Economática: ações ON da Eletrobras valorizam 287,8% em 2016

As ações do tipo ON da Eletrobras, com valorização de 287,85%, ficaram em segundo lugar em ranking elaborado pela consultoria Economática, que listou as 16 ações com valorização acima de 100% em 2016, até o último dia 23 de dezembro. As ações da estatal brasileira só perderam para as ordinárias do Magazine Luiza, que cresceram 499% no período. O preço de fechamento no dia 23 de dezembro chegou a R$ 22,34.

As ações preferenciais da Eletrobras, do tipo PNB, também tiveram bom desempenho no ano, ficando em nono lugar na lista, com 141,09% de crescimento. Ela registrou preço de R$ 25,17 em 23 de dezembro. Até esse dia, o índice Ibovespa tem valorização de 33,65% e o CDI, de 13,71%

A Eletrobras é a única empresa do setor elétrico que figura na lista, que tem empresas do setor de siderurgia, como a Gerdau e a Usiminas; e de água e saneamento, como a Sanepar e a Copasa, além da outra estatal federal, a Petrobras, que viu suas ações PN crescerem 112,54% em 2016.

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Perspectiva do setor elétrico na América Latina é estável para 2017, diz Fitch

Os fundamentos de crédito para o setor de energia na América Latina são estáveis a curto e médio prazos, com ações de rating nos próximos 12 a 24 meses derivadas principalmente de fatores de crédito específicos das companhias ou países, em vez de tendências regionais, apontou a agência de classificação de risco Fitch Ratings em relatório divulgado nesta quarta-feira, 28 de dezembro. A perspectiva para o setor e para os ratings é estável para 2017.

A Fitch espera que 2017 seja caracterizado pela manutenção de mudanças regulatórias na Argentina e no México. Na nova administração argentina, as distribuidoras de energia tiveram permissão para reajustar as tarifas que estavam congeladas há mais de 15 anos. Alterações adicionais são esperadas na Argentina, de modo a incentivar as companhias a realizar os investimentos necessários no setor, diz Cinthya Ortega, diretora.

No México, a separação das unidades da Comision Federal de Electricidad (CFE), por si só, não fará do mercado atacadista um mercado competitivo, nem atrairá investimentos suficientes. A Fitch acredita que os reguladores mexicanos irão aprofundar a implementação de regulamentações que garantam uma concorrência justa entre os agentes privados, impondo regras transparentes, implementando incentivos eficazes e permitindo que os participantes tenham acesso ao suprimento de combustível.

Para o setor elétrico brasileiro, a agência já havia informado no início de dezembro que a perspectiva para 2017 também era estável, apesar do consumo de energia continuar impactado pelo ambiente econômico.Na avaliação da Fitch, o fenômeno El Niño apontou para a necessidade de a América Latina reduzir sua dependência em relação à geração hidrelétrica. Em 2017, é esperado o fenômeno La Niña, mais suave, o que resultará em melhores níveis hidrológicos.

A Fitch acredita que os governos latino-americanos concentração seus esforços em ter matrizes de geração mais diversificadas e exequíveis e que a geração de energia a partir de gás natural continuará crescendo em 2017. O lento crescimento econômico na região continuará afetando a demanda por energia no ano que vem, apesar da leve recuperação dos preços das commodities, dada a forte correlação entre o crescimento do Produto Interno Bruto (PIB) e a demanda por energia na América Latina.

A valorização do dólar frente à maioria das moedas da América Latina pode aumentar os custos de eletricidade para os usuários finais em países com mercados de energia altamente dolarizados. "O aumento dos custos de eletricidade em moedas locais irá testar a independência dos agentes reguladores e demonstrar o quão isoladas estão em relação à intervenção política, que pode impedir aumentos de custos aos consumidores finais."

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Eletronuclear assina documento de intenções com a China para retomada de Angra3

A Eletronuclear anunciou a assinatura de um memorando de entendimentos com a China National Nuclear Corporation que estabelece as bases para uma eventual participação da companhia chinesa na conclusão das obras de Angra 3. Em nota publicada nesta terça-feira, 27 de dezembro, a estatal informou que serão criados grupos de trabalho para avaliar “os diversos aspectos do reinício da construção da unidade.”

