BNDES aprova R$ 35,5 milhões para melhoras no parque gerador da Light

BNDES aprova R$ 35,5 milhões para melhoras no parque gerador da Light

A diretoria do BNDES aprovou o financiamento de R$ 35,5 milhões para o programa de investimentos bienal da Light Energia S.A., empresa de geração e transmissão de energia elétrica do grupo Light. O objetivo é melhorar a eficiência do parque gerador, através da substituição de...

BNDES gasbrasil.com.br

Os recursos do banco são provenientes da linha apoio a Projetos de Eficiência Energética (PROESCO) e correspondem a 74,6% do investimento total. O projeto deverá acrescentar cerca de 8 MW médios (70 GWh/ano) ao montante de energia atualmente comercializado, sem necessidade de ampliação do parque. O parque gerador da empresa possui duas usinas elevatórias (Vigário e Santa Cecília) e cinco usinas hidrelétricas, com capacidade instalada total de 855 MW: Fontes Nova (132 MW), Nilo Peçanha (380 MW) e Pereira Passos (100 MW), que formam o Complexo de Lajes, em Piraí (RJ); Ilha dos Pombos (187 MW), em Carmo (RJ), na divisa com Além Paraíba (MG); e Santa Branca (56 MW), no município paulista homônimo. Uma das melhorias será a substituição dos rotores das bombas das usinas elevatórias, em operação há mais de 55 anos. A substituição dos rotores, além de elevar a confiabilidade dos equipamentos, deverá acrescentar até 6,67 MW médios, graças à redução de consumo de energia nas bombas. Outra medida é a substituição dos transformadores das hidrelétricas Nilo Peçanha e Fontes Nova, que reduzirá perdas técnicas, proporcionando ganho de até 1,1 MW médio. O projeto, que gerará cerca de 200 empregos diretos e 440 indiretos, prevê ainda a aquisição e modernização de equipamentos, materiais e sistemas, automação parcial das usinas e modernização do Centro de Operação do Complexo de Lajes.

UHE Santo Antônio entra em operação comercial

Santo Antônio entra em operação comercial

Santo Antonio Energia coloca em operação as duas primeiras turbinas da hidrelétrica do Rio Madeira

Energia Hoje - Maria Clara Faria Lima energiahoje.com

A UHE Santo Antônio (3.150 MW) iniciou hoje (30/3) a operação comercial de duas unidades geradoras. O funcionamento acontece nove meses antes do previsto no cronograma. As duas turbinas do tipo Bulbo têm capacidade instalada de 69,59 MW e possuem energia suficiente para atender a cerca de 350 mil residências. Segundo o presidente da Santo Antônio Energia, empresa responsável pela implantação e operação da usina, Eduardo de Melo Pinto, até o final de 2012 a hidrelétrica terá 12 turbinas em geração comercial e, a partir de janeiro de 2016, todas estarão em funcionamento, podendo abastecer residências de mais de 40 milhões de pessoas. Apesar do início das atividades, usina passa por uma fase conturbada de greves, em que trabalhadores da construção civil do empreendimento exigem negociações com a empresa Odebrecht, responsável pelas obras da hidrelétrica localizada no rio Madeira, em Porto Velho (RO). Os investimentos na UHE Santo Antônio são da ordem de R$ 16 bilhões.

Copel deve investir R$1 bi com State Grid para as Linhas do Teles Pires

Copel deve investir R$1 bi com State Grid

A paranaense Copel estima investimento de cerca de 1 bilhão de reais nos projetos de transmissão vencidos em parceria com a chinesa State Grid no último leilão realizado em março, disse o presidente da empresa

Reuters - Anna Flávia Rochas estadao.com.br

A paranaense Copel estima investimento de cerca de 1 bilhão de reais nos projetos de transmissão vencidos em parceria com a chinesa State Grid no último leilão realizado em março, disse o presidente da empresa, Lindolfo Zimmer, em teleconferência nesta sexta-feira. A Copel tem 49 por cento de participação em cada uma das duas sociedades de propósito específico (SPE) que formou com a State Grid. Juntas as empresas venceram dois lotes do leilão, no total de 1.629 quilômetros, referentes aos sistemas de transmissão que irão conectar as usinas hidrelétricas do rio Teles Pires ao sistema. "A gente tem uma característica favorável da região que é plana e desmatada", disse Zimmer ao acrescentar que os preços de terras nas regiões são mais baixos. O presidente da Copel destacou que a State Grid tem experiência no segmento de transmissão de forma a ajudar na otimização do projeto. Zimmer disse ainda que tem a expectativa de reduzir ainda mais os gastos com a linha, além de antecipar a entrada do projeto em operação, de forma a garantir que seja possível também antecipar a entrada da hidrelétrica Colíder (300 megawatts) -a qual a Copel está construindo na bacia do Teles Pires. "Qualquer pressão adicional de custo ao longo dos próximos anos não vai afetar o retorno da Copel", disse ele sobre os projetos de transmissão. "Partimos de um pré-contrato e o valor hoje já está melhor que a condição inicial", acrescentou sobre os investimentos. O diretor financeiro e de Relações com Investidores da Copel, Ricardo Portugal, acrescentou que a empresa vai buscar financiamento com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e, eventualmente, pode também ir atrás de empréstimos no exterior. Os equipamentos utilizados no projeto serão nacionais. LEILÃO O presidente da Copel chegou a considerar a possibilidade de que não ocorra leilão de energia A-3 neste ano durante a teleconferência. "Nós já tivemos a postergação do leilão para o meio do ano e existe a possibilidade de que nem venha acontecer nesse ano dependendo de que a demanda aconteça", disse Zimmer. O leilão A-3, com contratação de energia para a partir de 2015, foi postergado de 22 de março para 28 de junho. Já o leilão A-5, com contratação de energia a partir de 2017, foi remarcado para 16 de agosto.

Cemig estuda transferir ativos de transmissão para Taesa

Cemig estuda transferir ativos de transmissão para Taesa

A Cemig estuda concentrar suas participações acionárias em empresas do setor de transmissão de energia elétrica em sua controlada Transmissora Aliança de Energia Elétrica (Taesa).

Valor - Natalia Viri valor.com.br

A Cemig estuda concentrar suas participações acionárias em empresas do setor de transmissão de energia elétrica em sua controlada Transmissora Aliança de Energia Elétrica (Taesa). Segundo informou a companhia em comunicado, seriam transferidas para a Taesa as participações acionárias que a Cemig detém em seis transmissoras: Empresa Catarinense de Transmissão de Energia (ECTE), Empresa Regional de Transmissão de Energia (ERTE), Empresa Norte de Transmissão de Energia (ENTE), Empresa Paranaense de Transmissão de Energia (ETEP), Empresa Amazonense de Transmissão de Energia (EATE) e Empresa Brasileira de Transmissão de Energia (EBTE). A Cemig afirma que manterá o mercado informado a respeito da evolução dos estudos e, caso a intenção se confirme, convocará assembleia geral de acionistas da Taesa para deliberar sobre a proposta, com abstenção do voto do controlador, como prevê a legislação. A Taesa tem capital aberto em bolsa, mas apenas 4,7% de seu capital está em circulação no mercado. A Cemig é controladora da empresa, com 48% das ações ordinárias, ao lado do fundo FIP Coliseu, que detém 49,9% dos papéis com direito a voto. Considerando também as ações preferenciais, a Cemig detém 56,7% do capital total, e o FIP Coliseu, 38,6%.

Gerar Energia Ficou mas Fácil - Geração Distribuída

Gerar energia ficou mais fácil

Enfim, a Aneel definiu as regras específicas para a geração distribuída de pequeno porte. A legislação era bastante aguardada pelo setor de energia solar e deve impulsionar o desenvolvimento desse mercado no Brasil...

