Energia I - Cenário brasileiro, visão, modelo, planejamento estratégico

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Capítulo III

Investimentos: PROINFA, BNDES e LEILÃO

23.7. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA)

23.7.1. O programa

O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), conforme descrito no Decreto nº 5.025, de 2004, foi instituído com o objetivo de aumentar a participação da energia elétrica produzida por empreendimentos concebidos com base em fontes eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCH) no Sistema Elétrico Interligado Nacional (SIN).
De acordo com a Lei n.º 11.943, de 28 de maio de 2009, o prazo para o início de funcionamento desses empreendimentos encerra em 30 de dezembro de 2010.
 

Fonte

Operação Comercial pelo PAC

Em Construção

Não Iniciada Construção

Total contrato

Com EPC

Sem EPC

Total

PCH

Qde

35

70%

15

30%

0

0%

0

0%

0

0%

50

MW

735

14%

257

26%

0

0%

0

0%

0

0%

992

Biomassa

Qde

4

100%

0

0%

0

0%

0

0%

0

0%

4

MW

111

100%

0

0%

0

0%

0

0%

0

0%

111

Eólica

Qde

18

39%

10

22%

16

35

2

4

18

39

46

MW

254

22

405

36%

444

39

34

3

478

42

1137

Total Instalado

Qde

57

57%

23.7.2. Implantação e garantia de contratação

O Programa prevê a implantação de 144 usinas, totalizando 3.299,40 MW de capacidade instalada, sendo 1.191,24 MW provenientes de 63 PCHs, 1.422,92 MW de 54 usinas eólicas, e 685,24 MW de 27 usinas à base de biomassa.

Toda essa energia tem garantia de contratação por 20 anos pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras).

23.7.3. Metas

O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) prevê a instalação de 3.300 MW de capacidade, que serão incorporados ao Sistema Elétrico Integrado Nacional (SIN).

Desse montante, 1.100 MW serão de fontes eólicas, 1.100 MW de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e 1.100 MW de projetos de biomassa.

 A energia produzida pelas unidades geradoras selecionadas será adquirida pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras).

Os contratos dos geradores com a Eletrobras terão duração de 20 anos, contados a partir da entrada em operação. 

23.7.4. Benefícios do PROINFA

Social:

Geração de 150 mil postos de trabalho diretos e indiretos durante a construção e a operação, sem considerar os de efeito-renda.

Tecnológico:
Investimentos de R$ 4 bilhões na indústria nacional de equipamentos e materiais.

Estratégico:
Complementaridade energética sazonal entre os regimes hidrológico/eólico (NE) e hidrológico/biomassa (SE e S).

A cada 100 MW médios produzidos por parques eólicos, economizam-se 40 m3/s de água na cascata do rio São Francisco.

Meio Ambiente:

A emissão evitada de 2,5 milhões de t de CO2/ano criará um ambiente potencial de negócios de Certificação de redução de Emissão de Carbono, nos termos do Protocolo de Kyoto.

Econômico:
Investimento privado da ordem de R$ 8,6 bilhões.

23.7.5. Resultados esperados

23.7.6. Resumo por região

 

Região

Fonte

Operação comercial

CONCLUSÕES AGUARDANDO REGULARIZAÇÃO

Em construção

Não iniciada a construção

Em rescisão contratual

Total contratado

Com EPC

Sem EPC

Total

Norte

PCH

3

41,28

50,1%

45,8%

 

3

55,40%

 

 

 

 

 

BIOMASSA

 

 

 

 

 

 

 

 

 

EÓLICA

 

 

 

 

 

 

 

 

 

TOTAL

3

46,80

60,0%

45,8%

0

0,00

3

56,40

0

0,00

0

0,00

0

0,00

0

0,00

6

102,20

 

Nordeste

PCH

3

41,28

500,8%

500,8%

 

3

55,40%

 

 

 

 

3

41,28

BIOMASSA

5

32,28

83,2%

74,8%

 

 

 

 

 

1

34,00

5

112,24

EÓLICA

15

726,34

52,8%

20,1%

 

13

417,7%

3

156,05

1

5,40

4

161,45

 

34<

23.8. Principais problemas do setor elétrico

23.8.1. Investimentos e precauções do setor segundo a empresa de consultoria KPMG

1. O consumo de energia elétrica no Brasil crescerá a uma taxa média anual entre 4% e 4,5% até 2020, o que exigirá investimentos no setor da ordem de US$ 10 bilhões por ano no período.