Além da estatal chinesa, a Eletronuclear tem mantido contatos com a francesa EDF, que deve enviar representantes para uma visita às obras da usina em janeiro; com a Korea Electric Power Corporation, da Coreia do Sul, que visita o Brasil em fevereiro; e com a Rosatom, da Rússia, que já demonstrou interesse em participar da construção de novas centrais nucleares no país. A intenção do governo em agregar um novo sócio ao empreendimento de Angra 3 foi anunciada no ultimo dia 14 pelo secretário executivo do Ministério de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, após a reunião do Conselho Nacional de Política Energética. 

Na ocasião, Pedrosa disse que a entrada de um sócio está sendo considerada em estudo realizado por consultores contratados pela Eletrobras para avaliar as obras da usina. O trabalho está em  andamento e contempla a avaliação dos investimentos já realizados na  construção do empreendimento, o cálculo dos custos futuros de conclusão, além de alternativas para a finalização do projeto.  

A intenção, de acordo com o secretário, é definir modelos empresariais para a retomada da usina, como a possibilidade, por exemplo, de se fazer um leilão para identificar quem conclui a obra pelo menor custo e com menor participação na tarifa.  Afetadas pelo  andamento da operação Lava Jato, as obras da usina estão paralisadas desde o fim de 2015, quando houve a desistência de empresas envolvidas na construção. 

O encontro da direção da Eletronuclear com os chineses é um indicativo de que esse pode ser mesmo o caminho escolhido pelo governo brasileiro para concluir Angra 3. O documento de intenções foi assinado com a CNNC na semana passada, durante visita àquele país de uma comitiva da estatal.  “Existe um claro interesse dos chineses em investir no Brasil, o que pode render parcerias proveitosas para ambos os países, não apenas em projetos conjuntos, mas também na troca de experiências e em treinamento, por exemplo”, afirmou o presidente da Eletronuclear, Bruno Barreto, na nota divulgada pela empresa.  

Barreto lembrou que a decisão será do CNPE, que deve se reunir no início do ano que vem para tratar da retomada das obras de Angra. Com a autorização do conselho, a Eletronuclear pretende fechar o contrato com o parceiro internacional escolhido para concluir a usina até meados de 2017, para que a construção recomece até meados de 2018. Como há restrições na Constituição para a exploração de instalações nucleares pela iniciativa privada no Brasil,  a operação da usina continuaria, em principio, com a Eletrobras.

Para o executivo, a aproximação com o setor nuclear chinês tem caráter estratégico, já que a China tem feito investimentos pesados em energia nuclear. O país tem 35 usinas nucleares em operação, 20 em construção e 41 projetos incluídos no planejamento. A CNNC é responsável por 12 usinas em funcionamento, com 9,7 GW de potência instalada, e por 11 unidades em construção, com 11,44 GW. Outra empresa chinesa, a State Nuclear Power Technology Company, tem quatro centrais já instaladas, com 4,4 GW, e seis projetos em fase de instalação, com 7,5 GW. Os empreendimentos de fonte nuclear, destaca Barreto, têm sido implantados pelos chineses sem atraso.

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Fernando Mano, da CPFL Geração: A importância e os desafios da inserção de novas fontes de energia na matriz elétrica brasileira

Desde a instalação da primeira turbina eólica na cidade de Fernando de Noronha em 1992 até hoje, um longo e profícuo caminho se desdobrou diante das novas fontes renováveis de geração no Brasil. Em 2003, ano seguinte à criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), o País possuía módicos 22 MW na matriz energética representada pelas eólicas. Não havia inserção de energia solar e era pequena a participação de PCHs e usinas a biomassa. As grandes hidrelétricas com reservatórios eram predominantes, com diminuta presença das térmicas a combustível fóssil e nuclear na matriz.

De lá para cá, o setor elétrico mudou, a sociedade se tornou mais exigente em relação ao desenvolvimento sustentável das atividades econômicas, e o Brasil aprendeu que a melhor estratégia para garantir confiabilidade e segurança energética seria a diversificação da sua matriz elétrica. Ao final de 2015, as energias renováveis já representavam 9,8% da matriz elétrica brasileira, com uma perspectiva vigorosa de crescimento — tal número não considera a expansão dos projetos de mini e microgeração distribuída que assistimos hoje.

O fenômeno observado no mercado brasileiro também se verifica em nível global, impulsionado pelos esforços dos países em promover ações de combate às mudanças do clima e de incentivar negócios relacionados à economia de baixo carbono. Dados da publicação “BP Statistical Review of World Energy, June 2016” mostram que a geração de energia proveniente de fontes renováveis, sem considerar grandes hidrelétricas, cresceu 15,2% em 2015 sobre o ano anterior, em escala mundial. Disto, a geração eólica apresentou crescimento de 14,8% e a solar, 32,6% no mesmo período. Com a assinatura do Acordo de Paris, ao final de 2015, a tendência é que o avanço das renováveis se acentue, com o desenvolvimento, inclusive, de novas fontes de financiamento específicas para estes tipos de empreendimento, como os green bonds.

