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    Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a geração de energia elétrica no Sistema Integrado Nacional (SIN), no acumulado até julho de 2018, totalizou 338,5 mil GWh (incluindo energia hidráulica, térmica nuclear e convencional, eólica e solar) o que significou elevação de 1,4% em relação ao mesmo período do ano anterior, devido principalmente ao forte crescimento da geração de energia eólica (+18,6%) e solar (+1691%). Por outro lado, a geração hidráulica e termoelétrica apresentaram estabilidade, e houve retração de 5,9% na geração termo nuclear.

    A Lafis destaca que, para o setor de geração elétrica, o ano de 2018 vêm se mostrando como o de consolidação da geração eólica, que representou, em julho, aproximadamente 11% do total de energia gerada e também o ano em que o segmento de geração solar começou a ter alguma representatividade em relação ao total de energia gerada (0,6% no mesmo período).

    Deste modo, as perspectivas da Lafis são de contínuos ganhos de participação nestes dois segmentos, que podem inclusive contribuir para menor utilização da geração termoelétrica em momentos de queda no volume dos reservatórios das hidrelétricas, além de oferecerem maior segurança ao sistema, considerando o aumento da diversidade das fontes de geração elétrica.

    Especialista do Setor Marcel Tau.

    Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a geração de energia elétrica no Sistema Integrado Nacional (SIN) no acumulado até setembro de 2017 totalizou 428 mil GWh (incluindo energia hidráulica, térmica nuclear e convencional, eólica e solar) o que significou aumento de 0,7% em relação ao mesmo período do ano anterior, devido principalmente ao forte aumento da geração eólica (+26,5%). Cabe destacar que a geração solar apresentou crescimento muito expressivo no período (+832%), mas ainda é irrelevante em termos de participação na geração de energia.

    Neste sentido, é importante reforçar que em termos de participação da energia gerada no Brasil a energia eólica apresentou um grande salto. No início de 2016, a participação do segmento eólico na geração de energia elétrica no país era de 2,9%, já em de setembro de 2017 essa participação avançou para 11,0%, demonstrando que, de fato, o segmento tornou-se indispensável dentro do setor.

    Por sua vez, a participação do segmento solar ainda corresponde por somente 0,16% da energia gerada (no início de 2016 representava somente 0,005%), demonstrando que no curto prazo o segmento ainda não é significativamente relevante, mas que as perspectivas de longo prazo são amplamente favoráveis.

    Especialista Responsável: Marcel Tau.


    O baixo nível dos reservatórios, que em alguns subsistemas chega a 6,47% (Sistema Nordeste), segundo último dado disponível do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) se traduz em aumento da geração de fontes de energia que são mais caras, com destaque para as termoelétricas. Parte do aumento de custo é repassado por toda a cadeia até chegar ao consumidor final.

    Neste sentido a Lafis destaca a palavra “parte”, onde começam os problemas apontados por empresas e entidades de distribuição de energia elétrica (último elo da cadeia setorial antes do consumidor). Segundo a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), mesmo com alteração do valor que será cobrado aos consumidores pela energia, a projeção é de aumento da receita adicional em R$ 1 bilhão até o fim do ano, enquanto o custo estimado com compra de energia térmica é de R$ 6 bilhões.

    Neste cenário, a Lafis aponta para três possíveis desfechos para essa questão: 1) novo reajuste na tarifa cobrada pela energia junto aos consumidores finais suficiente para cobrir o aumento dos custos de distribuição; 2) manutenção das regras atuais e concretização dos prejuízos projetados pela associação; ou 3) distribuição de parte do prejuízo projetado para as distribuidoras e outra parte para os consumidores finais, por meio de reajustes abaixo do pleiteado pelo segmento e acima do anunciado pela Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica). 

    Especialista Responsável: Marcel Tau.


    Enfrentando enormes prejuízos desde 2012, a maior empresa estatal do setor de energia, a Eletrobras, chega novamente a 2016 com uma carga de prejuízos que na visão do novo ministro de Minas e Energia constitui uma situação “insustentável”. Para se ter uma ideia no exercício de 2012, o prejuízo somou mais de R$ 6,87 bilhões, seguido de mais R$ 6,28 bilhões no ano seguinte. Em 2015, esses somaram perdas de R$ 14,4 bilhões à empresa.

    Pois bem, na visão do novo ministro e em linha com o novo direcionamento econômico, a frágil situação da empresa exige uma “revisão do tamanho e do papel da empresa no país”, confirmando que o novo governo já prepara um plano de vendas de ativos da companhia, começando com empresas de distribuição, como a Celg em Goiás, passando a fatias em usinas geradoras e linhas de transmissão. E, ainda que tenha anunciado que não pretende fazer “uma liquidação” da Eletrobras, mantendo sob controle estatal as maiores subsidiárias de geração e transmissão, como Furnas, Chesf, Eletronorte e Eletrosul, a venda de ativos  de uma empresa de segmento estratégico à economia nacional é, mais uma vez, a solução para problemas financeiros, causados por fatores políticos, econômicos e/ou contábeis.

    Assim, ao analisar perspectivas de vendas de ativos em setores de infraestrutura como este caso é importante, antes de tudo, avaliar tanto as causas dos prejuízos, como os impactos de médio e longo prazo na estrutura empresarial. Vale ressaltar, os prejuízos de 2012 e 2013 refletiram principalmente a redução tarifária do setor , mas também o aumento da provisão para contingências e a depreciação de ativos (impairment) — duas variáveis inerentes à empresas deste porte no setor de energia. Já em 2015, a justificativa do prejuízo esbarra na perda de valor da usina nuclear de Angra 3, alvo de investigações na Operação Lava Jato. Assim, por fatores contábeis, frutos de políticas econômicas mal executadas ou de âmbito administrativo ou político, a Eletrobras vem enfrentando um período de grave dificuldade financeira cuja resposta imediata é a venda de ativos para sanar dívidas diversas. Todavia, justamente pelas causas variadas, estas poderiam ser revertidas por mudanças de direcionamento das mesmas políticas e práticas internas, além de maior controle por parte de um Estado mais fortalecido. A questão central é se a venda de ativos constitui-se como a única resposta para diversos problemas, ou mais do que isso, se evidencia solução estrutural ou somente de curto prazo.

    Analista Responsável pelo Setor: Thaís Virga Passos


    O Brasil se caracteriza como o país que possui umas das matrizes de geração de energia elétrica mais limpas do mundo. Isso porque grande parte de sua geração provém da matriz hidrelétrica, participando com mais de 75% da geração no país em média, tendo em vista a grande abundância de rios no país. Destaca-se a Usina Binacional de Itaipu. Tendo em vista que essa matriz caracteriza se como uma das mais "limpas" do mundo, até aqui, ótima notícia.