2. O Brasil precisará alcançar uma capacidade de geração de energia de 152 GW (gigawatts) em uma década, o que representa um avanço de 63% sobre a capacidade instalada de 2006. Atualmente, o país responde por 2,6% do consumo mundial de eletricidade.

3. As estimativas levam em conta um crescimento anual médio da economia brasileira próximo a 5% nos próximos anos, além de um incremento de 10% na população brasileira até 2020, tendo como base de comparação o ano de 2008.

4. Como a economia tende a crescer mais que a população, espera-se que o consumo per capita de energia elétrica alcance 3.223 KWh (quilowatts hora) até 2020, superando levemente a projeção para o consumo médio per capita mundial, de 3.163 KWh.

5. O Brasil terá que investir e mudar a composição de sua matriz energética para fontes alternativas, maior investimento em fontes de energia nuclear e eólica, que hoje respondem por uma ínfima parte da geração elétrica no país.

6. Atualmente, mais de 85% da energia consumida no país provém de hidrelétricas, mas essa situação deve mudar nos próximos dez anos, de acordo com o estudo.

7. Até 2020, a energia elétrica produzida a partir de usinas térmicas movidas a gás natural responderá por 10,9% do total, na esteira de descobertas da Petrobras na Bacia de Campos, assim como um uso intensivo do gás fornecido pela Bolívia.

8. A KPMG também prevê que a energia nuclear responderá por 4% da eletricidade produzida no país até 2020, enquanto a geração a partir do uso de biomassa e resíduos será responsável por 3,9% do total.

9. O estudo ainda aponta um elevado nível de perdas no setor elétrico brasileiro, que respondem por 16,4% da produção, bem acima da média mundial de 8,5%.

10. O índice se deve à longa distância pela qual a eletricidade é transmitida e distribuída, ao furto de energia e à falta de equipamentos modernos nas linhas de transmissão.

11. Será preciso ter mais eficiência nas linhas e no controle de furtos, com investimentos em equipamentos mais modernos.

De acordo com o levantamento da consultoria, as perdas no sistema elétrico deverão cair para 14,5% até 2020.

23.8.2. Precauções do setor elétrico

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23.8.2.1. Contratos de concessão - prorrogação e impostos

Debate no Senado em outubro de 2011:

Da Redação Agência Senado.

O tema tem gerado preocupação no setor, pois o governo ainda não deu sinais do que pretende fazer.

As usinas hidrelétricas que tiveram as suas concessões renovadas por uma vez e que estão diante de novo vencimento, em 2015, terão que devolvê-las ao poder concedente.

Até lá, estarão vencidos mais de 28 mil megawatts entre as concessões para aproveitamento de potenciais hídricos na produção de energia elétrica, além de vencerem 33% dos contratos de transmissão e 55% dos contratos de distribuição de eletricidade.

Estes últimos representam nove dos 30 contratos de transmissão e 36 dos 65 de distribuição de eletricidade.

No debate, os representantes das concessionárias presentes defenderam a prorrogação dos atuais contratos de concessão.

Eles também protestaram contra a grande quantidade de impostos e encargos incidente sobre a energia elétrica, o que afeta a competitividade e contribui para que o Brasil ocupe o terceiro lugar na lista dos países com a energia elétrica mais cara do mundo.

Também foi apontada a necessidade de elevação do investimento no setor em pelo menos R$ 3 bilhões, levando-se em consideração a taxa de crescimento da economia a 5%.

Atualmente, são investidos R$ 8 bilhões. 

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23.8.2.2. Preocupação da sociedade com relação ao preço de energia e à forma das concessões

A Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp) lançou em agosto de 2011, durante o 12º Encontro Internacional de Energia, na capital paulista, a campanha Energia a Preço Justo, que tem o objetivo de mobilizar a população contra a renovação sem licitação das concessões das empresas de energia elétrica.

De acordo com a Fiesp, a Constituição exige que sejam feitos leilões para a renovação desses contratos, o que beneficiaria os consumidores, pois o preço da energia cairia.

Segundo o presidente da Fiesp, Paulo Skaf, a economia para os consumidores poderia chegar a R$ 918 bilhões em 30 anos, com a realização de leilões para os contratos que vencerão em 2015.

