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Empreendimentos em transmissão crescem e atrasos diminuem

O Brasil tem hoje 399 empreendimentos de transmissão em construção, sendo que, do total, 196 estão atrasados, o que representa 49%. Em agosto, de acordo com o último levantamento realizado pela Brasil Energia, 57% de um total de 366 empreendimentos em construção, ou 210 projetos, se encontravam em atraso.

A quantidade de obras em dia aumentou quando comparado a agosto. Ao todo, 30% dos empreendimentos estão em dia contra 27% do período citado. Os projetos adiantados permaneceram na mesma proporção de 11%. O restante, 10%, não informou o andamento das obras. Em agosto, o percentual de projetos não informados era de 5%.

O prazo legal de execução das obras, segundo a Aneel, subiu em relação a agosto. Hoje o prazo é de, aproximadamente, 1.500 dias me média contra 1.300 dias do outro período analisado. Já o tempo médio de licenciamento ambiental, fator que gera alguns casos de atraso em obras, permaneceu em pouco mais de 400 dias.

Fonte: Brasil Energia | Marco Sadenberg

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Em meio à seca, vento move mais de 50% da energia no Nordeste

No dia 18 de outubro, até as 18h, a energia hidráulica respondia por 62,5% da geração do Brasil, as térmicas, por 24%, e eólicas, 9,6%, segundo dados do ONS, o Operador Nacional do Sistema Elétrico. O acumulado à mesma hora, no Nordeste, revelava uma surpresa: eram as eólicas as responsáveis por mais da metade da geração (51%) na região, seguidas pelas térmicas (32%) enquanto a energia hídrica aparecia com modestos 14%. Este perfil energético único no país, provocado pela forte seca que deprime os reservatórios pelo quinto ano consecutivo e pela forte entrada de projetos eólicos na região, chamou a atenção da direção da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que observa que o Nordeste tornou-se um laboratório de introdução de energias renováveis na matriz brasileira.

“O Nordeste tornou-se um espelho do futuro do Brasil”, disse Luiz Augusto Barroso, presidente da EPE, durante o workshop “O Futuro do Setor Elétrico – segurança e flexibilidade nos contextos de Brasil e Alemanha”, no Rio.

O desenvolvimento clássico do setor, baseado em projetos de envergadura, como os 11 mil MW da usina de Belomonte, “deixam o sistema pouco robusto a atrasos”. Projetos de energias renováveis por seu lado, com algumas centenas de MW, comprometem menos o sistema e são mais acessíveis a investidores. “O futuro é renovável e temos que permitir que a regulamentação não seja obstáculo para que isso ocorra. É um salto grande de onde estamos para onde queremos chegar”, prosseguiu Barroso.

Nos últimos anos, a escassez hídrica contribuiu para modelar o perfil energético do Nordeste. “Um sistema como o nosso está adequado aos desafios do futuro?”, questionou Marcelo Prais, assessor da diretoria geral do ONS. Há grande potencial solar nas proximidades da usina de Sobradinho, na bacia do rio São Francisco, por exemplo. Da produção eólica no Nordeste, 70% está na costa, com ventos constantes, e 30% ao sul, com ventos em rajadas.

É por isso que, no Nordeste, adiantou Barroso ao Valor, estão em curso estudos sobre os impactos da mudança climática e da vazão dos rios, em cooperação com o ONS, a Agência Nacional de Águas (ANA) e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

Um esforço também é aprender com a experiência de países que estão na dianteira da descarbonização, como Alemanha, Espanha, Itália e Dinamarca. “Temos ainda muitos desafios na Alemanha. Podemos estar um passo adiante em algumas questões, mas ainda não temos todas as respostas”, disse Markus Steigenberger, vice-presidente da Agora Energiewende, “think tank” alemão que atua na transição energética do país.

“Se se olhar o mapa da irradiação solar na Alemanha, dá vontade de chorar. Em novembro não há Sol nem venta muito”, seguiu Steigenberger, para quem a concepção de que energia solar e eólica são intermitentes e instáveis é conceito antigo. “Acontece uma mudança de mentalidade, mesmo na Alemanha. Se antes o operador tinha que interferir no sistema apenas uma vez ao dia, hoje tem que interferir três. Mas não há problema. Aprendeu-se como fazer isso.”

