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  • energia elétrica,  economia, macroeconomia, setor distribuição energia, segmento distribuição energia, transmissão energia, setor transmissão energia, segmento transmissão energia

    No mês de novembro (dado recém divulgado), o Brasil estabeleceu seu segundo recorde consecutivo no consumo de energia elétrica, alcançando a marca de 46.407 gigawatts-hora (GWh). Esse número representa um aumento de 8,5% em relação a novembro de 2022, conforme divulgado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). A instituição destacou que esse é o nível mais alto de consumo desde 2004, considerando toda a série histórica.

    Assim como observado em outubro, as altas temperaturas foram um impulsionador significativo, resultando em taxas de expansão de dois dígitos nas classes residencial e comercial.

    O consumo industrial também apresentou crescimento, contribuindo para a elevação geral. No período de 12 meses, o consumo nacional totalizou 527.073 GWh, registrando um aumento de 7,5% em comparação com o período anterior, conforme informado pela EPE.

    No que diz respeito ao ambiente de contratação, o mercado livre foi responsável por 39,8% do consumo nacional de energia elétrica em novembro, com um total de 18.482 GWh. Esse setor apresentou um crescimento de 9% no consumo e de 22% no número de consumidores, em comparação com o mesmo mês de 2022.

    Por outro lado, o mercado regulado das distribuidoras, que atingiu 27.925 GWh, representou 60,2% do consumo nacional de eletricidade em novembro, registrando um aumento de 8,1% em comparação com o ano anterior, enquanto o número de unidades consumidoras aumentou 2,3% no mesmo período.

    Analista Responsável Marcel Tau

     


    Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico, a atual onda de calor do Brasil deverá fazer com que o consumo médio de energia atinja 75,2 mil MW em setembro, um aumento de 5,8% em relação ao mesmo período de 2022 (ONS). Se confirmado, o valor seria o maior já registrado no país, segundo dados históricos do operador.
    A aceleração mais significativa no consumo deve acontecer na região Norte (10,6%), seguida das regiões Sudeste (6,1%), Nordeste (4,2%) e Sul (3,8%).
    O aumento do consumo de energia ocorre porque, com o calor, as pessoas aumentam o uso de aparelhos de ar-condicionado, ventiladores e outros equipamentos que consomem muita energia elétrica.
    Dessa maneira, as temperaturas mais elevadas em relação ao que historicamente foi observado nos meses de setembro deverá representar um aumento do consumo de energia elétrica das distribuidoras, impulsionando os resultados operacionais dessas companhias.
    No mesmo sentido, as elevadas temperaturas deverão contribuir para um maior volume de geração de energia elétrica.

    Especialista do Setor Marcel Tau

    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

     

    Após um período desafiador de incertezas e instabilidades, a 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.

    A análise setorial permite que as empresas compreendam em 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.

    Além disso, a análise setorial ajuda as empresas a avaliarem 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 Light informou nesta sexta-feira que entrou com pedido de recuperação judicial (RJ) na 3ª Vara Empresarial do Estado do Rio de Janeiro, citando dívidas de cerca de 11 bilhões de reais. Em fato relevante, a companhia elétrica afirmou que os desafios de sua situação econômico-financeira se agravaram apesar de seus esforços recentes para equacioná-la. Isso demandou a "tomada urgente" de outras medidas, disse a Light, para preservar "manutenção dos serviços prestados no âmbito das concessões de titularidade do Grupo Light, continuidade no estrito cumprimento das obrigações intrasetoriais, preservação de valor e a promoção de sua função social".
    O pedido à Justiça do RJ ocorre apesar da existência de lei que veda às concessionárias de serviços públicos de energia elétrica de recorrer aos regimes de recuperação judicial ou extrajudicial. Recentemente foi chamada a atenção para o tamanho e urgência de um dos problemas que levaram a Light a entrar com o pedido de RJ: “O setor elétrico está sendo derrotado pelo furto de energia”, disse o ex-diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Edvaldo Santana, em entrevista à antessala EPBR. “Talvez seja o problema mais relevante que se tenha no setor elétrico brasileiro”, completou.
    O furto de energia nas redes de distribuição voltou a crescer no país, a partir de meados da década passada, e vem ganhando mais destaque diante das dificuldades financeiras enfrentadas por algumas distribuidoras - a exemplo da Light (RJ) e Amazonas Energia. No topo da lista de distribuidoras mais afetadas pelos furtos de energia, o caso mais grave é no Amazonas.
    As perdas não técnicas, popularmente conhecidas como "gatos", representaram, em 2021, 122% da energia distribuída pela Amazonas Energia no mercado de baixa tensão, em termos reais. Em seguida, está a companhia de distribuição do Amapá, com 85% de perda real. Também, e sequencialmente, no ranking da Aneel, aparecem a Light, com perda real de 54%, e Celpa, do Pará, com 37%.
    As perdas não técnicas reais são aquelas efetivamente apuradas pelas distribuidoras. A diferença de custos entre as metas regulatórias - aquelas reconhecidas nas tarifas - e as perdas reais é um prejuízo assumido pelas concessionárias. Ou seja, as perdas com furto de energia afetam tanto o bolso dos consumidores, nas tarifas; quanto o caixa das distribuidoras.
    A Light fechou o ano passado com um prejuízo de R$ 5,67 bilhões. A empresa alega que a situação atual é de desequilíbrio estrutural e defende a renovação antecipada da concessão, que vence em 2026. No caso do furto, hoje, 70% das perdas financeiras são repassadas para a tarifa do cliente regular, os outros 30% são assumidos pela distribuidora, afirma o presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Marcos Madureira.
    Segundo estimativas da associação, as perdas não técnicas custaram ao país R$ 6,6 bilhões no ano passado. Já a Aneel calculou o prejuízo em R$ 5 bilhões - o que representa cerca de 3%, em média, do valor da tarifa paga pelo consumidor.

    Especialista do Setor Marcel Tau Carneiro


    Em linha com o baixo dinamismo econômico observado nos últimos anos, o consumo de energia no Brasil cresceu em um ritmo significativamente inferior ao consumo mundial de energia, restringido o potencial de crescimento de todos os segmentos do setor quando comparamos com um cenário de maior atividade econômica.

    Enquanto o consumo mundial de energia avançou 19,8% entre 2014 e 2021, o consumo brasileiro avançou somente 10,8%. Se compararmos 2014 com 2019, enquanto o consumo mundial acresceu 14,0% o nacional somente 3,0%.

