6 de dezembro de 2024
O recente aumento do imposto de importação de
módulos fotovoltaicos, de 9,6% para 25%, trouxe à tona um intenso debate entre
diferentes setores sobre seus impactos para o Brasil. Enquanto a Associação
Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) critica a medida, destacando
os riscos ao mercado de energia solar e ao cumprimento de compromissos
climáticos, a Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica (Abinee)
defende o ajuste, apontando benefícios para a indústria nacional e a competitividade
local.
Para a Absolar, a decisão representa um
retrocesso na transição energética e pode elevar o custo da energia solar para
os consumidores. A entidade alerta para os efeitos negativos, como a queda de
investimentos, a fuga de capital e o fechamento de empresas do setor, além da
perda de empregos em uma cadeia produtiva que vinha em rápida expansão. Segundo
a associação, a produção nacional de módulos fotovoltaicos não é capaz de
atender sequer 5% da demanda brasileira, o que torna os produtos importados indispensáveis,
especialmente em projetos de grande porte que exigem padrões elevados de
certificação.
A Absolar também aponta que a medida
contraria compromissos climáticos internacionais, como o Acordo de Paris, e
pode inviabilizar projetos que somam mais de 25 GW de potência instalada e R$
97 bilhões em investimentos até 2026. Esse cenário, segundo a associação,
comprometeria a geração de milhares de empregos e a redução de emissões de CO2,
prejudicando tanto a economia quanto o meio ambiente.
Por outro lado, a Abinee defende o aumento da
tarifa como uma ação necessária para equilibrar a competitividade entre os
fabricantes nacionais e os produtos importados, que se beneficiam de subsídios
asiáticos e quedas significativas de preço nos últimos anos. A associação
argumenta que a medida pode incentivar o fortalecimento da cadeia produtiva
local, garantindo maior segurança no abastecimento e estabilidade de preços no
futuro.
Além disso, a Abinee destaca que projetos já
contratados não serão prejudicados, já que muitos equipamentos foram importados
anteriormente ou contam com isenções específicas. Para a associação, a medida
representa um passo importante para desenvolver a indústria nacional,
promovendo a nacionalização de insumos e reduzindo a dependência do país de
fornecedores internacionais.
Recentemente, o setor siderúrgico brasileiro
defendeu o aumento das tarifas de importação de produtos de aço para conter a
concorrência de produtos asiáticos mais baratos e proteger empregos locais. No
entanto, consumidores de aço, como montadoras, argumentaram que a medida
aumentaria os custos de produção, prejudicando sua competitividade. Situação
semelhante ocorreu na indústria química, onde produtores nacionais solicitaram
a elevação de tarifas sobre químicos importados para fortalecer o setor local,
enquanto empresas consumidoras alertaram para o impacto negativo nos custos e
na competitividade industrial.
Dessa forma, a disputa acerca do aumento do
imposto de importação de painéis solares também pode ser observada em outros
segmentos e são comemoradas por setores beneficiados e criticadas pelos
prejudicados.
Esse debate reflete a complexidade de
equilibrar a importação de produtos a preços baixos e o desenvolvimento da
indústria nacional.
A indústria brasileira adquiriu 92% da sua
eletricidade no mercado livre de energia em setembro, conforme dados da
Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel). Durante esse
período, o mercado livre atingiu 51,3 mil unidades consumidoras, um crescimento
de 46% em comparação ao mesmo período do ano anterior, com um consumo médio de
29.362 MW.
O setor comercial comprou 39% de sua energia
nesse ambiente, enquanto o setor de saneamento adquiriu 55,7% de sua demanda no
mercado livre.
Para a Abraceel, o setor comercial apresenta
o maior potencial de expansão, dada a sua margem de crescimento em comparação
com outros setores.
Dados gerais do mercado
Em setembro, o volume de energia negociada no
mercado livre foi de 171.618 MW médios, um aumento de 15%. De acordo com a
Abraceel, esse montante equivale a 16% da energia total transacionada no
Brasil. No total, 500 comercializadoras participaram do mercado, sendo 112
associadas à Abraceel, e negociaram 125.104 MW médios.
Cerca de 61% dos consumidores livres
compraram energia de comercializadoras, enquanto 73% dos consumidores especiais
também optaram pelo mercado livre.
No que diz respeito à geração solar,
aproximadamente 82% da produção foi destinada ao mercado livre de energia,
seguido por Biomassa (73%), PCH (60%) e eólica (58%).
Preços
O boletim da Abraceel também indicou que o
preço da energia convencional de longo prazo (para o período de 2026 a 2029)
foi de R$ 156/MWh, enquanto a de curto prazo, abrangendo os próximos três
meses, esteve em R$ 216/MWh.
O preço da energia incentivada de longo prazo
ficou em R$ 190/MWh, e o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para o
submercado Sudeste/Centro-Oeste, com carga pesada, foi de R$ 116/MWh.
Mais de 16,3% dos contratos no mercado livre
de energia têm mais de dez anos, enquanto os contratos com duração de até seis
meses representam 4,3%.