Um dos pontos em debate agora na Alemanha é o fato de o país continuar dependente de carvão. O país da “Energiewende” eliminará o nuclear e impulsiona as renováveis, mas não conseguirá cumprir a meta climática de reduzir emissões em 40% até 2020, em relação a 1990. O sistema alemão é baseado no preço das diferentes fontes de energia. Por isso, o carvão, mais barato e poluente, tem prioridade sobre o gás

O mercado europeu de crédito de carbono está com preços muitos baixos (EUR 5 por tonelada de CO2) e falha na regulação, diz o especialista. O Reino Unido estabeleceu preço mínimo para o carbono (cerca de EUR 30 a tonelada de CO2) e consegue reverter a tendência. A França propõe algo similar. Mas na Alemanha, o lobby da indústria e dos sindicatos de trabalhadores do setor de carvão resiste a mudanças.

No Brasil, a mudança climática tem outros agravantes. Um deles é a quantidade de água para resfriar termelétricas em instalação, disse André Ferreira, do Instituto de Energia e Meio Ambiente (Iema). Uma usina pode consumir tanta água quanto uma cidade de 100 mil habitantes. “O futuro é de baixo carbono e a questão é como vamos chegar lá”, disse Ana Toni, diretora do Instituto Clima e Sociedade (iCS).

Fonte: Daniela Chiaretti | Valor Econômico

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Petrobras rebaixa refinaria potiguar a ativo industrial

A Petrobras anunciou, aos trabalhadores da Unidade de Negócios do Rio Grande do Norte e Ceará (UN-RNCE) o rebaixamento da Refinaria Potiguar Clara Camarão da categoria na qual estava inserida para “Ativo Industrial de Guamaré”. A medida faz parte da reestruturação aprovada na noite da quarta-feira, 25, pelo Conselho de Administração da Petrobras. O projeto inclui áreas operacionais de exploração e produção e de refino e gás natural, o que resultará em uma economia anual estimada em R$ 35 milhões. A estatal não anunciou quais outros empreendimentos passarão por mudanças, tampouco o que será feito com a estrutura da unidade de Guamaré.

“A Refinaria Clara Camarão, do alto de suas sucessivas conquistas de aumento de capacidade, aprimoramentos técnicos, investimentos em expansão e gestão técnica e comercial especializada, deixará de ser considerada uma refinaria. Portanto, ficará totalmente excluída do Plano Estratégico e das discussões da Diretoria de Refino e Gás Natural”, declarou o presidente do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN), Jean Paul Prates. Ele denuncia que a medida foi tomada pela estatal sem nenhum comunicado oficial ou diálogo com líderes políticos e empresarias do estado.

No mês passado, conforme publicizado pela própria Petrobras, a Refinaria Potiguar Clara Camarão bateu recorde de produção de querosene de aviação, o QAV.  Em agosto, foram produzidos 19.841 metros cúbicos do combustível. O volume é 8% superior ao recorde anterior, obtido em janeiro passado. Na ocasião, a estatal informou que a marca foi possível principalmente em função do aperfeiçoamento de processos promovido pelo Programa de Produção de Médios (diesel e QAV) e Gasolina, o Promega.

Para Jean Paul Prates, o recorde comprova a viabilidade técnica e financeira da Refinaria, a única produtora de querosene de aviação na região Nordeste.

“A Refinaria Potiguar Clara Camarão recebeu recentemente da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Combustíveis (ANP) a autorização para passar a processar 45 mil barris por dia de petróleo com possibilidade de expansão em curto prazo para 66 mil barris por dia de capacidade. Passou assim à frente da Refinaria de Manaus quando à capacidade de processamento. Uma conquista importante para o RN e que deveria ser comemorada como consolidação de uma jornada que pode levar à revitalização do setor de petróleo no estado, se devidamente trabalhada”, defendeu o presidente do SEERN.

Para Jean Paul Prates, o rebaixamento de categoria da Clara Camarão pode sinalizar o risco de fechamento da refinaria. “A exclusão dessa unidade dos planos regulares quanto ao parque de refino nacional implicará, cedo ou tarde, no fechamento dessa refinaria, que, acompanhado da redução e minimização da participação na Petrobras nos campos produtores ao longo do tempo, resultará na finalização gradual da presença da estatal brasileira no nosso estado”, disse. O presidente do SEERN fez um apelo para que a decisão da Petrobras seja revertida imediatamente e que seja mantido o status de refinaria.

“Permito-me sugerir ao governador do Estado e a seu secretariado que convoquem a bancada de parlamentares do Estado e encaminhem imediatamente à Presidência e à Diretoria da Petrobras pedido formal de esclarecimentos sobre os reais planos de investimento e estrutura de gestão da empresa no Rio Grande do Norte, em especial quanto à Refinaria Potiguar Clara Camarão”, declarou. O secretário de Estado do Desenvolvimento Econômico, Flávio Azevedo, disse que foi informado da decisão da Petrobras e enviou comunicado ao governador Robinson Faria. “É um absurdo. A Petrobras explora nosso solo há anos e agora faz isso sem nenhum comunicado, sem abrir um canal de negociação. Iremos cobrar explicações”, disse.

