A Neoenergia, controlada pela espanhola Iberdrola, anunciou nesta quarta-feira (28) um acordo para vender sua participação remanescente de 25% na hidrelétrica de Dardanelos, em Mato Grosso, a uma sociedade detida por fundos geridos pela Itaú Asset Management. A operação deve antecipar cerca de R$ 400 milhões em caixa para a companhia.

O acordo prevê também a quitação integral de um empréstimo de R$ 265,8 milhões concedido à Hidro Participações pela Elektro Renováveis do Brasil, subsidiária integral da Neoenergia. Tanto o preço das ações quanto o valor do empréstimo estão sujeitos a correção monetária e outras atualizações desde 2 de abril de 2026 até o fechamento da operação.

A participação remanescente havia sido mantida após a venda de 75% do empreendimento à francesa EDF power solutions, anunciada em 21 de novembro de 2025 e concluída em 2 de abril deste ano. A EDF permanece como sócia majoritária e assumiu a responsabilidade pela operação e manutenção da hidrelétrica com a conclusão daquela aquisição.

Na negociação anunciada no ano passado, o valor atribuído à totalidade do empreendimento foi de R$ 2,51 bilhões. A avaliação seguia o critério de enterprise value, que considera também o endividamento líquido do negócio.

A participação remanescente da Neoenergia era indireta, por meio da EDF Brasil Hidro Participações, sociedade que detém a Energética Águas da Pedra, empresa responsável pela usina.

A saída de Dardanelos ocorre em meio à estratégia de rotação de ativos da Neoenergia. Ao anunciar o acordo com a EDF, a companhia afirmou que a operação contribuiria para fortalecer o caixa, reduzir a alavancagem e simplificar sua estrutura.

No encerramento de setembro, a alavancagem da Neoenergia, medida pela relação entre dívida líquida e Ebitda, estava em 3,44 vezes. O indicador recuou em relação às 3,48 vezes de junho, mas ficou acima das 3,41 vezes registradas em dezembro de 2025.

A dívida líquida somava R$ 52,23 bilhões, alta de 7% sobre os R$ 48,74 bilhões do fim do ano passado. Segundo o balanço do terceiro trimestre, o aumento foi explicado principalmente pelos investimentos nos projetos de redes.

Dardanelos está localizada no rio Aripuanã, no município de mesmo nome, no norte de Mato Grosso, e entrou em operação comercial em 20 de agosto de 2011. A usina tem cinco unidades geradoras, sendo quatro de 58 megawatts e uma de 29 megawatts, que somam 261 MW de capacidade instalada.

O empreendimento opera a fio d’água, aproveitando o fluxo do rio para gerar eletricidade, e possui reservatório de 0,24 quilômetro quadrado. Segundo a EDF, a capacidade da hidrelétrica equivale ao abastecimento de aproximadamente 1,4 milhão de pessoas.

De acordo com a Neoenergia, Dardanelos mantém contratos de venda de energia com um conjunto de 24 distribuidoras brasileiras. A EDF assumiu a responsabilidade pela operação e manutenção da usina quando concluiu a aquisição da participação majoritária, em abril.

Eólica offshore pode ser “nova energia hidrelétrica” do Brasil, diz estudo do Banco Mundial

O setor de papel e celulose tem ampliado sua contribuição para a oferta de energia renovável no Brasil, impulsionado pelo aproveitamento energético de subprodutos industriais e pelo uso de biomassa florestal. A tendência é destacada pelo estudo Oferta de Energia Renovável pelo Agronegócio, do Observatório de Conhecimento e Inovação em Bioeconomia da FGV (Fundação Getúlio Vargas).

Um dos principais destaques é o crescimento da oferta de energia proveniente da lixívia, também conhecida como licor negro, coproduto gerado no processo de fabricação de celulose. O volume passou de 10,1 milhões de tep (toneladas equivalentes de petróleo), em 2021, para 13,2 milhões de tep, em 2025, uma expansão de aproximadamente 30%.

No mesmo período, a participação do licor negro na oferta interna de energia do Brasil avançou de 3,3% para 4%. O resultado evidencia a relevância do aproveitamento energético de resíduos e coprodutos industriais para ampliar a participação de fontes renováveis na matriz nacional.