    O baixo dinamismo da economia, sobretudo da indústria, ajuda a compreender a taxa de crescimento brasileira muito aquém da média mundial e a Lafis considera que isso afeta negativamente não só o setor de energia como um todo, mas também toda a cadeia de suprimento, pois quanto maior e mais relevante for o mercado de energia elétrica no Brasil, maior a probabilidade de empresas nacionais pertencentes a cadeia produtiva setorial de competirem com companhias de outros países, considerando a escala de produção do mercado interno como um fator chave para a expansão internacional das empresas. 

    Desta forma, um mercado com baixo crescimento limita o potencial das empresas do setor não só para competirem internamente, como também em âmbito internacional.

    Além disso, caso o consumo de energia elétrica mantenha uma trajetória de crescimento baixo nos próximos anos (baixo crescimento econômico) as oportunidades de expansão de todos os segmentos (geração, comercialização, transmissão e distribuição de energia elétrica) será comprometida, pois não faria sentido no longo prazo a oferta de energia elétrica crescer em um ritmo muito superior a demanda.

    Especialista do Setor Marcel Tau Carneiro


    Todos os lotes do leilão de transmissão de energia elétrica foram leiloados neta quinta-feira (30/junho). 

    Ao todo, a Receita Anula Permitida (RAP) atingiu o valor de 1,21 bilhão de reais, com a média dos deságios de 41,3% e ao menos dois concorrentes por lote leiloado.

    Como previsto, os investimentos serão de R$ 15,3 bilhões para a construção de quase 5,5 mil quilômetros de linhas de transmissão e 6.180 MVA em capacidade de subestações.

    Os empreendimentos, com prazo de conclusão de 42 a 60 meses, para concessões por 30 anos, contados a partir da celebração dos contratos e contemplarão os Estados do Acre, Amapá, Amazonas, Bahia, Espírito Santo, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Rondônia, Santa Catarina, São Paulo e Sergipe.

    O segmento de transmissão de energia elétrica atua entre a geração de energia e a distribuição de energia nas residências, comércio e indústria. Em um país continental como o Brasil e com o aumento da oferta de energia elétrica no nordeste observada nos últimos anos, principalmente em função do desenvolvimento de projetos eólicos e solares, torna-se imperativo o investimento para aumentar a malha de transmissão de energia elétrica.

    Considerando que o Sudeste apresenta o maior consumo de energia elétrica do Brasil, é natural que haja investimentos para conectar essas novas fontes de geração com as localidades de maior consumo, exigindo montantes expressivos de investimento e planejamento por parte das companhias e dos órgãos que regulam o setor de energia elétrica.

    A Lafis considera que o leilão foi bem-sucedido, considerando que todos os lotes foram leiloados e houve disputa de ao menos duas companhias por lote. Cabe destacar que o segmento de transmissão é considerado o segmento mais estável do setor de energia elétrica por ter elevada previsibilidade dos recebimentos e não estar vinculado a quantidade de energia que passa pelas linhas de transmissão, mas sim pela disponibilidade delas para o mercado.

    Por fim, é importante destacar que o forte aumento da taxa de juros observado nos últimos anos torna mais delicada a questão do financiamento destes projetos, elevando o principal custo deste tipo de empreendimento, o custo do capital.

    Especialista do Setor Marcel Tau Carneiro


    Os dados consolidados até março e preliminares até abril de 2022 mostram uma melhoria significativa das condições hídricas no Brasil, com manutenção dos níveis de energia armazenada muito acima do observado em 2021 e 2020.

    Considerando uma média ponderada de todos os subsistemas, enquanto em abril de 2021 os reservatórios estavam com 44,5% de sua capacidade total, em abril de 2022 (10/04/2022), este indicador estava em 71,6%, melhor nível dos últimos anos.

    Neste cenário, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico revogou a autorização para a geração de usinas termelétricas fora da ordem de mérito e determinou a interrupção da cobrança da Bandeira de Escassez Hídrica a partir de 16 de abril.

    O anúncio do desligamento das usinas mais caras já era esperado diante da melhora dos níveis de armazenamento das usinas hidrelétricas e das condições de atendimento à região Sul, que passa também por um período de recuperação de seus reservatórios. Em nota, o Ministério de Minas e Energia lembrou que com a decisão o sistema volta a operar em situação de normalidade, o que reduzirá o custo a ser pago pelos consumidores de energia elétrica.

    Neste sentido, podemos concluir que o risco de racionamento foi drasticamente reduzido e o setor de energia elétrica deverá apresentar maior estabilidade no curto e médio prazo, considerando que não será necessário o acionamento de térmicas mais caras.

    Especialista do Setor Marcel Tau Carneiro



    Lei estadual que impõe alíquota de ICMS para os serviços de energia superior à geral é inconstitucional, por violar os princípios da seletividade e da essencialidade.

    O Supremo Tribunal Federal (STF) alcançou a maioria dos votos no julgamento no plenário virtual necessários para impedir a cobrança de alíquotas de ICMS mais altas sobre o fornecimento de energia e telecomunicações.

    O processo acontece em caráter de repercussão geral - ou seja, a decisão passará a valer para todas as cortes e casos futuros no país.

    Desta maneira, a decisão judicial pode ser vista como favorável aos setores de energia elétrica e telecomunicações, pois reflete em um menor custo do serviço final prestados aos consumidores, reduzindo o peso de tais despesas nas contas dos clientes.

    Tal decisão torna-se ainda mais relevante para o setor de energia elétrica, considerando uma perspectiva de aumento das tarifas de energia elétrica para compensar o aumento do custo de geração, provocado pela necessidade de ampliação da utilização de termoelétricas para preservar os níveis dos reservatórios, especialmente da Região Sudeste/Centro-Oeste, responsável por 70% da capacidade de geração hídrica do Páis.

    Especialista do Setor Marcel Tau

    Os níveis dos reservatórios das hidrelétricas, informação bastante divulgada na imprensa, pode ser explicada de maneira simplificada, como o resultado da manutenção do nível historicamente do Subsistema Sudeste / Centro-Oeste (próximo a 30% da capacidade), responsável por pouco mais de 70% da capacidade de armazenamento das hidrelétricas brasileiras.

    Outro ponto fundamental para melhor entendermos a questão é compreendermos como é a atual matriz energética brasileira. Considerando os empreendimentos em operação, 61,3% da capacidade de geração de energia elétrica é composta por hidrelétricas e pequenas centrais hidrelétricas, seguida por usinas termoelétricas (25,04%), eólicas (10,38%) e usinas solares (1,86%). 

    Historicamente, em períodos de retração dos níveis dos reservatórios a principal medida adotada pelo operador do sistema é acionar parte do potencial das usinas térmicas, pois, ainda que representem um custo maior de geração possuem, como importante característica, a garantia de fornecimento, considerando que tais usinas são abastecidas com combustíveis encontrados em abundância. Embora relevantes dentro da matriz energética nacional e com tendência de crescimento na participação, alguns segmentos de geração não trazem a mesma confiabilidade ao sistema, por dependerem, assim como o segmento hidráulico, de condições estabelecidas pela natureza; os segmentos de geração solar e eólico se destacam como fontes de geração de energia elétrica com tais característica.