Reestruturação
Segundo nota divulgada pela Petrobras com a reestruturação haverá redução aproximada de 11% no número de funções gerenciais e a continuidade do processo de reestruturação iniciado em junho de 2016, quando foram reduzidos aproximadamente 40% dos cargos gerenciais em áreas administrativas.

No processo de reestruturação na área de exploração e produção, a companhia redistribuiu, entre as unidades operacionais, os campos por tipo de reservatório, a fim de equilibrar a produção entre elas e potencializar projetos de desenvolvimento da produção.

Na Diretoria de Refino e Gás Natural, as principais alterações são a melhoria das estruturas das refinarias e fábricas de fertilizantes, preservando a segurança, a disponibilidade operacional e a eficiência. Além disso, haverá a criação de estruturas de segurança, meio ambiente e saúde e eficiência operacional no gás natural, com a melhoria das estruturas de suporte.

Fonte: Ricardo Araújo | Tribuna do Norte

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Leilão do pré-sal arrecada R$ 6,15 bilhões, abaixo do esperado

A arrecadação com os oito blocos ofertados na 2ª e 3ª Rodadas do leilão do pré-sal ficou abaixo do que era esperado. Caso todas as áreas tivessem sido arrematadas, o governo brasileiro conseguiria R$ 7,75 bilhões em bônus de assinatura. Como não houve oferta por dois blocos, o total arrecadado ficou em R$ 6,15 bilhões.

De outro lado, a receita assegurada à União quando os blocos entrarem em operação ficou muito acima do previsto. Em um dos blocos, o consórcio liderado pela Petrobras ofereceu 80% de óleo-lucro (parcela compartilhada com a União após descontos de gastos, produção e investimentos).

Após o final do leilão, o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, reiterou que o certame foi um “sucesso estrondoso”.

– Empresas que não estavam no Brasil voltaram e fizeram apostas aqui. Isso mostra a confiança que eles têm em nós.

Alem disso, Coelho Filho afirmou que o índice de óleo lucro veio muito acima do esperado, o que compensou o fato de que duas áreas não terem sido arrematas.

– De acordo com dados da ANP, a gente já esperava que o da Tartaruga não sairia. Mesmo assim os percentuais vieram muito acima do que a gente imaginava.

A disputa começou com mais de duas horas de atraso por causa de uma liminar de um juiz da 3ª Vara Federal Cível da Justiça Federal do Amazonas que suspendia a realização do evento. A liminar, no entanto, foi derrubada por decisão do presidente do Tribunal Regional Federal da 1ª Região (TRF-1), desembargador Hilton Queiroz, após recurso da Advocacia-Geral da União (AGU) em nome da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

CONFIRA QUEM ARREMATOU

SUDOESTE DE TARTARUGA VERDE

O leilão do pré-sal começou com a 2ª Rodada, de áreas unitizáveis (adjacentes a campos de petróleo que já estão em exploração). O primeiro campo a ser ofertado foi o de Sudoeste de Tartaruga Verde, na Bacia de Campos, que teve bônus fixo de R$100 milhões e óleo lucro mínimo de 12,98%. Não houve ofertas. O bloco foi reapresentado novamente ao fim da 2ª Rodada, mas não apareceram interessados.

SUL DE GATO DO MATO

O segundo campo a ser ofertado foi o de Sul de gato do Mato, na Bacia de Santos, que teve bônus fixo de R$100 milhões e óleo lucro mínimo de 11,53%. Teve apenas uma oferta. Shell ( com 80%) e a francesa Total (com 20%) apresentaram proposta em conjunto. As duas empresas já são as concessionárias do Campo Sul de Gato do Mato. O consórcio levou a área com o óleo lucro mínimo.

ENTORNO DE SAPINHOÁ

Em segundo lugar, quem apresentou oferta foi a Ouro Preto, de Rodolfo Landim. A empresa teria 70% da área. E a Petrobras ficaria com 30%. Nesse caso, o óleo lucro oferecido 21,17%.

NORTE DE CARCARÁ

O quarto campo a ser ofertado foi o de Norte de Carcará, na Bacia de Santos, que teve bônus fixo de R$ 3 bilhões e óleo lucro mínimo de 22,08%. Foram feitas duas ofertas. Quem ganhou a área foi o consórcio entre Statoil (40%), Petrogral (20%) e Exxon (40%). Ofereceram óleo lucro de 67,12%, o que significa ágio de 203,99%. A Statoil já opera o campo de Carcará em parceria com outras empresas.