Além do licor negro, a lenha e o carvão vegetal provenientes da silvicultura energética também integram a oferta de bioenergia vinculada ao agronegócio. Em 2025, essas fontes responderam por 16,8 milhões de tep, o equivalente a 5,1% da oferta interna de energia brasileira, segundo o levantamento.

A combinação entre biomassa florestal e coprodutos do processamento industrial coloca o setor de papel e celulose em posição estratégica na transição energética, ao associar a produção de matérias-primas renováveis à geração e ao aproveitamento de energia.

Bioenergia representa quase três quartos do consumo energético do setor

A importância da bioenergia para a indústria de papel e celulose também aparece na composição de sua matriz energética. Segundo a FGV, as fontes vinculadas ao agronegócio representaram aproximadamente 74% do consumo total de energia do segmento em 2025.

O percentual coloca papel e celulose entre as atividades industriais com maior presença de bioenergia, ao lado de alimentos e bebidas, setor no qual essa participação superou 80% no mesmo ano.

De acordo com o estudo, a elevada utilização dessas fontes está associada à integração entre as atividades industriais e as cadeias produtoras de biomassa e seus coprodutos energéticos. No caso da celulose, o licor negro e a biomassa florestal constituem componentes relevantes dessa estrutura.

O levantamento também mostra que a participação de papel e celulose na bioenergia destinada à indústria brasileira chegou a aproximadamente 30% em 2025. O segmento ampliou sua presença ao longo das últimas décadas e se consolidou como um dos principais consumidores industriais dessa energia, ao lado de alimentos e bebidas.

Agroenergia avança na matriz brasileira

O potencial do setor florestal está inserido em um movimento mais amplo de expansão da bioenergia no Brasil. De acordo com o estudo da FGV, a oferta de energia vinculada ao agronegócio atingiu 97,8 milhões de tep em 2025, o maior volume da série histórica iniciada em 1970.

O resultado representa um crescimento de aproximadamente 16% em relação a 2021, quando a oferta somava 84,2 milhões de tep. A participação dessas fontes na oferta interna de energia também avançou, de 27,7% para 29,8% no período.

Considerando todas as fontes renováveis contabilizadas pelo levantamento, o Brasil ofertou 162,3 milhões de tep em 2025. Desse total, cerca de 60% tiveram origem em cadeias vinculadas ao agronegócio, incluindo atividades agropecuárias, agroindustriais e florestais.

Para os pesquisadores, a evolução da bioenergia demonstra que a contribuição do agronegócio para a matriz energética brasileira vai além dos biocombustíveis utilizados no transporte. A energia de origem biológica também abastece atividades industriais, nas quais pode atender à demanda por calor de processo e outras necessidades energéticas.

Nesse cenário, o setor de papel e celulose reúne características relevantes para a expansão do aproveitamento energético da biomassa: a disponibilidade de matérias-primas florestais, a geração de coprodutos industriais e a participação expressiva de fontes renováveis no consumo de energia.

Os dados da FGV mostram a dimensão que essa integração já alcançou no Brasil e reforçam a importância da indústria florestal para a oferta de energia renovável e para a diversificação da matriz energética nacional.

Brasil lídera biotecnologia agrícola, mas falta rapidez regulatória

 

As famílias carenciadas poderão candidatar-se a um apoio que comparticipa até 80% a compra de carros elétricos, anunciou, esta quarta-feira, a ministra do Ambiente e Energia, Maria da Graça Carvalho, no debate sobre a proposta de Orçamento do Estado para 2027.

A governante anunciou que o novo apoio, pela primeira vez, dirige-se “à aquisição de veículos elétricos dirigidos especificamente aos mais carenciados”, embora ainda não tenham sido adiantados detalhes sobre o que define um candidato como “carenciado”.

De acordo com fonte oficial do Ministério do Ambiente e Energia, os interessados podem candidatar-se a um apoio de 80% sobre o custo de aquisição, excluindo o Imposto sobre o Valor Acrescentado (IVA), desde que o custo não ultrapasse os 15 mil euros.

“Se houver abate de um veículo a combustíveis fósseis, o teto máximo do apoio ao veículo é majorado em mil euros, podendo, por conseguinte, chegar a 16 mil euros”, lê-se numa nota partilhada pela tutela.