    Desta forma, considerando que todas as outras fontes de energia elétrica somadas não apresentam a mesma capacidade instalada de geração do segmento hidráulico, em momentos de redução nos níveis dos reservatórios, como o observado nos últimos anos, o risco hidrológico torna-se um problema relevante para o setor e para a economia como um todo; cenário agravado em momentos de crescimento econômico e/ou de aumento de consumo de energia elétrica, como o observado desde meados de 2020 e esperado para os próximos meses.

    O aumento da tarifa de energia elétrica pelo sistema de bandeiras tarifárias, que será ajustado para cima dentro dos próximos dias, tentará sinalizar aos consumidores o momento mais delicado dos reservatórios, com o objetivo final de reduzir a demanda por unidade consumidora e desacelerar a redução dos níveis dos reservatórios. No entanto, independentemente da eficácia ou não do aumento das tarifas das bandeiras tarifárias é importante termos claro que, a necessidade ou não de políticas de racionamento de energia elétrica no curto e médio prazo estará diretamente relacionado com os níveis dos reservatórios, o que, por sua vez, será determinado pelo volume de chuvas. 

    Especialista do Setor Marcel Tau

    Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a geração de energia elétrica no Sistema Integrado Nacional (SIN) entre janeiro e dezembro de 2020 totalizou 678,26 mil GWh (incluindo energia hidráulica, térmica nuclear e convencional, eólica e solar) o que significou redução de 1,5% em relação ao mesmo período de 2019. Enquanto a geração dos segmentos eólico e solar apresentaram expansão de 1,4% e 18,8%, respectivamente, os demais segmentos apresentaram retração.

    No mesmo sentido, o consumo de energia em 2020, apresentou retração de 1,6%, com crescimento robusto no segmento residencial (+4,1%) e retração nos demais segmentos: -10,5% do consumo comercial e -1,1% do consumo industrial.

    Para 2021, a Lafis considera que haverá crescimento tanto do consumo como da geração de energia elétrica no País, influenciado pela fraca base de recuperação, que favorece o crescimento sobretudo no segmento comercial neste ano e pela manutenção de um nível historicamente elevado do consumo de energia elétrica nas residências, considerando a maior permanência das pessoas nos lares, impulsionado pela maior adoção do home office e do estudo a distância.

    Por fim, a Lafis considera relevante ao longo de 2021 que se observe o comportamento das tarifas de energia elétrica, que apresentam neste ano tendência de alta, considerando as amortizações das dívidas contraídas pelas distribuidoras durante a fase mais crítica da pandemia e reajustes tarifários baseados em índices de preços que apresentaram expansão significativa em 2020. Por outro lado, a aprovação da Medida Provisória (MP) 998/2020 que destina recursos à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para redução da tarifa de energia elétrica aos consumidores até 31 de dezembro de 2025, além da proposta da Aneel de devolução de R$ 50,1 bilhões nas contas de energia em cinco anos por cobranças de impostos acima do patamar correto ao longo dos últimos anos, são fatores que podem mitigar os reajustes nas tarifas ao longo de 2021.           

    Especialista do Setor Marcel Tau Carneiro

    O consumo de energia elétrica no Brasil chegou a 39.122 GWh em agosto, expansão de 1,4% em relação ao mesmo mês do ano passado e que representa a primeira variação positiva registrada em 2020, segundo dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). No acumulado dos últimos 12 meses houve queda de 1,6% no consumo de energia elétrica.

    Com alta de 7,9%, o segmento residencial foi o principal responsável pelo crescimento da demanda no mês, seguida pela classe industrial, que registrou seu primeiro aumento no consumo desde abril, chegando a 2,3%. Em outro sentido, atividade comercial recuou 9,9% na comparação de agosto de 2020 em relação ao mesmo período de 2019, permanecendo influenciada pelas medidas de distanciamento social, ainda que com uma taxa negativa mais branda do que as dos quatro meses anteriores.

    Nesse sentido, a Lafis destaca que o consumo de energia elétrica deve manter a tendência observada neste mês, mas ainda assim insuficiente para apresentar um crescimento até o término de 2020, influenciado pelo fraco desempenho do primeiro semestre.

    Especialista do Setor Marcel Tau

    Recentemente foi regulamentada a “Conta Covid” para o setor de energia elétrica, que consiste em um empréstimo de até R$ 16,1 bilhões ao setor elétrico que está sendo negociado pelo BNDES junto a bancos públicos e privados.

    No entanto, embora tais recursos sejam importantes para o setor de energia elétrica e para o segmento de distribuição, eles não são suficientes para resolver a delicada situação das distribuidoras de energia elétrica, que tiveram que arcar com o aumento da inadimplência, além de manter o fornecimento de energia elétrica a despeito do pagamento das contas, política adotada pelos agentes do setor para que os clientes das concessionárias não ficassem sem energia elétrica diante da crise sanitária e econômica provocada pelo Covid-19.

    Ao portal de notícias Valor Econômico, Marco Madureira, presidente da Abradee (associação das distribuidoras) afirmou: "Há muito a avançar, não ficou resolvido o problema. A 'Conta Covid' viabiliza recursos para que se mantenham os pagamentos dentro da cadeia do setor elétrico, sem dúvidas isso é importante, mas entendemos que o assunto não está equacionado"

    Neste sentido e em linha com Abradee, a Lafis considera que as medidas de financiamento anunciadas ao setor são de extrema importância, mas que ainda haverão mais discussões acerca dos impactos observados e ainda esperados no setor de energia elétrica em função do prolongamento da crise do novo coronavírus. 

    Analista Responsável Marcel Tau.

    A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) não prevê um novo tarifaço para o consumidor no mercado regulado. A autarquia quer evitar o impacto financeiro verificado com a primeira versão da ajuda às distribuidoras, em 2014, cujos juros somaram R$ 10 bilhões em cinco anos. Para isso, vem trabalhando para alcançar o amortecimento tarifário por meio de liberações de recursos que estavam represados. Entre eles um novo está em avaliação a conta Proinfa, onde estima ter algo próximo a R$ 1,3 bilhão.

    As distribuidoras de energia elétrica, que são as responsáveis por conectar a energia elétrica nos consumidores finais já sinalizam que, dependendo das medidas que forem adotadas pelas autoridades do setor, pode haver um significativo impacto financeiro nas distribuidoras.