    O problema é que o funcionamento dessas usinas e todo o processo de geração de energia que atende as demandas de  indústrias, agricultura e residências depende do nível de água, que depende do volume de chuvas. Sendo assim, devido a uma forte estiagem no ano de 2014, essa matriz se vê comprometida. E, assim, no curto prazo, também todo o sistema elétrico nacional, que nesse ano teve que optar pela utilização de matrizes mais caras de geração, como as termelétricas à gás, com falhas de atendimento em diversas regiões, como no Sudeste, por exemplo.

    Assim, o ano de 2014 torna evidente a importância e a necessidade de maiores investimentos em outras fontes energéticas, com o objetivo de estruturar uma matriz energética intermodal no Brasil. E aí estão as oportunidades do setor de energia. Não é de hoje que se ampliam investimentos em projetos de geração solar e eólica no Nordeste do país, por exemplo. Mas no momento atual, não só essas mas também novas matrizes como a de biomassa devem ser estudadas e viabilizadas, pensando na ampliação da oferta de energia no país, em um contexto de ampliação da demanda.

    Analista do Setor: Thaís Virga

    Após apresentar um balanço positivo do setor, o ministro de Minas e Energia, Edson Lobão anunciou planos de ampliação da geração e transmissão de energia no país. Em 2013 foram agregados mais de 6 mil megawatts de energia ao parque gerador brasileiro e instalados 10 mil quilômetros de linhas de transmissão. A ampliação de 2013 foi voltada a atender novas demandas referentes ao programa Luz para Todos, principalmente em regiões interiores no Sudeste e novos pontos no Norte e Nordeste. Para essas regiões, o ministro anunciou perspectivas de inclusão de 265 mil residências no Programa.

    Além disto, em 2013, o governo realizou sete leilões de Energia que permitiram a contratação de 177 novas usinas para a implantação nos próximos anos, respondendo pela geração de mais de 7 mil MW. Para 2014, o ministro anunciou que serão realizados sete leilões para geração de energia e cinco para transmissão. A previsão é de acréscimo de mais 6 mil megawatts (MW) de capacidade instalada em novas usinas de energia elétrica e a construção de cerca de 6,8 mil quilômetros de linhas de transmissão em 2014. O objetivo além de atender as novas demandas do programa Luz para Todos, é principalmente reforçar o sistema energético para a indústria, além da demanda dos jogos a serem realizados no país. 

    O planejamento para ampliação da capacidade geradora do país poderá beneficiar os grandes setores demandantes: indústrias, residências, comércio e agricultura. A questão energética constitui um dos grandes gargalos da economia brasileira, atrapalhando o aumento de competitividade de diversas empresas, que perdem mercado nos últimos anos, frente os altos custos principalmente com infraestrutura de energia e transportes. 

    A Hidrelétrica de Santo Antônio, no rio Madeira (Rondônia), receberá investimento para sua ampliação. A notícia foi anunciada na última terça-feira, dia 24 de setembro pela concessionária responsável pela construção e operação da hidrelétrica. O Conselho de Administração da Santo Antônio Energia anunciou que o projeto de ampliação foi aprovado pelos acionistas, com previsão de início de obras a partir desse momento. 

    Com investimentos estimados em R$ 1,5 bilhão, a operação objetiva aumentar a capacidade da usina de 3.150 para 3.569 megawatts (MW) através da instalação de seis novas turbinas. Tal acréscimo será suficiente para fornecer eletricidade a cerca de três milhões de pessoas. A ampliação de Santo Antônio gera um ganho de capacidade equivalente a toda hidrelétrica de Sinop (no rio Teles Pires, que possui potência instalada de 400 MW).

    A aprovação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) de dois pedidos da concessionária foi o impulso necessário ao anúncio de investimento e ampliação da usina. Foram eles: o desconto na tarifa de transmissão para escoar a energia adicional de Santo Antônio e o prolongamento do cronograma das obras. Assim, segundo anúncio, as turbinas entrarão em operação comercial gradualmente, entre novembro de 2015 e novembro de 2016.

    O ano de 2013 iniciou-se com um brado de alerta no setor: com a falta de chuva nas principais bacias e queda  do nível dos reservatórios para patamares críticos, próximos aos níveis registrados em 2001, tem aumentado a preocupação do governo e agentes privados com a iminente crise energética. A matriz elétrica fortemente concentrada em hidrelétricas, deixa o fornecimento bastante suscetível a eventos naturais. De fato, a retomada do nível de segurança dos reservatórios das usinas está dependente do aumento da intensidade das chuvas.

    A providência mais imediata para suprir o baixo nível dos reservatórios já foi tomada pelo governo, com o acionamento de todas as termelétricas em operação no país. Entretanto, ainda é contraditório o ponto crucial da discussão: seria o acionamento das termelétricas suficiente para suprir a demanda por energia do país? O presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício Tolmasquim, informou que não há até 2014 riscos efetivos de racionamento de energia. Os mais pessimistas, por outro lado, acreditam que, caso persista o baixo volume dos reservatórios e ocorra uma melhora no ritmo da atividade econômica, as restrições energéticas tenderão a se agravar, aumentando as chances da adoção de medidas extremas, como o racionamento do consumo de energia.


    O Ministro de Minas e Energia Edison Lobão confirmou nesta quinta-feira a renovação das concessões das usinas de geração de energia, das linhas de transmissão e das distribuidoras cujo vencimento está programado para a partir de 2015. O Ministro ressaltou também que a renovação das concessões virá com a extinção de encargos setoriais que favorecerão por sua vez, a queda dos preços da energia elétrica que trabalharão de acordo com a modicidade tarifária.

    Dentre os encargos a serem extintos estão as contas de Consumo de Combustíveis (CCC) e de Desenvolvimento Energético (CDE), além da Reserva Global de Reversão (RGR) que provavelmente impactarão em alterações em alguns programas governamentais que são financiados por estes encargos.


    O Texto aprovado em abril de 2012 do novo Código Florestal (PL 1876/99) manteve a necessidade de recomposição de um mínimo de 15 metros de mata nas APPs (Áreas de Preservação permanente) em torno de rios com até 10 metros. O texto mantém as atividades agropecuárias iniciadas até 22 de julho de 2008 em APPs, mas as demais regras de replantio da vegetação foram excluídas. As faixas de proteção variam de 30 a 500 metros em torno dos rios, lagos e nascentes e morros. Estas serão medidas a partir do leito regular e não do nível mais alto das águas no período de cheias, podendo reduzir a área preservada. As multas por infrações ambientais cometidas até 22 de julho de 2008 serão suspensas a partir da publicação da nova lei e enquanto o proprietário que aderiu ao Programa de Regularização Ambiental (PRA) estiver cumprindo o termo de compromisso ajustado. 