Especialista do Setor Marcel Tau
O mês de julho começou com a conta de energia
elétrica mais cara para os consumidores brasileiros, devido ao acionamento da
bandeira tarifária amarela autorizado pela ANEEL (Agência Nacional de Energia
Elétrica). Essa é a primeira alteração na bandeira tarifária desde abril de
2022, encerrando um período de 26 meses com a bandeira verde, quando não há
acréscimos no valor da conta de luz. Com a nova tarifa, haverá um aumento de R$
1,885 a cada 100 kWh consumidos.
Segundo a ANEEL, a mudança foi necessária
devido à previsão de chuvas abaixo da média até o fim do ano (cerca de 50%
abaixo da média) e à expectativa de aumento na demanda e consumo de energia no
mesmo período. A escassez de chuvas, juntamente com um inverno com temperaturas
superiores à média histórica, faz com que as termelétricas, que têm um custo de
produção de energia mais alto que as hidrelétricas, operem mais frequentemente,
elevando o custo de operação do sistema elétrico.
Além disso, os níveis dos reservatórios nas
regiões Sudeste e Centro-Oeste estão em 67% em julho deste ano, comparados a
84% no mesmo período de 2023.
O aumento da tarifa de energia elétrica
impacta diretamente a renda das pessoas, considerando a essencialidade do
setor. Esse aumento também contribui para pressionar a inflação, que já está
mais próxima do teto da meta do que do centro. Outros fatores, como o aumento
dos preços dos produtos importados devido à tarifa de 20% sobre bens de até US$
50 e a desvalorização do real nos últimos meses, devem trazer ainda mais
pressão inflacionária no curto prazo.
Especialista do Setor Marcel Tau
Em
2024, a Lafis projeta expansão de 3,6% do consumo e 3,3% da geração de
energia elétrica, o que representa desaceleração das projeções em relação ao
observado em 2023, mas ainda assim podemos dizer que se trata de um bom ritmo
de crescimento, considerando a média observada na última década.
Para
este cenário, a Lafis considerou a manutenção do crescimento do mercado
livre de energia elétrica (o mercado livre de energia é um ambiente de negócios
que permite às empresas negociar a compra de energia elétrica diretamente com
geradoras ou comercializadoras), em linha com as sucessivas reduções do consumo
mínimo exigido para que consumidores acessem este mercado e um avanço da
demanda no segmento cativo, puxado sobretudo pela demanda residencial, que
apresentou forte expansão no primeiro bimestre de 2024 em decorrência das
elevadas temperaturas e maior utilização do ar-condicionado nas residências;
O
ano de 2024 é especialmente importante para o mercado livre de energia
elétrica, considerando a entrada em vigor de uma nova regra que permitiu a
todos os consumidores conectados em tensão acima de 2,3 kilovolts (kV),
conhecidos como grupo A, escolher seu fornecedor de eletricidade a partir de
janeiro.
Pelo
lado da geração, os maiores destaques em termos de expansão da capacidade da
matriz energética, considerando os empreendimentos em construção e a potência
outorgada, serão, mais uma vez e por ordem de importância: geração solar,
eólica e térmica.
Considerando
somente empreendimentos em construção, de todas as fontes de geração, haverá um
acréscimo de 17 GW na capacidade instalada de energia elétrica no Brasil
(atualmente a capacidade de geração brasileira é de 203 GW), nesse e nos
próximos anos.
Segundo o Portal Solar, a
capacidade de produção da China é o grande impulsionador para o barateamento
das placas solares e o mercado asiático deve ser suficiente para atender a
procura global anual até 2032.
A utilização da energia solar
é uma tendência no Brasil e de acordo com a franqueadora Portal Solar, os
preços médios de painéis solares caíram cerca de 40% - tornando os produtos
ainda mais atrativos para os consumidores, mesmo com as novas regras de
cobrança pelo uso da rede na geração distribuída.
Em sentido oposto, desde o dia
1º de janeiro, está em vigor a cobrança de alíquota de 10,8% do Imposto de
Importação para painéis solares, até então zerada. Os módulos em geral são
importados da China e a cobrança do imposto visa compensar a concessão de
subsídios em outras áreas e incentivar a indústria nacional.
Na mesma direção, desde 2023,
com a entrada em vigor do Marco Legal da Microgeração e Minigeração Distribuída[1] os consumidores passaram a
ser taxados pelo uso do fio da distribuidora até as suas casas, chamada de “Fio
B.”. Nesse sentido, cabe destacar que a taxação começou a ser cobrada a partir
de 2023 e será gradativamente elevada até 2029, quando o consumidor pagará 100%
do valor do "Fio B".
Ou seja, por um lado se
observou um barateamento das placas solares chineses que ocorreu pelo ganho de
escala e eficiência do principal país fabricante desses componentes. Por outro
lado, houve um aumento da taxação da importação de painéis e desde janeiro de
2023 a cobrança gradual pelo uso da rede de distribuição por parte dos
empreendimentos de geração distribuída.
Embora existam medidas
desfavoráveis ao crescimento desse setor, as perspectivas para a geração solar
nos próximos anos são bastante positivas, tanto no âmbito da geração
distribuída quanto na geração centralizada.
