinas no São Francisco e é vista como importante para a economia da região. “O ministro entende e é sensível a isso”, disse Pedrosa. “A ideia é preservar a empresa como uma empresa parte da Eletrobras, mas tendo sua identidade, é um elemento que é importante, manter a sede, uma estrutura regional. Acho que nem faria sentido do ponto de vista privado... Mas politicamente talvez seja importante para viabilizar o processo”, afirmou. Ele disse que outra exigência deve ser que a Eletrobras seja uma corporação e mantenha-se assim após a privatização, incluindo a criação de mecanismos para proteger a companhia de uma eventual oferta hostil de aquisição. (Reuters – 20.10.2017) 

 

2 Eletrobras: Desestatização deve atrair mais fundos do que empresas do setor, avalia CEO

A operação de desestatização da Eletrobras deve atrair mais o interesse de grandes fundos e investidores nacionais e globais do que de companhias do setor elétrico, dado o interesse do governo de pulverizar o capital da estatal, disse o presidente-executivo da empresa, Wilson Ferreira Jr.., nesta sexta-feira. “Investidor estratégico (empresa de energia pode entrar), não é proibido, mas a lógica de investidor estratégico é ser controlador da empresa e de ser o dono para colocar a lógica dele”, disse o presidente da estatal a jornalistas em evento da Ordem dos Advogados do Brasil (OAB). O modelo de privatização da Eletrobras em estudo no governo prevê limitar a participação que os acionistas privados poderão ter no bloco de controle da companhia a um máximo de 10 por cento, disse nesta sexta-feira o ministro interino de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, em debate sobre a estatal na Federação das Indústrias de São Paulo (Fiesp). “Quem faz IPO ou ‘follow on’, que é o que vamos fazer, quem compra isso, quem compra é um investidor financeiro do tipo fundos de infraestrutura, fundos de países emergentes e fundos de energia”, complementou Ferreira Jr.. O mundo, segundo o executivo, tem hoje cerca de 250 grandes fundos globais. O governo espera realizar a operação de pulverização do capital da Eletrobras até junho do ano que vem, e o executivo admitiu que a data próxima às eleições de 2018 aumenta a “complexidade” da desestatização. (Reuters – 20.10.2017)

 

3 Eletrobras: Distribuidoras vão custar o equivalente a um carro

As distribuidoras da Eletrobrás devem ser privatizadas no primeiro trimestre do ano que vem ao custo simbólico de um carro para cada uma delas, disse nesta sexta-feira, 13, o secretário executivo do MME, Paulo Pedrosa. Segundo ele, o valor já foi definido, mas o ministro interino considerou que não teria permissão para mencioná-lo, por uma questão de governança. "É da ordem de grandeza de um automóvel, é simbólico", disse. Pedrosa salientou que o modelo de leilão das distribuidoras será pelo menor adicional tarifário extraordinário, depois que fez um "reposicionamento tarifário temporário" da concessão pelo período de cinco anos, admitindo nem mesmo uma empresa eficiente poderia ter fôlego para recuperar as empresas. "Ao fazer isso a Aneel tornou mais factível a venda", disse. Ele também considerou positiva a permissão da Aneel para que o pagamento de valores de fundos setoriais que estão sendo colocados para manter as empresas se dê depois deste primeiro ciclo tarifário de cinco anos."Será o momento que a tarifa cairia e será o momento em que esses valores começam a ser pagos, é um movimento que ajusta o fluxo de caixa e permite que essas privatizações aconteçam", explicou. Pedrosa comentou que há situações de "muita dificuldade" das empresas. "Em uma delas, o excesso do custo operacional real, quando comparado com a Aneel, em um ano, come 35 anos da remuneração regulatória que a Aneel dá para a concessão", disse. Conforme disse Pedrosa, o dataroom com informações detalhadas sobre as empresas deve ser disponibilizado ainda este ano. Desta forma, os possíveis interessados poderão avaliar melhor a situação das distribuidoras. (O Estado de São Paulo – 20.10.2017) 

 

4 Eletrobras: Para presidente da estatal, Golden Share deve ser usada com cautela 

O mecanismo da Golden Share no processo de privatização da Eletrobras deve ser usado com cautela pelo governo, uma vez que ele pode tirar o valor da empresa. Favorável ao mecanismo, o presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Junior, disse que ele deve observar aspectos como a proibição de venda de determinados ativos, mas desde que não a faça perder valor. “Isso tem que ser olhado pelo governo, o governo sabe que se colocar um monte de poderes, deprecia a companhia. Isso vai ser considerado ao fazer a avaliação. Cogita-se de usar o papel especial para manter todas as subsidiárias da Eletrobras, atividades específicas da Chesf no rio São Francisco, o nome da empresa ou mesmo manter o local da sua sede. Mesmo com o cronograma apertado, Ferreira Junior acredita que a venda de ações seja concluída no ano que vem, como vem sendo prometido. Mesmo o fato de ser um ano eleitoral, isso não deve ser empecilho. Ainda segundo o executivo, o aumento de capital não está submetido ao período eleitoral, embora o aspecto político seja preponderante. “Estamos trabalhando para deixar a economia preparada até junho”, avisa. SPEs – O executivo espera que no mês que vem a modelagem de venda das 77 Sociedades de Propósito Específico da Eletrobras seja apresentada. A Eletrobras espera arrecadar cerca de R$ 5 bilhões com a venda dos ativos, que vão de linhas de transmissão a parques eólicos. (Agência Canal Energia – 20.10.17)