Brasil Energia gasbrasil.com.br

Enfim, a Aneel definiu as regras específicas para a geração distribuída de pequeno porte. A legislação era bastante aguardada pelo setor de energia solar e deve impulsionar o desenvolvimento desse mercado no Brasil. A norma, que estava em discussão desde 2010, cria a categoria dos microgeradores (até 100 kW ligados à baixa tensão) e minigeradores (até 1 MW, em qualquer tensão). Eles terão acesso mais rápido e simplificado à rede e poderão usar apenas fontes incentivadas – solar, eólica, biomassa, hídrica ou cogeração qualificada. A agência optou pelo modelo de net metering. Para isso, criou um sistema de compensação de energia, no qual é feito um balanço mensal do volume de energia consumida e enviada para a rede. Se o consumo foi maior, a diferença é cobrada normalmente na conta de luz. Se for menor, o consumidor paga apenas o custo de disponibilidade da rede de distribuição e pode usar os créditos nos meses seguintes. O modelo impede que o cliente se torne “vendedor” de energia. Uma das principais mudanças em relação à proposta original, apresentada pela Aneel na Audiência Pública 42/2010, é o prazo de validade dos créditos. Inicialmente seriam 12 meses, mas a pressão do setor fotovoltaico e os estudos feitos pela agência fizeram com que esse período fosse estendido para 36 meses. Além disso, os créditos poderão ser transferidos para outras unidades registradas com a mesma titularidade (CPF e CNPJ) ou em comunhão de bens, desde que estejam na área da mesma concessionária. A principal demanda atendida é a redução da burocracia para registrar as unidades geradoras e conseguir acesso à rede, o que era um dos principais entraves para o desenvolvimento do mercado. “O objetivo da nova legislação é disciplinar e facilitar a instalação (das microusinas), reduzindo as barreiras para o pequeno consumidor, que não tem o conhecimento nem os meios de grandes geradores”, diz Romeu Rufino, diretor da Aneel. “A norma transfere para as distribuidoras grande parte das responsabilidades, como o registro das usinas, por exemplo.” Dessa forma, o consumidor/gerador ficará responsável por entrar com pedido na distribuidora, pela construção e manutenção da unidade geradora e pelos custos de instalação do medidor eletrônico, já que os atuais verificam apenas a energia consumida, não a enviada à rede. Já as concessionárias terão de informar à agência sobre novas conexões e suas características. As empresas terão 240 dias a partir da entrada em vigor da norma para fazer todas as adaptações necessárias, inclusive estudos e preparação da rede. Nesse período, também deverão adequar seu sistema de cobrança ao net metering, elaborar uma normatização interna e um manual de procedimentos para a microgeração, além de criar canais de atendimento para os microgeradores e transmitir aos clientes como devem proceder caso queiram se tornar microgeradores, esclarece Rufino. De modo a evitar atrasos por causa de eventual resistência das concessionárias, a norma estabelece prazos para o processo de instalação. A partir do momento em que receberem o pedido, as distribuidoras terão 30 dias para responder se têm ou não condições de receber a unidade geradora e autorizar sua instalação. Em caso negativo, devem informar que obras e adequações serão necessárias e o custo. Se o consumidor concordar em fazer as adaptações, a empresa tem 45 dias para terminá-las e permitir a instalação da planta. “Na nossa avaliação, o número de unidades que precisarão de obras vai ser muito pequeno”, opina Rufino. Uma vez ligada, a empresa deve fazer a verificação e registrar a unidade na Aneel. Esse registro foi simplificado em relação ao de usinas tradicionais e poderá ser feito pela internet. Outra medida para evitar problemas e burocracia foi padronizar o contrato entre microgeradores e concessionárias, que será incluído nos Procedimentos de Distribuição (Prodist). Caso haja descumprimento dos prazos ou exigências esdrúxulas, o consumidor deve informar à Aneel. “Vamos intensificar a fiscalização num primeiro momento para garantir a aplicação da norma, até porque ainda é preciso criar a cultura. Se a distribuidora colocar qualquer barreira à norma, será punida”, garante o diretor. Apesar de ser um avanço, a nova regra não é considerada suficiente pelo setor de energia solar para garantir o desenvolvimento expressivo da microgeração no país. O mercado defendia a criação de um sistema de subsídios às tarifas (feed in tariff), a exemplo do que ocorre em países europeus e em alguns estados dos EUA, locais em que a microgeração está mais desenvolvida. A possibilidade não chegou a ser considerada seriamente pelo governo e perdeu mais ainda a força quando esses programas começaram a ser revistos e cancelados por causa da crise econômica mundial. Mesmo o governo admite que há barreiras. Entre elas, o alto custo de financiamento no país, o impacto dos impostos no preço final dos equipamentos e a falta de uma cadeia local de fornecedores com escala para oferecer preços mais baixos. A EPE elaborou um estudo em que aponta possíveis medidas de incentivo ao setor, incluindo isenções fiscais e novas políticas de financiamento, com juros baixos e longo prazo, para pequenos geradores. O trabalho seria entregue ao MME em fevereiro. Leilão solar à vista A microgeração não é a única oportunidade de desenvolver o mercado de energia fotovoltaica. Aguardado ansiosamente pelo setor, o leilão específico de energia solar, com usinas até 30 MW, está mais perto de se tornar realidade. O MME está analisando essa possibilidade, levantada pela EPE e defendida pelo setor. O objetivo do leilão, caso seja realizado, segundo o presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim, é criar uma “massa crítica” que permita o desenvolvimento fotovoltaico, a exemplo do que é feito com a eólica. “No estudo foram feitas simulações com o valor da energia fotovoltaica hoje e sobre quanto ele pode baixar com incentivos para que, eventualmente, seja feito um leilão específico”, afirma Tolmasquim. A energia fotovoltaica ainda é muito mais cara do que outras fontes, mas tem apresentado queda expressiva de custo nos últimos anos, o que pode torná-la competitiva em médio e longo prazo nos leilões. Como ainda não há histórico de grandes projetos no país, não é possível estimar com precisão qual seria o preço em uma eventual concorrência, mas as previsões das empresas apontam para um valor entre R$ 300 e R$ 400/MWh, com tendência de queda. Um ganho de escala em relação ao custo de R$ 500/MWh de sistemas de pequeno porte. Fontes do setor afirmam que, com o atual excesso de oferta no mercado internacional, somado a incentivos fiscais, os preços poderiam chegar a R$ 250/MWh ou até menos, caso houvesse uma entrada agressiva dos chineses, que dominam o mercado mundial de módulos fotovoltaicos. As usinas de até 30 MW ganharam este ano pelo menos um incentivo fiscal: a isenção de 80% nas tarifas de transmissão (Tust) e distribuição (Tusd). O desconto é válido durante os primeiros dez anos de operação e cai para 50% após esse período.

Concessões de Transmissão da Eletronorte vencem em 2015 - 70% das concessões de LT

Josias Matos de Araújo, da Eletronorte: concessões de transmissão preocupam

Empresa tem mais de 70% do parque com vencimento de prazo a partir de 2015. Processo de renovação mexe com plano de negócios