Para corroborar essa visão,
mesmo diante das mudanças recentes, dados da Aneel indicam que 41% da
capacidade de geração de energia elétrica em construção no Brasil provém de
usinas fotovoltaicas, o que representa o maior percentual entre todas as
fontes. Além disso, no caso dos empreendimentos cuja construção ainda não foi
iniciada, o segmento solar responde por impressionantes 82% da capacidade de
geração elétrica a ser adicionada.
Analista Responsável Marcel
Tau
A expansão da produção de energia elétrica no Brasil nos próximos anos continuará a ser impulsionada principalmente pelos projetos de usinas eólicas e solares. De acordo com dados de julho, essas duas fontes representam 93% dos 129,5 gigawatts (GW) adicionados à capacidade de geração do país, com previsão de entrada em operação entre 2023 e 2029. O investimento total nesses empreendimentos é de aproximadamente R$ 424 bilhões.
No que diz respeito aos investidores do mercado livre, onde os grandes consumidores têm a opção de escolher seus fornecedores de energia, eles estão envolvidos em 92% dos projetos que serão concluídos até 2029. Esses investidores continuam demonstrando um alto interesse em aumentar sua participação na geração de energia, mesmo com o preço de referência da energia no mercado de curto prazo mantendo-se próximo do limite mínimo de R$ 69 por megawatt-hora (MWh), devido aos reservatórios das hidrelétricas estarem cheios e à baixa demanda por energia, relacionada ao desempenho econômico fraco.
É importante destacar que apesar dos preços baixos no curto prazo, o horizonte considerando para esses tipos de investimentos é de longo prazo.
Desta maneira, o setor de energia elétrica caminha para uma maior diversificação e menor dependência da geração hídrica, representando oportunidades de redução da dependência de uma fonte de geração e desafios para o setor como um todo. Um desses desafios, está na expansão da transmissão de energia, para conectar essas novas unidades geradoras ao sistema elétrico.
Nesse sentido, é importante destacar que nos últimos anos foram realizados importantes leilões de transmissão e novos estão previstos para os próximos, para viabilizar a expansão do sistema elétrico nacional.
Economista Responsável Marcel Tau
O setor de
energia no Brasil enfrenta diversos desafios para garantir o abastecimento, a
segurança e a sustentabilidade da matriz energética nacional.
Neste
artigo, vamos analisar alguns dos principais aspectos que envolvem esse tema,
como a dependência hidrelétrica, a diversificação das fontes renováveis, a
expansão das redes de transmissão e distribuição, a eficiência energética e a
regulação do mercado.
Setor de Energia no Brasil: A Dependência
Hidrelétrica
O Brasil
possui uma das matrizes energéticas mais limpas do mundo, com cerca de 80% da
sua eletricidade proveniente de fontes renováveis, sendo a hidroeletricidade a
principal delas.
Segundo o
Balanço Energético Nacional 2020, as usinas hidrelétricas representaram 64% da
capacidade instalada e 65% da geração de energia elétrica no país em 2019.
No entanto,
essa dependência hidrelétrica também traz riscos e desafios para o setor. Um
deles é a vulnerabilidade às mudanças climáticas e à variabilidade hidrológica,
que podem afetar o regime de chuvas e o nível dos reservatórios das usinas.
Isso pode
comprometer a segurança energética do país, levando à necessidade de acionar as
termelétricas, que são mais caras e poluentes, ou de recorrer à importação de
energia de outros países.
Outro
desafio é a dificuldade de construir novas usinas hidrelétricas de grande
porte, que exigem grandes investimentos, licenciamentos ambientais complexos e
enfrentam resistências sociais e políticas.
A Diversificação das Fontes Renováveis
Uma das
alternativas para reduzir a dependência hidrelétrica e aumentar a segurança e a
sustentabilidade da matriz energética brasileira é a diversificação das fontes
renováveis. O Brasil possui um grande potencial para explorar outras fontes
como a eólica, a solar, a biomassa e os biocombustíveis.
A energia
eólica vem crescendo expressivamente no país nos últimos anos, graças à sua
competitividade econômica e à sua complementaridade com a hidroeletricidade.
Em 2019, o
Brasil foi o oitavo maior produtor mundial de energia eólica, com uma
capacidade instalada de 15,4 GW e uma geração de 55 TWh. A maior parte da
capacidade eólica está concentrada na região Nordeste, que se beneficia dos
ventos constantes e fortes.
A energia
solar também vem ganhando espaço no país, tanto na modalidade centralizada
quanto na distribuída. A modalidade centralizada refere-se às usinas solares
fotovoltaicas que vendem energia para o sistema elétrico nacional. A modalidade
distribuída refere-se aos sistemas solares instalados em residências,
comércios, indústrias e propriedades rurais que geram energia para o próprio
consumo ou para compensação na rede.
A biomassa é
outra fonte renovável que tem um papel importante na matriz energética
brasileira, principalmente por meio da cogeração de eletricidade a partir do
bagaço da cana-de-açúcar.