 

5 Eletrobras: Privatização deve permitir ganho de eficiência

A privatização da Eletrobras pode colaborar para a modicidade tarifária, no sentido de permitir a melhoria da eficiência da estatal, mas parte do processo, que prevê a descotização das usinas mais antigas da estatal, vai no sentido contrário ao da redução ou menor aumento das tarifas de energia. A avaliação é do diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino. Ele evitou, porém, citar qualquer cálculo de potencial impacto da mudança no sistema de comercialização da energia dessas usinas. "O impacto pode ser maior ou menor, não é bom usar um número sem ter cuidado de conhecer premissas, mas se renda hidráulica está sendo disputada, é porque é vantajoso", comentou. Para o diretor, embora o sistema de cotas, implementado pelo governo Dilma Rousseff, possa ser questionado em alguns aspectos, traz um princípio justo que é o de alocar no consumidor os ganhos com uma usina já amortizada. "O consumidor pagou, é razoável alocar para consumidor o benefício", disse, criticando a decisão da União de arrecadar valores com a nova concessão das usinas, o que acaba por encarecer as contas de luz. "Não cabe à Aneel fazer a escolha, fizemos o leilão da Cemig de acordo com a política definida", disse. Segundo ele, embora a cota envolva riscos relacionados ao potencial déficit hídrico, que está alocado no consumidor e atualmente aumenta o valor da enegia, no longo prazo o patamar não é tão elevado. Ainda assim, Rufino considera a privatização Eletrobras positiva pelos potenciais ganhos de eficiência que a empresa pode obter. "A ineficiência precisa ser estancada", disse. (O Estado de São Paulo – 20.10.2017) 

 

6 Eletrobras: Governo prevê R$ 7,7 bi no Orçamento de 2018 com privatização

O governo federal vai prever no orçamento da União de 2018 uma arrecadação de R$ 7,7 bilhões com o processo de privatização da Eletrobras, disse nesta sexta-feira (20) o ministro interino de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, ao participar de debate sobre a estatal na Fiesp (Federação das Indústrias do Estado de São Paulo). O dinheiro entrará para o Tesouro com o pagamento pela Eletrobras de um bônus em troca de contratos mais vantajosos para suas hidrelétricas. A estatal deverá obter o dinheiro para o pagamento com uma oferta de ações que reduzirá a União a uma fatia minoritária na companhia. Os recursos de privatizações devem ajudar o governo federal a tentar cumprir suas metas orçamentárias. Pedrosa disse ainda que os planos para a privatização preveem limites à participação de investidores na Eletrobras."Estamos investindo [na ideia de privatização] para trazer resultado e criar uma corporação... com uma limitação, em que nenhum acionista tenha mais de 10% do bloco de controle, uma empresa com lógica privada", disse Pedrosa. (Folha de São Paulo – 20.10.2017) 

 

7 Eletrobras: Fiesp ameaça fazer campanha contra a descotização de usinas

A Federação das Indústrias de São Paulo (Fiesp) ameaçou fazer campanha contra a proposta de descotização das hidrelétricas da Eletrobras, caso a entidade constate que a real intenção do Governo Federal é arrecadar recursos para tapar o rombo fiscal da União e viabilizar a transferência do controle da Eletrobras. A ameaça de “colocar o pato na rua” foi feita diretamente ao secretário-executivo do MME, Paulo Pedrosa, em reunião pública realizada nesta sexta-feira, 20 de outubro, na sede da Fiesp, em São Paulo.“Se a descotização for para privilegiar a Eletrobras, para o Tesouro arrecadar, para viabilizar a transferência do controle da Eletrobras para um outro grupo que a gente nem sabe qual é, nós vamos encarar isso como um atentado ao interesse do consumidor brasileiro”, disse enfático o diretor titular do Departamento de Infraestrutura da Fiesp, Carlos Cavalcanti. “Se manter o modelo [do setor elétrico] de 2003/2004… Vamos encarar a descotização como aquele imposto que não vou ousar dizer o nome. Aí na agenda do pato vai estar essa questão. Espero que a gente chegue a um entendimento muito claro, porque todo mundo sabe o poder desse pato na rua e a força que a Fiesp tem quanto ela defende com unhas e dentes um posicionamento”, completou. Segundo Cavalcanti, a Eletrobras possui 7,6 GW médios em regime de cotas comercializados pelo valor médio de R$ 40/MWh. Caso essa energia seja comercializada pelo valor de R$ 200/MWh, conforme preço estimado da CP33, haveria um impacto anual de R$ 13,2 bilhões (com impostos). (Agência CanalEnergia – 20.10.2017) 