Agência Canal Energia canalenergia.com.br

No ano em que o governo aposta na manutenção dos investimentos como uma das medidas anticíclicas para o enfrentamento da crise internacional, os planos de negócios das estatais do grupo Eletrobrás deverão introduzir mais um elemento ao planejamento de longo prazo: a possibilidade de redução tarifária com a eventual renovação das concessões que vencerão a partir de 2015. Essa preocupação estará embutida, como consequência, na programação de investimentos da Eletronorte, especialmente no segmento de transmissão, que tem pelo menos 70% dos empreendimentos entre as concessões que deverão vencer nos próximos anos. “O grupo Eletrobras está avaliando vários cenários para a gente poder já adequar o nosso novo plano de negócios. E é logico que, quando você fala em cenário, nós avaliamos cenários com redução da Receita Anual Permitida, já que se for uma prorrogação pode resultar numa redução de receita, e, consequentemente, em beneficio para a modicidade tarifária” admite o diretor presidente da Eletronorte, Josias Matos de Araújo, em entrevista à Agência CanalEnergia. A área de geração não preocupa a empresa, em razão da existência de um único contrato de concessão – o da hidrelétrica de Coaracy Nunes, no Amapá – entre os que estarão extintos em cerca de quatro anos. Funcionário de carreira da empresa, o executivo revela que está em discussão em cada subsidiária do grupo Eletrobrás a elaboração de planos de negócio de longo prazo para o período 2012-2021. Definidos de acordo com a orientação da holding, esses planos devem considerar nos investimentos futuros a capacidade de geração de recursos e a previsão de despesas curto, médio e longo prazos. Confira abaixo a entrevista exclusiva do presidente da Eletronorte: Agência CanalEnergia: Queria que o senhor fizesse um detalhamento do plano de negócios para esse ano da empresa. Qual foi a orientação que os senhores receberam do governo especificamente em relação a isso? Josias Matos de Araújo: O da Eletrobras holding - Eletrobras juntamente com as empresas subsidiárias Eletronorte, Furnas, Chesf, Eletrosul e as demais - nós estamos construindo um plano de negócios de longo prazo. Então, cada empresa está preparando seu plano de negócios num horizonte que vai até 2021 (2012-2021), e esse plano está sendo consolidado pela Eletrobras. Evidentemente, que esse plano fechado será apresentado ao Ministério de Minas e Energia e, consequentemente, ao governo federal. E o plano contempla os investimentos nesse período e também avalia a capacidade das empresas de aportar recursos, bem como de custeio, ou seja, é uma equação entre você avaliar o quanto é capaz de investir e o que você tem com despesas comprometidas. Despesas de curto e de médio e longo prazos, e investimentos também. E hoje, no plano de negócios, nós temos duas formas de aumentar receitas. Uma é por meio de obras autorizadas da Aneel. Aí são os reforços e melhorias, que são normalmente de competência das empresas para executar; e obras oriundas de parcerias, que são as parcerias público-privadas. E elas resultam na constituição de sociedades de propósito específico. E nós participamos desse processo por meio de leilão. Tanto leilão no segmento de geração quanto no de transmissão. Você deve ter acompanhado, na sexta-feira [9 de março] houve um leilão em São Paulo - que foi acho que o 002 da Aneel, de 2012 - contemplando cinco lotes: A,B,C,D e E. E nós da Eletronorte participamos do lote A e do lote C. E fomos ganhadores no lote C. Mas sempre a participação nesses empreendimentos é com parceria público-privada. Agência CanalEnergia: Acabou aquela imagem da estatal, que era uma empresa deficitária que nunca dava lucro. Josias Matos de Araújo: Olha, a gente tem a própria historia da Eletronorte. A Eletronorte, até por atuar em uma área que é a Amazônia Legal, em que durante muitos anos, para garantir o atendimento energético, você precisava gerar térmica movida a óleo combustível e a óleo diesel, isso gerava para a empresa a questão de déficit. Por vários anos ela foi uma empresa deficitária. Com advento do Sistema Interligado Nacional, cada vez mais [o SIN] está expandindo a sua rede. Inclusive daqui a dois anos, em 2015, nós vamos ligar o último estado que está totalmente isolado, que é Roraima. E Roraima estando interligado praticamente você garante o atendimento para essa região, para esse estado da Amazônia, via Sistema Interligado, via energia de mercado. A Eletronorte, nos últimos dois anos - 2010 e 2011 -, deu resultado positivo em seu balanço. Então, isso já é fruto desse novo cenário, desse novo contexto. Além do mais, nós estamos buscando resolver todas as questões estruturais na nossa área de atuação. Nós estamos na região Norte e há questões práticas que precisamos vencer para que a empresa, nesse horizonte ate 2021, cada vez mais seja rentável. Essa é uma expectativa do grupo [Eletrobras] como um todo. Agência CanalEnergia: A Eletronorte é a grande credora das distribuidoras que estão em situação mais crítica. Em que isso afeta o balanço da empresa? Josias Matos de Araújo: Afeta muito. Hoje nós temos ainda atendimento no estado do Amapá que afeta bastante nosso balanço. Mas a gente está na expectativa de uma solução para essa questão. Foi montado um grupo de trabalho pelo Ministério de Minas e Energia com a participação das empresas, no caso Eletronorte e a própria Eletrobrás, sobre a distribuidora CEA, na tentativa de resolver o problema. Nós estamos aqui na expectativa de que isso possa ser resolvido no tempo mais breve possível. Será bom para todos. Bom para a Eletronorte, para o sistema e para a Eletrobras. E tem que lembrar também que a partir de 2013 o estado do Amapá estará se interligando ao sistema nacional. Em 2013, deve estar chegando o linhão de Tucuruí ao Amapá e de Tucuruí até o Amazonas. Com isso, aquele estado passa a ser atendido com a energia oriunda do Sistema Interligado Nacional. Eu acho que será um novo cenário para as empresas envolvidas. Agência CanalEnergia: A federalização seria a solução? Josias Matos de Araújo: Olha, é uma decisão do governo. O grupo de trabalho está fazendo o fechamento lá do relatório, estudando a questão. Essa deve ser uma decisão do governo. Não estou afirmando que vai haver a federalização, mas o governo, juntamente com o grupo constituído, vai encontrar uma solução para o problema. Aquela que for melhor para resolver essa questão de dívida. E também equacionar em definitivo a situação do estado em termos de energia. Agência CanalEnergia: E a situação da Celpa? A Eletronorte é credora dela também? Josias Matos de Araújo: Não, a Eletronorte é uma fornecedora também de energia. Nós temos contrato de compra e venda de energia. O Grupo Rede vem mantendo atendimento ao nosso contrato, mas eu acho que nós, à medida que a coisa avança, o que se se vê no jornal em relação ao Grupo Rede, como fornecedores que temos contratos ficamos preocupados. Nós entendemos também que deve ser encontrada uma solução, uma saída, sem entrar no mérito da questão, da situação do grupo, até porque é um grupo privado, que tem que buscar uma saída para resolver seus problemas. Agência CanalEnergia: Outras empresas já foram federalizadas. O grupo Eletrobras hoje tem cinco ou seis distribuidoras nessa situação. Josias Matos de Araújo: Seis. No Norte foi a Eletroacre (AC), a Ceron (RO), a Amazonas (AM), a Manaus Energia (AM); e temos ainda a Ceal (AL) e a Cepisa (PI). O que a gente tem acompanhado é que, com a federalização dessas empresas, a Eletrobras tem buscado uma gestão mais eficiente no sentido de tornar as empresas mais saudáveis. É lógico que não é um trabalho de curto prazo. Eu diria para você que é um trabalho de médio e longo prazo, para poder encontrar o caminho da solução e começar a buscar uma eficientização dessas empresas. Pelo que nós temos acompanhado, tem sido uma decisão acertada. Agora, como eu falei, não é uma decisão rápida, de curto prazo. Tem um diagnóstico. Avaliar a situação e partir para um plano de negócios que dê sustentabilidade a elas no longo prazo. Então, acredito que está sendo muito bem conduzido pela Eletrobras. O problema é que é coisa de muitos anos. Não é imediatismo. Tem que ser passo a passo para poder encontrar os caminhos. Agência CanalEnergia: Mas, para a Eletronorte, foi bom? Josias Matos de Araújo: No caso do Acre e Rondônia, a Eletronorte no passado era uma supridora. Gerava e vendia energia. E nunca deixamos de receber os nossos contratos. O que deu prejuízo no passado é que nós tínhamos um custo de produção elevado frente ao preço de venda. Isso gerava para a empresa déficit. Como o advento da interligação - é bom lembrar que Acre e Rondônia já estão interligados - nós desativamos, por exemplo, o parque térmico de Rondônia, e mantivemos parte do parque térmico do Acre, de Rio Branco, em função de situações de contingência. Por que? Porque hoje nós temos um único circuito que interliga Acre e Rondônia. Quem tem um não tem nenhum, porque se você tem um problema fica às escuras no estado. Então, deve manter uma espécie de reserva energética. Mas, hoje, nossos contratos são lastreados pela Câmara de Comercialização de Energia, porque essas empresas compram no mercado. Tanto a Eletroacre quanto a Ceron. Agência CanalEnergia: Elas já estão assinando CCEARs? Josias Matos de Araújo: Já estão assinando CCEARS. Já estão na CCEE. E a CCEE tem regras e procedimentos bem rígidos com relação à inadimplencia. Então, isso para a gente é solução, porque deixamos de produzir por um valor extremamente alto em detrimento dos valores de venda. A gente passou a fazer parte da CCEE e eles também. Agência CanalEnergia: Presidente, e a questão das concessões? Para a Eletronorte, qual é o impacto, qualquer que seja a decisão do governo? Josias Matos de Araújo: O maior impacto da Eletronorte vai ser no segmento de transmissão, porque do segmento geração a única usina nossa que está nesse processo de término da concessão é a usina de Coracy Nunes, lá no estado do Amapá, que é uma usina pequena. Então, praticamente, representa um percentual abaixo de 1% da geração da empresa. No segmento de transmissão não. No segmento de transmissão, eu diria a você que praticamente 80%, não tenho bem certo, entre 75% e 80% dos ativos da transmissão estarão terminando a concessão em 2015. É lógico que aquilo que você me perguntou inicialmente sobre o plano de negócios da Eletrobrás, isso também passa por um estudo com relação a essa questão. O grupo Eletrobras está avaliando vários cenários para a gente poder já adequar o nosso novo plano de negócios a esses cenários. E é logico que quando você fala em cenário nós avaliamos cenários com redução da Receita Anual Permitida, já que se for uma prorrogação pode resultar numa redução de receita, e, consequentemente, num beneficio para a modicidade tarifária. Então, temos que avaliar todas essas situações e estamos avaliando. Agência CanalEnergia: Já dá para avaliar de quanto seria essa redução? Josias Matos de Araújo: Não. Estamos trabalhando com cenários. Aí estabelecemos várias hipóteses e, para cada hipótese, a gente estabelece um plano de negócios. Agência CanalEnergia: Conversei com o pessoal da Aneel sobre a questão do atraso das obras e para eles o grande desafio é como concatenar as datas de entrada em operação de grandes usinas com as linhas. Josias Matos de Araújo: São várias as condicionantes que levam ao atraso em uma obra. Uma grande condicionante que gera atraso são as licenças. A licença de instalação, no caso da transmissão. Porque quando você ganha uma obra via leilão existem varias regras e várias datas previstas nesse edital. Inclusive várias datas para emissão de LI, por exemplo. E hoje há obras que você tem que construir em 36 meses em que a licença leva 20 meses, por exemplo. Então, é quase que impossível você concluir a obra no prazo acordado. Mas a própria Aneel tem reconhecido nessas questões, quando o atraso é devido a problema de licença, ela tem buscado dar um encaminhamento, uma solução para essa questão, evitando a punição das empresas. A própria área ambiental tem feito um esforço muito grande no sentido de mitigar o cada vez mais esse prazo, esse tempo. É bom lembrar que nós temos no licenciamento muitas vezes questões ambientais propriamente ditas, mas, às vezes, nós temos questões indígenas. Principalmente quando é na região amazônica, você também tem decisões para liberar licença que passam pela Funai também. Então, tem que ser um trabalho todo, digamos assim, concatenado, como você falou, para evitar isso aí. De modo geral, eu ate diria para você no caso da própria Eletronorte, nos temos cada vez mais reduzido esses tempos, esses atrasos. E olha que nós atuamos numa região que tem uma forte chamada ambiental. Então, essa é a grande questão que leva ao atraso também. Tem que lembrar que você tem ciclos hidrológicos. Se você perde aquele ciclo para fazer a obra, só pode fazer no ciclo seguinte. E aí é praticamente seis meses de atraso também. Quer dizer, as coisas tem que estar bem amarradas - licença que sai e o próprio período climático para a execução da obra. Agência CanalEnergia: Vocês tem obras que são mais críticas ? Josias Matos de Araújo: A obra hoje que eu diria que nós estamos participando e é uma obra extremamente importante é a Interligação Amazonas- Tucuruí-Amapá. Foram três lotes - o A, o B e o C. A Eletronorte ganhou o C. Esse lote C é o que fica mais próximo do Amazonas. Os lotes A e B são mais na direção do Amapa e de Tucuruí. Essa é uma obra que está prevista para entrar em operação no ano que vem. A Eletronorte deverá entregar na data prevista. Houve atraso, evidentemente, por questão de licença, mas nós devemos entregar na nova data fixada. E são parceiros diferentes (em cada lote). Tem até isso. Agência CanalEnergia: Nesse processo de internacionalização da Eletrobras, que está no começo ainda, a Eletronorte poderia atuar? Josias Matos de Araújo: Não só a Eletronorte, como todas as empresas do grupo Eletrobras. A Eletrobras holding está estruturando essa participação internacional e nós entendemos que essa participação é com as empresas que acompanham o grupo.