Ela também
contribui para a produção de biocombustíveis como o etanol e o biodiesel, que
são utilizados nos veículos automotores e reduzem as emissões de gases de
efeito estufa.
Os
biocombustíveis são uma das principais vantagens competitivas do Brasil no
setor de energia, pois o país é um dos maiores produtores e consumidores
mundiais de etanol e biodiesel. Eles representam cerca de 30% da matriz de
combustíveis para transporte no Brasil.
A Expansão das Redes de Transmissão e
Distribuição
A expansão
das redes de transmissão e distribuição é outro desafio para o setor de energia
no Brasil, pois é necessária para integrar as novas fontes de geração,
especialmente as renováveis, aos centros de consumo.
O Brasil
possui um sistema elétrico interligado que abrange quase todo o território
nacional, com exceção de algumas áreas isoladas na região Norte. Esse sistema
permite a troca de energia entre as diferentes regiões e a otimização dos
recursos energéticos disponíveis.
No entanto,
o sistema elétrico brasileiro também enfrenta problemas de congestionamento,
perdas, indisponibilidade e baixa qualidade do serviço em algumas áreas. Esses
problemas são decorrentes da falta de investimentos, da complexidade do planejamento,
da demora nos licenciamentos ambientais, da dificuldade de acesso aos terrenos
e da oposição das comunidades locais.
A Eficiência Energética
A eficiência
energética é outro aspecto fundamental para o setor de energia no Brasil, pois
representa uma forma de reduzir o consumo e a demanda de energia sem
comprometer o desenvolvimento econômico e social.
A eficiência
energética pode ser alcançada por meio da adoção de medidas que visam melhorar
o desempenho energético dos equipamentos, dos processos, dos edifícios e dos
veículos, bem como por meio da mudança de hábitos e comportamentos dos
consumidores.
O Brasil
possui um potencial significativo para aumentar a sua eficiência energética em
diversos setores, como o industrial, o residencial, o comercial, o público e o
de transportes.
Segundo o
Plano Nacional de Eficiência Energética 2030, o país poderia economizar até 106
TWh de eletricidade e 37 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (TEP) em
combustíveis até 2030 se implementasse as medidas propostas pelo plano.
Isso
representaria uma redução de 10% no consumo final de energia elétrica e de 11%
no consumo final de combustíveis.
A Regulação do Mercado
A regulação
do mercado é outro desafio para o setor de energia no Brasil, pois envolve a
definição das regras que regem as relações entre os agentes que atuam no setor,
como os geradores, os transmissores, os distribuidores, os comercializadores e
os consumidores.
A regulação
do mercado, feito pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), visa
garantir a segurança jurídica, a estabilidade econômica e a sustentabilidade
ambiental do setor.
O setor de
energia no Brasil enfrenta diversos desafios, como a necessidade de ampliar a
infraestrutura de geração e transmissão, de diversificar as fontes renováveis
de energia, de reduzir as perdas e os custos operacionais, de melhorar a
qualidade do serviço e de atender à crescente demanda por energia.
A regulação
do mercado desempenha um papel fundamental para estimular o desenvolvimento do
setor e garantir os interesses da sociedade.
Todos esses
desafios exigem políticas públicas eficientes, investimentos em infraestrutura
e inovação tecnológica. O setor de energia é estratégico para o desenvolvimento
econômico e social do país e requer uma visão de longo prazo e uma gestão
integrada dos recursos energéticos.
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A pandemia da COVID-19 causou uma reviravolta econômica sem
precedentes em todo o mundo. Empresas de todos os setores enfrentaram desafios
significativos, desde restrições de operação até mudanças nos hábitos de
consumo dos clientes.
Nesse cenário de recuperação, é crucial que as empresas
estejam preparadas para enfrentar os desafios e aproveitar as oportunidades que
surgem. E uma ferramenta valiosa para essa preparação estratégica é a análise
setorial.
Compreender as tendências do mercado, as mudanças de
comportamento do consumidor e as demandas emergentes torna-se essencial para se
posicionar de forma inteligente e competitiva.
Este texto explora a importância da análise setorial como uma
poderosa aliada das empresas na retomada econômica, e como a análise setorial
pode ajudar as organizações a identificar oportunidades, mitigar riscos e tomar
decisões informadas que impulsionem seu crescimento.
Prepare-se para desvendar os segredos por trás da análise
setorial e descubra como essa ferramenta estratégica pode levar sua empresa a
um novo patamar de sucesso.
Entendendo a retomada da economia e o papel da Análise Setorial
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retomada econômica pós-pandemia já se tornou uma realidade.
No entanto, é importante compreender que o cenário econômico
atual é marcado por mudanças significativas nos comportamentos de consumo, nas
dinâmicas de mercado e nas demandas dos clientes.
As empresas que desejam se destacar nesse novo contexto
precisam adotar uma abordagem estratégica, antecipando-se às transformações do
mercado e se adaptando rapidamente. É aqui que a análise setorial desempenha um
papel fundamental.