Para Skaf, o Brasil tem o privilégio de ter 80% de sua matriz energética baseada na hidreletricidade.

As hidrelétricas são a forma mais barata do mundo de se gerar energia, mas enquanto nós geramos energia ao menor custo do mundo, o preço para o consumidor brasileiro está entre os três mais caros do mundo.

Skaf disse que a oportunidade de começar a resolver esse problema está em 2015, ano em que vencem as concessões das usinas.

Essas mesmas concessões já foram prorrogadas em 1995 por 20 anos, sendo que já haviam ganho a concessão anterior por 30 anos.

A média de idade dessas concessões é de 56 anos.

Como essas usinas já foram construídas, amortizadas e o caro na hidreletricidade não é a manutenção.

Essas usinas em média estão cobrando R$ 90 o megawatt hora [MW/h].

A manutenção, segundo ele, gira em torno de R$ 6,80 por MW/h.

O presidente da Fiesp, disse que se a lei for cumprida, nos novos leilões as empresas vão entrar na disputa para ganhar com o menor preço possível.

Com a usina pronta, nós estimamos que o preço do MW/h poderia cair dos atuais R$ 90 para R$ 20. Esse valor representa o cálculo matemático das usinas que foram recentemente leiloadas”.

Skaf disse que a Fiesp defende a segurança jurídica e que a lei determina leilões.

Por meio deles é a única forma transparente e correta de conhecer o menor preço, porque é tudo na concorrência.

No leilão a preço, a redução tem que ser transformada em redução de preço a todos os consumidores.

De acordo com Skaf, o Ministério de Minas e Energia e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) já deveriam estar tomando as providências para fazer os leilões. (Agência Brasil)

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23.8.2.3. Questões pendentes

A solução dessas questões depende:

1. antecipação dos leilões da energia existente e da definição de regras relativas ao vencimento das concessões;

2. a contratação de novas usinas nos próximos anos.

2.1. termelétricas a gás natural e à biomassa de cana-de-açúcar, por exemplo, têm sido cada vez mais usadas para aumentar a segurança do sistema elétrico brasileiro, pois sua construção é mais rápida que a de hidrelétricas;

2.2. o problema é que a energia produzida por elas tem custo muito superior ao da gerada em hidrelétricas, devido aos gastos com combustíveis, entre outros fatores.

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23.8.2.4. Consumidores preocupados

Os consumidores livres estão bastante preocupados pois:

1. estão sentindo o efeito da baixa oferta de energia;

2. há alguns anos, eles se aproveitaram das sobras de energia do racionamento de 2001 e conseguiram contratá-las diretamente das geradoras a preços até 30% inferiores aos que pagavam às distribuidoras;

3. parte de seus contratos está vencendo agora e, como há pouca energia disponível no mercado, os preços deixaram de ser atraentes.

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23.8.2.5. Títulos vinculados à energia

Uma saída para a crise na avaliação de especialistas seria:

1. a criação de um mercado futuro de títulos referentes à energia a ser gerada pelas novas usinas;

2. a negociação desses certificados daria mais liquidez ao mercado, permitindo a compra e a venda dos títulos entre os consumidores conforme sua necessidade.

23.8.3. Avaliação geral do segmento

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23.8.3.1. Características do marco regulatório

1. nos leilões de energia feitos até agora, não houve indícios de favorecimento das estatais em relação às empresas privadas;

2. a sistemática de leilões implantada em 2004 já está consolidada;

3. toda a energia necessária até 2011 já está contratada;

4. fontes alternativas, como energia de biomassa de cana-de-açúcar, têm sido contratadas para diminuir os riscos de falta de energia em caso de atraso na construção de novas usinas.

4.1. a medida serve também de proteção nos casos de falta de gás natural para a operação de termelétricas. 

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23.8.3.2. Questões legais

1. até julho de 2008, havia 276 ações na Justiça contra a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) questionando decisões do órgão.

1.1. os especialistas defendem a criação de uma vara específica na Justiça para o setor elétrico a fim de acelerar o julgamento das ações;

1.2. outra possibilidade é que seja adotado um sistema de arbitragem de conflitos relacionados à ANEEL, evitando a morosidade do Judiciário;

2. os investidores continuam sendo obrigados a aceitar cláusulas sem nenhuma relação com as usinas propriamente ditas para conseguir dar continuidade às obras.