Competição com energias alternativas chega ao setor de gás natural

Competição com energias alternativas chega ao setor de gás natural

grande participação de “fontes sazonais” – hidroelétrica, eólica e biomassa – na matriz energética brasileira representa um gargalo no setor de geração de energia por meio de queima de gás natural no Brasil...

NN gasbrasil.com.br

A grande participação de “fontes sazonais” – hidroelétrica, eólica e biomassa – na matriz energética brasileira representa um gargalo no setor de geração de energia por meio de queima de gás natural no Brasil, afirmou o vice-presidente comercial do BG Group no Brasil, Marcelo Menicucci, durante congresso para executivos do setor de gás, no Rio. Ele defendeu que fontes de energia que dependem da “mãe-natureza” criam um cenário de risco para o mercado de geração termoelétrica. Ou seja, se a oferta de energia alternativa é suficiente, as plantas de geração termoelétrica ficam sem demanda, “paradas” – encarecendo a atividade no país. Por outro lado, o Brasil vai continuar importando gás natural para aumentar uma demanda crescente nos próximos anos, disse o diretor de Operação e Planejamento da HRT, Milton Franke. E ambos executivos concordam que é difícil prever se as reservas atuais da Bolívia, que exporta gás para o Brasil, irão durar pelos próximos 10 ou 15 anos. “O tempo dirá”, afirmou Menicucci, destacando a imprevisibilidade do cenário. Outro aspecto levantado pelos executivos foi a política energética implantada pelo governo para o setor. E se o governo deveria facilitar a entrada nos leilões de energia para a geração a gás. Manicucci descartou que o governo deva ter uma política que favoreça as termoelétricas, mas que o processo carece de racionalização, ou seja, ele tem concedido atenção especial para as “fontes sazonais”. Ele ainda afirmou que é difícil para as empresas de exploração e produção de gás natural voltar seus esforços para o mercado brasileiro de energia elétrica.

Custo da energia solar pode cair para R$ 300/MWh até 2020, diz Coppe/UFRJ

Custo da energia solar pode cair para R$ 300/MWh até 2020, diz Coppe/UFRJ

Para professor do Programa de Planejamento Energético, custo cairá se melhorar condições na ponta do consumo

Agência Canal Energia canalenergia.com.br

O custo da energia solar poderá cair para cerca de R$ 300 por MWh até 2020, o que representa uma redução de até R$ 200 por MWh. Este cálculo é do professor do Programa de Planejamento Energético da Coppe/UFRJ, Emílio La Rovère. Atualmente, o custo do MWh de geração solar fotovoltaica pode chegar a até R$ 500. La Rovère participou nesta quarta-feira, 21 de março, do seminário Fontes Alternativas, no Rio de Janeiro. Ele disse que o que ajudaria a reduzir o custo da geração fotovoltaica é a instalação de centrais de geração solar próximas aos mercados de consumo. O professor citou que um estudo conduzido pela Coppe apontou pelo menos dez nichos de mercado onde a energia solar pode ser aplicada, como por exemplo, em aeroportos e estádios, entre outros. Ele citou como exemplo o projeto solar que a Neoenergia criou para o estádio de Pituaçu, na Bahia, que consiste na instalação de placas fotovoltaicas na cobertura do estádio. “A comparação com outras fontes de energia tem de ser feita na ponta do consumo. Se conseguir melhorar na ponta, terá boas condições de competitividade”, afirmou.

Com 50% da Electra, Cervejaria Petrópolis entra no setor de energia

Com 50% da Electra, Petrópolis entra no setor de energia

O grupo Petrópolis, dono das marcas de cerveja Itaipava e Crystal, entrou surpreendentemente no setor elétrico. Sem ter feito nenhum anúncio formal ao mercado, a empresa comprou 50% de participação das empresas Electra Energy...