No caso brasileiro, as fontes alternativas têm crescido de forma expressiva principalmente no Nordeste. Na primeira semana de setembro de 2016, por exemplo, cerca de 50% da carga na região foi atendida pelas usinas eólicas. Outro exemplo dessa mudança estrutural na matriz foi observada em 10/10/2016, quando a geração eólica chegou a apresentar uma variação horária de 1080 MW médios. Esta situação traz um importante desafio ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) dado que se observam grandes variações na geração eólica ao longo do dia, condição em que o operador não havia se defrontado quando a grande parte do parque gerador era oriundo de fonte hidráulica.

Adicionalmente, observamos nos últimos anos o aumento de hidrelétricas a fio d’água no País por questões ambientais, o que tem contribuído para diminuir significativamente a capacidade de armazenamento dos nossos reservatórios. De 2001 até hoje, essa capacidade caiu de 7 para 4 meses. A título de ilustração do impacto das tecnologias fio d’água, a hidrelétrica Belo Monte deve gerar 11.000 MW médios no período úmido e 950 MW médios no período seco, variação esta que deverá ser compensada com uso dos reservatórios do sistema, despacho térmico e das demais fontes renováveis que possuem sazonalidade complementar ao perfil de geração de Belo Monte.  

As novas fontes variáveis, como eólicas e solar, e o aumento da participação das hidrelétricas a fio d’água ampliarão o nível de intermitência na matriz elétrica e trarão consigo desafios para a operação e planejamento do Sistema Interligado Nacional. O setor elétrico brasileiro precisará aprender a lidar com a intermitência destas fontes de geração de energia para garantir a segurança energética do País.

Neste contexto, estudos de como lidar com a inserção da intermitência na matriz devem ser conduzidos de modo a permitir que a expansão das fontes renováveis no Brasil ocorra de forma planejada e sem barreiras ou imprevistos indesejados, contribuindo para a segurança energética e para a qualidade do fornecimento de energia aos consumidores.

Algumas soluções para este novo paradigma para o setor elétrico já vêm sendo discutidas e implantadas no mundo, em diferentes estágios de maturidade: (i) complementação com fontes controláveis de geração, como produção termelétrica convencional despachada na base ou usinas termelétricas de partida rápida; (ii) tecnologias de armazenamento de energia; (iii) gerenciamento de demanda, (iv) desenvolvimento de modelos computacionais de previsão e otimização dos recursos energéticos, dentre outras.

O aumento da intermitência na matriz brasileira exigirá a complementação da geração de energia com outras fontes controláveis e despacháveis para garantir o fornecimento quando a produção das usinas intermitentes diminuírem de forma brusca, seja por um período sazonal ou ao longo do dia. Neste contexto, a inserção de termelétricas despachada na base pode auxiliar na confiabilidade do sistema, atendendo a carga em longos períodos (sazonal, anual ou plurianual) e liberando a geração hidráulica controlável (com reservatórios de acumulação) para assumir o atendimento das variações de carga com a modulação de despacho.

Uma segunda forma de complementação térmica para compensar as bruscas oscilações de geração seria a maior participação de termelétricas de partida rápida, com contratos de gás natural mais flexíveis. Para isto, serão necessárias adequações na regulação do gás, alinhadas à exigência de despachos térmicos mais aderentes à complementação das fontes intermitentes. As atuais estruturas contratuais de gás, com elevados índices de take/ship-or-pay, inviabilizam a existência de térmicas que tenham a flexibilidade operativa para este fim.

No campo do armazenamento, o desenvolvimento de baterias de alta eficiência e baixo custo vem avançando rapidamente em diferentes partes do mundo. Nos EUA por exemplo, a capacidade de armazenamento de energia em baterias tem a expectativa de chegar a 1,1 GW em 2019, de acordo com informações do Departamento de Energia americano. Em paralelo, previsões de mercado sinalizam que o custo de armazenamento por kWh das baterias de íon de lítio irá cair na próxima década, passando dos US$ 315 atuais para US$ 100, em 2025, segundo estudo da KPMG. No Brasil, a Chamada de Projeto de P&D Estratégico nº 021/2016 da Agência Nacional de Energia Elétrica, voltada para o estudo de novas tecnologias de armazenamento de energia, conta com a participação de 97 empresas.