    As autoridades estão tentando endereçar a questão de uma maneira que os consumidores não arquem sozinhos com os prejuízos trazidos pela pandemia do Covid-19 e ao mesmo tempo minimizar as perdas no setor de energia elétrica como um todo.

    Algumas definições das políticas adotadas pelas autoridades para a resolução dessa questão devem ser apresentadas em breve, mas considerando o prolongamento das políticas de distanciamento social para evitar o colapso do setor de saúde e os impactos econômicos e no setor neste cenário, deveremos observar nos próximos meses novas propostas e caminhos para que o setor de energia elétrica consiga atravessar mais uma crise, considerando a essencialidade dos serviços prestados pelo setor.  


    Especialista do Setor Marcel Tau

    Para o ano de 2020, a perspectiva para os investimentos do setor de transmissão, segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia 2029 (PDE - 2029) é de R$ 5,5 bilhões, com R$ 3,28 bilhões em linhas de transmissão e R$ 2,26 bilhão em subestações.

    "A intensidade energética se reduz no período, graças à eficiência energética e a mudanças na participação dos setores no consumo de energia", informou o MME, na apresentação do PDE.
    De acordo com o PDE 2029, o consumo total de eletricidade deve crescer 11% a mais do que a economia brasileira, registrando uma elasticidade-renda de 1,3 vez no decênio (ou seja, cada variação de 1% do PIB resultará em incremento de aproximadamente 1,3% no consumo de energia elétrica, em média, nos próximos anos). Anteriormente o mercado trabalhava com uma elasticidade de aproximadamente 1,5 como base para cálculos prospectivos do consumo.

    Já em relação aos investimentos previstos em distribuição, de acordo com o Plano de Desenvolvimento da Distribuição (PDD), R$ 16,93 bilhões serão investidos em distribuição em 2020, destes, R$ 11,50 bilhões serão destinados para expansão da rede, R$ 3,60 bilhões para melhorias e R$ 1,84 bilhão para renovação.

    Observando as informações dos planos de investimentos nos segmentos de transmissão e distribuição de energia elétrica, a Lafis observa que os aportes permanecerão em um nível historicamente elevado, contribuindo para a continuidade da expansão e confiabilidade do sistema de energia elétrica.

    Especialista do Setor Marcel Tau

    O consumo nacional de energia elétrica atingiu 38.613 GWh em agosto de 2019, recuo de 0,8% na comparação com igual período em 2018, informou a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em relatório divulgado na noite da última segunda-feira, 30 de setembro. Em 12 meses, o consumo do país registra alta de 1,1%.

    Em agosto, o destaque negativo ficou para o desempenho do consumo de energia do segmento industrial, de 14.119 GWh, representando uma queda 3,4% na comparação com agosto de 2018, sobretudo em função dos segmentos químico (-16,7%) e extrativo de minerais metálicos (-9,0%). Em 12 meses, a queda na classe atingiu 1,1%. Segundo a EPE, unidades de fertilizantes estão paralisadas nos estados da Bahia e Sergipe, bem como uma planta de soda-cloro está operando com restrições em Alagoas por problemas operacionais na produção de sua matéria-prima.

    A Lafis destaca que, além dos fatores pontuais destacados pela EPE, a indústria como um todo mantém certa fragilidade, o que afeta o consumo de energia deste segmento (algo que já é observado a alguns anos). No acumulado de janeiro a agosto de 2019, na série com ajuste sazonal, a produção industrial pesquisada pelo IBGE apresentou retração de 1,6% em relação ao mesmo período do ano anterior. 


    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.

    O BNDES aprovou financiamento no valor de R$ 5,2 bilhões para a Xingu Rio Transmissora de Energia (XRTE), empresa pertencente ao grupo chinês State Grid, para implantação de sistema de transmissão que irá conectar a Estação Conversora Xingu (PA) à Estação Conversora Terminal Rio (RJ) para escoamento da energia gerada pela Usina Hidrelétrica (UHE) Belo Monte, localizada no estado do Pará. Essa linha de transmissão constituirá o 2º bipolo para transmitir à Região Sudeste a energia da UHE Belo Monte quando a usina estiver gerando a plena capacidade.

    O empréstimo do BNDES para a XRTE representa 61% dos investimentos totais do projeto, no valor de R$ 8,5 bilhões.

    A Lafis apontou este investimento pelo volume de recursos envolvidos, mas as considerações a seguir servem não somente para este investimento específico, mas também para os diversos aportes no segmento de transmissão de energia que já ocorreram e estão por vir. A ideia central, é que dois fatores são necessários para que hajam recursos para projetos de transmissão: capital, principalmente do BNDES de um lado e uma empresa capitalizada e com grande expertise do outro (neste caso específico, uma das maiores empresas do setor de energia do mundo). 

    Assim, a Lafis considera crucial, não só para a sustentação dos investimentos em transmissão, mas para toda a cadeia setorial, a manutenção da atuação do banco nos projetos de energia elétrica no país, o que, diga-se de passagem, está em linha com as sinalizações do futuro presidente do banco, Joaquim Levy e taxas justas de retorno dos projetos. Isso deverá permitir a remuneração das empresas, do próprio banco, ao mesmo tempo que se refletem em tarifas de energia que caibam dentro do orçamento dos consumidores finais.

    Especialista do Setor Marcel Tau

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

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

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

    Especialista Responsável: Marcel Tau.


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

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

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

    Analista Responsável pelo Setor: Thaís Virga Passos


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

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

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

    Analista do Setor: Thaís Virga

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

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

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

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

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

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

    O 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.


    A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou o reajuste tarifário anual da Eletropaulo que reduzirá, na média, cerca de 2,26% do valor pago pelos consumidores. Tal reajuste se refere ao 3º ciclo de revisão tarifária.

    O reajuste entrou em vigor dia 4 de julho de 2012 para 6,3 milhões de clientes da capital de São Paulo e 23 municípios do Estado e que varia de acordo com as classes consumidoras. 

    Para a classe de baixa tensão, isto é residencial e comercial, o reajuste será -1,45% e para os de alta tensão, as indústrias e grandes estabelecimentos será de -3,71%. O efeito retroativo causado pelo atraso na aprovação da revisão tarifária provocará impacto sobre as contas dos consumidores a partir do próximo ano.

    A Eletropaulo poderá manter novos reajustes de tarifa para baixo caso se mantenha a expectativa de baixa nos índices de inflação e do desempenho do "Fator X".


    No dia 14 de junho de 2012 foi realizado o "13º Leilão de Ajuste", em que foram licitados os seguintes produtos: período de suprimento de 06 meses para o Submercado Nordeste (P06M-NE) e para o Submercado Sudeste/Centro-Oeste (P06M-SE) e período de suprimento de 03 meses para o Submercado Nordeste (P03M-NE) e para o Submercado Sudeste/Centro-Oeste (P03M-SE).