 

8 Fiesp: “Talvez o nome correto não seja descotização, mas reamortização”

A descotização pode ter um custo ainda maior caso os demais agentes de mercado reivindiquem o mesmo benefício que se vislumbra conceder a Eletrobras. “O mercado já está falando que, se descotizar as usinas da Eletrobras, outras empresas vão entrar por princípio da isonomia”, disse o diretor da Fiesp, Carlos Cavalcanti. Diante dessa possibilidade, a entidade calculou qual seria o impacto caso o total de 12 GW médios em regime de cotas fosse comercializado ao preço de R$ 200/MWh, considerando o preço médio atual das cotas de R$ 66/MWh. O impacto anual para o então seria de R$ 17,6 bi (com impostos), totalizando R$ 528 bi em 30 anos. “Talvez o nome correto não seja descotização, mas reamortização”, ironizou Cavalcanti. O diretor deixou claro que apoia as premissas do governo visando modernizar as regras do setor elétrico, privatizar a Eletrobras e trazer mais eficiência para o setor. Porém, o modelo proposto não é considerado o ideal pela Fiesp. “O modelo de privatização da Eletrobras como foi proposto pelo governo não é a melhor forma. Acho que temos que pensar diferente”. Ele defendeu que a União venda sua participação na Eletrobras e desista de manter uma ação de classe especial com poder de veto em decisões da empresa, ação conhecida como golden share. A Fiesp ainda exigiu que todo o recurso arrecadado com privatização da Eletrobras seja usado para abater custos dos consumidores. E que em caso de descotização, que essa energia seja alocada temporalmente no mercado livre dentro. Cavalcanti disse ainda que a entidade apoiará o governo na reforma do setor elétrico, desde que as mudanças redirecionem as regras do setor para um modelo mais voltado para o mercado. (Agência Canal Energia – 20.10.17)

 

9 Itaipu: Geração da hidrelétrica já supera obrigação contratual em 2017

A hidrelétrica binacional de Itaipu, entre o Brasil e o Paraguai, já produziu neste ano mais energia do que o previsto para entrega em seu contrato, disse nesta sexta-feira a companhia responsável pela administração do empreendimento. De acordo com Itaipu Binacional, a usina, que é líder mundial em produção de eletricidade, já ultrapassou 75 milhões de MWh entregues no ano, que é o montante previsto em contrato. “Desde 1998, ou seja, há 19 anos, a energia entregue pela binacional... sempre foi superior à vinculada, em todos os anos”, disse a empresa, que no Brasil tem como responsável por suas operações a estatal Eletrobras e no Paraguai a elétrica Administración Nacional de Electricidad (Ande). A produtividade da usina vem mesmo em meio a um ano de chuvas abaixo da média que tem deixado baixos os níveis dos reservatórios da maior parte das hidrelétricas brasileiras e pressionado as contas de luz, que desde julho têm uma cobrança adicional devido à menor oferta de geração hídrica. A usina de Itaipu é a segunda maior do mundo em capacidade instalada, com 14 GW, atrás de Três Gargantas, na China, com 22,4 GW. Mas a produção de Itaipu somou um recorde de geração de 103 milhões de MWh em 2016, ante uma maior marca de 98,8 milhões de MWh de Três Gargantas, em 2014. (Reuters – 20.10.2017)

 

10 Furnas: Nova etapa de obra da subestação Grajaú é concluída

Furnas já concluiu 80% das obras de substituição da subestação Grajaú (RJ). Durante a finalização da última etapa, foram energizados o terceiro banco de transformadores 500/138 kV e as linhas de interligação 138 kV Grajaú - Terminal Sul - circuito 2 e circuito 4. A subestação responde pelo fornecimento de energia à quase 40% da cidade, incluindo a zona Sul, Centro e parte das zonas Norte e Oeste. Até o momento, Furnas investiu cerca de R$ 158 milhões de um total de R$ 197 milhões estimados para este projeto e a conclusão está prevista para dezembro. Segundo a empresa, a mudança foi necessária porque a subestação antiga foi fabricada nos anos 70 e havia encerrado a vida útil. Planejada desde 2010, a substituição conta com uma complexa operação que envolve uma média de 100 profissionais, entre engenheiros e técnicos. O trabalho acontece sem a necessidade de desligar a unidade, interrompendo o fornecimento de energia para população. (Brasil Energia – 20.10.2017) 

 