Valor Econômico valor.com.br

O grupo Petrópolis, dono das marcas de cerveja Itaipava e Crystal, entrou surpreendentemente no setor elétrico. Sem ter feito nenhum anúncio formal ao mercado, a empresa comprou 50% de participação das empresas Electra Energy e Electra Power. O valor do negócio é mantido em sigilo, mas a cervejaria confirmou a aquisição, por meio de nota, após consulta feita pelo Valor. As duas companhias, sediadas em Curitiba, pertenciam a um grupo de sete empresários locais - que mantêm participação acionária de 50% - e estão no mercado de energia desde o início da década passada. O foco de ambas é em fontes renováveis, principalmente pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), com até 30 megawatts (MW) de potência. "O segmento de energia passou a ser avaliado pelo grupo Petrópolis devido ao consumo elevado de suas unidades fabris e a partir do compromisso de contribuir para o desenvolvimento do país", afirmou a empresa, em nota. Segundo ela, o grupo busca atuar em segmentos "promissores em termos econômicos" e decidiu fazer a aquisição "ao vislumbrar o crescimento da demanda de energia no mercado". Além da cervejaria, o grupo Petrópolis tem uma atuação menos expressiva no agronegócio A Electra Energy atua no segmento de comercialização, que faz a ponte entre geradores de energia e consumidores livres - na maioria indústrias e grandes varejistas, como shopping centers ou hipermercados. Tem na sua carteira de clientes pesos-pesados como Marcopolo, Danone, Rhodia, Walita, Gomes da Costa, o Shopping SP Market e o hotel resort Costão do Santinho, além do próprio grupo Petrópolis. Já a Electra Power, que foi constituída em 2004, é sócia de sete pequenas hidrelétricas que estão em funcionamento e totalizam 29 MW de potência. Ela tem participação também em oito empreendimentos em construção, que somam quase 80 MW. São usinas localizadas em Mato Grosso, Rondônia, Santa Catarina e Rio Grande do Sul. Na nota enviada ao Valor, a Petrópolis diz que sua opção por uma empresa dedicada a fontes renováveis de energia se explica pela "característica de investimentos em conservação do meio ambiente, haja visto as premiações recebidas". Na realidade, o foco da comercializadora sempre foram fontes limpas de energia. Uma evidência disso é que ela está entre as líderes do setor no atendimento a consumidores especiais - categoria na qual se encaixam empresas com demanda entre 0,5 MW e 3 MW. Esses consumidores só podem deixar de ser clientes das distribuidoras de suas regiões e migrar para o mercado livre caso comprem energia proveniente de fontes incentivadas, como usinas eólicas, solares ou pequenas centrais hidrelétricas. Em 2011, a Electra Energy faturou R$ 257 milhões. Os negócios da Electra Power ainda estão em estágio inicial, mas a empresa possui uma carteira de projetos robusta, que sinaliza crescimento: são 86 empreendimentos previstos para construção futura - 67 projetos básicos de PCHs, nove inventários de hidrelétricas, quatro projetos de geração eólica, quatro projetos de viabilidade e dois de geração a biomassa. Além da cervejaria, onde concentra suas atividades, o grupo Petrópolis tem uma atuação menos expressiva no agronegócio. No ramo da comercialização de energia elétrica, a compra de parte da Electra pela Petrópolis reforça uma tendência recente, com a aquisição de empresas por atores novos nesse segmento. No fim de 2010, o BTG Pactual foi o primeiro grupo financeiro a ter uma comercializadora própria de energia. No mês passado, o Pátria Investimentos comprou 50% da Capitale, comercializadora independente que faturou R$ 215 milhões no ano passado. O mercado livre de energia já movimenta cerca de R$ 30 bilhões por ano e representa 28% de toda a eletricidade consumida no país, mas ainda tem forte potencial de crescimento. Sem alterar os requisitos mínimos para a entrada de empresas, esse mercado "está aberto a dez mil consumidores e pode atingir 46% do consumo nacional", segundo Reginaldo Medeiros, presidente da Abraceel, a associação que representa as comercializadoras. Em evento realizado ontem, na Câmara dos Deputados, a Abraceel e outras oito entidades do setor elétrico lançaram uma campanha a favor da ampliação e do aprofundamento do mercado livre. Hoje ele se limita a empresas cuja demanda é superior a 3 MW. Quem tem demanda a partir de 0,5 MW, o equivalente a uma conta de luz perto de R$ 500 mil por mês, pode ser enquadrado como consumidor especial. De acordo com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), 1.645 empresas faziam parte do mercado livre no fim do ano passado, em algum momento da cadeia produtiva: eram 1.101 consumidores livres ou especiais, 312 produtores independentes e 113 comercializadores, entre outros. O número de agentes associados aumentou 17,2% na comparação com 2010. A expectativa da CCEE é ultrapassar o patamar de 2 mil empresas em meados do ano e alcançar 2,3 mil agentes no fim de 2012.

CPFL Renováveis diz que PCH pode demorar até dez anos para retomar competitividade

CPFL Renováveis diz que PCH pode demorar até dez anos para retomar competitividade

Companhia, porém, continua tocando projetos com vistas em reviravolta no futuro

Jornal da Energia  gasbrasil.com.br

Os investidores que atuam no setor de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) ainda acreditam na fonte, apesar do fraco desempenho dessas usinas nos últimos leilões realizados pelo governo e na dificuldade para viabilizar empreendimentos no mercado livre. A principal aposta é em conseguir mostrar os “benefícios globais” das pequenas centrais – como, por exemplo, o fato de estarem próximas aos pontos de consumo, a qualidade da energia gerada e a segurança proporcionada ao atendimento do sistema no horário de ponta. Assim que isso for possível, os agentes acreditam que conseguirão persuadir o governo a manter a expansão da fonte na matriz energética brasileira. Contudo, isso deve demorar um pouco - ao menos na avaliação de Márcio Severi, diretor institucional da CPFL Renováveis. “A retomada da competitividade das PCHs dependem da quantificação desses benefícios. É uma tarefa de médio prazo, que pode demorar até dez anos.” Até que isso aconteça, ele propõe uma contratação mínima para não “matar a fonte”. A companhia tem propriedade para falar no assunto. Ela opera 306,7MW em PCHs, além de manter uma carteira de projetos em desenvolvimento de mais 632,3MW. Mas o que reflete o atual momento é exatamente a quantidade de usinas em construção: apenas uma, a PCH Salto Góes, de 20MW, em Santa Catarina. “Estamos desenvolvendo os projetos de PCHs. Deixando-os prontos para uma retomada”, explica Severi. Nesse momento, o diretor da CPFL Renováveis, que também acumula o comando do departamento de regulação e comercialização de energia, faz um alerta. “A empresa que não fizer uma diversificação de fontes pode ter problema. Porque o mercado é cíclico e cada hora a fonte da moda muda.” E continua: “é arriscado ficar em uma só (negócio). Nossa estratégia é mais segura”, aponta o executivo, uma vez que a CPFL Renováveis investe em biomassa, eólicas, PCHs e já visa energia solar. Nessa última área, a empresa tem um projeto de pesquisa e desenvolvimento (P&D) de 1MW em desenvolvimento na cidade de Campinas, no interior de São Paulo. Questionado se a companhia deverá realizar novas aquisições, Severi afirma que a empresa está, sim, preparada "para ir às compras”. A CPFL Renováveis comprou nos últimos meses as geradoras Siif Ènergies , Bons Ventos e uma unidade de cogeração que era controlada pela Usina Açucareira Ester. A CPFL Renováveis tem como sócia majoritária a CPFL Energia, com 63%. Outros membros da companhia são Pátria Investimentos (9,4%), Eton Park, por meio da Secor LLC (9,24%), BTG Pactual, por meio do FIP Brasil Energia (7,6%), Bradesco, por meio do FIP Multisetorial Plus (5%), GMR Energia (3,2%) e DEG KFW (2,4%).

Novo Leilão de Transmissão - Abril de 2012

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou hoje (20/03) o edital do Leilão de Transmissão nº 03/2012, que será realizado no dia 20/04 na sede da BMF&BOVESPA, em São Paulo. Serão leiloados quatro lotes com seis linhas de transmissão, com total de 428 quilômetros (km), e seis subestações com 2.650 Mega-volt-amperes (MVA) de potência, além de duas instalações de transmissão de interesse exclusivo das centrais de geração para conexão compartilhada (ICG). Os empreendimentos deverão demandar R$ 522,6 milhões em investimentos, com geração de 3.089 empregos diretos. 