2.1. como há uma carência aguda nas comunidades envolvidas, muitas vezes o empreendedor acaba sendo visto por governos e comunidades como a solução de todos os problemas da região onde as obras serão executadas.

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23.8.3.3. Questões tributárias

O Governo Federal tem procurado colaborar nas questões tributárias:

1. as usinas incluídas no Plano de Aceleração do Crescimento (PAC) ficaram isentas de PIS/Cofins durante o período de construção.

1.1. isso representa uma redução de 8% nos custos das obras;

1.2. até abril de 2008, havia 21 obras de hidrelétricas em andamento e uma concluída;

1.3. no caso das termelétricas, cinco unidades já haviam sido construídas.

Preocupações e encargos a mais:

2. tendo a possibilidade de cobrança de uma compensação energética para a construção de usinas termelétricas - os empreendedores teriam de aplicar um percentual do investimento em fontes alternativas, isto preocupa o setor pois a cobrança pode se tornar um encargo a mais.

Apreensão em relação à reforma tributária:

3. embora a proposta seja de simplificação, os especialistas vêem o risco de aumento da carga de impostos.

3.1. uma das possibilidades é que a Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico (CIDE), incidente sobre alguns combustíveis, passe a ser cobrada também do setor elétrico. 

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23.8.3.4. Questões institucionais

Considerações sobre leilões, renovações, amortização; riscos e interrupções:

1. em 2015, vencem as concessões de mais de 20% das usinas instaladas no país;

2. ainda não está definido se serão feitos leilões com a energia dessas usinas ou se as concessões serão renovadas;

3. como os investimentos feitos nessas usinas já estão amortizados, a sistemática de recontratação precisa encontrar formas de assegurar que os ganhos de produtividade sejam repassados aos consumidores na forma de tarifas mais baixas;

4. uma possibilidade é a cobrança de taxas dos empreendedores para a renovação das concessões:

4.1. tais recursos poderiam ser destinados ao financiamento da expansão do setor elétrico;

5. hoje, o país tem enfrentado pequenos riscos de falta de eletricidade, que têm sido cobertos com termelétricas a combustíveis fósseis e à biomassa de cana-de-açúcar:

5.1. não há risco imediato de racionamento, mas a energia tende a ficar cada vez mais cara;

6. clientes livres que fecharam contratos de curto prazo nos últimos anos encontram dificuldades para comprar energia a preços competitivos:

6.1. esse público responde por mais de 25% do consumo;

7. a interrupção no fornecimento de gás natural da Bolívia prejudicou o funcionamento de termelétricas brasileiras:

7.1. mas o aumento da produção nacional - principalmente a partir do início da próxima década - e a importação de gás natural liquefeito (GNL) devem reduzir os riscos de desabastecimento. 

23.9. Investimentos do BNDES

23.9.1. Plano de investimentos da Eletrobras

1. a Eletrobras tem como objetivo um plano de investimento recorde de R$ 30,2 bilhões até 2012, anabolizada por projeto de fortalecimento de sua musculatura financeira realizado no último trimestre pelo governo.

1.1. uma série de medidas feitas pela União turbinou a estatal para que ela cumpra neste ano todos os compromissos com as obras do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC);

2. para a criação dessa Nova Eletrobras, o Conselho Monetário Nacional (CMN) entendeu e autorizou:

2.1. a empresa a elevar sua capacidade de endividamento em mais R$ 8,5 bilhões a partir de 2010, passando do limite anterior de R$ 3,5 bilhões para R$ 12,04 bilhões;

2.2. o governo editou medida provisória (nº 466, depois transformada em lei) estabelecendo compensações para as empresas de energia do Norte controladas pelas Eletrobras;

3. segundo cálculos da área financeira da estatal, isso provocará uma redução de R$ 840 milhões anuais em custos de compra de combustíveis para abastecer os sistemas isolados (distribuidoras de eletricidade de Acre, Amazonas, Alagoas, Piauí, Rondônia e Roraima, que estão sob controle da estatal);

4. a União também publicou decreto permitindo que a estatal possa dar garantias financeiras em empréstimos para projetos em que ela atua em consórcio, o que antes era proibido pela legislação;

5. e, por fim, houve a decisão do Conselho de Administração da companhia de realizar um aumento de capital de R$ 11,77 bilhões nas subsidiárias da Eletrobras;

6. essa operação provocará economia de R$ 2 bilhões por ano em juros que as subsidiárias pagavam para a Eletrobras. A estatal deixará de ganhar esse dinheiro, mas as companhias ficarão mais saudáveis, e a Eletrobras contará com o recebimento de dividendos de R$ 30 bilhões nos próximos dez anos, segundo estimativas feitas pela área financeira da empresa.