    O certame foi finalizado com o "Preço Corrente" das rodadas, não ultrapassando o Valor Anual de Referência para o ano de 2012 (R$161,94/MWh). Foram comercializados 207 lotes de 0,5 Mw médios, dos quais 28 foram destinados para o Submercado Sudeste/Centro-Oeste (59,6 mil mwh) e 179 destinados ao Submercado Nordeste (261,6 mil MWh comercializados). A contratação para o Submercado Sudeste/Centro-Oeste foi destinada às empresas Caiuá, EEB, Enersul e Paranapanema, e para o Submercado Nordeste para a Celpe, Coelba e Cosera cujo custo médio ponderado foi de R$ 122,63/MWh. Os preços no Submercado Sudeste/Centro-Oeste foram menores do que no Submercado Nordeste. Em ambos Submercados o preço para suprimento por 3 meses (julho a setembro) foi superior ao preço para suprimento por 6 meses (julho a dezembro).


    O leilão de transmissão de energia realizado nesta semana pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) finalizou sem deságios em relação à receita máxima permitida com exceção de um lote. Praticamente sem disputas, os lotes do leilão somaram 665 quilômetros de linhas de transmissão e 6 subestações levando 18 a 24 meses para sua finalização. Os empreendimentos devem gerar uma Receita Anual Permitida (RAP) máxima de aproximadamente R$ 100 milhões.

    O lote D, referente à Subestação Brumado II se conectará a um sistema já operado pela Neoenergia (Afluente) foi disputado pela Neoenergia, Chesf, Orteng, Abengoa e Alupar. O único lote que apresentou deságio (de 26,49%) foi este, em que a Neoenergia apresentou um desconto de 40% e garantiu uma receita anual de R$ 1,414 milhão. O lote B por sua vez, composto pela subestação Sidrolândia, que será construída no Mato Grosso do Sul, foi disputado pela Alupar, Abengoa, Cobra Instalaciones y Servicios, Orteng Energia e Elecnor Transmissão de Energia. A Elecnor obteve a competição com um lance cujo desconto foi de R$ 180 reais e receita anual R$ 3,096 milhões - quando entrar em operação.

    O lote A, de maior valor de RAP (R$ 77,4 milhões), contou com a Abengoa, Alupar e o Consórcio BAL (Eletrosul 51 % e CEEE 49%) concorrendo por 3 subestações e 3 linhas de transmissão, com 489 quilômetros de extensão. O lote está localizado no Rio Grande do Sul  com mais de 500 KV no Estado e estarão conectados às usinas eólicas. A Eletrosul venceu este lote (o maior do leilão) ao ser a única a oferecer um lance, sem deságio em relação à Receita Anual Permitida (RAP) máxima de R$ 77,4 milhões. O lote C, 2 linhas de transmissão, somando 98 quilômetros, a serem instaladas no Paraná foi disputado pela Abengoa, Alupar e Copel -vencendo sem deságio, com uma receita de R$ 4,182 milhões. Já o lote E, composto pela Subestação São Gotardo 2, em Minas Gerais, contaram com a Taesa, Orteng, Elecnor, Abengoa e Alupar, em que a Taesa (Cemig) garantiu o direito de construir e operar a subestação com um lance sem deságio cuja receita anual a ser recebida será de R$ 3,739 milhões.

    Por fim, o lote F, composto pela linha de transmissão Itabirito 2 - Vespasiano 2, de 78 quilômetros a ser construído em Minas Gerais foi disputado por Orteng, Elecnor, Alupar e Abengoa. Esse empreendimento já apresentado no leilão anterior, não obteve propostas e seria dedicado a reforçar o atendimento à região metropolitana de Belo Horizonte e estava previsto dentro das obras da Copa do Mundo de 2014, o que acaba por prejudicar a transmissão de energia para estes eventos.


    A Light investirá um montante de cerca de R$ 460 milhões para elevar a qualidade do serviço de energia e melhorar o atendimento do seu segmento que apresenta um crescimento de 19,5% ante 2011. Entre 2013 e 2015, a companhia já tem em seu escopo o planejamento de investir    R$ 410 milhões na rede de distribuição.

    Embora seja a quinta maior distribuidora de energia do país, a companhia alcançou a terceira pior posição no ranking de qualidade do serviço, divulgado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em que é utilizado o índice de desempenho global de continuidade (DGC). Dado o insatisfatório resultado do ranking, a empresa denotou preocupação, anunciando os investimentos para melhor atender os seus clientes e desempenhar com mais qualidade suas atividades.


    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 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.


    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 Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig), por meio da distribuidora Light, aprovou a parceria com a Renova Energia em torno de R$ 400 milhões. Com isto, a Light passará a deter 26% do capital total e 50% do bloco de controle da Renova, reforçando a iniciativa da distribuidora de retomar projetos de produção de energia e atendimento ao mercado livre. O intuito é atender os clientes das comercializadoras do grupo.

    Os projetos da Light seguem a linha dos empreendimentos da Renova, focados em Energia limpa e com a parceria, a empresa acelera os planos de crescimento, indo de acordo com os movimentos de fusões e aquisições no setor elétrico vistos nos últimos meses.


    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


    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.

    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.


    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 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.


    Dia 18 de dezembro, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES aprovou a liberação de financiamento para a construção da usina hidrelétrica Santo Antônio, localizada no município de Porto Velho (RO), no Complexo do Rio Madeira. O financiamento tem por objetivo assegurar o abastecimento de energia elétrica do país.
    O valor do financiamento será de R$ 6,1 bilhões, considerado o maior montante liberado pelo BNDES em um único projeto. O empreendimento deve criar cerca de 8.600 empregos diretos e 13.100 indiretos (período de construção), com previsão de término em 2017. A Santo Antônio Energia (SAESA) deverá cumprir com suas metas ambientais, incluindo investimentos sociais no valor de R$ 50 milhões, focado em ações sociais de geração de empregos e renda, capacitação de recursos humanos e infra-estrututa social (saúde, eduacação, lazer, entre outros).