11 Minoritários da CPFL Renováveis admitem que não houve tratamento igualitário nos preços das ações

Na disputa pelo cálculo do preço da oferta pública de aquisição de ações da CPFL Renováveis, tanto a controladora State Grid quanto os minoritários relembram casos anteriores e acusam um ao outro de omitirem contextos. Ao comparar os preços atribuídos nas operações com o valor médio nas ações do mercado, eles alegam que não houve tratamento igualitário. Isso porque houve ágio de 29% para a CPFL Energia e um desconto de 6%, no caso da Renováveis. A área técnica da CVM acatou o pleito e determinou que a State Grid elevasse o preço ou explicasse os motivos para não fazê-lo. A CVM questionou a metodologia baseada no Ebitda (lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização) trimestral e não anual. Na sequência da resposta enviada pelo controlador, a CVM pediu laudos de avaliação das empresas para realizar "teste de consistência" das justificativas de preços e verificar qual a real proporção da Renováveis dentro da CPFL Energia. No documento enviado à CVM, a State Grid incluiu pareceres de oito especialistas, como da ex-presidente da CVM, Maria Helena Santana, e dos ex-diretores Ana Novaes, Luciana Dias e Pedro Marcilio. Em sua análise, Maria Helena diferencia os precedentes da CPFL Renováveis. A ex-presidente da CVM diz que em nenhum destes casos havia no contrato um preço atribuído à controladora indireta objeto da OPA sob análise, ou mesmo alguma indicação prévia da parcela de preço atribuída a ela. A State Grid propôs pagar R$ 12,20 por ação. Naquelas ocasiões, essa omissão levou a CVM a discutir critérios e metodologia em um nível de profundidade que "foram excepcionais, por se tratarem de situações excepcionais". (Valor Econômico - 23.10.2017)

 

12 Cemig dispensa Fernandes da direção de Desenvolvimento de Negócios e nomeia José Rabelo

A elétrica mineira Cemig dispensou na quinta-feira o diretor de Desenvolvimento de Negócios da companhia, Cesar Vaz Fernandes, e o posto será ocupado por José Maria Rabelo, informou a companhia. A saída de Vaz havia sido confirmada mais cedo à Reuters por duas fontes com conhecimento direto do assunto. “Ele foi desligado ontem... ainda não houve comunicação oficial”, disse uma das fontes, que falou sob condição de anonimato porque não tem autorização para falar com a imprensa. Em comunicado ao mercado na noite desta sexta, a Cemig também informou que Thiago de Azevedo Camargo assumirá o posto de diretor de Relações Institucionais e Comunicação. A Reuters publicou no final de setembro que Vaz e outros dois diretores seriam desligados da Cemig, assim como o presidente-executivo da companhia, Bernardo Alvarenga. Uma segunda fonte disse que a saída de Vaz é a primeira e deverá ser seguida em breve por novas mudanças, como do diretor comercial, Dimas Costa, e da diretora de Recursos Humanos, Maura Galuppo. A fonte disse que o processo deve ser gradual e culminar na saída do CEO da companhia, o que deve acontecer entre o final de novembro e início de dezembro. O mais cotado para assumir a presidência da Cemig após as mudanças é o atual CEO da Light, Luiz Fernando Paroli, disse a fonte, que também falou sob anonimato. No comando da Light desde o final de junho, Paroli é um homem de confiança do governador de Minas Gerais, Fernando Pimentel, e foi escolhido para o cargo por ser visto como um profissional que ao mesmo tempo possui perfil técnico e político. “O Paroli vai assumir. Ele tem muita experiência no setor elétrico e tem sensibilidade política, que é algo que, na Cemig, precisa”, disse a fonte. (Reuters – 20.10.2017) 

 

13 Copel está se preparando para participar de leilão de LTs

A Copel está se preparando para participar do leilão de transmissão marcado para dezembro, de olho em linhas complementares ao seu negócio de distribuição, no Paraná. "Estamos focados no próximo leilão de transmissão, principalmente no estado do Paraná. Queremos aproveitar nossa capacidade de investimentos onde a gente tem sinergias. A distribuidora tem várias linhas da rede básica, podemos aproveitar", comentou o presidente da companhia, Antonjo Sergio Guetter,que participou, na ultima quinta-feira (19/10) da inauguraçao do complexo eólico São Miguel do Gostoso. No projeto, a estatal paranaense tem 49% de participação e o restante pertence a Voltalia. Para Guetter a companhia deve seguir apostando em parcerias para expandir em novos negócios. "Em geração, também temos interesse em algumas hidrelétricas no estado do Paraná", disse o presidente da Copel. O lote 1 do leilão de linhas de transmissão, e o maior de todos, prevê linhas em 525 kV e 230 kV e diversas subestações no estado, com invstimento total previsto de R$ 2,017 bilhões. (Brasil Energia – 20.10.2017) 

 