   O prazo das obras vai variar de 20 a 22 meses. A Receita Anual Permitida* máxima prevista pela ANEEL para todos os lotes é de R$ 58,8 milhões, valor que deverá cair com a disputa no leilão. 

   As instalações de transmissão serão construídas em cinco estados brasileiros: Pernambuco, Rio Grande do Norte, Ceará, Bahia e Minas Gerais. Consulte aqui a descrição dos lotes. 

   Os documentos referentes ao leilão, como edital e o contrato de concessão de serviço público, estarão disponíveis no sítio da Agência, na seção Espaço do Empreendedor, em Editais de Transmissão, ou aqui.


    Sistemática do leilão –A proposta financeira com o valor da RAP para cada lote será apresentada pelo participante em envelope lacrado, até dois dias antes da data de realização da sessão pública do leilão, na BM&FBOVESPA, juntamente com a entrega das garantias que não possuam certificação digital ou aportadas sob a forma de conta-caução. A abertura será realizada durante a sessão pública, observado o respectivo lote. Todos os proponentes inscritos e habilitados para disputar o lote deverão entregar proposta. Se a diferença entre a menor oferta e as outras propostas for superior a 5%, vence o proponente da menor proposta. Se a diferença for menor ou igual a 5% ou se houver empate entre as menores ofertas, haverá rodada a viva-voz, na qual o leiloeiro poderá fixar valores mínimos a serem oferecidos entre um lance e outro. Vencerá a proponente que apresentar o menor valor. No caso de nenhum proponente fazer lance viva-voz, será vencedor aquele que tiver apresentado o menor valor por envelope. Se houver empate em valores apresentados por envelope sem apresentação de lances viva-voz, o vencedor será determinado por sorteio promovido pelo diretor da sessão.

   Garantias – Para participação no leilão, os proponentes aportarão garantia de até 1% do valor do investimento estimado pela ANEEL, com prazo de prorrogação de 60 dias. A Garantia de Fiel Cumprimento é apresentada apenas pelos vencedores do leilão, em substituição à garantia anterior. Corresponde a 5% do valor do investimento e deve ser aportada até dois dias úteis antes da assinatura do contrato.

   Cronograma – Pelo cronograma do edital, a Comissão Especial de Licitação (CEL) liberará um Manual de Instrução para os interessados no dia 28/03. O prazo final para solicitação de esclarecimentos sobre o edital será no dia 02/04. A Comissão Especial de Licitações (CEL) terá até 12/04 para fornecer as respostas aos esclarecimentos. O dia seguinte, 13/04 será o último para solicitações de visita às instalações existentes, as quais deverão ser realizadas até o dia 16/04. As inscrições serão feitas online, no sítio da ANEEL, das 8h do dia 17/04 às 14h do dia 18/04. O aporte da garantia proposta, também online, será das 9h do dia 17/04 às 16h do dia 18/04. A entrega das garantias, no dia 18/04 até as 16h, será na BM&FBOVESPA, para as que não possuem certificação digital, e na ANEEL, para aquelas aportadas sob conta-caução. Na mesma data, deverão ser entregues as propostas financeiras, até as 16h, conforme o Manual de Instrução. No dia 19/04, a CEL anunciará as proponentes que participarão do leilão.

   Após o certame, os proponentes vencedores deverão entregar os documentos para a fase de habilitação no período de 23 a 27/04, na BM&FBovespa. Até o dia 04/05, a Comissão Especial de Licitação (CEL) da ANEEL deverá divulgar o resultado da habilitação. A homologação do resultado e adjudicação da concessão estão previstas para 15/05. O prazo final para entrega do cronograma e do orçamento de construção das instalações é o dia 28/05, data em que também deverão ser entregues os documentos da SPE ou da concessionária de transmissão exigidos para o contrato de concessão. Dois dias úteis antes da data a ser marcada para assinatura do contrato de concessão, os empreendedores deverão entregar a garantia de fiel cumprimento. Os contratos deverão ser assinados em até 14 dias a partir da data de convocação.

   Mudanças – Além da alteração do prazo para a entrega das propostas financeiras, exposta acima, deixa de existir a possibilidade de recusa de apresentação de proposta. O edital do leilão estabelece também a exclusão da Receita de Reserva, uma redução de 5% do valor que era aplicada como redutor da RAP máxima, em caso de haver um único proponente para determinado lote. Quanto à garantia da proposta, o prazo de prorrogação passou de 30 para 60 dias, e foi incluída no texto do edital a determinação de que não haverá devolução de garantia de proposta executada por determinação da ANEEL. Em relação aos documentos disponibilizados na Audiência Pública 011/2012, as seguintes subestações tiveram o nome alterado, sem prejuízo de suas características técnicas: de Ceará Mirim para Ceará Mirim II; de Mossoró III para Mossoró IV; de Pindaí para Pindaí II; de Igaporã para Igaporã II e de Igaporã II para Igaporã III.(BT/DB)

- LOTE A
SE Mirueira II, em 230/69 kV, 2 x 150 MVA
SE Jaboatão II, em 230/69 kV, 2 x 150 MVA.
- LOTE B
LT Mossoró II - Mossoró IV, CS, em 230 kV
LT Ceará-Mirim II - Touros, CS, em 230 kV
LT Russas - Banabuiu C2, CS, em 230 kV
SE Touros, 230 kV
SE Mossoró IV, 230 kV
ICG: 
Transformador 230/69 kV 1 x 150 MVA na SE Touros
SE Touros 69 kV
Transformador 230/69 kV 1 x 100 MVA na SE Mossoró IV
SE Mossoró IV 69 kV
- LOTE C
LT Igaporã II - Igaporã III C1, CS, 230 kV
LT Igaporã II - Igaporã III C2, CS, 230 kV
LT Igaporã III - Pindaí II, CS, 230 kV
SE Igaporã III, em 500/230 kV, (6+1) x 250 MVA
SE Pindaí II, 230 kV
ICG: 
Transformador 230/69 kV, 2 x 150 MVA na SE Pindaí II
SE Pindaí II 69 kV
- LOTE D
LT Itabirito 2 - Vespasiano 2, CS, em 500 kV

Planos de Expansão da State Grid - O Apetite do Dragão Chinês

O presidente da chinesa State Grid Corporation afirmou hoje que ajudará a REN a expandir-se para os países de língua portuguesa em África e para a América do Sul, quando assinava o acordo de compra de 25 % da empresa, numa cerimónia em Lisboa.

Liu Zhenya, perante os ministros da Finanças, da Economia e do Emprego e dos Negócios Estrangeiros de Portugal, disse que a assinatura do acordo "é muito importante para promover o desenvolvimento sustentável da REN, expandir a cooperação das duas empresas e promover a economia e o comércio entre os dois países".

O presidente da State Grid adiantou estar empenhado na "inovação tecnológica e na área da energia renovável" e acrescentou que irá cumprir os compromissos inscritos na privatização.

"Vamos seguir todas as regras e preceitos normativos definidos pelo Governo, respeitando a cultura corporativa da REN", frisou Liu Zhenya, adiantando que irá trabalhar "junto com outros acionistas para promover o desenvolvimento sustentável da REN e contribuir para o reforço da cooperação económica e comercial entre a China e Portugal".

A State Grid pagou 287,15 milhões de euros por 25 % da REN, comprometendo-se a conseguir financiamento de mil milhões de euros através do China Development Bank.

Já o presidente da Oman Oil, Nasser bin Khamis Al Jashm, referiu-se à importância da diversificação do portfólio e da estratégia da empresa de Omã ao comprar 15 % da REN: "A nossa estratégia passa por uma expansão e diversificação do nosso portfólio de investimento".

A paranaense Copel e a chinesa State Grid irão construir e operar o sistema de transmissão que irá conectar as usinas hidrelétricas do rio Teles Pires ao sistema, após venceram em consórcios os lotes A e B no leilão de transmissão realizado nesta sexta-feira. 

Copel e State Grid apresentaram fortes deságios, de 43 e 36,96 por cento, e garantiram receita anual de 126,44 milhões de reais pelo lote A e de 73,08 milhões de reais pelo lote B, a partir do momento em que os empreendimentos entrarem em operação, em 32 meses. Nos dois consórcios vencedores -Sino-Copeliano e Guaraciaba-, a State Grid detém 51 por cento e a Copel, 49 por cento. 