    No dia 26 de novembro, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) realizou leilão das linhas de transmissão das usinas do rio Madeira (RO), obtendo o menor deságio (de 7,15%) desde 2001. Foram vendidos sete lotes de linhas de transmissão, sendo que as duas principais linhas, ligando Porto Velho (RO) a Araraquara (SP), foram arrematadas pelos consórcios Madeira Transmissão e Integração Norte Brasil. Cada linha possui uma extensão de 2.375 Km, o maior trecho de linha de transmissão licitado no Brasil.
    O consórcio Integração Norte Brasil foi formado pela Eletronorte, Eletrosul, Abengoa Brasil e Andrade Gutierrez, arrematando o primeiro lote A, que consistia na integração da usina do Estado de Rondônia, abatecendo a região Norte. As empresas adquiriram também os lotes C e G. Já o consórcio da Madeira Transmissão foi composta pela Cteep e pelas estatais Furnas e Chesf, que arremataram os lotes D e F. Umas das linhas deve passar por Rondônia, Mato Grosso, Goiás, Minas Gerais e São Paulo, podendo entrar em operação dentro de 36 meses. O consórcio Cymi Holding adquiriu dois lotes menores do leilão: E e B, incluindo uma linha de 606 quilômetros entre Mato Grosso e Góias. Somente a empresa espanhola Isolux não arrematou nenhum lote.


    O terceiro leilão de linhas de transmissão, que contemplará o Complexo Hidrelétrico do rio Madeira, em Rondônia, foi remarcado para ocorrer no dia 26 de novembro (inicialmente previsto para 31/10, e, depois para 28/11). A primeira alteração na data foi justificada por necessidades de ajustes no edital, já a segunda pela indisponibilidade do espaço da Bolsa de Valores do Rio de Janeiro para realização do leilão na data anteriormente prevista.
    Os empreendimentos, previstos no planejamento do Governo Federal, estão divididos em sete lotes. A extensão aproximada da interligação ao SIN (Sistema Integrado Nacional) será de 2.375 quilômetros (km), e a previsão de entrada em operação comercial das instalações entre 36 e 50 meses a partir da assinatura dos contratos de concessão, que duram 30 anos. Os investimentos totais são estimados, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em R$ 7,21 bilhões. A Receita Anual Permitida (RAP) máxima prevista para todos os lotes é da ordem de R$ 750 milhões.
    Conforme já comentado neste espaço, em 2008, a Aneel prevê a entrada em operação de cerca de 3,5 mil quilômetros de linhas de transmissão. No entanto, destes, pouco mais de 600 quilômetros possuem restrições (licenciamento ambiental, dentre outros). Em 2009, outros mais de 4 mil quilômetros são esperados, de acordo com o gráfico.


    Na manhã do dia 03/10/2008, ocorreu o segundo leilão de linhas de transmissão deste ano (no dia 31/10 tem outro). As concessões destinam-se à construção, operação e manutenção de 356 quilômetros de novas linhas de transmissão e sete subestações da rede básica nos Estados do Piauí, Maranhão, Minas Gerais, Rio Grande do Sul, Bahia e Pernambuco. Os empreendimentos entram em operação em prazos de 16 a 24 meses, contados a partir da assinatura dos contratos.
    Cinco lotes ficaram com subsidiárias da Eletrobrás e um ficou com a brasileira Neoenergia (participação da espanhola Iberdrola em seu capital). O que seria o sétimo lote não foi licitado por falta de ofertas. Ele incluía quatro linhas de transmissão na Grande Porto Alegre, porém, segundo participantes, o orçamento projetado pela Aneel foi muito baixo, desestimulando o investimento (portanto, nada relacionado com a crise internacional).
    A Receita Anual Permitida (RAP) para prestação do serviço de transmissão, considerando todos os lotes oferecidos, foi de R$ 65,298 milhões. O deságio médio alcançou 37,62%, maior, portanto, que do último leilão ocorrido em junho (20,18%). Os empreendimentos deverão absorver R$ 500 milhões em investimentos, segundo cálculos da Aneel.
    Em 2008, a Aneel prevê a entrada em operação de cerca de 3,5 mil quilômetros de linhas de transmissão. No entanto, destes, pouco mais de 600 quilômetros possuem restrições (licenciamento ambiental, dentre outros), conforme o gráfico.


    Na semana que passou foi noticiado que a Eletrobrás apresentará ao Ministério de Minas e Energia (MME), em breve, um projeto estimado em R$ 31 bilhões para a construção do Complexo Tapajós (PA), com capacidade instalada para a geração de mais de 10 mil megawatts (MW) de energia. Ele prevê a instalação de cinco usinas, todas dentro do mesmo plano de investimentos.
    Um diferencial: no estudo de inventário de Tapajós foi identificado potencial de 14 mil MW, mas a Eletrobrás optou por montar um plano que excluísse áreas habitadas por índios e parte do parque nacional da Amazônia. Segundo a empresa, um dos objetivos é reduzir impactos ambientais e sociais e facilitar a aprovação do projeto (querem evitar o que está ocorrendo com a usina de Belo Monte, por exemplo, que ainda nem foi leiloada e o projeto já está sendo contestado em quatro ações civis públicas diferentes).
    Segundo a estatal, se essa energia fosse comercializada hoje, o preço médio nas cinco usinas giraria em torno de R$ 65 o MW/h, isto é, em linha com os negociados no leilão das usinas do Rio Madeira. Mas ainda teremos que aguardar um tempo: segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) após a aprovação do estudo de viabilidade (atual estágio do projeto) e inventário, o Complexo Tapajós levará cerca de três anos até ser leiloado.
    Também foram divulgadas intenções rumo à consolidação da legislação do setor: até dezembro deverá estar concluído o trabalho do grupo técnico (MME) que analisa a situação das concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que vencem a partir de 2015. Depois disso segue para o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). E outra: até o final do ano deverá ser publicada medida provisória estabelecendo a regra de transição para adaptar os contratos das empresas que atuam nos sistemas isolados, localizados principalmente na Região Norte do país (atualmente o sistema interligado tem um marco regulatório e o sistema isolado tem outro).


    Até o final do ano, o governo federal planeja realizar mais três leilões para conceder em torno de seis mil quilômetros de linhas de transmissão. O primeiro e único deste ano, conforme já comentado, ocorreu no mês de junho, com destaque para a participação das construtoras espanholas Isolux, Abengoa e Elecnor.
    A versão final do edital do próximo (marcado para o dia 3 de outubro) foi aprovada no dia 02/09 pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), quando serão ofertados 356 quilômetros em seis diferentes linhas que ficarão nos Estados do Piauí, Maranhão, Minas Gerais, Rio Grande do Sul, Bahia e Pernambuco. A previsão de entrada em operação comercial desses empreendimentos é de 16 a 24 meses após a assinatura dos contratos de concessão. A receita anual permitida é de R$ 65,298 milhões, distribuída entre os diversos lotes.
    Os outros dois leilões previstos para acontecer este ano são o do linhão do Madeira do qual fazem parte as usinas de Santo Antônio e Jirau (a Aneel espera a manifestação do Tribunal de Contas da União para decidir sobre o edital), com cerca de 2,5 mil quilômetros e o das linhas que vão ligar as usinas de cana-de-açúcar que ficam no Mato Grosso do Sul e Goiás ao Sistema.
    Em 2008, está prevista a entrada em operação de cerca de 3,5 mil quilômetros de linhas de transmissão, sendo que destes, pouco mais de 600 quilômetros enfrentam restrições (licenciamento ambiental, dentre outros).