    O novo código também determina a suspensão imediata, nas reservas legais, de atividades em áreas desmatadas irregularmente após 22 de julho de 2008. Os percentuais de reserva legal continuam os mesmos da lei atual (80% em florestas da Amazônia, 35% em cerrado da Amazônia e 20% nos demais casos). Os pequenos produtores para limitar a área total de APPs não poderão ultrapassar o limite exigido a título de reserva legal. Consequentemente estas medidas regulam o setor de geração de energia que necessariamente desmatam áreas para a construção de hidrelétricas e PCHs. Desta forma, o setor enfrentará um maior nível de detalhamento de suas obras, incluindo reflorestamento destas áreas além de arcar com multas caso as regulações não sejam cumpridas e possivelmente um custo maior no valor dos seguros das obras.


    Entre 2012 e 2016, o Grupo AES Brasil planeja investimento de R$ 5,5 bilhões, sendo que a maior parte deste montante, R$ 4,7 bilhões, se destinará à área de distribuição de energia da empresa. Além disso, R$ 817 milhões serão investidos na geração de energia, com o foco voltado principalmente para as termelétricas e eólicas.

    O Grupo composto por AES Tietê, AES Sul, AES Uruguaiana, AES Infoenergy e a AES Eletropaulo, irá reforçar as redes de distribuição na região metropolitana São Paulo e também, através da Cteep, investirá R$ 1,6 bilhão em transmissão no estado. O recurso será destinado à criação do Linhão do Madeira que ligará as usinas de Jirau e Santo Antônio à Região Sudeste do país.

    Tendo em vista tais investimentos, a região metropolitana de São Paulo terá a participação de mais dois fornecedores de energia elétrica (usinas de Jirau e Santo Antônio) e, assim, poderá garantir um fornecimento mais eficiente de energia para a Região Sudeste do Brasil.


    A alemã E.ON se associou à MMX, que realizará a compra de 10% da MPX por R$ 1 bilhão. Juntas, as empresas realizarão um investimento de R$ 18 bilhões em termelétricas que a MPX construirá no Complexo de Açu (Rio de Janeiro), no Maranhão e em demais localidades brasileiras. As usinas térmicas têm capacidade total de 10,35 GW e tem previsão de conclusão no segundo trimestre de 2012.  

    A joint-venture será responsável pelo desenvolvimento, execução e operação de empreendimentos de energia térmica e renovável no Chile e no Brasil além das atividades de suprimento e comercialização. Para a constituição da nova empresa a MPX entregará 50% de sua carteira de empreendimentos térmicos sem contrato de compra e venda de energia e a E.ON terá opção de comprar participação adicional no projeto de energia no Porto de Açu. 

    A nova empresa controlará a totalidade dos projetos de energia renovável da MPX, que reúne um parque eólico e uma usina solar, porém manterá o controle de cinco termelétricas que assinaram contratos de provisão de energia com o governo brasileiro e concessões de gás natural na bacia do Parnaíba. A joint venture origina a maior empresa privada de energia no Brasil, denotando a relevância de investimentos privados no setor que anteriormente era composto majoritariamente por empresas estatais.


    A Eletrobras anunciou investimentos de R$ 13,3 bilhões para 2012. Deste montante, R$ 6,8 bilhões serão destinados à geração de energia; R$ 3,8 bilhões para transmissão; R$ 1,8 bilhão para distribuição; e R$ 760 milhões para os demais projetos. Para viabilizar tal aporte, a Eletrobras captará R$ 3,9 bilhões no mercado interno, US$ 2,0 bilhões no externo; R$ 4,1 bilhões com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e fundos regionais; R$ 900 milhões com o Banco Internacional para Reconstrução e Desenvolvimento (BIRD) e o restante será oriundo do caixa da empresa.

    Apesar de a intenção de internacionalizar a empresa não ter sido bem sucedida, a Eletrobras acredita que no segmento de distribuição, as controladas passarão a apresentar lucro em breve (uma vez que o ano de 2010, se presenciara um prejuízo de R$1,5 bilhão). Resultados esperados por conta dos investimentos neste setor e pela posse de 51% do capital da Celp (Goiás). A compra será de ganho mútuo, pois a distribuidora está com um nível de inadimplência alto, problema que será sanado por meio de um reajuste tarifário imediato de 16%, impactando positivamente em sua receita e, consequentemente na nova conroladora, a Eletrobras.


    A construção da Usina Termelétrica Integrada de Vitória (Utei Vitória) da Vale, localizada em Tubarão, se iniciará em janeiro de 2013 e deverá ser implantada em 35 meses, a partir da obtenção das licenças ambientais. O complexo ainda inclui uma Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) com capacidade para processar 5 milhões de metros cúbicos de Gás natural por dia com objetivo de que parte seja utilizado na geração de energia elétrica (2,4 milhões de metros cúbicos) e a outra parte no abastecimento de oito usinas de pelotização que também farão parte do complexo (1,6 milhão de toneladas). 

    O valor do complexo é de R$ 2,3 bilhões e gerará 2,5 mil postos de trabalho na obra e outros 70 na operação. A energia elétrica gerada pela Utei Vitória equivale a 2,5 vezes o consumo residencial do Espírito Santo, 1/3 do mercado de distribuição de energia elétrica do Estado e 1,7 milhão de residências de classe média.

    Com o início das operações da térmica, o Estado terá uma sobra energética considerável, dado que a Vale responde por 20% do consumo local. A energia produzida pela usina abastecerá todo o Complexo de Tubarão (por volta de 330 MW/h), e o excedente (em torno de 270 MW/h), ficará disponível para comercialização.

    As empresas do Grupo Eletrobras investiram no quarto bimestre do ano um montante de R$ 865,3 milhões, e no acumulado do ano a intenção é de que o total de inversões alcance R$ 3,0 bilhões. Das controladas da holding, a Eletrosul aplicou a maior parte dos recursos previstos para o ano de 2011, R$ 109,9 milhões entre julho e agosto e R$ 362,2 milhões no acumulado dos oito primeiros meses do ano. Em seguida, o maior volume de recursos foram destinados ao Cepel (Centro de Pesquisas de Energia Elétrica) que investiu até agosto R$ 14,2 milhões enquanto a Eletronorte investiu até agosto R$ 168,5 milhões.
    A Eletronuclear alcançou R$ 549,3 milhões até agosto (sendo R$ 511,1 milhões referente à Furnas e R$ 594,3 milhões à Chesf) e a CGTEE (Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica) realizou investimentos de R$ 168 milhões. Entre as distribuidoras federalizadas, a que mais realizou investimentos até agosto foi a Eletrobras Distribuição Acre (R$ 67,3 milhões). A Eletrobras Distribuição Piauí investiu nos oito meses de 2011, R$ 192,2 milhões; a Eletrobras Distribuição Alagoas, R$ 38,1 milhões e a Eletrobras Distribuição Rondônia, R$ 204,4 milhões.
    Os investimentos do Grupo Eletrobras sinalizam uma preocupação com a oferta de energia no que se refere à geração, transmissão e distribuição desta diante de uma demanda crescente.