Em termos de gerenciamento de demanda, modelos de cobrança e tarifas diferenciadas dependendo do horário de utilização abrandariam a necessidade de adição de novas capacidades de oferta para atendimento dos picos de consumo. Uma inciativa do regulador nesta direção é a criação de tarifa branca para o consumidor residencial, que reflete o sinal tarifário diferenciado ao longo do dia. Um modelo tarifário estruturado de forma mais aderente à variação da oferta e demanda na escala horária teria a capacidade de distribuir o consumo de energia de forma mais uniforme ao longo do dia, com efeito benéfico para os consumidores brasileiros na forma de tarifas mais justas conforme o perfil de consumo.

Por último, mas não menos importante, a melhor compreensão das características intrínsecas da variabilidade e das incertezas associadas às fontes intermitentes na produção de energia se tornará cada vez mais importante para o planejamento da operação do SIN. No caso brasileiro, os esforços na descrição estatística dos regimes de ventos e na melhoria das previsões proporcionarão maior confiabilidade para explorar as vantagens de uma matriz elétrica mais diversificada, permitindo o planejamento antecipado e ao menor custo de geração.

Neste sentido, os agentes do setor vêm desenvolvendo, em parceria com o ONS, um projeto de P&D específico para este tema, o SMART-SEN: trata-se de um modelo de simulação do sistema elétrico nacional com a presença de geração renovável intermitente, cujo objetivo é estudar os impactos da inserção crescente destas novas tecnologias de geração renovável na matriz brasileira.

Em suma, para que a crescente participação de fontes renováveis aconteça de forma equilibrada e sem sobressaltos, é preciso avaliar os impactos da inserção da intermitência na matriz e estudar alternativas que permitam aproveitar de forma eficiente a sinergia entre as diferentes fontes de geração. Assim, serão necessárias constantes adaptações nos modelos operacionais para capturar as características individuais e complementares destas fontes, otimizar os recursos energéticos e prover maior eficiência econômica nos custos de operação. Ao viabilizar de forma segura e consistente o aumento das renováveis na matriz, o setor elétrico brasileiro dará uma importante contribuição para mitigar os impactos ao meio ambiente, em linha com os compromissos internacionais assumidos pelo País para o desenvolvimento econômico sustentável.

Fernando Mano é presidente da CPFL Geração

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Tatiana Lauria e Ana Thereza Costa, da Firjan: A visão da indústria quanto às mudanças na regulação do setor elétrico

A regulação do setor elétrico brasileiro carece de mudanças, sendo diversos os obstáculos ao seu adequado funcionamento. Dentre eles, citam-se a profunda judicialização do setor, decorrente de centenas de liminares concedidas aos mais diversos grupos de interesse, a constante inadimplência na câmara de comercialização, bem como a ocorrência de leilões com resultados aquém do satisfatório. A MP 735, transformada na Lei 13.360/16, deu início ao rol de transformações necessárias, abordando aspectos polêmicos que podem trazer impactos importantes para ao consumidor final.

Destaca-se como bem vindo o tratamento dado pela nova Lei ao recolhimento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), encargo cobrado na fatura de energia e que tem como finalidade, dentre outras, promover a universalização do acesso à eletricidade e custear a geração térmica nos sistemas isolados. Apesar de todos os consumidores serem onerados pela CDE, a legislação anterior definia que os consumidores dos subsistemas Sul, Sudeste e Centro-Oeste pagariam 4,53 vezes a mais do que os consumidores do Norte e Nordeste. A Lei 13.360/16 alterou a questão, reduzindo gradualmente a diferenciação até que esta seja eliminada em 2030. 

Ademais, a lei também modifica a forma de cobrança entre os consumidores, que atualmente pagam de forma proporcional ao seu consumo de energia. Tal mecanismo onera demasiadamente o setor produtivo, em especial os eletrointensivos. A partir de 2030, a divisão ocorrerá em função do mercado consumidor atendido pelas distribuidoras e transmissoras, sendo considerada a proporção do uso de seus sistemas. Com isso, o custo do encargo por MWh para os consumidores atendidos em alta tensão será de um terço daquele pago pelos consumidores atendidos em baixa tensão. Para os consumidores atendidos em média tensão, o custo será de dois terços daquele pago pela tensão inferior.

É importante ressaltar que o processo se dará gradualmente, iniciando-se em 1º de janeiro de 2017. Nesse sentido, apesar do mérito da modificação, é importante considerar o tempo de adaptação desta, que poderia ter sido reduzido, resultando em maior competitividade para a indústria nacional em médio prazo.