Neste âmbito, vai ser apoiada a aquisição de até 20 mil veículos elétricos. O mesmo programa inclui um apoio até mil euros para a instalação de um posto de carregamento, também considerando valores sem IVA.

Em paralelo, o ministério reservou uma dotação de 50 milhões de euros destinada a financiar um apoio que serve a população em geral, e não apenas a franja mais carenciada.

“Os vários calendários de abertura de concurso ainda estão a ser elaborados“, remata, por fim, o ministério.

O último concurso para a aquisição de veículos elétricos contou com uma dotação global de 10 milhões de euros. Eram elegíveis os veículos adquiridos desde 1 de janeiro de 2025. Os particulares puderam receber um incentivo de até 4 mil euros na aquisição de veículos 100% elétricos novos, com preço até 38.500 euros, ou até 55 mil euros no caso de modelos com mais de cinco lugares.

(Notícia atualizada pela última vez às 18h41)

 

A EDP concluiu a aquisição de 100% da EDP Renováveis Brasil, através da sua subsidiária EDP Brasil, por 990 milhões de euros, anunciou esta quarta-feira a elétrica portuguesa num comunicado enviado à Comissão do Mercado de Valores Mobiliários (CMVM).

Segundo a informação divulgada ao mercado, o preço final da operação ascendeu a 990 milhões de euros (5,6 mil milhões de reais), refletindo um ajustamento em alta devido às contribuições de capital realizadas pela EDP Renováveis na sua subsidiária brasileira entre a assinatura e a conclusão do acordo de compra e venda.

O valor de empresa (‘enterprise value’) associado à transação foi de 1,6 mil milhões de euros.

A operação, inicialmente anunciada em 19 de maio deste ano, foi concretizada através da EDP — Energias do Brasil, detida integralmente pelo grupo português, que adquiriu a totalidade do capital da EDP Renováveis Brasil à EDP Renováveis, empresa maioritariamente detida pela EDP.

Segundo a elétrica, esta transação permite “integrar as atividades de produção, trading [negociação] e fornecimento de eletricidade no Brasil, reforçando a agilidade, a competitividade e a capacidade de gestão de risco no mercado livre de eletricidade brasileiro”.

A empresa acrescentou que a operação está alinhada com o objetivo de aumentar a eficiência operacional e financeira do grupo e com a execução do Plano de Negócios 2026-2028.

A EDP fechou a operação de compra da subsidiária brasileira da EDP Renewables. A operação permite à casa-mãe "integrar as atividades de produção, 'trading' e fornecimento de eletricidade no Brasil".

Receios de uma escalada da guerra entre os EUA e o Irão e a aproximação do Inverno com reservas menos preenchidas do que o habitual pressionam o preço desta matéria-prima.

A largo plazo, la vía para lograr una energía más limpia y barata pasa por abandonar los combustibles fósiles. Pero la realidad inmediata, con una guerra de Rusia en Ucrania que no acaba y una nueva lanzada por Estados Unidos contra Irán que ha provocado un shock mundial en los precios de la energía, es otra: a corto plazo, Europa necesita aumentar la capacidad de sus refinerías para poder combatir el alza de precios que está afectando a sus ciudadanos y empresas. Con este fin, la Comisión Europea ha abierto este miércoles un diálogo con el sector para garantizar que el Viejo Continente cuenta con una capacidad de refino “adecuada y flexible” frente a la volatilidad internacional.

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© OLIVIER MATTHYS (EFE)

Eurelectric e SolarPower Europe pedem cortes nos impostos sobre a eletricidade e apoios às famílias. Associações pressionam os governos antes de uma reunião europeia sobre às tarifas de acesso às redes e à fiscalidade da energia.

Governo reforça incentivos à compra de veículos elétricos em 2027, com uma dotação quase quatro vezes superior à anunciada em 2025. Pela primeira vez, haverá apoios específicos para os mais carenciados, com comparticipações até 80%.

Momento de tensão energética a nível global obriga países europeus a repensar estratégia.

Antigo secretário de Estado da Energia e atual presidente do Conselho Consultivo da ERSE considera que Portugal está numa situação confortável para enfrentar o inverno, mas alerta que o país não escapa à subida dos preços internacionais.