23.9.2. Oferta

Para garantir a oferta de energia nos próximos anos, o governo aposta nas usinas do rio Madeira, em construção, mais a hidrelétrica de Belo Monte e a usina de Angra 3, cujas obras não começaram.

1. esses são os principais projetos de energia do PAC e, juntos, somam investimentos de R$ 43,5 bilhões, sendo R$ 20 bilhões para as usinas do Madeira (em que a Eletrobras detém 40%); R$ 16 bilhões para Belo Monte (cuja licitação está prevista para 2010 e onde a estatal deverá participar com até 49% do consórcio) e R$ 7,5 bilhões para Angra 3 (nesse caso, a lei exige controle exclusivo da estatal);

2. as linhas de transmissão necessárias para interligar as usinas do Norte do país aos centros consumidores estão orçadas em mais R$ 20 bilhões.

23.9.3. Investimentos e interesse do setor privado

A perspectiva dos investimentos nos próximos anos deverá corresponder a que:

1. até 2012, sejam instalados uma média de 3.500 a 4.500 MW por ano;

2. de 2012 a 2017, a média deve ficar entre 4.000 e 5.200 MW;

3. há grande interesse do setor privado por esses investimentos.

23.9.4. BNDES

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23.9.4.1. Segmentos de apoio do BNDES

O setor de energia elétrica compreende três segmentos: geração, transmissão e a distribuição de eletricidade.

O BNDES tem desempenhado importante papel no apoio à expansão e à modernização do setor elétrico, o que tem possibilitado a execução de projetos que exigem longo prazo de maturação e elevados volumes de investimentos.

Assim, o Banco procura garantir o suprimento de energia elétrica com qualidade, segurança e tarifas justas, atendendo às necessidades da economia e da sociedade como um todo.

As linhas de financiamentos, associadas ao BNDES Finem, apresentam regras específicas de acordo com o beneficiário, segmento e/ou empreendimento/item apoiado.

Poderão ser combinadas diferentes linhas de financiamento a uma mesma operação.

Linhas de financiamento direcionadas ao setor de energia elétrica:

Geração:

Apoio a projetos de implantação, expansão e modernização de hidrelétricas, termelétricas (incluindo nuclear) e cogeração a gás ou a óleo;

Transmissão:

Apoio a projetos de implantação, expansão e modernização de linhas de transmissão e subestações;

Distribuição:

Apoio a projetos de modernização tecnológica de linhas de distribuição e subestações;

Projetos de eficiência energética:

Apoio a projetos de eficiência energética que contribuam para a economia de energia, aumentem a eficiência global do sistema energético ou promovam a substituição de combustíveis de origem fóssil por fontes renováveis;

Aquisição de bens de capital:

Apoio à aquisição de bens de capital associada a planos de investimentos apresentados ao BNDES;

Leasing de bens de capital:

Apoio à aquisição de máquinas e equipamentos destinados a operações de arrendamento mercantil, associada a planos de investimentos apresentados ao BNDES;

Importação de bens de capital:

Apoio à importação de máquinas e equipamentos sem similar nacional, associada a planos de investimentos apresentados ao BNDES;

Micro, pequenas e médias empresas:

Apoio a planos de investimentos apresentados ao BNDES por micro, pequenas e médias empresas;

Capital de giro associado:

Apoio à parcela de capital de giro associado a projetos de investimentos apresentados pelo BNDES.

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23.9.4.2. Condições de apoio financeiro à hidrelétrica de Belo Monte

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23.9.4.3. Energia Elétrica - Geração - hidrelétricas, termelétricas, cogeração a gás ou a óleo

23.10. Leilão de energia

23.10.1. Leilão de energia favorece a expansão de Jirau e eólicas

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23.10.1.1. Introdução

Em agosto de 2011, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) contratou, em leilão realizado em São Paulo, 2.744,6 MW (megawatts) em potência instalada.