Depois de terem arrematado um lote no leilão de transmissão, realizado no fim do ano passado, juntamente com Furnas, os chineses da State Grid voltaram a vencer lote no primeiro leilão de transmissão de 2012. Isso porque, nesta sexta-feira (09/03), a companhia juntamente com a Copel, arrematou o lote A e B, os mais importantes do certame. “A Copel tem participado dos leilões porque ela acredita que os investimentos em transmissão poderá dar muito retorno a empresa”, analisou o diretor de engenharia da companhia, André Andriguetto, durante coletiva de imprensa. O lote A e B arrematados pela Copel podem ser considerados estratégicos, pois as linhas que serão construídas nas regiões de Mato Grosso, Goiás e Minas Gerais, principalmente no Mato Grosso, fica perto da usina de Colíder, que esta sendo construída pela companhia na mesma região. Indagado se o preço muito baixo ofertado no certame poderia causar algum dano à empresa ou mesmo aos acionistas, o executivo foi enfático ao afirmar que o “preço está em total acordo com a política da empresa, uma vez que ela não pode ser irresponsável em não remunerar os acionistas”. O presidente da State Grid, Cai Hungxian, esteve presente no leilão e também comentou a respeito do certame. Segundo ele, daqui pra frente, a companhia vai começar a investir muito em energia no Brasil. “Nós fazemos questão de investir junto com empresas brasileiras, principalmente com a Copel e a Eletrobras”, finalizou Hungxian.

State Grid negocia compra de eólicas da AES nos EUA--fontes

State Grid negocia compra de eólicas da AES nos EUA--fontes

PEQUIM, 27 FEV - A chinesa State Grid tem mantido negociações com a norte-americana AES sobre a aquisição de uma participação de controle nos negócios da empresa em energia eólica nos Estados Unidos, disseram três fontes. Não ficou claro quanto a State Grid poderia pagar pelos ativos ou como o negócio seria estruturado após a venda. Segundo estimativas de analistas, os ativos podem estar avaliados em 1,65 bilhão de dólares.

As negociações envolvem ativos de geração de energia eólica com capacidade para cerca de 1.100 megawatts (MW) e dariam à State Grid uma participação de cerca de 80 por cento nos negócios eólicos da AES nos EUA, disseram fontes com conhecimento direto do assunto à Reuters. Um acordo marcaria a primeira entrada da State Grid nos Estados Unidos.

A State Grid já tem presença nas Filipinas, Brasil e Portugal, conforme grupos estatais chineses com recursos em abundância se expandem ao exterior.  O presidente da State Grid, Liu Zhenya, visitou os EUA no início deste mês como parte de uma delegação que acompanhou o vice-presidente chinês, Xi Jinping. Duas das fontes afirmaram que as companhias assinaram um acordo durante esta viagem, mas a terceira fonte informou que a operação ainda está em fase de negociação.

A AES Wind Generation opera mais de 1.800 MW de capacidade de geração de energia eólica nos EUA, China e Europa. Desse total, quase 1.346 MW estão nos EUA, segundo site da companhia.  Representantes da AES não responderam imediatamente a pedidos de comentário e o assessor de imprensa da State Grid não quis comentar o assunto.

Um eventual acordo entre as empresas precisaria de aprovação regulatória nos EUA e China. Em 22 de fevereiro, a companhia chinesa assinou acordo para comprar participação de 25 por cento na portuguesa REN por cerca de 508 milhões de dólares e em dezembro de 2010, a State Grid comprou 7 empresas brasileiras de transmissão de energia com investimentos totalizado quase 1 bilhão de dólares.

AES tem prejuízo de US$ 209 miSÃO PAULO - A companhia de energia AES informou hoje que teve prejuízo líquido de US$ 209 milhões no quarto trimestre do ano passado, ante prejuízo de US$ 436 milhões no mesmo período de 2010. O lucro com operações continuadas caiu para US$ 0,12 por ação, de US$ 0,16 por ação. Excluindo o impacto com a marcação a mercado de derivativos, transações cambiais e outros itens, o lucro ajustado recuou para US$ 0,23 por ação, de US$ 0,25 por ação. Analistas ouvidos pela Thomson Reuters esperavam lucro ajustado de US$ 0,22 por ação.

No quarto trimestre a receita da AES subiu 0,9%, para US$ US$ 4,27 bilhões. A margem bruta avançou para 25,7%, de 24,3%. As receitas com as unidades da América Latina caíram 7,9%. Segundo a companhia, essa queda se deve, em parte, à redução nas tarifas cobradas pela AES Eletropaulo, em julho do ano passado, apesar do volume de energia vendido ter aumentado.

Apesar da diminuição do prejuízo no quarto trimestre do ano passado, a AES reduziu suas previsões para o ano de 2012 para um lucro ajustado de US$ 1,22 a US$ 1,30 por ação, ante a estimativa de US$ 1,27 a US$ 1,37 por ação feita em novembro do ano passado. Mais cedo hoje, a PPL Corp. informou que chegou a um acordo para adquirir a AES Ironwood e a AES Prescott, que juntas operam uma usina de geração de energia movida a gás natural na Pensilvânia (EUA). A transação, de aproximadamente US$ 304 milhões, deve ser finalizada no segundo trimestre. As informações são da Dow Jones. (Agencia Estado)

Recorde de Fornecimento de Gás Natural 2011 vs. Limitação Fornecimento p/ Leilão de Energia

As duas noticias abaixo apresentam a necessidade de rever as politicas de fornecimento e destinação do uso do gás natural no nosso país. Boa leitura.

A Petrobras bateu no ano passado um novo recorde de fornecimento de gás natural ao mercado brasileiro, alcançando uma vazão anual média de 37 milhões de metros cúbicos por dia. O melhor resultado era de 2008, com 32,3 milhões de metros cúbicos fornecidos.

Segundo nota da companhia, em dezembro de 2011 também foram batidos outros recordes, mensal e diário, com média de entrega no último mês do ano de 42,4 milhões de metros cúbicos diários de gás natural e de 46,1 milhões no dia 23 do mesmo mês.

A Petrobras informou que o crescimento da produção se deveu à entrada em operação dos campos de Mexilhão, Uruguá e Tambaú, na bacia de Santos, e pelo início das operações da Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba e do gasoduto Caraguatatuba-Taubaté, no Estado de São Paulo.

A empresa disse ainda que o começo do aproveitamento do gás natural extraído no campo de Lula, no pré-sal da bacia de Santos, que antes era queimado, ajudou a atingir o recorde.

"O expressivo crescimento da oferta de gás nacional observado nos últimos anos é fruto de uma série de investimentos realizados no desenvolvimento de projetos de produção de gás natural, por meio do Plangás (Plano de Antecipação da Produção de Gás)."

O país importa ainda cerca de 31 milhões de metros cúbicos de gás natural da Bolívia por dia.

As empresas candidatas ao leilão que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) realiza em junho temem uma forte concorrência da Petrobrás. Conhecidos pelo jargão do setor como A-3, estes leilões garantem energia que será entregue daqui a três anos. A estatal, que tem participado da disputa apenas como fornecedora de gás para as usinas térmicas, pretende voltar a concorrer, como investidora, a estes empreendimentos.

"Apenas peixe grande vai disputar essa energia", disse o diretor de uma empresa que preferiu não se identificar. Ele se referia a uma cláusula imposta pela Petrobrás para assinatura de contratos de novos leilões, que prevê que a empresa interessada possua um capital equivalente a R$ 400 mil por megawatt (MW) de energia ofertado. Para disputar uma térmica média, de 500 MW, a empresa teria de ter um capital de R$ 200 milhões.

O executivo admitiu que está reorganizando sua estratégia e pensa em não participar do leilão, não só por conta das cláusulas restritivas, mas porque considera "injusto" que a Petrobrás dite regras, quando já decidiu atuar como concorrente.

A diretora de Gás e Energia da Petrobrás, Graça Foster, defende a adoção de filtros mais rigorosos para a assinatura de contratos de fornecimento de gás natural a partir do leilão A-3. Em licitações anteriores, depois de assinar contratos com vencedores da disputa, a estatal chegou a investir em infraestrutura para atender à demanda de usinas que não foram construídas.