    A Inepar Indústria e Construção, fabricante de máquinas e equipamentos para o setor de infraestrutura, vai adquirir sua subsidiária de geração e distribuição de energia elétrica, a Inepar energia. A decisão será submetida à assembléia no dia 3 de outubro. A relação de troca será de 27 ações da Inepar energia para 1 ação da Inepar (ordinárias e preferenciais), sendo definida de acordo com o valor patrimonial contábil das companhias.

    A incorporação é um processo de reestruturação que visa simplificar a estrutura acionária do grupo e reduzir as dívidas da controladora, dando atenção ao 'core business' (fabricação de máquinas e equipamentos). Por conta de uma crise financeira, a controladora tem vendido os ativos de suas subsidiárias.
    A incorporação da Inepar energia tem como objetivo a venda da participação de 16% das Centrais Hidrelétricas Matogrossenses (Cemat) - R$ 203 milhões nas demonstrações financeiras da empresa. O grupo Rede (controlador da Cemat), é um comprador potencial que já adquiriu a participação da Inepar na Celpa, em 2002. Ademais, esta movimentação auxilia a empresa de máquinas e equipamentos na redução de seus custos, ao obter uma empresa geradora e distribuidora de energia.


    Em território nacional, precisamente em Pernambuco, será construída a maior usina termelétrica do mundo. Empreendimento este que prevê a instalação de um Terminal de Armazenagem de Granéis Líquidos para armazenar o combustível que será utilizado na usina e permitirá também a movimentação de outros insumos, ampliando a capacidade de armazenagem do Polo de Graneis Líquidos em Suape.
    No dia 13 de setembro, o Governo pernambucano e a empresa Star Energy Participações (Grupo Bertin), assinaram o protocolo de intenções para instalação da térmica, cujo valor estimado é de R$ 2 bilhões. Sua capacidade será de 1.452 Megawatts por hora e será denominada Térmica Bertin.  A obra recebeu apoio do Governo do Estado, que concedeu incentivos de ICMS e 94 hectares para a implantação das plantas: 80 hectares no Cabo de Santo Agostinho (abrigará a termelétrica) e 14 na Zona Industrial de Ipojuca (implantação do Terminal de Armazenagem de Graneis Líquidos). 
    A expectativa é de criação de 2.500 empregos, entre diretos e indiretos, quando a unidade entrar em operação, e outros 4 mil durantes as obras. Além desta contribuição, o aumento na geração de energia no estado garante o crescimento econômico pernambucano.

    Uma mobilização da União, governos estaduais e concessionárias do setor elétrico identificou a necessidade de investimentos no valor de R$ 4,7 bilhões (em torno de R$ 3,4 bilhões virão de distribuidoras e o restante através do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e pelo Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID)) em 12 cidades-sede da Copa do Mundo de 2014 para evitar blecautes durante a Copa, a ser sediada no Brasil. De acordo com normas de segurança, foram apontadas necessidades de obras principalmente em quatro capitais: São Paulo, Rio, Belo Horizonte e Curitiba.

    Além do diagnóstico crítico de obras e da possibilidade de interrupção no fornecimento de energia, recomenda-se a agilização dos processos de outorga de concessão das linhas de transmissão, a possibilidade de antecipação das revisões tarifárias de distribuidoras pela Aneel e a manutenção de estoques de combustível para uso emergencial na geração térmica durante o evento.

    Os estádios e centros de imprensa serão atendidos também por geradores próprios e especiais; as companhias distribuidoras e transmissoras promoverão campanhas contra queimadas nas faixas de passagem dos linhões, especialmente no período da Copa do Mundo, há o intuito de troca de todos os equipamentos de distribuição que já estejam em uso há um longo período e a implantação de "eletroanéis" em Belo Horizonte, Brasília, Cuiabá e São Paulo.

     


    A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou a proposta de chamada pública de projeto de P&D estratégico com o objetivo de inserir a energia solar fotovoltaica na matriz energética nacional. De acordo com a agência, a geração solar fotovoltaica é promissora, mas sua implementação em grande escala encontra-se vagarosa devido ao preço alto da energia. Será construída uma planta de energia fotovoltaica, com capacidade entre 0,5 MW e 3 MW. Se almeja também fomentar o estudo e aprimoramento da tecnologia em universidades e empresas, estimulando a redução de custos desta energia, se tornando competitiva em relação às demais. 

    No dia 1.º de junho de 2011, foi aprovada pelo Senado Federal a Medida Provisória (MP) 517/10, que prorroga a cobrança da Reserva Global de Reversão (RGR) até 2035, que estava datada para se encerrar em 31/12/10. Tal encargo do setor elétrico brasileiro é pago mensalmente pelas empresas concessionárias de geração, transmissão e distribuição, com a finalidade de prover recursos para reversão e/ou encampação, dos serviços públicos de energia elétrica. Tem, também, destinação legal para financiar a expansão e melhoria desses serviços, bem como financiar fontes alternativas de energia elétrica tais como aqueles constantes do Proinfa, para estudos de inventário e viabilidade de aproveitamentos de novos potenciais hidráulicos, e para desenvolver e implantar programas e projetos destinados ao combate e desperdício no uso da energia elétrica. 

    A prorrogação para tal encargo se deu pelo fato de que a RGR é reinvestida no setor elétrico, funcionando como uma poupança para financiar investimentos com taxas subsidiadas e que permite também custear programas do setor de energia brasileiro. Por outro lado, nota-se que a RGR é cobrada diretamente sobre os investimentos do setor elétrico, podendo desestimulá-los. Ademais 66% dos recursos beneficiam empresas subsidiárias ou coligadas da Eletrobrás, 54% do Fundo RGR é utilizado para o superávit primário do Governo além de tornar as contas de luz dos consumidores mais custosas.z


    A hidrelétrica de Belo Monte, no rio Xingu - uma das obras do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) - obteve a licença de instalação através do Instituto Brasileiro de Meio Ambiente (Ibama) com operação pré datada para 2015.

    No pronunciamento foram garantidas a rigidez técnica e jurídica do processo e além expostos 40 pré requisitos, sendo 26 demandas indígenas determinadas pela Funai e 15 anunciadas no momento de licenciamento. Dentre as exigências houve a redução do reservatório 1.200 km2 para 516 km2 e um cuidado no que se refere às possíveis insatisfações trabalhistas e a despreocupação com a saída de alguns integrantes no leilão da usina.