14 Neoenergia: Energia gerada cresce 1% no 3º trimestre

A Neoenergia informa que a energia gerada no terceiro trimestre de 2017 totalizou 2.037 GWh, o que representa um crescimento de 1% em relação ao verificado no mesmo período do ano passado. Desse montante, 1.111 GWh dizem respeito a fontes renováveis, alta de 45% na base anual, e os outros 926 GWh referem-se à energia térmica, queda de 19% na mesma base de comparação. A energia injetada, por sua vez, chegou a 15.134 GWh entre julho e setembro de 2017, ficando estável em relação ao mesmo intervalo do ano passado. A Coelba respondeu pela maior parte, com 5.431 GWh, queda de 1% em um ano. Celpe, Cosern e Elektro registraram 3.738 GWh (-4%), 1.502 GWh (-3%) e 4.462 GWh (+5%), respectivamente. A Neoenergia ainda informa que a capacidade instalada no terceiro trimestre deste ano chegou a 3.072 megawatts (MW), sendo 2.539 MW em fontes renováveis e 533 MW em energia térmica. (Valor Econômico - 20.10.2017) 

 

15 Siemens Gamesa divulga novas contratações

A Siemens Gamesa divulgou suas novas contratações na equipe de gestão. Miguel Ángel López assumirá como o novo diretor financeiro, a partir de 1°/12, deixando a mesma posição na Siemens Alemanha. Foi nomeado para o cargo de presidente da Divisão Offshore Andreas Nauen, que começará as atividades em 1°/11. Já o advogado Jürgen Bartl, assumiu nesta sexta-feira (20/10) a posição de conselheiro e secretário-geral da companhia. Deixaram os cargos de diretor financeiro Andrew Hall, de presidente da Divisão Offshore Michael Hannibal, e de conselheiro e secretário-geral, Antonio Cortajarena. (Brasil Energia – 20.10.2017) 

 

 

Leilões

1 BNDES: Banco divulga regras para financiamento nos leilões até 15 de novembro

O BNDES deve apresentar na primeira quinzena de novembro as condições de financiamento para os leilões de Transmissão, A-4 e A-6, que serão realizados nos dias 15, 18 e 20 de dezembro, respectivamente. De acordo com a superintendente de energia Carla Primavera, a taxa adotada será a de juros por longo prazo, a TJLP. Ela participou nesta sexta-feira, 20 de outubro, de workshop da Comissão de Energia da OAB-RJ. Ainda segundo a executiva, embora a consulta pública 33, que altera o modelo do setor elétrico, peça novas fontes de financiamento que não a do banco de fomento e sinalize para uma etapa, o desejo do BNDES é o de continuar financiando o setor elétrico. Ela o considera o mais organizado dentro da área de infraestrutura no país, dando segurança ao banco. “O setor não nos assusta nem seus desafios no curto prazo”, avisa Carla. A criação de um fundo garantidor no setor é desnecessária, segundo ela. “Nós temos R$ 186 bilhões no setor, o setor é estruturado, na nossa visão não precisa de fundo garantidor, vai limitar a expansão”. Ela conta que tem havido intenso diálogo com a empresa de Pesquisa Energética para que haja um ajuste do financiamento a esse novo modelo setorial. Ela frisa a importância da transição para o êxito das operações e vê com bons olhos a criação de uma bolsa de energia, o que traria mais transparência. (Agência CanalEnergia – 20.10.17) 

 

 

Oferta e Demanda de Energia Elétrica

1 Níveis dos reservatórios pelo Brasil

Os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste diminuíram em 0,3% os níveis em relação ao dia anterior e se encontram com 19,6% da capacidade, segundo dados do ONS relativos a última quinta-feira, 19 de outubro. A energia armazenada está em 39.782 MW mês e a energia afluente em 65% da MLT. A usina de Furnas trabalha com 13,88% da capacidade e Serra da Mesa, com 6,79%. No Nordeste do país os níveis recuaram em 0,1%, deixando os reservatórios com 7,3% da capacidade. A energia armazenada ficou em 3.798 MW mês no dia e a energia afluente está em 18% da média de longo termo armazenável acumulada no mês. A hidrelétrica Sobradinho apresenta 3,62% da sua capacidade. No submercado Norte houve diminuição de 0,2% e os reservatórios operam com 20,2% da capacidade. A energia armazenada chegou a 3.673 MW mês e a ENA ficou em 51% da MLT. A hidrelétrica Tucuruí se encontra com 37,24% da capacidade. Já no Sul do país os reservatórios abaixaram 0,3% para 43,1% da capacidade. A energia armazenada no dia ficou em 8.657 MW mês e a energia afluente está em 65% da MLT. A usina de G. B. Munhoz opera com 31,41% da capacidade. (Agência Canal Energia – 20.10.17) 