La compañía Endesa ha presentado hoy el balance de resultados durante los nueve primeros meses del año. El beneficio neto logrado alcanza los 1.962 millones entre enero y septiembre, lo que supone una mejora del 14,7 % respecto al mismo periodo de 2025. De esta manera, Endesa se acerca al objetivo que la energética se había marcado para todo el ejercicio de superar los 2.400 millones de beneficio neto durante este año.

Si se observa el beneficio neto ordinario hasta septiembre, este creció un 22 % hasta los 2.125 millones de euros, mientras que los ingresos repuntaron un 9 % hasta los 17.389 millones. Según los resultados presentados a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el resultado bruto de explotación o ebitda aumentó hasta septiembre un 8,4 % respecto al mismo periodo de 2025, hasta alcanzar 4.577 millones de euros.

Endesa señala que acelera su esfuerzo inversor para "capturar las oportunidades de la electrificación": las inversiones brutas crecen un 19% hasta 1.622 millones de euros, con la red de distribución como principal vector con un alza interanual del 42 %.

Los negocios regulados, fundamentalmente redes y generación extrapeninsular, aportan ya el cerca del 50 % del ebitda frente a un 40 % el año anterior, lo que, según explica la empresa, mejora la visibilidad y predictibilidad de la compañía.

El negocio de distribución registró un beneficio operativo de 1.747 millones de euros, un 24,8 % más y su margen bruto aumentó un 20,2 %, hasta los 2.196 millones, impulsado por el nuevo marco regulatorio en vigor desde el 1 de enero de 2026 y las regularizaciones correspondientes a ejercicios anteriores. El ebitda conjunto de generación y comercialización creció un 3 %, hasta 2.889 millones de euros.

Reducción de costes

Por su parte, los costes fijos ajustados, excluida una provisión de 202 millones de euros asociada a la reestructuración de la plantilla, disminuyeron un 8 % hasta los 1.481 millones de euros.

Asimismo, la compañía generó un flujo de caja de 3.500 millones hasta septiembre de 2026, que permitió financiar en gran medida las inversiones y destinar 2.600 millones de euros a remunerar a los accionistas, incluyendo el pago de dividendos y alrededor de 900 millones del programa de recompra de acciones.

La deuda financiera neta fue de 11.187 millones de euros, 1.100 millones más que al cierre de 2025, aunque la ratio de deuda financiera sobre ebitda se mantuvo estable en 1,8 veces y dispone de 6.900 millones de euros de liquidez, suficientes para 17 meses de vencimiento de deuda.

Crecimiento de la demanda y centros de datos

Endesa señala que la demanda peninsular aumentó un 3,3 % durante los nueve primeros meses de 2026 y un 1,6 % si se ajustan los efectos de temperatura, laboralidad y de la interrupción del suministro en el apagón de 2025.

La energética estima que esta evolución confirma la tendencia estructural hacia una mayor electrificación.

Endesa identifica los centros de datos como uno de los vectores principales de nueva demanda, aunque para convertir esta oportunidad en inversión efectiva será necesario disponer de suficiente capacidad de red y de un marco regulatorio proporcionado que preserve las ventajas competitivas de España. Las inversiones en redes, explica la empresa, buscan reforzar, modernizar y ampliar la red de distribución para atender el incremento de la demanda eléctrica, facilitar nuevas conexiones en un contexto de creciente electrificación. Endesa señala que "el refuerzo de las redes resulta esencial para que la nueva demanda pueda materializarse".

La energía distribuida por las redes de Endesa aumentó hasta 114 TWh, frente a los 109 TWh del mismo periodo del ejercicio anterior. Además, las pérdidas de red mejoraron desde el 9,5 % hasta el 9 %.

La energética valora "positivamente" la mayor visibilidad regulatoria por el aumento de límites de inversión en redes para 2027-2030, con 10.200 millones de euros adicionales en distribución y 7.700 millones adicionales en transporte, esto junto con el impulso al acceso flexible, contribuirá a atender nueva demanda en zonas con capacidad disponible limitada.

Producción electricidad

La producción de electricidad de Endesa aumentó un 6 %, hasta 49.296 GWh, mientras que la producción renovable creció un 8%, hasta 14.944 GWh. La producción solar destacó con un avance del 30 %, hasta 3.759 GWh, y la eólica aumentó un 7 %, hasta 4.407 GWh. En total, las tecnologías libres de emisiones, renovables y nuclear, representaron el 85 % de la producción peninsular de la compañía.