O segundo envelope foi entregue pela Shell, que fez oferta sozinha. A Shell fez oferta com óleo lucro mínimo de 50,46%.

Ao fim da apresentação dos quatro lotes da 2ª Rodada, o secretário de Petróleo do Ministério de Minas e Energia, Márcio Félix, disse que o resultado surpreendeu:

— Não esperava um ágio tão elevado, de 80%. Isso mostra que a competição vale a pena. As empresas quiseram manter suas operações nos campos onde atuam.

PAU BRASIL

A 3ª Rodada começou com a oferta da área de Pau Brasil, com bônus fixo de R$1,5 bilhão e óleo lucro mínimo de 14,4%. Não houve ofertas.

PEROBA

A segunda área a ser ofertada é a de Peroba, na Bacia de Santos, com bônus fixo de R$ 2 bilhões e óleo lucro mínimo de 13,89%. A Petrobras mostrou interesse na área, que recebeu três ofertas e por isso foi até agora o mais disputado.

A vencedora foi o consórcio montado por Petrobras (40%) CNODC (20%) e BP (40%). O óleo lucro foi de 76,96%.

Outro consórcio foi Statoil (20%) com Exxon (50%). Como a Petrobras havia exercido o direito de preferência sobre a área, ela figura em todas as propostas com uma fatia de 30%. O percentual do óleo lucro ofertado pela Statoil foi de 61,07%.

O terceiro grupo foi formado pela chinesa CNOOC (20%), QPI (20%) e Shell (30%), somadas aos 30% da Petrobras. Nesse caso, o óleo lucro ofertado foi de 65,64%.

ALTO DE CABO FRIO OESTE

A terceira área a ser ofertada é a de Alto de Cabo Frio Oeste, com bônus fixo de R$ 350 milhões e óleo lucro mínimo de 22,87%. A área recebeu uma oferta. Quem levou a área foi o consórcio entre Shell (55%), QPI (25%) e CNOOC (20%). O óleo lucro oferecido foi o mínimo.

ALTO DE CABO FRIO CENTRAL

A quarta área a ser ofertada é a de Alto de Cabo Frio Central, com bônus fixo de R$ 500 milhões e óleo lucro mínimo de 21,38%. A Petrobras solicitou direito de preferência. Foram feitas duas ofertas. Quem levou a área foi o consórcio formado entre Petrobras(50%) e BP (50%). O óleo lucro oferecido foi de 75,86%. Com isso, o ágio foi de 254,8%.

A Shell (30%), QPI (20%) e CNOOC(20%) também fizeram oferta. Com isso, a Petrobras entrou automaticamente com 30%. O óleo lucro foi de 46,41%.

Fonte: O Globo

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Governo derruba liminar e leilão do pré-sal é realizado

O Tribunal Regional Federal da 1ª Região (TRF-1), com sede em Brasília, derrubou uma decisão da Justiça do Amazonas e manteve a 2ª e a 3ª rodadas dos leilões do pré-sal marcadas para esta sexta (27), de acordo com a Advocacia-Geral da União (AGU).

Na noite de quinta (26), o juiz Ricardo Augusto de Sales, da 3ª Vara Federal Cível da Justiça Federal do Amazonas, concedeu liminar (decisão provisória) para suspender os leilões. A AGU recorreu na manhã desta sexta.

A liminar foi concedida no Amazonas, pelo juiz Ricardo Sales, da 3ª Vara Cível da Justiça Federal de Manaus. Ele argumentou que os valores cobrados pelas áreas são baixos e que a lei que pôs fim à exclusividade da Petrobras no pré-sal apresenta “vício constitucional”.

“Aponto que esse aparente vício constitucional macula o processo legislativo da lei de 2016 quepromoveu drásticas alterações na Lei nº 12.351, de 2010, no que concerne ao regime de partilha de produção em áreas do pré-sal e às competências dos órgãos e entidades públicos envolvidos”, afirmou. Para o juiz, o projeto teria que ser de autoria do Executivo, e não do senador José Serra (PSDB-SP).

Nos leilões, a ANP vai oferecer oito áreas do pré-sal por R$ 7,75 bilhões. É o primeiro leilão do pré-sal desde 2013, quando o governo ofereceu a área de Libra.

A ANP qualificou 17 empresas, entre elas algumas das maiores petroleiras mundiais, como Exxon, Shell e Total.

