Gargalos na infraestrutura elétrica, principalmente na transmissão, levaram a CPFL Energia a negar pedidos de conexão de data centers que somam cerca de 8 gigawatts (GW), afirmou o CEO da companhia, Gustavo Estrella, durante a 17ª edição do Brazil Windpower, em São Paulo. Segundo o executivo, o volume equivale a oito vezes a demanda dos centros de dados atualmente em operação no Brasil.

Estrella reconheceu, porém, que uma parte das solicitações tem caráter especulativo, mas ajuda a dimensionar a procura por conexão à rede e a preocupação do setor diante da perda de oportunidades.

“Eu neguei cerca de 8 GW de capacidade de conexão de data centers por dificuldade de conexão”, afirmou o executivo.

Segundo Estrella, o Brasil levou aproximadamente 16 anos para desenvolver uma demanda de cerca de 1 GW nesse mercado. A escala dos novos pedidos pressiona uma infraestrutura cuja expansão exige prazos superiores aos que os investidores em centros de dados estão dispostos a esperar.

Ele apontou dois obstáculos ao desenvolvimento dessa indústria: a carga tributária e a conexão ao sistema elétrico. Embora existam limitações nas redes de distribuição, afirmou que o principal gargalo está na transmissão, responsável por transportar grandes blocos de energia até os centros de consumo.

A localização dos empreendimentos acrescenta uma dificuldade. Segundo ele, os data centers precisam estar onde sua instalação faça sentido econômico, o que exige compatibilizar a disponibilidade da rede com as necessidades dos projetos. A existência de oferta de energia no país, assim, precisa ser acompanhada de capacidade para entregá-la nos locais escolhidos pelos investidores.

De acordo com Estrella, as áreas de concessão da CPFL concentram cerca de 70% do consumo de eletricidade dos data centers brasileiros.

Para ilustrar a dimensão das novas cargas, o executivo citou uma demanda de aproximadamente 350 megawatts (MW) para Campinas. Dois empreendimentos de 200 MW cada — porte que, segundo ele, já não é raro nesse mercado — somariam 400 MW, superando a referência apresentada para a cidade.

O problema também envolve o calendário das obras. Estrella citou um prazo médio de sete anos para desenvolver a infraestrutura necessária e avaliou que a indústria de data centers não esperará todo esse tempo para colocar seus projetos em operação.

A perspectiva é que a demanda aumente ainda mais. Segundo Estrella, o consumo de data centers será de 40% em 2026. Para 2027 será de 100%, mas em uma velocidade menor do que poderia acontecer.

Além de cobrar maior velocidade, o executivo defendeu que os interessados em instalar os centros de dados participem do financiamento da infraestrutura construída para atendê-los. Na avaliação dele, essa demanda precisa assumir parte do esforço financeiro para viabilizar sua conexão.

A presença de solicitações especulativas, reconhecida pelo próprio executivo, torna relevante distinguir intenções de investimento de projetos com perspectiva concreta de implantação antes de dimensionar as obras. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) ressalta que a concretização dos empreendimentos depende de fatores como infraestrutura elétrica e de telecomunicações, viabilidade econômica e atendimento às exigências de garantias para conexão.

O planejamento do acesso à transmissão passa por mudanças. As chamadas Temporadas de Acesso defionidas no Pnast ((Política Nacional de Acesso ao Sistema de Transmissão)  organizam a apresentação e a análise dos pedidos à Rede Básica, com processos competitivos quando há disputa pela capacidade disponível.

O MME (Ministério de Minas e Energia) anunciou nesta terça (27) o cronograma de leilões de energia com a previsão de sete leilões de transmissão de energia até 2029.

O documento estabelece as diretrizes e os prazos para a realização dos leilões, que têm como objeto a concessão das novas instalações de transmissão necessárias à expansão do sistema elétrico nacional.

As sessões públicas devem ocorrer em abril e outubro de cada ano e um certame adicional em dezembro de 2027.

Veja abaixo o cronograma:

Entre as regras definidas, destaca-se a exigência de celebração do Cust (Contrato de Uso do Sistema de Transmissão), junto ao ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), pelos agentes que demandam as novas instalações, dentro dos prazos estipulados no Anexo da Portaria, como condição para que essas instalações sejam incluídas nos leilões.