Precisamente, tras la ampliación de la vida útil de Almaraz, Endesa destaca que "valora positivamente" los avances en este ámbito, así como la aprobación del marco regulatorio del mercado de capacidad y el inicio del proceso de asignación de nueva capacidad en los territorios no peninsulares.

Negocio de clientes

El margen bruto del negocio de clientes creció un 16,3 %, hasta 1.579 millones de euros, 221 millones más que en los nueve primeros meses de 2025 apoyado en la resiliencia del negocio minorista de gas y en la mejora del margen del suministro eléctrico, favorecida por las estrategias de actualización de precios, aprovisionamiento y coberturas.

En concreto, de los 9,45 millones de clientes de electricidad que tiene Endesa, 3,2 millones están acogidos a una tarifa regulada; mientras que 6,15 se encuentran en el mercado libre. La compañía presentará en febrero de 2027 una actualización de su plan estratégico. 

El refuerzo empieza a ser una factura costosa y un lastre para muchas plantas renovables. El incidente del 28 de abril de 2025 encendió las alertas en el operador de la red eléctrica, que optó por blindarse. Lo hizo activando el llamado ‘modo reforzado’, con el que se está recurriendo a fuentes de control de tensión más sólidas como los ciclos combinados y perjudicando con ello a sistemas con menor capacidad de control como la fotovoltaica y la eólica. La situación empieza a alargarse demasiado en el tiempo y sin fecha aún de retornar a la normalidad.

Por ello, sectores como el fotovoltaico alzan ya la voz para exigir al operador Red Eléctrica que vaya desescalando este modo de operar, que está suponiendo pérdidas económicas e inestabilidad para su sector y un sobrecoste en la factura de hogares e industria. El director general de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), José Donoso, reclama que se den nuevos pasos para evitar este mecanismo de operación de la red eléctrica que obliga, en gran medida, a limitar la generación de energía limpia en aras de un mejor control de la tensión y la inercia. UNEF recuerda además que el llamado ‘modo reforzado’ en realidad no existe como estado de operación en los procedimientos aprobados y que su falta de regulación específica lo sitúa en un escenario excepcional sin fecha de conclusión.

Desde el sector fotovoltaico recuerdan que esta fórmula y los ajustes técnicos que se están aplicando en los últimos meses están provocando que se disparen no solo los periodos en los que se les obliga a detener o limitar su producción, sino que la falta de capacidad de almacenamiento energético está impidiendo aprovechar mucha de la energía que se genera y finalmente no se puede aportar al sistema, obligando a vertidos forzosos de energía. A este respecto el responsable patronal insistió en criticar las trabas burocráticas que paralizan el avance del almacenamiento energético en el ámbito administrativo. Donoso considera "inadmisible" que los trámites institucionales continúen dilatándose entre seis y siete meses, una demora que impide acelerar las soluciones técnicas en un momento en que el sistema sigue registrando precios elevados en las horas en las que se pone el sol.

Sobrecoste en las facturas: 783 millones

La patronal fotovoltaica insiste en que la energía fotovoltaica cuenta ya con capacidad técnica suficiente para aportar soporte de tensión y estabilidad a la red. El sector recuerda que la madurez técnica de las plantas permite ya gestionar la estabilidad del sistema sin castigar la generación de energía limpia, como ahora se hace. Recuerdan que las restricciones técnicas están obligándoles a detener su generación y sin que al mismo tiempo se esté favoreciendo una extensión de sistemas de almacenamiento ni el refuerzo de la red, actualmente colapsada en gran parte de su infraestructura.

Hasta ahora Red Eléctrica ha reconocido que aplicar el modo reforzado le ha supuesto un coste directo que estima en 783 millones de euros. El año pasado fueron 516 millones y entre enero y agosto de este año han alcanzado los 267 millones de euros. Una factura que pagan los consumidores, hogares y empresas, a través de su factura.

