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Estado possui potencial para a implantação de 173 PCHs

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Minas Gerais tem capacidade para geração de 2.175 MW com a construção de PCHs | Crédito: Divulgação
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Minas Gerais é o segundo estado do Brasil com maior potencial de desenvolvimento de novas pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e de centrais geradoras hidrelétricas (CGHs), conforme os dados divulgados pela Associação Brasileira de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGHs) – ABRAPCH. O primeiro lugar do ranking é ocupado por Goiás.

As PCHs e as CGHs são usinas hidrelétricas que têm tanto os tamanhos quanto as potências relativamente reduzidas, de acordo com a classificação realizada em 1997 pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

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Os números mostram que Minas Gerais tem potencial para construir 82 usinas CGHs, que gerariam 245 megawatts (MW), o suficiente para atender ao consumo total de mais de 612 mil residências. O investimento potencial é de quase R$ 2 bilhões.

“Em uma CGH, pode se considerar a geração de 80 empregos por MW instalado, o que resultaria, então, na geração de 19.600 empregos diretos”, destaca o presidente da ABRAPCH, Paulo Arbex.

Já em relação às PCHs, o Estado tem um potencial para implantar 173 usinas, com capacidade de 2.175 MW, o suficiente para atender o consumo total de cerca de 5,4 milhões de residências. Nesse cenário, a perspectiva é de criação de mais de 130 mil postos de trabalho. A previsão potencial de investimentos é de mais de R$ 15 bilhões.

Topografia – Conforme destaca Arbex, são vários os motivos que levam Minas Gerais a ser um destaque no que diz respeito ao setor de hidrelétricas. Tanto é que o Estado não é considerado somente o berço do segmento, mas a “caixa de água” do País. Um dos pontos que favorecem o segmento no Estado tem a ver com a própria topografia.

“Minas Gerais tem um terreno bem acidentado, tem bastante morro. Isso é bom para fazer reservatórios. Além disso, tem muita água, rios importantes que passam pelo Estado”, afirma o presidente da ABRAPCH.

Além disso, governadores que passaram pelo Estado também contribuíram para elevar esse potencial, segundo Arbex, como Juscelino Kubitschek.

“Minas Gerais teve pessoas visionárias, que souberam identificar essa riqueza enorme que é o potencial hidrelétrico de Minas e souberam construir, deixar um legado espetacular para o povo mineiro”, salienta o dirigente.

Entraves – Apesar do potencial das PCHs e das CGHs, Arbex pondera que há alguns entraves para os investimentos. Um deles tem a ver com os fatores ambientais, pois muitas vezes, segundo ele, espera-se até dez anos por um licenciamento. No entanto, lembra, há ações do setor que envolvem a preservação do meio ambiente.

“Nós levantamos aqui na ABRAPCH, no site da Agência Nacional de Águas (Ana), a área ocupada dos reservatórios de cada hidrelétrica do Brasil. As PCHs e CGHs, se somar a área ocupada pelos reservatórios de todas elas, dá 50 quilômetros quadrados. Somamos também as áreas de proteção permanente que elas são obrigadas a criar por lei e é de 1.450 km². Elas são acusadas de desmatar quando, na verdade, elas estão reflorestando, estão plantando 1.450 km² de mata nativa para um reservatório de 50 km²”, argumenta.

Além disso, Arbex afirma que há um tratamento fiscal prejudicial em relação aos concorrentes. Nesse cenário, ele diz que o setor chega a pagar até 49,3% a mais de impostos.

Usina Risoleta Neves corre risco de desativação

São Paulo – A usina Risoleta Neves, instalada no rio Doce, que foi atingida em cheio por rejeitos de mineração após o rompimento de barragem da Samarco em Mariana, na região Central de Minas Gerais, em 2015, não tem prazo para voltar a operar, e investimentos em reparação podem superar o custo de construção do empreendimento, segundo documentos vistos pela Reuters.

A hidrelétrica, com capacidade de 140 MW, é um empreendimento controlado pela Vale, que também é acionista da Samarco, joint venture da empresa com a anglo-australiana BHP. A usinapertence meio a meio à Aliança Energia e à Vale, mas a mineradora tem 55% da Aliança, enquanto a Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig) detém fatia restante dessa sociedade.

Em meio a cobranças da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) pelo avanço de trabalhos para retomada do funcionamento da usina, o consórcio tem defendido que a atribuição pelas medidas de recuperação seria da Samarco e da Fundação Renova, criada por Vale e BHP para coordenar esforços de reparação do desastre.

O grupo pediu ao regulador a assinatura de aditivo ao contrato da hidrelétrica para definir responsabilidades em relação ao conserto, ao alegar que o caso representa situação “de força maior” e que por isso não deveria arcar com custos e obrigações decorrentes da tragédia de Mariana, considerada o maior desastre ambiental do Brasil.

“Do ponto de vista da economicidade, inclusive, o contrato de concessão não comporta todos os investimentos necessários para o retorno pleno da hidrelétrica à sua condição operativa, que devem superar em muito os investimentos incorridos com a implantação da própria usina”, disse o consórcio em carta à Aneel, vista pela Reuters.