2 ONS: chuvas no Sudeste devem recuar e armazenamento chegar a 17,2%

A última revisão semanal do PMO de outubro apresentou uma variação significativa nas vazões esperados para o Sul do país. Naquela região é esperada a maior variação do país na comparação com a estimativa da semana passada. A projeção de energia natural afluente no Sul para o final do mês aumentou de 69% da média de longo termo para 81%. No Sudeste/Centro-Oeste caiu de 68% para 64% da MLT, no Nordeste ficou estável em 21% e no Norte recuou 1 ponto porcentual, para 51%. Segundo o ONS, a previsão de carga permaneceu praticamente estável ante o que se esperava semana passada. Agora o crescimento estimado é de 3,8%, aumento de 0,1 p.p. o SE/CO tem previsão de carga 4,4% mais elevada do que em outubro do ano passado, no Sul esse indicador está em 5,4%, estável no NE e aumento de 2,3% no Norte. O volume armazenado esperado para o final do mês apresentou uma leve mudança em quase todo o país. Somente no SE/CO é esperada a continuidade do deplecionamento mais acelerado ante sete dias atrás. Ao final do mês a nova projeção é de 17,2% da capacidade de armazenamento máximo ante 18%. Nas outras regiões o ritmo de queda desacelerou um pouco. No Sul a estimativa que era de 44,7% poderá ficar em 49%, no NE passou de 5,1% para 5,3% no Norte de 20,9% para 21,6%. Mesmo com esses dados, o custo marginal de operação manteve-se na casa média de R$ 860/MWh. A variação foi de centavos em comparação à semana anterior. Os patamares de carga pesada e média ficaram em R$ 871,23/MWh, queda de pouco mais de R$ 2/MWh de sete dias atrás, e a leve subiu pouco mais de R$ 3/MWh para R$ 841,55/MWh. A geração térmica para a semana operativa que se inicia neste sábado 21 de outubro está prevista em 15.784 MW médios. Esse volume é praticamente o mesmo da semana anterior que estava em 15.468 MW médios. Dentro da ordem de mérito estão 11.196 MW médios e 4.588 MW médios estão previstos por inflexibilidade. Além disso, continua a importação de energia do Uruguai. (Agência Canal Energia – 20.10.17)

3 ONS: Seca atinge reservatório de usina hidrelétrica em Icém, que opera com 14%

A estiagem está afetando o reservatório da usina hidrelétrica de Marimbondo, em Icém (SP). Com o nível de água do rio Grande mais baixo, a usina está operando com 14% de sua capacidade, número abaixo do que o esperado para o mesmo período do ano passado, quando operava com 53% da capacidade. O nível da água do rio não para de baixar. As pedras, que deveriam estar debaixo da água, estão visíveis. As chuvas vieram em pouca quantidade nos últimos meses e não foram suficientes para mudar a situação. A estiagem afetou a usina, que tem capacidade para fornecer energia para uma cidade com mais de 4 milhões de habitantes. Segundo o ONS, não há risco de problemas no fornecimento de energia porque o sistema das hidrelétricas é interligado. Mas a queda nos níveis de outros reservatórios do país já levou o governo a acionar as usinas termelétricas, que geram energia mais cara. Por causa disso, está sendo aplicada nas contas, desde o início do mês de outubro, a bandeira vermelha II. Desde a criação do sistema tarifário, é a primeira vez que essa bandeira, a mais cara, é cobrada. O custo adicional é de R$ 3,50 para cada 100 kWh consumidos. (G1 – 21.10.2017) 

4 ONS reduz previsão de chuvas em hidrelétricas do Sudeste em outubro de 68 para 64%

O ONS reduziu nesta sexta-feira a previsão de chuvas nos reservatórios de hidrelétricas do Sudeste, principal região produtora de energia hídrica, para 64 por cento da média histórica em outubro, ante 68 por cento na estimativa da semana anterior. Segundo relatório semanal, o ONS manteve previsão de chuvas nos reservatórios de hidrelétricas do Nordeste, que tem enfrentado severa escassez de chuvas, para 21 por cento da média histórica em outubro. O órgão também reduziu levemente a previsão de aumento da carga de energia no sistema nacional em outubro para 3,7 por cento em relação ao mesmo período do ano passado, ante estimativa de aumento de 3,8 por cento na previsão anterior. (Reuters – 20.10.2017)