A exigência aplica-se às instalações de rede básica para o atendimento a distribuidoras (concessionárias, permissionárias ou autorizadas), subestações que incluam transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV, além das conexões e equipamentos do terciário. Nesses casos, o Cust deve ser celebrado entre a distribuidora e o ONS.

Além de instalações de rede básica para atendimento a consumidores livres: instalações cuja data de necessidade, definida no Potee (Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica), esteja condicionada à confirmação da carga. Nessas hipóteses, o contrato será firmado entre o consumidor livre e o ONS.

A exigência para instalações condicionadas à confirmação de carga é novidade em relação às edições anteriores do cronograma dos leilões.

O objetivo é evitar que essas instalações sejam licitadas e construídas antes da confirmação da carga que as justifica, o que transferiria aos demais consumidores, por meio de tarifa, o custo de ativos que poderiam ficar ociosos.

A Axia Energia anunciou nesta terça-feira (27) a estruturação de um financiamento de até R$ 680 milhões para o desenvolvimento e implantação do Lote 7 de transmissão, no Rio Grande do Norte.

A estruturação está sendo feita a partir de uma carta-mandato com o IDB Invest, instituição do Grupo Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) voltada ao setor privado.

A assinatura da carta dá início às avaliações e negociações para a possível operação.

Entretanto, uma eventual participação do IDB ainda depende da conclusão das análises, da negociação dos documentos e das aprovações internas aplicáveis. 

O lote foi conquistado pela empresa no Leilão de Transmissão realizado pela Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) em outubro do ano passado. 

Segundo a Axia, o empreendimento tem prazo de construção de 42 meses e estimativa de gerar 2.299 empregos durante a implantação.

Para Eduardo Haiama, vice-presidente Financeiro e de Relações com Investidores da companhia, o potencial financiamento faz parte da nossa estratégia de crescer com disciplina na alocação de capital.

“Ter o BID ao nosso lado reforça a relevância do projeto, pela experiência e pelo rigor da instituição na avaliação de investimentos”, disse.

Ainda segundo Haiama, o projeto combina geração de valor com uma contribuição concreta para a segurança do sistema elétrico.

O lote é formado pelos sublotes 7A e 7B, tem a RAP (Receita Anual Permitida) contratada de R$ 71,9 milhões por ano e prevê a instalação de três compensadores síncronos de 500 kV, sendo dois na Subestação Açu III e um na Subestação João Câmara III.

Ambos os equipamentos contribuem para o controle de tensão e a estabilidade da rede, especialmente importantes para o Nordeste, que é marcada pela forte presença de geração renovável.

A Subestação João Câmara III integra um corredor relevante de transmissão e funciona como hub para a conexão de fontes renováveis.

El Fondo Global de Pensiones del Gobierno Noruego fue creado en los años noventa para invertir a largo plazo las ganancias del petróleo y el gas del mar del Norte, hoy es uno de los más grandes del mundo y supone más de una quinta parte del presupuesto de este país. Una campaña ciudadana propone ahora la instauración en España de un fondo similar, pero a partir de la energía del sol y el viento, entre otros ingresos, para responder a necesidades de las generaciones actuales y del futuro.

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Addis Abeba, 27 oct (Prensa Latina) Etiopía abogó por una mayor cooperación regional y por el aprovechamiento equitativo de los recursos hídricos transfronterizos, destacando la hidrodiplomacia como una vía hacia la integración, en la Tercera Semana del Agua y la Energía que continúa hoy.

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Um acórdão do Tribunal Constitucional num caso que opõe a Finerge, a gestora do Parque Eólico de Portal da Freita (Amarante) à autarquia considerou que o método de avaliação do valor patrimonial das eólicas ou das barragens viola o texto fundamental. A decisão sumária, que ainda não foi submetida a votação no plenário do TC, poderá ter impacto nos 135 concelhos onde há produção renovável e colocar em causa as 266 ações judiciais a decorrerem, nas quais as câmaras reclamam às empresas que exploram barragens ou torres eólicas o pagamento do Imposto Municipal sobre Imóveis (IMI), avança o Público. Só no Norte está em causa o pagamento de 33,8 milhões de euros de impostos entre 2008 e 2025.