    Alguns entraves como o aumento do período de seca (2 ou 3 meses) e prejuízos à navegação na região (interferência com canais) foram ressaltados bem como a dificuldade no escoamento de energia por conta do atraso das licenças para as linhas e subestações.


    A CPFL Energia anunciou esta semana investimentos no segmento de geração de energia renovável. De 2011 à 2013, os investimentos devem ser em torno de R$ 5,4 bilhões, permitindo que a holding alcance a capacidade instalada de 5,09 mil MW e assuma o posto de segunda maior geradora de energia elétrica do Brasil. 

    Os planos de crescimento neste segmento tiveram início em 2010, com destaque para a hidrelétrica Foz do Chapecó, de 855 MW - terceira maior geradora privada do país. A empresa por sua vez, pretende ser a maior investidora em usinas eólicas, biomassa e PCHs do país. A CPFL Energia também contempla investimentos em térmicas e hidrelétricas de grande porte.

    Os investimentos no segmento de geração se dão em um momento instável para a rentabilidade do setor de distribuição. Esta insegurança ocorre por conta da revisão tarifária da Aneel que pretende cobrar 35% da geração de caixa (Ebitda) da unidade geradora em torno de 60%, da distribuidora, impactando negativamente nos lucros das distribuidoras.


    A Arauco do Brasil, empresa subsidiária do grupo chileno Celulosa Arauco y Constitución, anunciou investimentos de R$ 275 milhões para ampliar a fábrica de MDF (painéis de fibra de madeira de média densidade) em Jaguariaíva (PR). A empresa receberá incentivos do governo paranaense, através do programa "Paraná Competitivo", criado em fevereiro com a finalidade de atrair novos investimentos.

    A unidade de Jaguariaíva, antes chamada Placas do Paraná, foi adquirida pela Arauco em 2005. Já em 2009, esta, juntamente à empresa sueco-finlandesa Stora Enso, adquiriu uma serraria e parte da reserva florestal de uma fábrica de papel revestido para revistas, localizada em Arapoti, no mesmo estado. Neste mesmo ano, a Arauco comprou a Tafisa do grupo português Sonae, que tem unidade de placas de madeira em Pien (PR).

    O investimento anunciado contempla projetos de expansão e modernização da fábrica que possui capacidade de produção anual de 300 mil m³ de MDF, evidenciando a preocupação da empresa em acompanhar o rápido crescimento do setor imobiliário no país, além da intenção de se beneficiar das perspectivas positivas para o setor de construção geral no país para os próximos anos, que vem demandando cada vez mais painéis de madeira, fato que alavancará vendas e faturamento das empresas do setor.

     


    Esta semana foi anunciada a criação da bolsa de valores para a comercialização de contratos de energia no Brasil, a BRIX, com início para junho deste ano e composta pela participação dos empresários Eike Batista (EBX Holding - 23,75%), Josué Gomes da Silva (Coteminas - 23,75%), Roberto Teixeira da Costa (5%) e Marcelo Parodi (Compass Comercializadora de Energia - 23,75%) e Intercontinental Exchange (ICE - 23,75%) que opera com commodities e nos mercados de derivativos de energia.

    A empresa fará negociações em todas as regiões do país e atenderá inicialmente mais de 1.400 agentes que atuam no Ambiente de Contratação Livre (25% da energia consumida no país) iniciando com energia convencional e incentivada. 

    Primeiramente serão negociados contratos bilaterais e de curto prazo, os Brixs Spot, trazendo um ágio para os preços da energia em relação à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Esses pequenos leilões suprem os consumidores que estão sem lastro na CCEE. Na segunda fase, os contratos bilaterais seriam de longo prazo e na terceira fase, haverá a negociação multilateral e a intenção de criar uma clearing para garantir os negócios.

    O desafio será enfrentar a resistência das comercializadoras de energia que fazem a intermediação de negócios entre consumidores livres e geradores, pois a proposta é oferecer maior liquidez e transparência além de arcar com as oscilações dos preços do mercado livre que por estarem relacionados ao Preço da Liquidação das Diferenças (PLD), se modificam de acordo com as decisões de governo em relação às matrizes energéticas. Dessa forma, a BRIX tem por objetivo dar mais transparência nos preços no mercado livre, agilidade nas negociações, segurança e liquidez ao mercado e redução de custos de transações.

    Com um contrato de R$ 1,4 bilhão, a Bioenergy comprou da General Eletric (GE) 304 turbinas para  geração eólica. Por R$ 250 milhões, os primeiros 54 equipamentos serão instalados em quatro parques da Bioenergy, localizados no Rio Grande do Norte, com inauguração prevista para este ano e para 2012. A entrega do restante dos equipamentos dependerá do próximo leilão de energia eólica no segundo semestre, isto é, do preço mais baixo oferecido que permitirá assim, a concretização dos projetos por parte dos investidores. A Bioenergy também aposta no mercado livre (quando as empresas geradoras convocam os interessados para comprar energia por um preço melhor).

    O acordo da Bionergy e General Eletric sinaliza a entrada de maquinário norte americano no Brasil, a ociosidade de alguns fabricantes europeus de equipamentos e o interesse em elevar a participação de energia eólica no  país. O crescimento desta matriz energética em território nacional, principalmente no Nordeste, tem alavancado os investimentos na produção nacional de pás, torres e aerogeradores eólicos que consequentemente, reduzem os custos futuros, fazendo com que a energia eólica seja cada vez mais viabilizada e incentivada como matriz energética no Brasil.

     


    O maior parque eólico da América Latina deverá ser implantado no Rio Grande do Norte, especificadamente no município de Guamaré. Para tal empreendimento, a obra se iniciou com a inauguração da usina de energia eólica Alegria 1 no dia 24 deste mês. Com capacidade de geração de 51,15 MWhs, tal energia será comercializada para a Eletrobras que por sua vez, apoia o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica.

    A próxima etapa será concretizada no próximo semestre com outra usina, a Alegria 2, com capacidade de 100,65 MWhs e que será lançada pela Multiner e a Eólica Administração e Participação, controladoras da New Energy Options Geração de Energia.

    Com o parque eólico Alegria, a capital potiguar será completamente abastecida e tem a possibilidade de expandir o fornecimento de energia para outras regiôes. A pretensão é investir R$ 8 bilhões em energia eólica no Rio Grande do Norte até 2013 e construir 69 parques eólicos. Na usina de Alegria 1 foram investidos R$ 330 milhões com 31 aerogeradores e a meta de investimento para  Alegria 2 é de R$ 480 milhões com 61, justificados pelo dobro de área abrangida e, o que deverá gerar o dobro de energia.

    Tais parques eólicos estimulam o desenvolvimento regional e vão de encontro com a preocupação na geração de energia mais limpa.