Analistas e governo projetam boa disputa 

A retomada ocorre após mudanças na legislação, que puseram fim à exclusividade da Petrobras e amenizaram os compromissos de compras de bens e serviços no Brasil.

Governo e mercado esperam disputa pelas áreas, ao contrário do que ocorreu no último leilão do tipo, em 2013, quando consórcio liderado pela Petrobras apresentou a única oferta pela área de Libra.

Se vender todas as oito áreas ofertadas, o governo arrecadará R$ 7,75 bilhões –nos leilões do pré-sal, o bônus é fixo e vence a empresa que oferecer a maior parcela do petróleo produzido à União.

A perspectiva de sucesso é vista pelo governo como um reforço da agenda positiva após a votação na Câmara dos Deputados que impediu investigações contra o presidente Michel Temer na última quarta-feira (25).

“Vencemos a última sombra que pairava sobre a economia brasileira”, disse em discurso na feira OTC (Offshore Technology Conference) o ministro de Minas e |Energia, Fernando Coelho Filho, que reassumiu o cargo nesta quinta (26) depois de reforçar a base do governo durante a votação na Câmara.

Ao falar em “sinergia quase perfeita” entre governo e empresas, ele disse esperar que os leilões desta sexta sejam “um sucesso”, mesmo posicionamento do diretor-geral da ANP, Décio Oddone, que aposta em disputas acirradas por algumas áreas.

Para analistas, a grande presença de executivos de alto escalão de petroleiras estrangeiras durante a OTC, esta semana, é um indicativo do interesse do setor pelo pré-sal.

Na plenária em que o ministro falou, havia um presidente, três vice-presidentes e dois executivos-chefes de exploração de seis das 17 empresas qualificadas para participar da disputa.

“Esses leilões são uma janela de oportunidade única, porque não há muitas oportunidades iguais no mundo e ninguém sabe o que vai acontecer depois das eleições no Brasil”, disse Ricardo Bedregal, da consultoria especializada IHS Markit.

Entre os inscritos, estão empresas que já têm fatias em áreas do pré-sal, como a britânica Shell, a francesa Total e a norueguesa Statoil, além de estreantes como a gigante norte-americana Exxon e da Petronas, de Cingapura.

Executivos do setor apostam em participação agressiva da Exxon, que demonstrou grande apetite em leilão do pós-sal realizado em setembro, quando participou de consórcios responsáveis por ofertas de R$ 3,76 bilhões, o equivalente a 98% do valor total arrecadado.

Para a segunda rodada, que será realizada primeira, a expectativa é que a maior disputa se dê sobre a área de Carcará, na Bacia de Santos. Trata-se de um pedaço de jazida já descoberta em área hoje sob concessão da norueguesa Statoil, da brasileira Barra Energia e da portuguesa Galp.

Já na terceira rodada, as atenções estão voltadas para Peroba, também em Santos. Ao lado de Norte de Sapinhoá e Alto de Cabo Frio Central, ela integra a lista de áreas em que a Petrobras decidiu exercer o direito de preferência.

Isso é, a estatal poderá ter uma participação de 30% no consórcio mesmo se perder a disputa.

Para essa rodada, o mercado aposta em repetição dos consórcios formados para o último leilão, juntando Exxon e Petrobras, Shell e a espanhola Repsol e Total com a britânica BP.

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Fontes:

Folha de São Paulo | Nicola Pamplona

Valor Econômico

Portal G1

 

 

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Agência Nacional do Petróleo quer implantar calendário permanente de leilões no país

O diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Décio Oddoni, manifestou nesta terça-feira, 24, otimismo com a realização da 3ª e 4ª Rodadas do pré-sal, que acontece na sexta-feira (27). “Todas as áreas do pré-sal terão interessados, porque é uma área de alta produtividade. Tem poços produzindo 40 mil barris por dia, o que acontece em pouco países. É um volume de produtividade muito grande”, disse.

A avaliação da ANP é de que haverá uma disputa acirrada entre as 16 petrolíferas que estão habilitadas para as duas rodadas com oferta de oito blocos, todos na região do pré-sal.

Oddoni anunciou que o governo pretende adotar um calendário fixo de leilões para os próximos cinco anos. “Nós vamos complementar com as áreas ofertadas para 2020 e 2021, cumprindo assim cinco anos de calendário. A ideia é ter um calendário fixo, uma oferta permanente. E isso será implementado a partir do ano que vem”, disse.

A intenção do governo, disse Oddoni, “é criar um banco de oferta que estará sempre a disposição das companhias, com condições mínimas, preços mínimos, programa exploratório mínimo. Se alguém se manifestar [interessado] vai haver o leilão”.