Caso seja aprovado o acórdão relatado pelo conselheiro Afonso Patrão, com data de 24 de Setembro, pode vir a constituir jurisprudência e arrasar a estratégia das câmaras nas disputas judiciais, na qual exigem o pagamento de IMI às barragens e parques nos seus municípios. Para as autarquias, a cobrança de IMI é um “princípio básico de justiça territorial”, diz Ana Rita Dias, presidente da Câmara de Vila Pouca de Aguiar e da Secção de Municípios com Energias Renováveis da Associação Nacional de Municípios Portugueses. Uma interpretação que tem sido contestada pelas empresas da energia, onde se incluem a Iberdrola, a EDP, a Movhera ou a Finerge, que reúne o fundo Igneo Infrastructure Partners e o BNP Paribas Asset Management Alts.

O jornal avança ainda que as câmaras reuniram-se a 19 de Outubro e acordaram uma campanha de sensibilização sobre o que está em causa. Vão solicitar reuniões com os grupos parlamentares, com o Governo e com a Presidência da República. Ao mesmo tempo, preparam uma estratégia de combate ao acórdão, que consideram estar ferido de vários vícios.

A Agência Internacional de Energia (AIE), que coordenou a libertação de 400 milhões de barris de produtos petrolíferos em março, lançou o repto para o reforço desta ação, com particular foco no diesel, depois de ter sido dado um mote semelhante numa reunião das sete maiores economias mundiais (G7).

Os especialistas em mercados e energia consultados pelo ECO/Capital Verde apontam que a iniciativa de março teve efeitos positivos, mas algo limitados, pelo que concordam com nova libertação com foco no diesel. No entanto, ressalvam que é importante ter um plano para a reposição de reservas, ao mesmo tempo que alertam que esta ação representa riscos para a segurança energética.

A 2 de outubro de 2026, o G7 e os seus parceiros concordaram em libertar até 100 milhões de barris de gasóleo e crude dos stocks de emergência nos quatro meses seguintes, com um foco inicial explícito no gasóleo. Cerca de dez dias depois, o líder da AIE, Fatih Birol, apelou a que os membros da associação acelerassem a libertação das reservas com que se comprometeram em março — faltam ainda 100 milhões de barris — e lançou um novo desafio: que os países avaliassem um eventual reforço da libertação de barris de diesel.

O gasóleo tem sido particularmente castigado, com os respetivos preços a atingirem máximos históricos, tanto na Europa como nos EUA, depois de perdas no fornecimento motivadas quase em partes iguais pelo conflito no Médio Oriente e pela guerra entre Rússia e Ucrânia. O fornecimento recuou cerca de 0,7 milhões de barris por dia (mb/dia) no Golfo e cerca de 0,6 mb/d da Rússia.

Neste cenário, a libertação focada no gasóleo “é uma reação apropriada”, entende o gestor de Carteiras Sénior para Fundos de Multiativos e Matérias-Primas da Allianz Global Investors (AllianzGI), Frederick Fisher.

A intervenção deverá ser seletiva, coordenada internacionalmente e ajustada às necessidades efetivas do mercado.

O CEO da ActivTrades Europe, Ricardo Evangelista, considera que pode justificar-se uma nova libertação, “sobretudo se persistirem as dificuldades de abastecimento de gasóleo”, já que se trata de um combustível essencial para transportes, logística, agricultura e indústria, pelo que uma escassez prolongada teria consequências significativas para a economia e inflação. No entanto, “a intervenção deverá ser seletiva, coordenada internacionalmente e ajustada às necessidades efetivas do mercado”.

O analista da Xtb Henrique Tomé afere que “pode fazer sentido como medida temporária”, mas estas medidas tendem a ter impacto “limitado” no médio e longo prazo. “Uma nova libertação de reservas poderá ajudar a atenuar estas pressões, mas não resolverá os constrangimentos estruturais da oferta enquanto persistir a incerteza geopolítica”, remata. Ainda assim, o economista sénior do Banco Carregosa, Paulo Rosa, afirma que avançar com o reforço “é sempre melhor do que não o fazer”.

Uma nova libertação de reservas poderá ajudar a atenuar estas pressões, mas não resolverá os constrangimentos estruturais da oferta enquanto persistir a incerteza geopolítica.