    Através do Relatório de Análise de Perturbação (RAP) e segundo o Ministério de Minas e Energia, os motivos que ocasionaram o blecaute nos estados da região do Nordeste é a ocorrência de uma falha do sistema de proteção da Subestação Luiz Gonzaga, em Pernambuco. Este, por sua vez, foi responsável pelo desligamento de todas as linhas de transmissão conectadas à ela além de já ter uma linha em manutenção naquele momento. Nota-se que apesar de inúmeros investimentos em geração de energia, ainda há gargalos em transmissão e distribuição que prejudicam as atividades industriais e os consumidores residenciais e comerciais.

    No que se refere às novas matrizes energéticas, a MPX Energia inicia a instalação da estação meteorológica que servirá de apoio para a futura usina solar MPX Tauá. Está será responsável pelas informações climáticas que auxiliarão o desempenho de 4.680 painéis solares, que captarão a luz para a geração de energia elétrica. A estação é de extrema importância, pois permitirá que haja geração segura de energia e que em caso de alguma interrupção ou previsões de clima não favoráveis, se pode encontrar outras alternativas de gerar energia. Os painéis fotovoltaicos já se encontram em obras e neste mês, serão instaladas as estruturas de suporte dos painéis solares e a dos sistemas de potência.

    Também na matriz fotovoltaica, a Cemig investirá 12 milhões de euros - cerca de R$27 milhões na construção de uma central em Minas Gerais precisamente, no Mineirão. Desta quantia, 80% será proveniente do banco de fomento alemão KFW e os 20% restante serão da própria Cemig. A entrega prevista é até o final de dezembro de 2012, antes da Copa das Confederações. Porém, a energia elétrica gerada não será para uso do estádio, mas sim para a comercialização no mercado livre pautada em uma geração mais limpa. 

    O Brasil, além dos investimentos internos, é destino de aportes estrangeiros no setor de energia nuclear. Como o caso de investimentos norte americanos que o vêem o Brasil como um consumidor de tecnologias e serviços relacionados à área de energia nuclear. Os Estados Unidos acreditam na possibilidade de acordos bilaterais e aumento de consumo de energia dada à Copa do Mundo de 2014 e das Olimpíadas de 2016 que serão sediados no Brasil. Nestes acordos, almejam o Bilateral Tax Treaty (BTT) que tem por função eliminar a bitributação entre os países.

    Os investimentos em geração de energia para 2011 totalizam um valor de R$ 2,8 bilhões. Estes serão destinados aos parques eólicos em Santa Catarina (25 usinas em construção e 50 liberadas para o início das obras) e Meio Oeste do país e uma usina termelétrica, na região Sul, além da construção de 15 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs).

    Os aportes se concentram em energia renovável, dado o nível reduzido de poluentes liberados na sua produção e por estas matrizes serem menos custosas para as empresas geradoras. Com um dos maiores investimentos do ano vigente, a Energimp instalará 148 aerogeradores de 1,5 MW, cada um com 100 metros de altura, somando R$ 1,2 bilhão. O estado de Santa Catarina está investindo na construção de dois parques eólicos: Água Doce (6 parques eólicos) e Bom Jardim da Serra (4 parques). A energia eólica no Brasil demanda altos investimentos decorrentes de uma série de fatores como o preço elevado da aparelhagem, o custo com a logística necessária para estes aparelhos e a importação de pessoal qualificado para a instalação e manutenção da tecnologia.

    Além da geração de energia eólica, há a construção da Usina Termelétrica Sul Catarinense (Usitesc), com investimentos que giram em torno de R$ 1,6 bilhão, tendo o abastecimento de carvão pelo próprio estado. A geração de energia através de termelétricas possui um custo até dez vezes maior ao se comparar com o das hidrelétricas, sendo negativo para as empresas geradoras quando necessitam acionar este tipo de matriz, porém, se torna necessário o investimento neste tipo de geração quando há a utilização plena do potencial hidrelétrico de uma região.


    A marinha brasileira inicia o ano de 2011, com a construção de uma fábrica para expandir a produção de máquinas (cascatas) de enriquecimento de urânio. A nova unidade se localizará em Aramar (SP) e contará com um investimento de US$120 milhões, isto é, R$200 milhões, sendo que o grupo financiador é formado por cinco bancos franceses, liderados pelo Société Générale .

    Pra complementar o investimento, a Marinha está construindo uma usina-piloto para nacionalizar outra etapa do ciclo do combustível nuclear – ainda realizado no exterior, a conversão do urânio, da forma de uma pasta amarela denominada yellow cake em gás, o UF6. A usina-piloto será construida em Resende, cujo investimento será de R$700 milhões.

    O custo da usina de Angra 3 será de R$10,4 bilhões e deve entrar em operação em 2015, com capacidade de 1.405 megawatts (MW). A Eletronuclear enviará ao governo federal os estudos técnicos sobre os locais com melhores condições para a instalação das próximas usinas nucleares que serão construídas no país, com maior probabilidade para a Região Nordeste. O objetivo destes projetos é de enriquecer e fazer a conversão no Brasil de todo o urânio para a segunda recarga da usina Angra 3.

    Foi inaugurada em 30 de dezembro, no Pará, a eclusa de Tucuruí, com o custo de R$ 1,6 bilhão. A construção permite o deslocamento entre o norte do Tocantins e o porto de Vila do Conde, em Belém, isto é, 700 km que caracterizam um importante acontecimento para o transporte hidroviário na Amazônia.

    Além disso, próximo à região, o governo está projetando hidrelétricas, não calculando os impactos negativos que podem existir com a união destas duas obras simultaneamente. As novas 11 usinas hidrelétricas do Complexo Teles Pires/Tapajós podem prejudicar a maior região produtora de grãos brasileira dado o isolamento desta área e com a eclusa seria mais uma possibilidade de escoamento desta produção. Para complementar, as eclusas são necessárias devido à sua importância em nivelar os limites dos reservatórios. 

    Segundo a Antaq (Agência Nacional de Transportes Terrestres), uma eclusa e uma hidrelétrica tem custo aproximado de 6% a 7% da obra total. No entanto, quando realizada um obra de cada vez, se desembolsa 30% do valor original da barragem, somente para a eclusa. Um outro ponto importante é que este impasse sinaliza a discórdia contínua entre o Ministérios dos Transportes e de Minas e Energia em planejamentos de rios.

    A Cemig (Companhia energética do Estado de Minas Gerais) estabeleceu uma parceria com a ArcellorMittal com o intuito de gerar energia utilizando os gases resultantes do processo de fabricação de carvão vegetal. O projeto prevê um investimento no valor de R$ 8 milhões repartido entre as empresas com a previsão de geração de 1 a 2 MW na fábrica da ArcellorMittal e em 36 meses.