5 CCEE: Consumo de energia elétrica aumenta 64% em outubro

A CCEE, através de seu boletim InfoMercado Semanal Dinâmico, divulgou na última quinta-feira, 19 de outubro, dados preliminares de medição coletados entre os primeiros dezesseis dias de outubro, os quais indicam aumento de 4,6% no consumo e de 4,4% na geração de energia elétrica no país, na comparação com o mesmo período de 2016. O consumo de energia no SIN, nas duas primeiras semanas do mês alcançou 60.684 MW médios, aumento de 4,6% quando comparado ao consumo no mesmo período de 2016. O consumo no ACR subiu 2,8%, quando analisado já com o reflexo da migração de consumidores para o ACL. Caso esse movimento de mercado fosse desconsiderado, o aumento seria de 6,8% no ACR. No ACL houve elevação de 9,4% no consumo, número impactado pelas novas cargas vindas do (ACR. Sem a presença de novos consumidores na análise, o ACL apresentaria queda de 1,1% no consumo. Dentre os segmentos da indústria avaliados pela câmara, incluindo dados de autoprodutores, varejistas, consumidores livres e especiais, os ramos de veículos, saneamento e de serviços registraram incremento no consumo, com 9,5%,5,3% e 3,5% respectivamente, mesmo quando a migração é desconsiderada. Por outro lado, os maiores índices de retração no mesmo cenário de migração pertencem aos segmentos de bebidas, químico e de minerais não metálicos, com 6,8%, 5,9% e 5,6% respectivamente. A geração de energia no sistema também cresceu em outubro, quando a produção alcançou 62.491 MW médios no período, montante de energia 4,4% superior ao registrado em 2016. (Agência Canal Energia – 20.10.17) 

6 PLD: valor máximo segue em todos os submercados

A CCEE informou que o PLD para o período entre 21 e 27 de outubro nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte segue no valor máximo de R$ 533,82/MWh estabelecido pela ANEEL para 2017. Segundo a CCEE, a previsão de afluências para o Sistema, em outubro, foi revista de 64% para 66% da média histórica, elevação esperada apenas no Sul (de 69% para 81% da MLT). As demais ENAs previstas para o período permanecem abaixo da média: Sudeste (64%), Nordeste (21%) e Norte (51%), comportamento responsável pela manutenção do PLD no teto. Já a expectativa de carga para o SIN, na próxima semana, deve ficar em torno de 30 MWmédios mais alta. Com exceção do Sudeste, que apresentou redução de 310 MWmédios, os demais submercados, Sul (+55 MWmédios), Nordeste (+220 MWmédios) e Norte (+65 MWmédios), tiveram elevação na carga esperada. Os níveis dos reservatórios do Sistema ficaram cerca de 1.330 MWmédios mais baixos frente à última previsão, com reduções no Sudeste (-1.630 MWmédios) e no Sul (-20 MWmédios). A expectativa é de níveis mais altos no Nordeste (+210 MWmédios) e no Norte (+110 MWmédios). De acordo com a Câmara, o fator de ajuste do MRE previsto para outubro foi revisto de 62,1% para 62,5% e os Encargos de Serviços do Sistema são esperados em R$ 11,5 milhões para o mês, montante referente apenas à restrição operativa. Os custos decorrentes do descolamento entre o CMO e o PLD, que remuneram as usinas que são despachadas por ordem de mérito e estão acima do preço máximo, são estimados em R$ 96 milhões para o período. (Agência Canal Energia – 20.10.17) 


Meio Ambiente

1 Comissão debaterá participação do Brasil na Conferência Mundial do Clima

A Comissão Mista Permanente sobre Mudanças Climáticas (CMMC) promove audiência pública na terça-feira (24) para debater a participação do Brasil na COP 23, a ser realizada em Bonn, na Alemanha, abordando o potencial de divulgação de diferenciais ambientais da economia brasileira. Para a audiência pública, requerida pelo senador Jorge Viana (PT-AC), foram convidados representantes do Fórum Brasileiro de Mudanças Climáticas e dos Ministérios das Relações Exteriores, do Meio Ambiente, da Agricultura, Pecuária e Abastecimento, e de Minas e Energia. A 23ª Conferência de Clima da ONU ocorrerá entre 6 e 17 de novembro de 2017. O principal objetivo da COP 23 será avançar na regulamentação do Acordo de Paris. Assinado em 2016, o acordo é um compromisso mundial para manter o aumento da temperatura média global abaixo dos 2 °C e buscar esforços para limitar o aumento da temperatura a 1,5 °C. A meta brasileira é reduzir 37% das emissões de gases de efeito estufa até 2025, em comparação a 2005, com indicativo de cortar 43% até 2030. (Agência Senado – 20.10.2017) 

 

Energias Renováveis

1 MME divulga boletim “Energia Solar no Brasil e Mundo: Ano de referência – 2016”

O Departamento de Informações e Estudos Energéticos (DIE) da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético (SPE), ligada ao MME, disponibilizou o boletim “Energia Solar no Brasil e Mundo: Ano de referência – 2016”. Dentre os destaques do informativo, ressalta-se: 1) a expansão solar responde por 35% da expansão mundial de potência elétrica; 2) o fator de capacidade da potência solar continua subindo; 3) em 2018, o Brasil deverá figurar entre os 20 maiores países em potência solar; 4) a Bahia detém a maior participação na potência instalada solar centralizada; 5) o comércio detém a maior participação na potência da micro e mini geração distribuída (GD); 6) em 9/10/2017, o nº de usuários de solar FV GD passava de 16,5 mil; 7) em 9/10/2017, a solar FV respondia por 73% da micro e mini GD. Para ler o boletim na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 23.10.2017)