Não obstante, se por um lado foi benéfica a nova forma de cobrança da CDE, por outro houve insatisfação com a retirada do programa Inova Rede do texto final da lei. O Programa Inova Rede teria como objetivo a promoção da modernização das redes de distribuição de energia elétrica no Brasil. Assim, seria propiciado o aumento da confiabilidade e redução do tempo de reestabelecimento do fornecimento de energia elétrica, a redução das perdas técnicas e comerciais, o gerenciamento do consumo de energia elétrica pelos consumidores e a sustentabilidade na prestação do serviço de distribuição de energia.

Os projetos implantados no âmbito do Inova Rede seriam considerados investimentos prudentes, podendo ser repassados para a tarifa mediante analise prévia da Aneel. Esse é um dos pontos alegados pelas concessionárias de distribuição como necessário para a realização de investimentos primordiais para alcançar o patamar de fornecimento que os consumidores industriais demandam para sua produção. O programa traria estímulo fundamental para estados como o Rio de Janeiro, no qual o nível de qualidade precisa urgentemente avançar. 

Por fim, o Sistema FIRJAN vê como extremamente válido o esforço imputado na construção da Lei 13.360/16. Contudo, ressalta-se que esse deve ser apenas o começo; são imprescindíveis novas atuações em prol da redução dos entraves no setor elétrico brasileiro e um avanço em seu ambiente de negócios, bem como a melhoria nas condições de fornecimento de energia ao segmento produtivo, grande gerador de empregos e investimentos no país. 

Tatiana Lauria é especialista em Estudos de Infraestrutura da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan) e Ana Thereza Carvalho Costa é analista de Estudos de Infraestrutura da Firjan

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Brasil perde liderança em investimentos em energia renovável entre países da América Latina

A Bloomberg New Energy Finance (BNEF) divulgou na semana passada o Climatescope, índice que avalia a competitividade no mercado de energia limpa entre 58 países em desenvolvimento, apoiado pelos governos do Reino Unido e dos Estados Unidos. Pela primeira vez em todas as edições do Climatescope, o Brasil não ficou em primeiro lugar na entre os países da América Latina e do Caribe que mais investiram em energia renovável em 2015.

Segundo a BNEF, a pontuação do Brasil foi maior em relação ao ano passado, mas não subiu no mesmo ritmo de outras nações da região. Nesta edição, o Chile ocupou a primeira posição na América Latina, principalmente devido ao investimento recorde, que saltou de US$ 1,3 bilhão em 2014 para US$ 3,2 bilhões em 2015. Ainda assim, o Brasil continua sendo o segundo maior destino de investimentos em energia renovável entre os países do Climatescope. De 2006 a 2015, a nação recebeu US$ 121 bilhões (R$ 251,3 bilhões) para projetos de energia limpa. Somente em 2015, o país recebeu US$ 11 bilhões (R$ 35,9 bilhões) em investimentos em energia limpa e instalou 3GW de novas usinas de energia renovável.

Na avaliação de Lilian Alves, Chefe de Pesquisa da BNEF para a América Latina, a crise econômica do Brasil impactou esse resultado. "A gente viu que é muito reflexo desse esfriamento do setor, um pouco ligado à crise que a gente está vivendo e também com a dificuldade de financiamento de novos projetos", disse a especialista. "Quando a gente viu o resultando tentamos entender o que aconteceu. O nível de investimento no Brasil aumentou, no entanto, o crescimento não foi tão alto quanto do Chile."

O Climatescope oferece um retrato abrangente da atividade de energia renovável em 58 mercados emergentes na África, Ásia e América Latina e Caribe. O grupo inclui os principais países em desenvolvimento: China, Índia, Egito, Paquistão, Brasil, Chile, México, Quênia, Tanzânia e África do Sul, além de dezenas de outros países. Visitantes do www.global-climatescope.org  podem usar o site para saber mais sobre políticas e atividades de cada país com foco em energia limpa, fazer download de bancos de dados e comparar os países baseado em seu desempenho.
 