Oddoni disse que das oito áreas que serão leiloadas na próxima sexta-feira, em regime de partilha, o Estado deverá se apropriar de 75% de toda a renda gerada com a atividade de exploração e produção proveniente do pré-sal. Na avaliação do diretor da ANP, estão incluídos os recursos provenientes do bônus de assinatura, que pode chegar a R$ 7,75 bilhões; royalties, impostos e tributos decorrentes da atividade.

Fonte: Tribuna do Norte

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Parque solar de Apodi terá capacidade de geração de 162 MW no Ceará

Com recursos do Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste (FNE). O Banco do Nordeste aprovou ontem o projeto de financiamento do Complexo de Energia Solar de Apodi que está sendo construído em Quixeré, no Vale do Jaguaribe, a 218 quilômetros de Fortaleza (CE).

O contrato para liberação de R$ 477,4 milhões do foi assinado hoje (24.10.2017), na sede do banco, em Fortaleza. Esse montante representa aproximadamente 65% do custo total da planta. O restante será bancado pelos sócios na proporção da participação de cada um deles.Tem capacidade de geração de 162 MW, suficientes para para atender 160 mil residências. O projeto foi assegurado no processo de leilão licitado pela Aneel em novembro de 2015.

O projeto pertence e empresa Apodi Participações composta pela pernambucana Kroma Energia; pela paraibana Êxito Importadora e Exportadora S/A (do grupo Federal Petróleo); e pela goiana RP Participações, ligada ao grupo Total Energia. Juntas, as três empresas detêm 12,5% do negócio, enquanto as multinacionais as norueguesas Scatec Solar e Statoil respondem por 87,5%.

Rodrigo Mello, diretor da Apodi Participações, destaca a relevância do acordo com a Scatec Solar e com a Statoil. “São duas grandes corporações no mercado global de energia. O complexo, em Quixeré, é o primeiro negócio da Scatec no Brasil. Para nós, tê-los como sócios só mostra a solidez e a relevância do nosso projeto, além da possibilidade cada vez mais concreta de construirmos novas parcerias”, reforça.

Mello recorda que toda a concepção do complexo foi desenvolvida pela Kroma Energia, missão que foi delegada à empresa pelos demais sócios. “Vencemos o leilão licitado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em novembro de 2015”, recorda. “A partir daí, caímos em campo em busca de parceiros para desenvolver o negócio. Já tínhamos uma conversa bastante adiantada com a Êxito. Na sequência, a RP Participações se integrou ao grupo”, detalha.

– Primeiro negócio concreto da parceria firmada entre o consórcio Apodi Participações e as norueguesas Scatec Solar e Statoil, o Complexo de Energia Solar Apodi deverá abrir caminho para uma união de longo termo. Essa é a intenção dos sócios brasileiros, que já vislumbram, por exemplo, a ampliação da capacidade instalada da planta de Quixeré a partir de oportunidades num novo leilão de energia elétrica a ser realizado pelo governo brasileiro ainda este ano.

Concluída a fase de projeto, a estimativa de investimento total para deixar a Apodi operacional até novembro de 2018 – data limite estabelecida no leilão –, foi de R$ 700 milhões. “Naquele momento, entendemos que deveríamos procurar sócios no mercado”, observa. Vários players do setor, dentro e fora do Brasil, foram consultados, mas a conversa com os noruegueses se mostrou mais assertiva. Aconteceu em meados de 2016. No final daquele ano, um pré-acordo foi assinado. “Em maio último, batemos o martelo”, diz.

Em paralelo, Scatec Solar e Statoil também conversavam sobre uma possível parceria no Brasil. As duas empresas formalizaram, no começo de outubro, uma joint venture para atuar no mercado de energia solar no país, especificamente no Complexo de Apodi. A Statoil assinou um acordo para adquirir 40% da participação da Scatec Solar no negócio. A Statoil também terá 50% de participação na empresa de engenharia que irá executar o projeto, permitindo-a participar da elaboração e realização de novos projetos em energia solar no futuro.

A Scatec Solar, que investe em mercados emergentes, até então não operava no País. A empresa é um produtor independente de energia solar com sede em Oslo, na Noruega. Com usinas em operação produzindo 322 MW de energia, desenvolve, constrói, possui, opera e gerencia usinas. Já tem um histórico de instalação de cerca de 600 MW.