    A estimativa da Cemig é a geração de 125 MW em todo o estado através deste insumo, que dependerá da quantidade utilizada de carvão vegetal nas empresas em Minas Gerais; a forma será testada em dois fogões da Arcelor, que posteriormente será implantada nos outros fogões (total de 98). A quantia investida foi destinada à compra de 3 três protótipos de geração e contratação de funcionários. Para tal será utilizada a Unidade de Produção de Energia (UPE) Buritis, em (MG). Nesta, se dá o manejo mecanizado de florestas de eucalipto, onde a madeira é cortada e transportada para os fornos para carbonização, que por sua vez, produz o biorredutor (carvão vegetal). Este será transportado para as usinas siderúrgicas abastecidas pelo biorredutor da ArcelorMittal, que produzirá aço.

    A ambição é gerar energia com esta matriz, agregando valor ao sistema elétrico por ser renovável e limpa. Ademais, haverá o barateamento do custo da indústria demandante de energia e a reutilização do insumo. O projeto antevê uma coleta dos gases emitidos na queima de madeira, da matéria prima do carvão vegetal e com a sua queima, fornecerá potência para a geração de energia elétrica. Além disso, será realizada a queima de resíduos de biomassa florestal e finos de carvão e dos gases de carbonização.

    Projetando o período de 2011 à 2013, percebe-se os desafios para o setor brasileiro de energia no que tange à diversificação da matriz energética e a ampliação de quilômetros nas linhas de transmissão desta. Olhando para este lado, o estado do Rio Grande do Sul  extenderá uma linha de transmissão em 525 kV, isto é, um "linhão" para atender a demanda crescente de energia. Esta expansão é decorrente de análises sobre a geração de energia no Estado, sem contar com o uso de térmicas, que aumentam os custos empresariais e as contas de luz dos consumidores finais. Para tal empreitada, calcula-se um investimento por volta de  R$ 250 milhões a R$ 300 milhões por cerca de 200 a 300 km.

    Além disso, existe a probabilidade  de implantar  uma "geração local". No entanto, ainda se avalia em relação à expectativa de perda de competitividade, pois quando o leilão é dirigido (regional), a quantidade de empreendedoras arrefece, ao contrário do que ocorre em um leilão nacional.

    O setor tem se preocupado em relação à oferta de energia nos verões brasileiros, na Copa do Mundo (2014) e com a segurança deste fornecimento acionando as autoridades estaduais e deste segmento. Considera-se, também, a diversificação da matriz energética contemplar a energia nuclear e, em curto prazo, o carvão, que até então são pouco explorados no país.


    A Usina Hidrelétrica Foz do Chapecó, localizada no Rio Uruguai, cujo investimento previsto na obra é de mais de R$ 2 bilhões foi autorizada no dia 26 de agosto pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) a iniciar suas operações, enchendo o reservatório e acionando suas turbinas. A Licença de Operação concedida perderá a validade caso as normas não sejam cumpridas.

    A usina esta localizada entre os municípios de Águas de Chapecó, em Santa Catarina, e Alpestre, no Rio Grande do Sul, o que significa próximo de centros consumidores de energia. A potência instalada prevista é de 855 megawatts (MW) e para tal, terá 4 unidades geradoras, que vão operar a fio d'água, isto é, a energia é gerada com a passagem ininterrupta da água e sem a necessidade de construção de um reservatório extenso (terá cerca de 80 quilômetros quadrados).

    A construção da usina é formada pelo consórcio entre as empresas: Furnas, Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE) e Companhia Piratininga de Força e Luz (CPFL) e pertence ao Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) que almeja suprir a demanda crescente por energia nos próximos anos.
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    Na terceira semana de agosto foram anunciados inúmeros investimentos em energia de suma importância para o melhor desempenho deste setor. A Bertin Energia divulgou a compra de 70% do grupo Thermes Participações - valor não foi divulgado que sinaliza a entrada do grupo Bertin em geração de energia eólica. Os recém adquiridos agregarão 764 MW ao projeto de térmicas do Bertin (usinas Cacimbaes, 127 MW e Escolha, 337 MW e a José de Alencar, 300 MW. Para colocar em operação os projetos da Bertin e os da Thermes, o grupo Bertin investirá um aporte de R$ 8 bilhões até 2014.

    O BTG Pactual, por sua vez, fechou a compra de 100% da maior comercializadora independente de energia do país, a Coomex, por cerca de R$ 100 milhões, a serem pagos a prazo - sujeito à ajustes. O objetivo principal da nova Coomex é competir com as grandes comercializadoras ligadas aos grupos como a CPFL Energia e Tractebel (GDF Suez) e permitir que a empresa seja capaz de financiar a compra de energia. A operação também denota o retorno dos bancos ao mercado de comercialização de energia que não executavam mais essa atividade desde 2000 quando o racionamento desencadeou uma queda do consumo de energia no país. 


    O leilão da hidrelétrica de Belo Monte (11.233MW) no dia 20 de abril, o terceiro maior projeto hidrelétrico do mundo foi licitado pelo governo federal e marcado por intensas manifestações indígenas e ambientalistas.

    Surpreendentemente, o consórcio Norte Energia, formado por Chesf (49,98%), Queiroz Galvão (10,02%), Galvão Engenharia (3,75%), Mendes Júnior (3.75%), J. Malucelli (9,98%), Serveng (3,75%), Cetenco (5%), Contern (3,75%) e Gaia Energia (10,02%), arrematou a concessão da usina ao oferecer uma tarifa de R$77,97 por MWh para o mercado cativo cujo preço inicial era de R$83/MWh. Do lado "favorito" Belo Monte Energia, constituído por Furnas (24,5%), Eletrosul (24,5%), Andrade Gutierrez (12,25%), Vale (12,25%), Neoenergia (12,25%) e Companhia Brasileira de Alumínio (12,25%). O consórcio estabeleceu 70% da energia para o mercado cativo, 20% para o mercado livre e 10% para autoprodução (que se unirá à alguma empresa para destinar essa porcentagem da energia, já que os integrantes do consórcio não se enquadram nesta categoria). A Eletronorte, subsidiária da Eletrobras, fará parte do consórcio vencedor.

    Há pareceres conflitantes em relação à construção de Belo Monte. Algumas organizações afirmam que não é definido com exatidão seu projeto, deixando lacunas na geração de empregos, educação, na agricultura e atração de indústrias. Por outro lado, há aqueles que acreditam que o empreendimento é a única maneira de atrair investimentos para uma região carente como a que se trata.


    O governo anunciou nessa terça feira, a nova Eletrobras. A empresa internacionaliza seu nome, retirando o seu acento agudo e passando a funcionar de forma integrada através das marcas Furnas, Chesf, Eletrosul e Eletronorte.