Essa capacidade, oriunda de vários projetos pelo país, terá de estar sendo gerada a partir de 2014.

Essa potência instalada deverá gerar 1.686,1 MW médios de energia firme - ou seja, que será consumida - para o Sistema Elétrico Brasileiro.

O valor médio dessa energia ficou em R$ 102,07 por MWh, com deságio médio de 26,6% sobre o valor inicial.

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23.10.1.2. Usina hidrelétrica do Jirau no rio Madeira

A International Power-GDF Suez Energy Brasil negociou no leilão de agosto de 2011 a potência de 209,3 MW médios com várias distribuidoras do país.

Essa venda deverá gerar uma receita adicional para a empresa de R$ 5,6 bilhões ao longo dos próximos 30 anos.

O cálculo não considera os reajustes anuais pelo IPCA, apenas o valor da energia ao valor presente.

A empresa conseguiu uma receita de R$ 102 por MWh, valor R$ 17,70 maior que o preço obtido pelo bloco de energia vendida no leilão de 2008, quando foram negociados 70% da capacidade de geração de Jirau.

O valor mais alto deve facilitar a negociação de financiamento da expansão da usina no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).

O projeto original era de 44 turbinas.

Com esses novos contratos, Jirau vai elevar o número de turbinas instaladas na barragem em mais seis unidades, elevando para um total de 50 máquinas.

Esta expansão resultará no aumento da capacidade instalada total de 3.300 MW para 3.750 MW.

O total de energia assegurada subirá para 2.184 MW, dos quais 73% já foram vendidos para distribuidoras, em contratos de longo prazo.

O restante da energia será vendida no mercado livre, principalmente para clientes industriais.

Segundo Maurício Bähr, Presidente da IPR-GDF SUEZ Energy Brasil, Jirau ainda dispõe de uma sobra de 90 MW médios em energia, ainda derivada dessa expansão. 

Esse pequeno bloco de energia poderá ser negociado no mercado livre (com os grandes consumidores) ou até em leilões como o de agosto, em que as distribuidoras - que atendem ao consumidor comum - fecham seus contratos de suprimento.

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23.10.1.3. Usina hidrelétrica de Santo Antônio

Além de Jirau, a Santo Antônio Energia, empresa que constrói a Usina Hidrelétrica de Santo Antônio, também no rio Madeira (RO), negocia com a ANEEL a expansão de 44 para 48 (ou talvez 50) o número de máquinas na barragem.

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23.10.1.4. Poder do vento

Além do leilão de hidrelétricas, a Aneel chamou também um leilão para contratos de disponibilidade, em que o dono da usina recebe uma receita para deixar a usina à disposição do país para atendimento da demanda.

Nesse caso, entraram os projetos de termelétricas com biomassa, gás natural e os parques eólicos.

Como no leilão de reserva anterior, os projetos eólicos foram o sucesso do leilão.

Dos 50 contratos de disponibilidade fechados apenas seis não foram de fontes eólicas.

Quarenta e quatro projetos foram contratados em várias regiões do país, principalmente na Bahia e no Rio Grande do Sul.

O resultado deve garantir o atual impulso da indústria fabricante de equipamentos para parques eólicos, como indústrias de aerogeradores, torres e pás.

Em média, os projetos foram negociados ao preço inferior a R$ 100 o MWh, mais barato que a usina de Jirau.

Há três anos, esse patamar de preço era algo impensável no Brasil.

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23.10.1.5. Financiamentos

O banco já liberou R$ 6,6 bilhões em financiamento para a construção da usina de Santo Antônio, e outros R$ 7,2 bilhões estão previstos para Jirau e para Angra 3, o banco deverá emprestar R$ 4,5 bilhões.

Sudeste

PCH

12

253,60

80,8%

88,8%

2

22,2%

 

 

1

18,00

15

285,24

BIOMASSA

5

295,50

81,85%

83,8%

1

34,50

 

 

1

34,40

11

332,60

EÓLICA

 

 

1

24,85

1

135,00

1

135,00

 

3

953,86

TOTAL

21

518,52

75%

65,5%

4

86,26

1

135,00

0

135,00

2

40,50

28

780,27

 

 

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