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profundidade o panorama do seu setor de atuação. Ela vai além da análise
macroeconômica geral e mergulha nas especificidades de cada segmento,
identificando as principais tendências, desafios e oportunidades que surgem
durante a retomada econômica.
Ao entender os fatores-chave que impulsionam o crescimento do
setor, as empresas podem ajustar suas estratégias, reposicionar seus produtos e
serviços e se adaptar às novas demandas dos consumidores.
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a competitividade do mercado, identificando os principais concorrentes e suas
estratégias. Com base nessas informações, é possível desenvolver estratégias
diferenciadas, encontrar nichos de mercado pouco explorados e conquistar uma
vantagem competitiva.
Em suma, a análise setorial permite que as empresas estejam à
frente da curva, antecipando-se às mudanças do mercado e tomando decisões
fundamentadas. Na próxima seção, exploraremos em detalhes como essa ferramenta
valiosa pode ser aplicada de forma eficaz, fornecendo vantagens estratégicas e
impulsionando o crescimento empresarial na retomada econômica pós-pandemia.
A análise setorial desempenha um papel crucial na tomada de
decisões estratégicas das empresas durante a retomada econômica pós-pandemia.
Ela oferece uma visão aprofundada das tendências e mudanças que estão moldando
o mercado, permitindo que as empresas compreendam o cenário em que estão
inseridas e se posicionem de maneira estratégica.
Benefícios da Análise Setorial para as empresas
Ao adotar uma abordagem estratégica baseada na compreensão
das tendências e mudanças do mercado, as empresas podem obter vantagens
significativas. Vejamos alguns dos benefícios-chave da análise setorial:
Identificação de oportunidades de crescimento: permite que as
empresas identifiquem oportunidades emergentes e nichos de mercado pouco explorados
– o que permite a possibilidade de direcionar seus recursos e esforços para o
desenvolvimento de produtos ou serviços inovadores, atendendo às necessidades
específicas dos clientes.
Tomada de decisões informadas: Com acesso a dados e
informações precisas sobre o setor, as empresas podem tomar decisões
estratégicas fundamentadas, permitindo que empresas se adaptem rapidamente às
mudanças do mercado.
Vantagem competitiva: A análise setorial ajuda a identificar
os pontos fortes e fracos dos concorrentes, bem como as lacunas no mercado que
podem ser aproveitadas. Isso permite que as empresas se posicionem de forma
única, atendendo às necessidades dos clientes de maneira mais eficaz do que
seus concorrentes.
Mitigação de riscos: auxilia na identificação de riscos e
ameaças que podem afetar o desempenho das empresas. Ao antecipar esses
desafios, as empresas podem desenvolver estratégias de mitigação adequadas e
estar preparadas para enfrentar obstáculos.
Aproveitamento das tendências de mercado: as empresas podem
se adaptar de maneira proativa e capitalizar as oportunidades que surgem,
ajustando-se rapidamente às mudanças nos comportamentos do consumidor, nas
demandas de mercado e nas inovações tecnológicas.
A análise setorial é uma ferramenta poderosa para as empresas
que deseja estar sempre prontas aos desafios do seu mercado.
Ao identificar oportunidades de crescimento, mitigar riscos,
adaptar a estratégia de negócios e conquistar uma vantagem competitiva, as
empresas estarão bem posicionadas para se destacar no mercado e alcançar o
sucesso.
Lembre-se de que a implementação da análise setorial requer
uma coleta cuidadosa de dados, análises aprofundadas e monitoramento contínuo.
Além disso, contar com especialistas nessa área, como a LAFIS, pode fornecer um
apoio valioso na interpretação dos dados e na orientação estratégica.
A melhoria nos níveis dos reservatórios trouxe consigo a redução do preço da energia elétrica no mercado livre de energia, trazendo novamente a questão da sobreoferta no setor e a inviabilidade de manter a expansão no longo prazo nesse patamar de preço.
Como pode ser observado no gráfico abaixo, existe uma estrita relação entre os níveis dos reservatórios (Energia Armazenada) e o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), preço da energia utilizado no mercado livre de energia elétrica (mercado utilizado por consumidores que consomem maiores volumes de energia).
Se por um lado o preço da energia elétrica nesse patamar desestimula o crescimento da oferta de energia, por outro lado é positivo para grandes consumidores de energia elétrica, como o setor de fundição e alumínio primário, por exemplo, que em paralelo a uma taxa de câmbio mais desvalorizada podem vivenciar um ambiente de maior competitividade em relação aos produtos importados.
É importante destacar que o Brasil já viveu períodos em que os níveis dos reservatórios se mantiveram em um baixo patamar e os preços se mantiveram em uma média elevada, como observado em 2001 e entre 2014 e 2021. Desta maneira, a expansão de outras fontes de energia elétrica para além da geração hídrica se traduz em uma maior diversificação e menor dependência das condições hidrológicas para determinação do preço no setor, algo importantíssimo para o desenvolvimento do setor de geração e para o avanço da segurança energética no país.