A hidrelétrica Risoleta Neves, que entrou em operação em 2004, demandou cerca de US$ 90 milhões, segundo divulgação da Vale na época, o equivalente a cerca de R$ 280 milhões pelo câmbio então vigente.

Procurado, o consórcio Candonga não respondeu de imediato, assim como a Vale, enquanto a Samarco não quis comentar.

A Fundação Renova disse em nota que avaliou em estudos três cenários para dragagem dos rejeitos e que aguarda conclusão de processo de licenciamento ambiental para definir como as atividades serão realizadas e iniciá-las.

Nos documentos enviados à Aneel, o consórcio Candonga disse que “o cenário atual é o de um reservatório completamente inundado por rejeitos de minério”, o que exigirá diversos trabalhos de engenharia civil, de minas e ambiental até que a usina possa operar sem que os equipamentos sejam danificados.

Segundo a Renova, a retirada dos rejeitos “depende, entre outros fatores, de um adequado local para sua destinação”. A empresa pretende depositar o material na chamada Fazenda Floresta, mas as estruturas necessárias para a operação são alvo de análise no processo de licenciamento.

A fundação acrescentou que trabalhos em andamento para limpeza da entradas e saídas das turbinas da usina contaram até com atuação de mergulhadores para retirada manual de detritos.

Pressão da Aneel – Um parecer jurídico da procuradoria da Aneel apontou que a operadora da usina tem “obrigação” de buscar reparação junto à Samarco e/ou Fundação Renova, mas ressaltou que isso não livra a empresa da responsabilidade de colocá-la novamente em funcionamento.

“O fato é que há cinco anos não se observa gestão efetiva do consórcio de modo a restaurar a condição operacional da usina”, disse o procurador-chefe Luiz Eduardo Diniz no documento, ao defender que isso poderia resultar na devolução da concessão do empreendimento ao Poder Concedente, o governo federal.

Outras hidrelétricas também foram imediatamente impactadas pela torrente de rejeitos liberada para o rio Doce após o rompimento da barragem da Samarco em Mariana, que deixou 19 mortos. Mas esses empreendimentos já voltaram a operar, enquanto a usina do consórcio Candonga foi mais afetada, uma vez que seu reservatório conteve 10 milhões de metros cúbicos em rejeitos.

A paralisação da usina Risoleta Neves ainda tem gerado impacto sobre outros projetos de geração hídrica no País, uma vez que o consórcio Candonga foi beneficiado por uma liminar mantida em outubro pelo presidente do Superior Tribunal de Justiça (STJ), ministro Humberto Martins, após recurso da Aneel. (Reuters)

Leilão de transmissão deve ter forte competição

São Paulo – Um leilão de concessões para a construção e futura operação de novos projetos de transmissão de energia no Brasil, marcado para amanhã, deve manter a forte competição vista em licitações do governo nos últimos anos, mesmo em meio aos impactos da pandemia da Covid-19 sobre a economia.

Serão oferecidos a investidores no evento um total de 11 lotes de empreendimentos que exigirão cerca de R$ 7,3 bilhões ao longo dos próximos cinco anos, e a expectativa entre especialistas é de que todos receberão ofertas, com participação significativa de grandes empresas do setor.

A presença de elétricas com tradição em transmissão de energia deve ser favorecida por uma nova regra aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para o certame, que proíbe a venda das concessões antes do início da operação comercial dos projetos, disseram os analistas.

Essas mudanças, no entanto, não evitarão a entrada de grupos menores no certame, como empresas de engenharia e construção e agentes financeiros, que seguem de olho nos ativos a serem licitados, acrescentaram fontes do mercado.

Companhias como a estatal Eletrobras, além de Engie, Neoenergia, EDP Brasil, Equatorial, Taesa, Cteep, CPFL e Alupar são potenciais nomes na concorrência, assim como empresas de construção, que já vinham aparecendo em leilões anteriores, disseram analistas do Credit Suisse em relatório divulgado no último domingo.

O diretor da Aneel responsável pela proposição das regras para o leilão, Efrain Cruz, disse que as limitações à transferência dos empreendimentos para terceiros visam evitar a entrada de “aventureiros” na disputa e assegurar a entrega no prazo das instalações.

Mas a pandemia da Covid-19, que levou o governo a suspender diversos leilões de novos projetos de energia previstos para 2020, mantendo apenas a licitação de obras de transmissão em dezembro, criou uma “demanda reprimida” muito forte de investidores pelos projetos no setor, disse à Reuters o sócio da consultoria Thoreos Energia, Rodrigo de Barros.

“Além disso, não é um leilão muito grande, com muitos lotes. Então, quando você junta as duas coisas, tem uma procura razoável. Não necessariamente mais alta que nos últimos… mas a gente continua vendo o setor aquecido e essa é mais uma oportunidade para os players que querem investir”, afirmou.

A continuidade de um cenário de taxas de juros em mínimas recorde no Brasil e no mundo também ajuda a manter elevado o apetite por negócios em infraestrutura, afirmou à Reuters o líder em energia da Deloitte para o Brasil, Guilherme Lockmann. “Ainda acho que o setor está extremamente atrativo em termos de remuneração”, afirmou. (Reuters)

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