Atualmente produz 322 MW oriundos de usinas na República Tcheca, África do Sul, Ruanda, Honduras e Jordânia. Com uma presença global estabelecida, a empresa está crescendo rapidamente com uma carteira de projetos e um pipeline de mais de 1,8 GW em desenvolvimento nas Américas, África Ásia e Oriente Médio.

Já a Statoil tem uma forte presença na exploração de petróleo no litoral brasileiro.  É uma das principais produtoras, sendo operadora do campo de Peregrino e de blocos exploratórios na Bacia de Campos, na Bacia de Santos e na Bacia do Espírito Santo. Com capacidade de produção de 100 mil barris por dia, Peregrino é um dos maiores campos de óleo operado pela Statoil fora da Noruega. O complexo de Apodi é o primeiro projeto de energia solar da multinacional no mundo.

Foi firmado um Contrato de Reserva de Energia (CER) para 20 anos com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), com preço de entrega da energia de R$ 302/MWh, corrigido pelo IPCA.

O investimento terá um impacto direto na economia de Quixeré, cidade com pouco mais de 20 mil habitantes. Durante a fase de obra, o Complexo Apodi vai gerar 1,1 mil empregos diretos. A proposta dos investidores é de que pelo menos 40% dessa força de trabalho seja oriunda da cidade.

A escolha do município aconteceu como consequência da parceria comercial desenvolvida por anos entre a Kroma e a Cimento Apodi, empresa do Grupo M. Dias Branco. O grupo é dono do terreno de 800 hectares onde está sendo instalado o complexo.  Além da preocupação na contratação da mão de obra local, outro cuidado importante foi com a questão ambiental. O projeto obedeceu a todas as regulamentações ambientais.

Fonte: Jornal do Commercio | Fernando Castilho

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Brasil alcança o 7º lugar no ranking mundial de geração eólica

O Brasil subiu mais uma posição e assumiu o sétimo lugar entre os países com maior geração de energia eólica no mundo, ultrapassando o Canadá, que caiu para a oitava posição. Em termos de expansão de potência, o País mantém o quinto lugar, com 2,5 GW em 2016.  Os dados são do “Boletim de Energia Eólica Brasil e Mundo – Base 2016” produzido pelo Ministério e Minas e Energia (MME).

A situação favorável da fonte eólica brasileira também é destaque no fator de capacidade (FC). De 2000 para 2016 o Brasil passou de um FC médio de 20% para 41,6%.  No mundo, esses indicadores foram de 22% e 24,7%, respectivamente. Observa-se que de um FC abaixo do mundial em 2000, o Brasil evoluiu para um indicador 68% superior.

Dentre os estados brasileiros, o Rio Grande do Norte apresentou a maior proporção na geração eólica em 2016, com 34,7%, seguido do Ceará com 18,8%. No fator de capacidade, o Piauí teve o maior indicador (48,4%).

Para  2026, a previsão do Plano Decenal de Energia é que a capacidade instalada eólica brasileira chegue a 25,8 GW (inclusive geração distribuída), respondendo por 12,5% do total. A Região Nordeste (NE) deverá ficar com 90% da capacidade eólica total.

Considerando a geração  total de cada país,, a Dinamarca apresenta a maior participação de geração eólica, de 42,5%, seguida de Portugal (22,1%), e Espanha (18%).

Fonte: CERNE Press co informações do Ministério de Minas e Energia

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Grupo TWA representa o Rio Grande do Norte no All About Energy 2017

A equipe da Trade Winds Alliance (TWA), grupo de empresas de serviços especializados para o atendimento do setor de energias renováveis, foi a única do Rio Grande do Norte a representar o Estado potiguar durante a 10ª Edição da Feira e Congresso All About Energy 2017, realizada de 04 a 06 de outubro no Terminal Marítimo de Passageiros em Fortaleza, Ceará.

O evento é considerado o maior da América Latina destinado a promover e debater o futuro das fontes de energia renováveis e seu consumo de forma sustentável. O grupo esteve presente com um estande montado na feira intersetorial do evento, que nesta edição contou com a participação de cerca de 3.000 visitantes e 400 congressistas circulando na área de exposições.

A Trade Winds Alliance (TWA) é uma aliança estratégica empresarial que integra os talentos, a estrutura e as tecnologias de seis empresas em uma única marca e metodologia de trabalho. Seus serviços são voltados em especial para os setores de energia eólicas e solar, abrangendo diversos segmentos desde a medição, coleta e armazenamento de dados anemométricos até serviços de análise econômica e financeira em projetos de energia.