Assim, considerando o histórico e as perspectivas do setor de energia elétrica, a Lafis considera que o equilíbrio entre oferta e demanda de energia no longo prazo só ocorrerá com expansão e diversificação da matriz energética (primordialmente por meio de fontes renováveis) em paralelo ao avanço do consumo de energia por meio da introdução de novos vetores de consumo, como a geração de hidrogênio verde, eletrificação de parte da frota automotiva e expansão da produção de setores intensivos em energia elétrica, como os setores de fundição, automóveis, metalúrgico, dentre outros.
Por fim, é importante destacar que o crescimento econômico de maneira geral também é muito importante para o avanço da demanda de energia elétrica e para evitar uma sobreoferta do setor, considerando que existe uma grande relação entre o consumo de energia elétrica e os níveis de renda de uma economia.
Os níveis dos reservatórios das hidrelétricas brasileiras seguem em patamares elevados até novembro de 2022 na comparação com os anos anteriores.
Os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste, que respondem por mais de 70% da energia armazenada nos reservatórios está no maior patamar dos últimos anos, após registrar os piores níveis em 2021, o que levou ao acionamento de termoelétricas e o encarecimento da energia elétrica no ano (fatores que acabaram contribuindo, em paralelo aos maiores volumes de chuvas ao aumento das reservas observado desde o final de 2021), além de mais uma vez trazer a questão da segurança energética à tona.
É importante observarmos que o Brasil caminha para reduzir a dependência da matriz hidroelétrica nas próximas décadas, com contribuição significativa da geração solar, eólica e térmica a gás natural.
Como pode ser observado agora com a crise energética na Europa devido a guerra entre Ucrânia e Rússia, a segurança de fornecimento de energia elétrica a preços competitivos é uma importante questão econômica e fundamental do ponto de vista social.
O aumento e diversificação da oferta de energia elétrica majoritariamente limpa é essencial para dar conta da demanda crescente por energia elétrica, pois além de trazer a segurança energética mencionada anteriormente o aumento da oferta é necessário para viabilizar a eletrificação da frota automotiva (ainda pouco representativa no Brasil) e a geração de hidrogênio verde (hidrogênio produzido utilizando energias renováveis e limpas), dentre outras verticais de crescimento.
Por fim, cabe destacar a maturidade do setor de geração de energia elétrica no Brasil, composto por grandes companhias nacionais e internacionais, com inúmeras empresas listadas na bolsa de valores brasileira (B3) e que possuem amplo acesso ao mercado de capitais, fator importantíssimo em um setor intensivo em capital.
A matriz global de energia elétrica segue sendo majoritariamente alimentada por fontes de energia não renováveis e poluentes, com destaque para o carvão e gás natural. Embora haja uma clara tendência de ganho de participação da geração renovável, especialmente eólica e solar, ela representou somente 12,8% da matriz de energia elétrica do mundo em 2021, de acordo com dados da BP (BP Statistical Review of World Energy).
O Brasil, apresenta uma matriz energética peculiar, sendo comparada somente com a matriz elétrica do Canadá, considerando que ambos os países geraram historicamente mais da metade de sua energia elétrica a partir de fontes hidrelétricas, ainda que haja diferenças no restante da matriz na comparação dos dois países.
O Brasil está bem posicionado em relação ao restante do mundo no quesito de segurança energética, considerando que gera internamente e por meio de fontes renováveis de energia parte significativa de sua energia. O problema da nossa matriz, historicamente, foi a dependência dos regimes de chuvas, considerando a predominância da geração hídrica. Desta forma, em períodos em que os índices pluviométricos são baixos, o parque gerador térmico é acionado, resultando em uma energia muito mais cara para todas as classes de consumo de energia elétrica (industrial, comercial e industrial).
Cabe destacar que a geração hídrica não é homogênea, considerando que há usinas com grandes reservatórios e usinas hidrelétricas “a fio d'água” (aquelas que não dispõem de reservatório de água, ou o têm em dimensões menores do que poderiam ter). No Brasil e no mundo, a construção de grandes usinas hidrelétrica com extensos reservatórios é cada vez menos comum, considerando o grande impacto ambiental de tais construções.
Dessa maneira, quando combinamos a restrição da construção de usinas com reservatórios e o avanço da geração solar e eólica temos uma combinação um pouco perigosa para a nossa matriz elétrica, considerando que todas essas fontes não apresentam garantia de fornecimento, dependendo, cada uma de sua maneira, de condições climáticas.
Desta forma, a geração térmica por meio do gás natural deverá ganhar relevância no médio e longo prazo, considerando que, apesar de poluente em relação as renováveis, é menos poluente que a geração por meio do carvão e petróleo. Além disso, ela apresenta uma característica essencial para a composição de uma matriz energética segura: a confiabilidade de fornecimento; especialmente em um cenário de aumento da produção interna de gás natural em terra e mar no Brasil com a criação de uma infraestrutura para distribuir e importar gás natural.
A geração de energia por meio de biomassa também poderá ganhar relevância no longo prazo, considerando que também apresenta uma maior segurança no fornecimento em relação as fontes renováveis.