    Inicialmente previsto para o mês de abril/08, na semana que passou ocorreu o primeiro leilão de energia de reserva, com início de suprimento em 2009 e 2010, ambos com prazo de duração de 15 anos. Essa energia servirá para aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional (SIN).
    Foram negociados 513 megawatts médios, para 28 usinas (27 delas produzirão energia a partir do bagaço da cana-de-açúcar e uma do capim elefante). O preço médio por MWh para 2009 foi de R$ 60,86 e, para 2010, de R$ 58,71. Em todo o leilão, esse valor ficou em R$ 58,84, segundo informações do jornal “Valor Econômico” (até o fechamento deste comentário, os órgãos oficiais ainda não haviam disponibilizado essas informações). As centrais geradoras ficam nos estados de Minas Gerais, de São Paulo, do Piauí, de Goiás, de Mato Grosso do Sul, de Mato Grosso e de Alagoas, e terão potência instalada de 2.921,40 megawatts.
    Ainda que, juntas, representem algo em torno de 3% do total da capacidade instalada do sistema elétrico brasileiro, ou mesmo, um pouco mais de uma AES Tietê, todo aumento de disponibilidade de energia é bem-vindo, principalmente em palco de conflitos, como o instalado em torno da construção de Jirau (Odebrecht X Energia Sustentável – vencedor do leilão).
     


    Na semana que passou, foi divulgada pela imprensa a volta dos acordos de longo prazo entre geradores de energia elétrica e consumidores livres de energia.
    Além de refletir certo amadurecimento dos segmentos envolvidos neste mercado, este movimento é impulsionado pelas perspectivas de maior disponibilidade de gás a partir de 2011 e de mais chuvas no 2S08.
    Desde meados de 2007, preponderaram poucas chuvas e falta de combustíveis, além da insegurança sobre a oferta futura (conforme comentado anteriormente), fatos que inflacionaram o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), como pode ser visualizado no gráfico. Confirmadas as expectativas, esse preço pode voltar a ser atrativo aos contratos de mais longo prazo (superior a cinco anos), conforme tendência observada até junho/08.
    Porém, de acordo com a Abrace (grandes consumidores de energia), apesar de algumas negociações fechadas, a situação ainda preocupa quem está em busca de novos contratos, uma vez que o déficit de contrato ainda é grande, e as empresas têm encontrado dificuldades para expandir a produção.
     


    Duas notícias, na semana que passou, foram particularmente importantes para o setor, mais precisamente, para disponibilidade futura de energia.
    No dia 23/07, o Ibama concedeu a Licença Prévia Ambiental da Usina Angra 3, porém para a efetiva retomada das obras será ainda necessário a obtenção da Licença de Instalação, junto ao IBAMA, e da Licença de Construção, junto à Comissão Nacional de Energia Nuclear, de acordo com a Eletronuclear. O documento tem 60 exigências (incluindo solução definitiva do tratamento do lixo nuclear, criação de um sistema independente de monitoramento dos níveis de radiação, realização de obras de saneamento básico dos municípios de Angra dos Reis e Paraty) que esta estatal terá que cumprir antes de receber autorização para as obras. Embutida em muitas polêmicas (dentre elas o preço elevado da tarifa) exigirá investimentos de R$ 7,3 bilhões e terá capacidade para gerar 1.350 megawatts (projetada para o início de 2014).
    Na mesma data, foi divulgado que a Odebrecht pretende questionar na Justiça a mudança de local proposta pelo consórcio Energia Sustentável do Brasil (composto por Suez, Camargo Corrêa, Eletrosul e Chesf) para a usina de Jirau, em Rondônia. A iminência de uma briga nos tribunais preocupa, pois abre a possibilidade de atrasos na construção das usinas, com consequências na oferta esperada para os próximos anos. Jirau tem investimento previsto de R$ 9,7 bilhões e 1.975 megawatts de potência garantida (projetada para o início de 2013).
     


    No dia 27 de junho, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) realizou o leilão de concessões de 19 linhas de transmissão e 20 subestações. Os lotes oferecidos foram disputados por 27 empresas. Dentre os vencedores da licitação estão CTEEP e Isolux.
    As concessões leiloadas destinam-se à construção, operação e manutenção de aproximadamente 3 mil km de novas linhas de transmissão da rede básica a serem construídas em 12 estados: Amapá, Amazonas, Bahia, Goiás, Mato Grosso, Minas Gerais, Pará, Paraná, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, São Paulo.
    Os empreendimentos entrarão em operação em prazos que variam entre 15 e 36 meses, após a assinatura dos contratos de concessão. Os investimentos necessários foram estimados em R$ 2,86 bilhões. Desta forma, as novas linhas irão reforçar a capacidade de transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN) que, em 2007, somaram 87.224 km.
     


    O vencedor do leilão para a construção da usina hidrelétrica de Jirau, a segunda do Rio Madeira (RO), ocorrido no dia 19/05, foi o Consórcio Energia Sustentável do Brasil, composto por Suez, Camargo Corrêa, Eletrosul e Chesf. Ganhou a concessão com um lance de R$ 71,40 por MWh, deságio de 21,53% em relação ao preço teto estabelecido pelo governo, de R$ 91 por MWh. Da energia a ser gerada pela usina (1.975 megawatts de potência garantida), 70% serão destinados ao Ambiente de Contratação Regulada (ACR), isto é, ao mercado cativo das distribuidoras. Nesse caso, as regras do edital prevêem a concessão de um desconto para o preço da tarifa, que, com isso, caiu para R$ 71,37 por MWh. Os 30% de energia restantes poderão ser vendidos no mercado livre, com tarifa a ser negociada pelo consórcio.
    Desta forma, a tarifa oferecida ficou abaixo daquela ofertada pelos vencedores do leilão da hidrelétrica de Santo Antonio, e perdedores deste último. Porém, o deságio foi menor (vide quadro ).
    Ficam, no entanto certas dúvidas: como um projeto considerado com maior grau de dificuldade em relação à usina de Santo Antônio (menor entrega de energia e maior distância da capital de Rondônia) pode ser vendido a tal preço? Essa tarifa vai remunerar o investimento? Algumas respostas positivas estão relacionadas à melhora da classificação de risco do país (que possibilita diminuir o custo de financiamento) e à composição do consórcio (construtoras e as estatais Eletrosul e Chesf).