"Queremos evitar o blefe de investidores", afirma Graça Foster. Ela confirmou a intenção de disputar também o leilão para adquirir, isoladamente ou em parceria com outras empresas, potencial de geração de 3,5 mil MW nos próximos cinco anos. O leilão deve contratar, em média, 2 mil MW, mas este volume ainda será definido pelas distribuidoras, com base na demanda esperada para os próximos anos.

Cuidado. A executiva argumenta que não há nenhum tipo de restrição, apenas "um cuidado" para evitar novos prejuízos. Também defende a diversificação da atuação da empresa. "O preço do gás natural que a Petrobrás vai oferecer aos interessados em disputar o leilão é o mesmo preço que vai utilizar para si. O mesmo ganho que o setor de gás recebe da empresa X, tem de receber da área de energia da própria Petrobrás", alega.

Um dos exemplos que Graça considera mais emblemáticos do prejuízo sofrido pela estatal foi o da térmica José de Alencar, arrematada em leilão pelo Grupo Bertin, em 2008. A Petrobrás, diz, investiu R$ 10 milhões em infraestrutura para entregar o gás, mas as obras da usina, em Pecém, no Ceará, ainda não foram iniciadas.

A térmica tinha previsão de começar a operar em janeiro deste ano, consumindo em média 2,5 milhões de m³ de gás natural por dia, caso acionada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). "Tenho tudo pronto para entregar o gás e teria de receber em pagamento parcelas equivalentes ao que investi", diz. Segundo a assessoria do Bertin, a térmica teve dificuldades na outorga.

A Associação Brasileira de Geração Flexível (Abragef) tentou negociar, sem sucesso, a alteração de algumas das cláusulas exigidas pela Petrobrás. O presidente da entidade, Alberto Minniti Amoroso, acredita que nenhuma das 18 empresas associadas participe do leilão. "A Petrobrás se mostrou irredutível", disse.

Nenhuma empresa interessada em participar do leilão fala oficialmente sobre o tema. Segundo o presidente de uma companhia, as restrições fazem parte de uma nova estratégia. "Para a Petrobrás é ideal haver menos concorrência", afirmou o executivo.

Graça Foster rebate: "Não é o nosso único negócio e é de uma volatilidade gigantesca. Vemos com bons olhos a entrada de outros agentes".

Fornecimento

GRAÇA FOSTER
DIRETORA DE GÁS E ENERGIA DA PETROBRÁS

"O preço do gás natural que a Petrobrás vai oferecer aos interessados em disputar o leilão é o mesmo preço que vai utilizar para si." 

Reajuste tarifário da Ampla (RJ) é aprovado

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou na reunião pública de hoje (13/03) o reajuste tarifário da Ampla Energia e Serviços S/A. As novas tarifas entrarão em vigor na próxima quinta-feira (15/03) para 2,7 milhões de unidades consumidoras localizadas em 66 municípios do Rio de Janeiro.

   O efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos da Ampla será de 6,68%.

   Confira abaixo os índices que serão aplicados às contas de luz dos consumidores da distribuidora: 

Empresa	Classe de Consumo
	Baixa tensão (abaixo de 2,3 kV) Por ex: residências	Alta tensão (de 2,3 a 230 kV) Por ex: indústrias
AMPLA	6,28%	7,7%

   Ao calcular os índices de reajuste, a Agência considera a variação de custos que a empresa teve no decorrer do período de referência. A fórmula de cálculo inclui custos típicos da atividade de distribuição, sobre os quais incide o IGP-M e o Fator X*, e outros custos que não acompanham necessariamente o índice inflacionário, como energia comprada de geradoras, encargos de transmissão e encargos setoriais. Os índices aprovados são o máximo que as empresas podem praticar.

   *Fator X é um índice fixado pela ANEEL na época da revisão tarifária. Sua função é repassar ao consumidor os ganhos de produtividade estimados da concessionária decorrentes do crescimento do mercado e do aumento do consumo dos clientes existentes. Assim, o mecanismo contribui para a modicidade tarifária.

Venda do Grupo Rede - Light não tem interesse, State Grid desiste, venda paralisada, CPFL interessada

O Grupo Light, que atua na distribuição de energia em 31 municípios do Rio de Janeiro e possui ativos em geração, não tem interesse em comprar o Grupo Rede. Nesta segunda-feira (5/3), durante teleconferência com analistas, o presidente da companhia, Jerson Kelmann, foi questionado sobre a possibilidade de a empresa buscar ativos da holding - nem mesmo após esta passar por algum saneamento financeiro.

O executivo da Light respondeu com um "não" peremptório e não teceu mais comentários sobre o assunto. Em responsta a outra questão, Kelman havia dito que a Light tem olhado mais o mercado de geração de energia, por este ser "menos regulado" e assim oferecer melhores retornos.

"Em distribuição você não avança sobre nada, tem que esperar a possibilidade. A Light não descarta, estamos de olho, observando o que acontece no País. Mas isso é circustancial, não é como geração, em que você vai atrás de novos empreendimentos", explicou Kelman.

No leilão de energia A-3, marcado para acontecer neste mês, a companhia deve participar por meio da Renova. Embora a controlada tenha dito que não iria estar na disputa, o diretor de energia da Light, Evandro Vasconcelos, disse que a Renova inscreveu cerca de 200MW em eólicas para o certame,

No ano passado, a Light anunciou negócios importantes, como a entrada no bloco de controle da Renova Energia, que investe em eólicas, e na Norte Energia, responsável pela hidrelétrica de Belo Monte. Ainda assim, os investimentos da empresa para 2012 devem se concentrar em distribuição, como aconteceu no ano passado.

Segundo Kelman, o aporte em Belo Monte neste ano será pequeno, enquanto não há previsões de aumento de capital na Renova e nem de desembolsos no projeto da hidrelétrica de Itaocara, que está em licenciamento ambiental. Em 2011, a área de distribuição recebeu R$775 milhões da Light, enquanto geração teve cerca de R$90 milhões.

SÃO PAULO, 6 Mar (Reuters) - O pedido de recuperação judicial da Celpa, distribuidora paraense de energia elétrica do Grupo Rede, parou o processo de venda da fatia de 54 por cento de participação que o acionista do majoritário Jorge Queiroz Jr. colocou à venda no ano passado.

"Os investidores vão esperar para ver as consequências da recuperação judicial (da Celpa)", disse uma fonte próxima das negociações à Reuters, sob condição de anonimato, acrescentando que qualquer desfecho sobre a venda do controle do Grupo Rede Energia não deve ocorrer no curto prazo.

O processo de recuperação judicial da Celpa, iniciado na semana passada, é o primeiro de uma empresa concessionária de serviço público a ser realizado no Brasil, o que deixa o mercado atento a seus desdobramentos.

"A grande questão é como a Aneel vai reagir a isso", afirmou a fonte, referindo-se ao posicionamento a ser adotado pela Agência Nacional de Energia Elétrica.

A CPFL Energia ainda estaria interessada na compra de participação no Grupo Rede Energia, afirmou a fonte, apesar da desistência de outros interessados como a chinesa State Grid e o Grupo AES.

Procurada, a Rede Energia informou que não se pronunciaria sobre questões societárias envolvendo o grupo.

O pedido de recuperação judicial da Celpa não é uma surpresa para o mercado, mas aumenta a percepção de risco de investidores em relação à holding Grupo Rede Energia e às subsidiárias, informou a fonte.

"A holding garante algumas dívidas da Celpa... Certamente, os bancos vão cortar o crédito das outras empresas do grupo", acrescentou a fonte.

As agências de classificação risco Standard & Poor's, Moody's e Fitch reduziram os ratings da Celpa e da holding Rede Energia após o pedido de recuperação judicial da distribuidora paraense, já considerando que a recuperação aumenta os riscos de refinanciamento de outras companhias do grupo.

A Celpa tem uma dívida total de 2 bilhões de reais e também enfrenta problemas operacionais relacionados à qualidade do serviço. O endividamento consolidado da Rede Energia estaria em torno de 6 bilhões de reais.

Nesta terça-feira, a diretoria da Aneel analisa em reunião o resultado de um plano de melhoria de qualidade de serviço que foi exigido da Celpa e tramita no órgão regulador desde 2009.

O governo pode vir a declarar intervenção na distribuidora, segundo admitiu o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, na semana passada.