2 A.T. Kearney: Energia alternativa ganha maior relevância nos portfólios de petroleiras

Um consenso enfático em torno da busca por energias alternativas apareceu pela primeira vez dentre os interesses dos executivos de petróleo e gás no mundo todo. Levantamento feito pela consultoria A.T. Kearney durante o primeiro semestre com o setor mostra que para 22% a construção de um portfólio com energias alternativas ganhou significância neste ano. É a maior proporção de respondentes dentre uma série de motivos pelos quais as companhias e investidores buscariam fusões e aquisições em 2017. Em segundo lugar, aparecem empatados os temas "assegurar capital para projetos com vendas de ativos" e "melhorar a estrutura de capital e a liquidez com vendas de ativos", com 16% - dois temas recorrentes desde que o preço do petróleo começou a desabar. "É uma tendência para o futuro", explica Sergio Eminente, diretor da consultoria para o setor no Brasil. "O negócio principal vai continuar sendo a exploração e produção de petróleo, mas já começa a se desenhar o desejo de trocar matriz fóssil por elétrica, energias mais limpas. Como se preparar para investir nisso?" Se for levado em conta que outra questão com alta importância no estudo é a de vendas de ativos para levantar fundos, talvez haja até troca de portfólio - mesmo que ainda tímida. Os agentes do mercado também estão em busca de novas capacidades, como, por exemplo, o uso de processos digitais. Dos entrevistados, também 16% viram esse tema com maior relevância em 2017. (Valor Econômico - 23.10.2017)

3 Petrobras: investimento em carteira renovável

A Petrobras é uma das companhias de petróleo e gás que, apesar de ainda dar pouca atenção ao portfólio de energias alternativas, já começou a investir nesse sentido. No momento, a estatal realiza pesquisa e desenvolvimento em energias eólica e solar, além de tecnologias "disruptivas" - ou seja, inéditas na produção de energia. Apesar de o grande foco continuar sendo na exploração e produção de petróleo, já aparecem iniciativas da companhia. "Considerando a evolução da matriz energética, a companhia aposta em um cenário futuro de transição para a economia de baixo carbono, com o gás natural ocupando posição mais relevante", afirmou, em resposta a questionamento do Valor, o diretor de desenvolvimento da produção e tecnologia, Roberto Moro. "Esse cenário é bastante propício para o desenvolvimento de projetos de parceria tecnológica com centros de pesquisas, pequenas empresas e 'startups'." Atualmente, o portfólio de ativos geradores de energia alternativa da companhia é pequeno. Ela opera uma usina-piloto de geração fotovoltaica, o chamado "parque solar", em Alto Rodrigues (RN), com capacidade instalada de 1 MW. A unidade fica dentro do terreno da térmica Jesus Soares Pereira. (Valor Econômico - 23.10.2017) 

4 Petrobras em busca de projetos renováveis que tenham sinergia com suas atividades

A estatal programou para 2021 a instalação de uma turbina eólica em alto-mar - a primeira do Brasil. A Petrobras quer testar o equipamento e se aproveitar das sinergias que identificou entre o processo e sua atividade de exploração. A empreitada é fruto de uma parceria que a empresa fez com o Centro de Tecnologias do Gás e Energias Renováveis (CTGas-ER), no qual mapeou a possibilidade de energia eólica "offshore" no Nordeste do país. A Petrobras também está pesquisando um ineditismo em geração de energia, que é a produção por meio de algas marinhas - ainda em fase muito inicial. (Valor Econômico - 23.10.2017) 

5 Statoil: norueguesa investe US$ 25 mi em solar no Nordeste

A Statoil, estatal norueguesa de petróleo, deu um passo mais largo em busca de energias alternativas. A gigante pagou US$ 25 milhões para entrar em um projeto de geração solar também no Nordeste brasileiro, chamado Apodi, com participação de 40%. O projeto, de 162 MW, exige investimentos de US$ 215 milhões. Em geral, boa parte das grandes petroleiras tem evitado investir pesado em energias alternativas, exatamente porque os processos são muito novos. A consultoria Wood Mackenzie calcula que seria necessário gastar US$ 350 bi até 2035 em energia solar e eólica para que alcancem a fatia de petróleo. Mas a francesa Total, por exemplo, criou um departamento de novas energias, no qual alocou a SunPower, que adquiriu há cinco anos por US$ 1,4 bi. A anglo-holandesa Royal Dutch Shell criou uma divisão semelhante em 2016 e acredita que vai gastar US$ 1 bilhão por ano na área até 2020. (Valor Econômico - 23.10.2017)

 



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