    No final de março/08, o governo federal marcou para o dia 27 de junho/08 o leilão de 19 linhas de transmissão de energia e 21 subestações em 12 Estados do país (Amapá, Amazonas, Bahia, Goiás, Mato Grosso, Minas Gerais, Pará, Paraná, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul, Santa Catarina e São Paulo), que serão leiloadas em 12 lotes.
    A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) prevê R$ 2,86 bilhões de investimentos para as obras, que deverão gerar mais de 28 mil empregos. A expectativa é de que os projetos sejam concluídos em um prazo de 15 a 36 meses a partir da elaboração dos contratos, etapa que está prevista para outubro/08.
    Assim como nos leilões anteriores, este também deverá atrair o interesse dos investidores. A rentabilidade de longo prazo, o baixo risco e ainda as regras claras compõem os atrativos para o segmento de transmissão de energia elétrica.

    O maior problema da tentativa fracassada de privatização da Cesp, já sinalizado pelo mercado desde o início deste mês (vide gráfico), foi a incerteza quanto à renovação das concessões das usinas de Jupiá e Ilha Solteira. Além disso, o preço mínimo de R$ 6,6 bilhões (que, segundo o Governador de São Paulo, José Serra, corresponde ao patrimônio da estatal) também foi considerado elevado pelos investidores.
    Esse episódio veio reforçar a necessidade de anteciparem-se às soluções regulatórias a fim de que esse setor estratégico volte a atrair o interesse privado.
    O Ministério de Minas e Energia pretende discutir o assunto no Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) para avaliar o envio de um projeto de lei ao Congresso, ou mesmo a edição de uma medida provisória. No entanto, dificilmente algum resultado apareça ainda neste ano.

    No ano de 2015 vencem as concessões de serviços de utilidade pública para 18 usinas geradoras, 37 distribuidoras e 73 mil quilômetros de linhas de transmissão de energia elétrica que, pelas regras atuais, não podem ser renovadas. Sem mudanças na lei, essas concessões deverão voltar à União e ir para licitação.
    Apesar da data parecer longínqua, a situação interfere hoje na capacidade de financiamento de longo prazo, imprescindíveis ao setor, uma vez que alguns bancos estão disponibilizando créditos somente até o fim da concessão e outros exigem garantias adicionais para depois de 2015.
    Dentre estas geradoras estão Jupiá e Ilha solteira, duas das seis hidrelétricas da Cesp, que tem leilão de privatização marcado para 26/03, próxima quarta-feira. Juntas elas representam nada menos que 67% da capacidade de geração da companhia.
    Ocorre que a ausência da garantia do governo federal de que as concessões serão renovadas tem provocado reação negativa no mercado e dúvida nos interessados na aquisição da estatal paulista. Os pré-qualificados ao leilão são a Alcoa, Energias do Brasil, CPFL Energia, Tractebel e Neoenergia.

    No dia 23/01 foi aberta a sala de informações da Cesp aos interessados em participar do processo de privatização da geradora de energia. O governo paulista pretende privatizá-la até o fim de março.
    A empresa, que será vendida em bloco e não de forma pulverizada, possui um conjunto de seis usinas com capacidade de 7,45 mil megawatts (MW). A participação do governo no capital ordinário da Cesp é de 93,68% se forem consideradas apenas as ações de posse da Fazenda, e de 95,31% se entrarem na conta os papéis detidos pelo Metrô e outras empresas estatais. Já do total do capital preferencial, a participação direta é de 3,34% e a indireta de 17,99%. Do capital social total a companhia, o governo paulista possui 43,31%.
    O edital, esperado para ser lançado no dia 8 de fevereiro, deverá revelar o preço mínimo, mas o mercado estima que a Cesp valha R$ 11 bilhões.
    A próxima a entrar na lista de privatização do governo paulista será a Empresa Metropolitana de Águas e Energia (EMAE)

    De acordo com o ministro interino de Minas e Energia, Nelson Hubner, está descartado o apagão elétrico em 2008 e em 2009. No final de 2007 e no início de 2008 ocorreram valores muito baixos de afluências hidrológicas, principalmente no Nordeste. Já nos reservatórios do Sudeste a situação é confortável, o que afasta o sinal de alerta para o fornecimento de energia. Já a opinião do diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Jerson Kelman, é de que "não é impossível ter racionamento este ano", caso se mantenha, até o fim de abril, o baixíssimo nível pluviométrico verificado neste início de período de chuvas, que se estende até abril.
    As previsões meteorológicas apontam para um verão normal, com médias históricas de chuvas no país. No entanto, há mesmo que se monitorar e, da parte dos consumidores, colocarem as “barbas de molho” e atentarem-se ao uso desnecessário. O consumo de energia elétrica em 2007 (até o mês de novembro) subiu 5,4%, sendo que na classe residencial, 6,1%. Só que desta vez, o freio no consumo “supérfluo” não vem do bolso, uma vez que as tarifas estão mais baixas (o IPCA-15 mostra queda de 5,45% nas tarifas de energia elétrica para os consumidores residenciais no ano) e houve elevação na renda da população (aumento de cerca de 6,5% na massa salarial em 2007).

    Duas notícias movimentaram o segmento de geração de energia elétrica. No dia 10/12, o consórcio Madeira Energia (formado por Furnas, 39,0%, Andrade Gutierrez, 12,4%, Odebrecht, 17,6%, Cemig, 10%, Construtora Norberto Odebrecht, 1%, e o Fundo de Investimentos e Participações Amazônia Energia, 20%) venceu o leilão da usina hidrelétrica de Santo Antonio, a primeira do complexo Rio Madeira, em Rondônia, com a oferta de tarifa média de R$ 78,87 por megawatt/hora (um deságio de 35% sobre o teto de R$ 122 por MWh). Apesar da perplexidade a respeito desse baixo valor, em 1995, a Eletrobrás realizou um estudo que apontava preço ao redor de US$ 35 por MWh, isto é, em linha com o oferecido. A expectativa é de que o valor sirva de referência para os próximos leilões do complexo (o próximo, Jirau, ocorrerá em 2008), já que compartilham de parte da mesma estrutura. A usina Santo Antônio terá capacidade instalada de 3.150 MW (megawatts), com fornecimento previsto a partir de 2012.
    No dia 13/12 a franco-belga Suez Energy (maior grupo privado de geração de energia do país, cerca de 7% da capacidade de geração total do país) comprou a hidrelétrica Ponte de Pedra (em operação desde setembro de 2005), por R$ 592 milhões. Os vendedores foram a italiana Impreglio Spa e a sueca Skanska Bot do Brasil. A hidrelétrica, que fica entre os municípios de Sonora (MS) e Itiquira (MT), tem capacidade instalada de geração de 176,1 MW.