A líder de investigação em mercados globais de energia da Aurora Research, Anise Ganbold, entende que, caso exista nova libertação, esta deve servir para “comprar tempo” para o mercado se ajustar, em vez de substituir uma cadeia de fornecimento não funcional.

Nova libertação põe segurança energética em risco

Uma nova libertação representa riscos para a segurança energética? A resposta para a líder de Investigação, Mercados Energéticos Globais e Hidrogénio da Aurora Research é “sim”. “É o trade-off de qualquer libertação adicional”, defende Anise Ganbold, sublinhando que “cada barril libertado a partir de agora reduz a almofada de emergência para uma futura disrupção” e “stocks mais baixos significam menos capacidade para responder a outra crise”.

Cada barril libertado a partir de agora reduz a almofada de emergência para uma futura disrupção.

Fisher alerta: neste momento, as reservas existentes são menores do que em qualquer outro momento das últimas quatro décadas, pelo que espera que as eleições intercalares nos Estados Unidos, a 3 de novembro, não pressionem — e acabem assim por determinar — uma maior libertação.

Na ótica de Henrique Tomé, embora uma libertação adicional não deva comprometer “por si só” e “no imediato” a segurança energética, “o risco não deve ser desvalorizado”, sobretudo se as perturbações nos derivados se prolongarem. O principal risco está na utilização prolongada destas reservas sem uma recuperação sustentada da oferta, indica.

Uma libertação adicional pode aliviar temporariamente o mercado dos combustíveis fósseis, mas também aumenta a vulnerabilidade energética dos países.

Na mesma linha, Paulo Rosa afirma que “uma libertação adicional pode aliviar temporariamente o mercado dos combustíveis fósseis, mas também aumenta a vulnerabilidade energética dos países caso o conflito se prolongue ou surjam novas perturbações”. Neste sentido, Ricardo Evangelista apela a que seja encontrado um equilíbrio entre responder às necessidades imediatas do mercado e preservar capacidade de intervenção para o futuro, defendendo uma estratégia de reposição das reservas.

Além disso, acrescenta o economista sénior, a reposição das reservas poderá ser mais demorada e com maiores custos se os preços continuarem elevados.

Olhando à libertação que foi sendo feita desde março, para Anise Ganbold, esta “reforçou a segurança energética”, na medida em que demonstrou a capacidade dos membros da AIE se coordenarem numa resposta de larga escala. “Demonstrou que o sistema de emergência funciona mesmo no cenário mais extremo”, aplaude Fisher.

Para Paulo Rosa, a palavra-chave é “temporariamente”. Sim, considera que a libertação das reservas estratégicas permitiu reforçar a segurança energética, mas apenas num período de tempo limitado – a eficácia, num conflito prolongado, diminui.

Acordo ajudou a aliviar preços, mas tem efeito limitado

O acordo para libertar 400 milhões de barris de produtos petrolíferos alcançou objetivos importantes, na visão da maioria dos especialistas consultados pelo ECO/Capital Verde. “A intervenção atingiu o seu principal objetivo”, considera Frederick Fisher, da AllianzGI. Foi para colmatar situações como uma disrupção no Estreito de Ormuz que as reservas estratégicas da AIE foram concebidas, entende.

“Uma medida necessária” e “de um modo geral, positiva”, é como Ricardo Evangelista vê, por seu turno, a libertação de reservas que foi feita desde março, embora reconheça que esta não resolve os problemas estruturais de oferta provocados pelo conflito no Médio Oriente.

A libertação gradual de 400 milhões de barris “evitou um choque de preços descontrolado durante um período de máxima incerteza”, indica o gestor de carteiras da Allianz GI, apontando que o crude Brent estava a cotar nos 119 dólares no início da semana do acordo e, após o anúncio, passou a ser negociado acima dos 90 dólares. Isto também porque a libertação permitiu evitar o custo acrescido dos fretes marítimos.

Os preços teriam “muito provavelmente” chegado a níveis mais elevados caso não existisse esta libertação, atesta Ganbold. Evangelista concorda que esta ação terá contribuído para moderar a subida dos preços do petróleo. Contudo, no caso dos derivados, em particular o gasóleo, “o efeito foi menos uniforme”.

[A libertação gradual de barris] evitou um choque de preços descontrolado durante um período de máxima incerteza.