En su última aparición en el Congreso, la directora de operaciones, Concepción Sánchez, aseguró que ya se ha comenzado a rebajar el ‘modo reforzado’ iniciado en mayo de 2025. Sin embargo, por ahora Red Eléctrica se resiste a avanzar cuándo lo suspenderá por completo y retornará a la situación anterior a la crisis de abril. En este tiempo transcurrido se han programado más centrales síncronas, principalmente de gas, con las que se ha buscado dotar de mayor estabilidad a la red y evitar riesgos de sobretensión.

Restricciones técnicas disparadas

Sin embargo, más allá de las medidas propias del modo reforzado, en los últimos años las restricciones técnicas para operar la red han sido cada vez mayores y más costosas. Si en 2021 suponían un coste de 724 millones de euros, en 2026 rozaban en agosto los 3.600 millones, un 34% más que los ocho primeros meses del año anterior.

Otro de los cambios que se activó tras la alerta en el sistema fue la modificación del sistema de control dinámico de la tensión en la red. Hasta entonces no se permitía que las plantas de generación solar o eólica pudieran participar de este mecanismo con el que se controla la tensión y por el que las plantas participantes son remuneradas. Tras aquel episodio, la CNMC aprobó la modificación de la normativa y se abrió la puerta a que plantas renovables, previa homologación, pudieran sumarse a este mecanismo hasta ahora limitado a plantas como los ciclos combinados, las instalaciones hidráulicas o las nucleares.

Sin embargo, la apertura de este mecanismo avanza a un ritmo mucho más lento del esperado. En la práctica, se ha generado un cuello de botella técnico y administrativo: menos del 10% de la potencia renovable peninsular ha completado las exigentes pruebas de campo para homologar sus controladores de planta y operar en tiempo real bajo consignas de Red Eléctrica. Actualmente cerca de un centenar de proyectos siguen atascados en fases de tramitación.

Bajo incentivo económico

A este retraso operativo se suma la falta de atractivo económico que denuncia el sector. A pesar de que la CNMC aprobó un marco retributivo específico -fijando pagos de 0,7 €/MW-día por disponibilidad y 2 €/Mvarh por energía reactiva aportada-, para muchas instalaciones medianas y pequeñas la compensación apenas cubre el coste de certificar y adaptar sus equipos, lo que desincentiva la inversión voluntaria y perpetúa el recurso al gas en los nudos críticos.

Durante su XIII Foro Solar, Donoso también apeló a las ventajas del autoconsumo como "motor para la industria, pero también para los ciudadanos", que se benefician con "más de 2.700 millones de euros menos de costes que no se cargan sobre las facturas de los consumidores". Recordó que se trata de una tecnología que permite tener "una energía un 80% más baja que si no tuvieras fotovoltaica": "Con la fotovoltaica ganamos todos, igual que con el autoconsumo, que se quiere presentar como algo para ricos, pero no es verdad. Más del 50% es industria, es un motor para la industria y también una manera de que todos paguemos la energía más barata".

Fabricante de embalagens de vidro, com presença na Marinha Grande, aumentou o EBITDA em 2,9% até setembro, para 338,5 milhões de euros. Grupo espanhol enfrenta a volatilidade dos preços da energia e a fraqueza da procura europeia, mas mantém as previsões para 2026.

CIP quer compensações para empresas mais expostas ao gás natural e redução de impostos, e propõe avaliar o regresso de um mecanismo semelhante à exceção ibérica. A indústria alerta para a perda de competitividade das exportadoras.

Esta manhã, cerca de 40 pessoas voltaram a concentrar-se junto ao mesmo local de prospeção e onde estão máquinas da Savannah.

Portugal tem o armazenamento subterrâneo de gás natural a mais de 95%, contra cerca de 75% na União Europeia. Apesar das reservas elevadas, a capacidade nacional é reduzida e o país continua exposto à subida dos preços internacionais.

A Aramco informou as refinarias europeias de que vão receber os volumes totais estipulados para novembro nos seus contratos de futuros.

As receitas da Endesa entre janeiro e setembro ascenderam a 17.389 milhões de euros, um aumento de 9% comparando com os mesmos meses do ano passado.

Além de receberem entre 30% e 70% das receitas dos leilões, os municípios terão direito a uma compensação anual de 2,5% do valor de adjudicação, durante cinco ou dez anos. Os promotores terão ainda de prestar garantias financeiras de 500 mil euros por candidatura.