Ainda há muito que ser feito nesse sentido, mas o Brasil tem um grande potencial de se manter como um dos países com um dos parques geradores de energia elétrica menos poluentes do mundo e ao mesmo tempo evoluir na diversificação de sua matriz, se tornando cada vez menos dependente de uma única fonte e construindo uma matriz cada vez mais sólida, do ponta de vista da segurança energética (característica fundamental e teve mais uma vez sua importância lembrada pela crise hídrica vivenciada em 2021 e pela dependência de países europeus do gás russo).
Especialista do Setor Marcel Tau Carneiro
No início desta semana foi amplamente divulgado na mídia a extensão do prazo para estudos de hidrelétricas na Amazônia por parte da Aneel. A agência prorrogou para dezembro de 2023 o prazo para os estudos de viabilidade de 3 usinas hidrelétricas no Pará, na região amazônica. Somados, os empreendimentos têm capacidade instalada de 2,2 GW. A primeira autorização para avaliação foi concedida pela agência reguladora em 2009. Ou seja, a análise dos projetos se arrasta por 13 anos.
Ainda que as empresas concluam os estudos até dezembro de 2023, as usinas só poderão operar depois de cumpridas diversas outras etapas. Entre elas estão a obtenção do licenciamento ambiental e as consultas e audiências públicas.
A grande demora e elevados custos principalmente para obter todas as licenças ambientais são alguns dos fatores que levaram a situação até este ponto.
É importante destacar que historicamente o Brasil sempre teve uma grande dependência da geração hidrelétrica dentro de sua matriz energética e mesmo após robustos investimentos em outros segmentos, ainda nos dias de hoje a maior parcela da geração nacional ainda é composta por este segmento, algo que ficou mais uma vez evidente em 2020 diante da queda nos níveis dos reservatórios, acionamento de térmicas e encarecimento da energia.
Neste sentido, a dificuldade de implantação de grandes projetos hidrelétricos limita o avanço deste segmento e direciona a maior parte dos investimentos do setor para outros segmentos de geração, como o segmento solar, eólico e térmico.
Desta maneira, como apresentado em diversos estudos do setor, a tendência é de redução da participação do segmento hídrico no Brasil nos próximos anos, algo que pode ser considerado negativo ao considerarmos que o segmento poderia representar um aumento da geração de uma fonte muito competitiva e que trás segurança ao sistema (sobretudo em hidrelétricas com grandes reservatórios).
Por outro lado, as limitações impostas ao crescimento do segmento hídrico, associados ao ganho de competitividade de outros segmentos de geração também proporcionaram ao setor uma aceleração da diversificação da matriz energética brasileira dentro de um horizonte de longo prazo, o que também deve se traduzir em uma maior robustez do parque gerador nacional dentro dos próximos anos, dependendo menos de uma única fonte de energia.
Especialista do Setor Marcel Tau Carneiro
A geração e o consumo de energia elétrica apresentam em 2021 tendência de expansão em relação ao ano anterior, com forte influência da fraca base de comparação do segundo trimestre de 2020.Todos os segmentos consumidores devem apresentar crescimento em 2021, até mesmo o segmento comercial que apresentou retração no primeiro trimestre, justificada pela perda de dinamismo do comércio diante da manutenção do cenário pandêmico.
Por sua vez, com a manutenção de uma situação hídrica pouco favorável – deve representar ao longo de 2021 uma participação maior da geração por meio de outras fontes, com destaque para a térmica, eólica e solar.
Além disso, o setor de energia elétrica apresenta alguns movimentos muito relevantes e que podem impactar o setor, com destaque para o desenho de privatização/capitalização da Eletrobras, aprovado na Câmara do Deputados e que terá sua tramitação no Senado.
A evolução das tarifas de energia elétrica e o impacto do uso de fontes mais caras no custo de geração também são importantes fatores que podem impactar o setor no curto prazo, considerando que em um momento de dificuldades econômicas em diversos setores, reajustes no preço da energia representam um ônus a mais para as empresas, além de impactarem no orçamento das famílias, considerando a manutenção do número de desempregados em um patamar muito elevado.
Especialista do Setor Marcel Tau Carneiro
A crise provocada pelo Covid-19 levou a uma retração significativa da geração e do consumo de energia elétrica no Brasil, principalmente no segundo trimestre deste ano, período em que tanto a geração como o consumo de energia elétrica recuaram mais de 8% em relação aos mesmos meses de 2019.
Apesar da recuperação já observada nos últimos meses, em que foi observado valores maiores de consumo e geração de energia elétrica em relação aos mesmos meses do ano passado, a Lafis considera que ainda assim a perspectiva anual é de retração para ambas as variáveis.
No entanto, a retração do setor deverá ser mais amena que o esperado meses atrás, quando ainda o grau de incerteza acerca do impacto do Covid-19 no setor era ainda maior e considerando uma recuperação parcial das perdas no segundo semestre de 2020.
Para o médio prazo, a Lafis destaca o protagonismo esperado para a geração solar e eólica. Está prevista para os próximos anos uma adição de 35,7 GW na capacidade de geração do País, proveniente dos 233 empreendimentos atualmente em construção e mais 684 em empreendimentos com construção não iniciada. Cabe destacar que 70% da potência outorgada para as obras em construção e planejadas são oriundas de fontes solares e eólicas.