O economista sénior do Banco Carregosa concede que a medida “atenuou um pouco a subida dos preços”, mas recorda que a duração do conflito e as dificuldades no abastecimento através do Estreito de Ormuz continuam a sustentar os preços dos combustíveis fósseis. Paulo Rosa coloca a situação em perspetiva: se a oferta diminuir dez milhões de barris por dia, estas reservas seriam suficientes para compensar essa quebra durante 40 dias.

“A medida pode ser eficaz num conflito de curta duração, mas terá certamente um impacto bastante limitado num conflito prolongado, como está a acontecer”, observa. Os preços ainda elevados do petróleo e refinados, na ótica deste especialista, evidencia que a medida não tem sido suficiente para normalizar o mercado.

Henrique Tomé, analista da Xtb, considera que a medida tem um impacto “limitado” quando aplicada isoladamente, já que os custos de transporte continuam elevados e as margens de refinação permanecem em níveis recorde, dois fatores que pressionam os preços dos combustíveis, assim como o prémio pelo risco geopolítico.

A Galp defendeu esta segunda-feira que a proposta de taxar os lucros extraordinários das petrolíferas é já uma realidade capturada pela estrutura fiscal em vigor e alertou para os ciclos de investimento do setor.

O Governo enviou recentemente para o parlamento uma proposta que prevê uma taxa de 33% sobre os lucros extraordinários das petrolíferas em 2026.

“Essa é uma realidade que já está a ser capturada com a estrutura fiscal. Já temos uma taxa de impostos que entre a taxa normal de IRC [Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Coletivas] e o adicional a que estamos sujeitos, neste trimestre, está nos 43% (taxa média)”, afirmou a co-presidente executiva da Galp, Maria João Carioca, em declarações à Lusa.

Maria João Carioca avisou que qualquer medida desta natureza deve ter em conta que o setor tem investimentos elevados e ciclos relativamente longos.

Segundo os dados citados pela co-presidente executiva da Galp, entre 2005 e 2025, foram investidos na refinaria de Sines cerca de 7.000 milhões de euros.

No entanto, em 11 destes 20 anos o ‘cash flow’ [fluxo de tesouraria] foi negativo, ou seja, o investimento foi superior ao retorno, destacou.

Em 15 de setembro, o Governo propôs uma taxa de 33% sobre a parcela dos lucros das petrolíferas em 2026 que exceda em mais de 20% a média de 2024 e 2025, destinando a receita a apoios a famílias, bombeiros, setor social e transportes.

A medida consta da proposta de lei que cria a Contribuição de Solidariedade Temporária sobre o Setor Petrolífero (CSTSP), entregue pelo executivo na Assembleia da República e que terá de ser apreciada pelos deputados.

A receita arrecadada será afeta ao Fundo Ambiental e ao Instituto de Financiamento da Agricultura e Pescas (IFAP) e deverá ser utilizada exclusivamente no financiamento de medidas adotadas depois de 28 de fevereiro de 2026.

Entre os destinatários estão os consumidores finais de combustíveis fósseis, em especial as famílias, as associações humanitárias de bombeiros e as entidades do setor social, bem como empresas de transporte de mercadorias e de passageiros com obrigações de serviço público.

A contribuição aplica-se às empresas residentes ou com “estabelecimento estável” em Portugal que desenvolvam atividades nos setores do petróleo bruto e da refinação, considerando-se abrangidas as entidades que obtenham pelo menos 37,5% do volume de negócios nestas atividades.

Preços dos combustíveis devem ficar elevados até ao final do ano

A Galp perspetivou hoje que os preços dos combustíveis devem manter-se elevados até ao final do ano, tendo em conta fatores como a disponibilidade de refinação na Europa.

“Os preços dos combustíveis são determinados não apenas pela valorização do Brent, mas por uma combinação de fatores que deve manter os preços elevados até ao final do ano”, afirmou o co-presidente executivo da Galp, João Diogo Marques da Silva, em declarações à Lusa.

Marques da Silva referiu que a volatilidade dos mercados e a atual situação geopolítica não permitem prever o futuro, mas deixam antever que a volatilidade dos preços se vai manter.

Neste sentido, notou que os preços vão manter-se “estruturalmente altos”, mas ressalvou que isto “não tem pura e simplesmente” a ver com a situação geopolítica, mas com um conjunto de fatores, desde logo a capacidade de refinação da Europa e a disponibilidade de transporte de energia e produtos petrolíferos.