 

Fonte: TWA

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Ceará se prepara para redes inteligentes de energia

Presente em países europeus e nos Estados Unidos, as redes inteligentes de energia, também chamadas de “smart grids”, deverão se tornar, em breve, uma realidade no Ceará. Diferente do modelo convencional, que conecta usinas geradoras às unidades consumidoras de forma unidirecional, a rede inteligente integra todos os usuários, possibilitando que unidades consumidoras forneçam energia ao sistema público de distribuição conforme a demanda, que é monitorada em tempo real.

Em 2014, a Enel Distribuição Ceará iniciou estudos sobre esses sistemas e, no ano passado, instalou um projeto piloto de smart grid em um condomínio residencial no Eusébio que, até o final deste ano, deverá abrigar a primeira microrrede inteligente em escala real a entrar em operação no Brasil. Na primeira fase, o projeto irá incluir dez unidades residenciais, além de áreas comuns do empreendimento.

“Esse projeto é uma antecipação do que será o futuro das distribuidoras de energia e o futuro dos seus clientes”, diz José Nunes, diretor de relações institucionais da Enel. “No campo da inovação, nunca sabemos o que irá vingar e o que não vai. Mas nesse caso, nós temos certeza de que essa inovação vai ocorrer. Na Europa, em geral, isso já está bem avançado”. Com esse sistema, cria-se uma figura chamada de “prosumidor”, em referência àquele que consome, produz e fornece energia à rede pública.

Em linhas gerais, as redes inteligentes permitem a conexão de pequenos sistemas de geração (fotovoltaicos ou eólicos) à rede pública, como nos sistemas de geração distribuída. A diferença é que os sistemas inteligentes são monitorados em tempo real por consumidores e distribuidores por meio de medidores digitais. Desse modo, as informações sobre o consumo contribuem, por exemplo, para redução de desperdícios ou roubo de energia, fazendo com que a distribuidora regule a oferta de energia conforme a demanda.

Funcionamento

“As redes inteligentes de energia são uma nova arquitetura de distribuição de energia elétrica, mais segura, que integra e possibilita ações a todos os usuários a ela conectados”, resume o consultor em energia João Mamede Filho, diretor presidente da CPE – Estudos e Projetos Elétricos.

“Os medidores de energia inteligentes são os primeiros elementos de uma rede de distribuição que devem ser implantados num sistema smart grid”. O medidor digital permitem, além da aferição remota do consumo, a programação remota de acionamentos e desligamentos de aparelhos eletrodomésticos, aumentando a eficiência do consumo de energia nas residências.

Quando está ligada à distribuidora, a microrrede armazena, em baterias, a energia gerada nos sistemas fotovoltaicos, por exemplo, para que possa ser consumida em caso de interrupção do fornecimento ou mesmo para, eventualmente, diminuir a demanda sobre o sistema que abastece a cidade.

No caso de uma queda de energia pela rede da concessionária, a microrrede funciona no modo autônomo sendo capaz, por exemplo, de manter o fornecimento de energia para cargas prioritárias (geladeiras, equipamentos de segurança, iluminação etc) durante pelo menos uma hora.

Vantagens

Segundo Mamede, entre as principais vantagens das redes inteligentes está identificação instantânea de queda no fornecimento, o conhecimento mais profundo do comportamento do cliente, melhorando o planejamento e ajustes da oferta, e a possibilidade de estabelecer um controle mais apurado de fraudes comerciais ou de perdas operacionais de energia, que podem ser identificadas mediante mudanças no comportamento do consumo.

“As empresas poderão fazer uma melhor avaliação do consumo dos seus clientes e conhecer melhor a qualidade do serviço prestado, podendo antecipar-se nos investimentos em determinadas áreas”, ele diz.

Conforme os sistemas inteligentes forem se popularizando, proporcionando maior eficiência energética, a expectativa é de que diminua a necessidade de construção de grandes empreendimentos para produção de energia mesmo com o aumento da demanda.

“As redes inteligentes permitem a conexão de pequenos sistemas de geração fotovoltaicos e eólicos em consumidores de baixa tensão, sejam eles residenciais e comerciais, além de possibilitar um perfeito funcionamento desses sistemas em sintonia com todo a rede elétrica”, diz Mamede. “Dessa forma, será possível expandir a geração de energia de forma descentralizada, sem a necessidade de construção de grandes centrais de geração”, acrescenta.

Em âmbito internacional, as microrredes já podem ser encontradas em estágio de pesquisa e desenvolvimento experimental. Segundo a Enel, as primeiras aplicações pré-comerciais estão ocorrendo principalmente no Japão, Estados Unidos, Alemanha, Itália e outros países da Europa.

Fonte: Diário do Nordeste | Bruno Cabral