Especialista do Setor Marcel Tau
Entre janeiro e maio de 2020, o consumo de energia elétrica recuou 4,0% no Brasil em relação ao mesmo período do ano anterior. Por classe de consumo, o desempenho no período foi: -9,6% no segmento comercial, - 5,6% no segmento industrial e - 2,1% em outros. O segmento residencial apresentou relativa estabilidade do consumo no período (+0,3%).
Dentre os maiores setores industriais, as maiores retrações foram observadas nos setores de veículos automotores (-27,5%), produtos de metal, exceto máquinas e equipamentos (-16,6%) e fabricação de produtos têxteis (-15,0%). Os únicos segmentos industriais dentre os principais que apresentaram aumento do consumo e colaboraram para que a retração do setor não fosse ainda mais significativa foram: produtos alimentícios (+1,4%) e metalurgia (+0,4%), que juntos representaram aproximadamente 38% do consumo industrial entre janeiro e maio de 2020.
Um outro movimento observado na mesma base de comparação para o consumo de energia elétrica foi a expansão do consumo do segmento livre (+1,7%) enquanto o consumo cativo recuou 5,2%. Tal movimento já foi observado nos últimos anos e está em linha com a estratégia dos grandes consumidores em migrar para um segmento que possibilite a redução de custos e melhor planejamento energético (mercado livre).
Especialista do Setor Marcel Tau.
Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a geração de energia elétrica no Sistema Integrado Nacional (SIN) em 2019 totalizou 593,6 mil GWh (incluindo energia hidráulica, térmica nuclear e convencional, eólica e solar) o que significou aumento de 2,0% em relação ao mesmo período de 2018, com incremento em todas as fontes de energia. A grande utilização de ar condicionado no início do ano marcado por temperaturas elevadas e crescimento econômico moderado contribuíram para o aumento da geração no período. Na comparação de dezembro de 2019 com o mesmo mês do ano anterior a geração avançou 0,2%, sinalizando estabilidade da geração de energia no final do ano.
Cabe destacar o expressivo aumento da geração de energia solar, que apresentou expansão de 70,6em 2019 em relação ao ano anterior, passando de 2.918 GWh para 4.977 GWh. Embora tal segmento de geração ainda não apresente grande relevância no total de energia gerada no Brasil (0,8% entre janeiro e dezembro de 2019), os dados dos últimos anos mostram que a tendência é que a energia solar ganhe participação no longo prazo dentro da matriz energética brasileira, da mesma maneira que ocorreu com a geração eólica a alguns anos atrás.
O consumo de energia elétrica no Brasil apresentou um avanço de janeiro a dezembro de 2019 frente ao mesmo período de 2018. O total consumido no período foi de 482,1 mil GWh. Com exceção do consumo industrial (-1,6%), todos os segmentos apresentaram expansão do consumo no período
A queda do consumo industrial está relacionada com o menor nível de produção da indústria em 2019, como apontado pelo IBGE.
Dentre as regiões brasileiras, todas apresentaram expansão no período: Região Norte (+2,0%), Região Sul (+2,0%), Região Centro-Oeste (+4,3%), Região Nordeste (+3,1%) e Região Sudeste (+0,2%).
Especialista do Setor Marcel Tau
A perspectiva da agência de classificação de ratings Fitch em 2019 para o GSF é de 82%. De maneira muito resumida, o GSF aponta o quanto o setor de energia elétrica está exposto ao risco hidrológico, considerando 100% como o ponto de equilíbrio, de forma que valores abaixo de 100% representam uma geração hidrelétrica inferior ao que o sistema deveria gerar e valores superiores a 100% como uma geração, por meio desta fonte, acima do esperado.
O cenário atual, e observado nos últimos anos em relação ao GSF, e suas consequências são temas bastantes debatidos dentro do setor. O próprio Ministério de Minas e Energia está trabalhando para a aprovação do Projeto de Lei 10.985, que visa resolver os débitos existentes relacionados ao GSF (dada a judicialização do tema no passado), para que, solucionadas tais pendências, seja possível abrir espaço para uma solução definitiva para o risco hidrológico em um cenário em que a matriz energética brasileira passa por diversas transformações. Dentre estas transformações, estão: aumento da participação da geração eólica e solar, restrição para expansão de usinas hidrelétricas com grandes reservatórios, e perspectivas de crescimento significativo na extração de gás natural no Brasil, abrindo espaço para o avanço da geração termoelétrica por meio desta fonte.
Para além das questões envolvendo o GSF e a alteração da matriz energética brasileira, a Lafis considera que o setor de energia elétrica passará, nos próximos anos, por um período de diversas outras modificações. Além disso, serão atualizadas as bases legais e econômicas para a expansão do setor de geração elétrica (e de toda a cadeia produtiva) de maneira consistente, trazendo previsibilidade para as empresas e segurança de fornecimento de energia para os consumidores em um horizonte de longo prazo.
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 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
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.
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.
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 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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
e
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.
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6 de dezembro de 2024