    A nova companhia, que será a empresa de energia do governo federal, possui ambições internacionais e um capital em torno de R$ 120 bilhões. Todas as subsidiárias passarão a ter a mesma marca da holding, nas cores azul e verde e terão o nome da controladora nos logotipos. Este ano, a empresa vai investir R$ 9 bilhões e serão direcionados às usinas hidrelétricas Santo Antônio e Jirau, em Angra 3, e também em linhas de transmissão ligando Porto Velho a São Paulo. 

    O maior desafio da companhia será melhorar sua governança corporativa, buscando o fortalecimento por meio de participação em projetos que remunerem adequadamente o capital investido.                   
                                                                                                                                                                                                                                                          Por outro lado, com o real valorizado e a economia favorável no cenário mundial há oportunidades para a internacionalização das empresas brasileiras, como deseja a Eletrobras.


    De acordo com dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o consumo de energia, em janeiro, cresceu acima das expectativas dada a recuperação da economia e das altas temperaturas. O aumento da demanda de energia nas residências e no comércio se deu devido ao maior uso de ar condicionado, ventiladores e chuveiros elétricos. A carga foi de 33.718 GWhs, indicando um crescimento de 9,1% em relação ao mesmo mês de 2008.

    O maior acionamento das termelétricas foi necessário em decorrência do aumento no consumo, apesar destas usinas gerarem uma energia cara e mais poluente. O uso deste artifício foi intensificado desde novembro do ano passado para reduzir os riscos de novos apagões na linha de transmissão de Itaipu. Apesar dos reservatórios das hidrelétricas estarem com seus limites preenchidos, é questionável se Itaipu teria como suprir tamanha demanda. Apesar de investimentos anunciados essa semana da Cemig de R$ 213 milhões e da portuguesa Martifer, R$ 250 milhões em parques eólicos, ainda se aguarda os investimentos em segurança na conexão de Itaipu, que estão previstos apenas para abril.


    Foi fechado um contrato no valor de R$ 770 milhões entre o Grupo Bertin e MAN Diesel para fornecimento de geradores a diesel e 120 motores destinados às usinas termelétricas que serão construídas pela Gaia Energia e Participações (empresa do grupo Bertin). A Gaia foi criada em 2008 para desenvolver projetos do Grupo com fontes renováveis de energia.

    Em 2011, seis termelétricas serão construídas nas proximidades da cidade de Salvador (BA), gerando energia superior a 1.100 MW. No total, são 40 projetos entre UTEs, UHEs, eólicas e PCHs. Uma das vantagens da construção de termelétricas é a possibilidade de localização próxima aos centros consumidores, o que diminui os custos das empresas dada à menor extensão das linhas de transmissão. 

    O setor elétrico tem investido na construção de usinas, atendendo a demanda crescente (incluindo a do estado da Bahia),  o que possibilita a ampliação do faturamento.


    A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) modificou a forma de cálculo do reajuste das tarifas de energia. A mudança já vigora e corrige tarifas cobradas erroneamente no ano passado e não permite reivindicações de consumidores de cálculo passados. As empresas distribuidoras de energia acatar ou não, o reajuste.

    O erro de cálculo existe desde 1990, porém a partir de 2001, com a mitigação dos riscos cambiais das distribuidoras e com o aumento do volume de subsídios embutidos na tarifa, acabou provocando aumento tarifário. Nos contratos de concessão, o reajuste permitia que as distribuidoras incorporassem os ganhos com o crescimento de seu mercado, sem reparti-los com o consumidor.

    Com o reajuste nas tarifas de energia, a rentabilidade do setor de distribuição de energia sofrerá impactos negativos, pois apesar do aumento da demanda, os lucros não serão nas proporções anteriores. Por outro lado, com o custo menor da energia, os consumidores passarão a consumir mais (maior demanda), o que impulsionará a produção da mesma.


    A Light iniciou a construção da Pequena Central Hidrelétrica (PCH) Paracambi nos municípios de Paracambi (usina), Itaguaí e Piraí (extensão do reservatório da hidrelétrica). A hidrelétrica possuirá capacidade para produzir 25 megawatts (MW), abastecimento de uma cidade de 120 mil habitantes, e o início de suas operações está previsto para novembro de 2010.  

    Nesse mesmo período, o grupo Votorantim anunciou um investimento de R$ 4,5 bilhões que compreende alguns setores industriais, dentre eles, o de geração de energia, por meio de montantes destinados à hidrelétrica Salto Pilão, em Santa Catarina.

    O atual cenário econômico brasileiro apresenta fatores que possibilitam esses investimentos. São eles: elevação da utilização da capacidade instalada na indústria, melhoria das expectativas do empresariado industrial, redução dos custos, linhas de créditos de longo prazo e mercado interno fortalecido.


    Foi inaugurada nessa terça feira, a nova fase da Usina Termelétrica de Juiz de Fora (RJ). Será a primeira do mundo a operar com etanol e gás natural, o que permite ser bicombustível. A conversão desembolsou um investimento de R$ 45 milhões com capacidade total de geração de 87 MW.  A usina está conectada ao Sistema Interligado Nacional (SIN) com contratos de fornecimento de energia até 2020.

    A Petrobras investiu nessa conversão dada à flexibilidade que a usina terá ao não depender somente de um combustível e à redução de poluentes emitidos.

    A aparelhagem de infraestrutura de recebimento, armazenagem e transferência do etanol é 90% de origem nacional, havendo oportunidades para um novo mercado e expansão da companhia no mercado internacional.


    A Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig) anunciou investimento de R$ 1,6 bilhões para a compra das ações da Andrade Gutierrez e da Equatorial. A Cemig vai arcar com 49% de participação na nova sociedade e o restante será pago pelos investidores do Fundo de Investimento de Participações (FIP) por meio de uma Sociedade de Propósito Específico (SPE) coordenado por um banco não divulgado.

    Inicialmente, a Light era controlada igualitariamente pela Cemig, Luce, Andrade Gutierrez e Equatorial. A Cemig manterá os seus 13%, assim como a Luce, e comprará a fatia dos outros dois sócios restantes. O capital da Light será dividido pelo BNDES e pela flutuação livre no mercado. A nova estrutura permitirá que a Light continue sendo uma empresa privada, embora tenha uma estatal como maior acionista do bloco de controle.

    O objetivo da Cemig (segunda maior distribuidora de energia do País), é elevar sua participação também em geração e transmissão de energia. Com o aumento da participação acionária na Light, a Cemig pretende usar a concessionária para se expandir no setor de distribuição. O aumento na participação da Cemig na Light segue a estratégia de aumentar sua parcela em todos os segmentos do mercado brasileiro de energia elétrica, buscando permanentemente um retorno compatível com cada atividade.