Já sobre a fatura de eletricidade, a Galp reiterou que os preços da eletricidade para os clientes da empresa não vão ter qualquer alteração até ao final do ano, mas garantiu “ser cedo” para comunicar a evolução para 2027.

O co-presidente executivo da petrolífera destacou que, até setembro, a Galp disponibilizou um conjunto de descontos para as famílias portuguesas que ultrapassam os 35 milhões de euros.

Em 15 de outubro, a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) propôs um aumento de 1,5% no preço da eletricidade em baixa tensão que continuam no mercado regulado para 2027.

Esta proposta está sujeita a parecer do Conselho Tarifário, tendo o regulador até 15 de dezembro para publicar as tarifas e preços que vigorarão a partir de 01 de janeiro.

O acordo para uma fusão parcial entre Galp e Moeve caiu por terra, mas a petrolífera rapidamente informou que estaria interessada em explorar novas parcerias para as áreas de retalho e refinação. Em declarações ao ECO/Capital Verde, os co-CEO da cotada indicam que está em cima da mesa a hipótese de fazer alianças com parceiros diferentes para cada uma das áreas.

O co-CEO da Galp indica que o importante para a Galp é que “o mérito estratégico” de uma futura transação, no sentido da consolidação, se mantenha inalterado. A empresa portuguesa quer, por um lado, um parceiro que, na área do retalho, esteja “claramente focado na Península Ibérica e no cliente”. Em paralelo, procura um parceiro que, no negócio industrial, traga “escala, competitividade, complementaridade e alguma aceleração na transição energética”.

Estas “são duas componentes perfeitamente segregáveis e não necessariamente com o mesmo parceiro”, indica João Diogo Silva. Por seu lado, Maria João Carioca frisa que “seria muito estranho” já ter uma lista de potenciais parceiros, pronta a ativar, no dia em que dá por terminada uma negociação com uma elevada “intensidade” e “compromisso” com a Moeve.

[Retalho e indústria] são duas componentes perfeitamente segregáveis e não necessariamente com o mesmo parceiro.

Sobre as razões que determinaram que a Galp não firmasse um acordo com a concorrente espanhola, o mesmo gestor indica apenas que os termos finais, do ponto de vista comercial, não permitiram atingir o racional de investimento e a disciplina de alocação de capital da Galp, sem querer detalhar os fatores específicos que influenciaram a decisão.

A ministra do Ambiente e Energia, Maria da Graça Carvalho, afirmou esta segunda-feira que, perante o salto de 68% nos lucros da Galp relativos ao terceiro trimestre, a iniciativa do Governo de avançar com uma taxa sobre os lucros extraordinários das petrolíferas foi “a decisão correta”.

Confrontada com estas declarações, a co-CEO salienta que a empresa que gere pagou, neste mesmo trimestre, uma taxa de imposto efetiva de 43%. “Naturalmente que nós respeitamos as opções de política fiscal do governo, isso não é tema. Mas temos tido sempre um diálogo no sentido de se salientar que qualquer medida desta natureza tem impacto”, indica, explicando que o negócio tem ciclos de investimento muito longos e que ativos como a refinaria de Sines “estão permanentemente a ser confrontados com ativos semelhantes”. Ativos estes que recebem incentivos, “muitas vezes mais significativos” do que aqueles que a Galp tem recebido em Portugal, afere.

Temos tido sempre um diálogo no sentido de se salientar que qualquer medida desta natureza tem impacto.

João Diogo da Silva recorda que a Galp investiu uma média de 340 milhões ao ano na atividade da empresa em Sines e que, em 11 dos últimos 20 anos, esta unidade industrial registou um free cash flow negativo. “É muito fácil nos anos em que as coisas correm bem taxarmos Sines, mas temos memória relativamente curta acerca dos anos em que investimos e perdemos dinheiro em Sines”, conclui.

O negócio com a Moeve caiu, mas a intenção de trazer outros investidores para a refinação mantém-se de pé. A Galp melhorou as projeções de resultados para este ano. E os seus gestores desdramatizam a queda das ações esta segunda-feira: num só dia ‘voaram’ €1,7 mil milhões de capitalização bolsista