Este é o terceiro ano em que o Climatescope é realizado globalmente e reflete a atividade em 2015, um ano que culminou na assinatura do Acordo Climático de Paris nas discussões organizadas pela ONU em dezembro. No período que antecedeu essas negociações, três quartos das nações do Climatescope apresentaram ou reiteraram compromissos para reduzir suas futuras emissões de CO2. Um número ainda maior declarou suas metas para alcançar determinados objetivos de consumo de energia limpa nos próximos anos. O Brasil tem uma das metas mais ambiciosas de redução de emissões absolutas do mundo. Antes da COP21, o Brasil se comprometeu a reduzir as emissões de gases de efeito estufa em até 43% abaixo dos níveis de 2005 até 2025, o que se traduzirá em uma redução de 903MtCO2e. Esse valor é três vezes a quantidade emitida em 2012 pelos 13 países da América Central e do Caribe combinados.

No entanto, esses países não estão esperando para começar a aumentar a participação da energia renovável em suas matrizes. As nações do Climatescope adicionaram ao todo 69,8 GW de energia eólica, solar, geotérmica e outras fontes de geração renovável em 2015 - o mesmo que a capacidade total instalada hoje na Austrália. Entre eles, a China representou a maior parte da atividade, mas os países menores também desempenharam papéis importantes. Em comparação, os países mais ricos da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE) construíram 59,2 GW no ano passado.

Alguns países do Climatescope com as maiores taxas de penetração de energia renovável estão começando a enfrentar desafios de integração. Alguns concluíram projetos antes que redes de transmissão adequadas pudessem ser construídas. Outros não priorizaram energia limpa de projetos eólicos ou solares em suas redes em detrimento a usinas a carvão.

As economias desenvolvidas estão acelerando o financiamento da energia limpa em mercados emergentes. Investidores privados, instituições de financiamento do desenvolvimento e credores dos países da OCDE representaram quase metade de todo o capital dos países do Climatescope (excluindo a China, onde praticamente todo o capital foi disponibilizado localmente).

A América Latina continua na liderança em termos de desenvolvimento de energia renovável entre as nações analisadas no Climatescope. Mandatos ambiciosos de energia limpa e leilões agressivos estão estimulando a implantação de projetos renováveis na região e pressionando a redução dos preços de energia solar e eólica. A América Latina garantiu US$ 21,9 bilhões em energia limpa em 2015, o que representa uma queda de US$ 1,5 bilhão em relação a 2014.

Solar - A queda acentuada dos custos dos equipamentos solares está catalisando as construções e estimulando o crescimento dessa fonte. O investimento em energia solar em países do Climatescope aumentou em 43%, chegando a US$ 71,8 bilhões em 2015. Os leilões realizados para contratação de energia destacaram que, em questão de custo, a energia fotovoltaica agora pode competir e derrotar projetos de combustíveis fósseis em alguns países.

GD - Energia solar barata, modelos de negócios inovadores e uma nova geração de empresários estão revolucionando a forma como as questões de acesso à energia são abordadas em nações menos desenvolvidas. Novos participantes focados em soluções "off-grid" ou "mini-grid" estão desafiando a suposição de que apenas uma rede elétrica interconectada pode atender às necessidades dos 1,2 bilhão de habitantes mundiais sem acesso adequado à energia. Uma grande quantidade dessas start-ups é financiada por fundos privados, e ao todo conseguiram angariar mais de US$ 450 milhões ao longo de 2015.

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Bruno Moreno, da FGV Energia: A crise do Rio de Janeiro impulsionando a microgeração distribuída

Não é novidade para nenhum fluminense que o estado do Rio de Janeiro está passando por problemas sérios de crise financeira. Desde a assunção do último governo, vem circulando em diversas mídias declarações do governo estadual dizendo que o estado está passando por sérios problemas de caixa.

Com esse cenário, algumas ações estão sendo tomadas com o intuito de aumentar a arrecadação do governo. Uma delas ocorridas recentemente, foi a aprovação na ALERJ para aumentar alíquota de ICMS em diversos produtos e serviços, sendo um deles a energia elétrica para consumidores residenciais. Esta foi uma das medidas do pacote anticrise do governo. No entanto, a Justiça suspendeu tal decisão de aumento do ICMS, alegando que houve fato grave no processo legal durante a tramitação da aprovação do projeto de lei. De qualquer forma, vale a reflexão de quanto isso impactaria a vida do consumidor de energia elétrica do estado.

A tarifa de energia sofre a tributação de quatro impostos: dois federais, PIS e COFINS; um estadual, ICMS; e um municipal, CIP. O ICMS é o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços e é, geralmente, a maior alíquota que pagamos sobre a energia elétrica.

O estado do Rio de Janeiro apresenta a tributação por faixa de consumo, onde o consumo maior que 300 kWh/mês apresenta uma tributação de 29%, sendo um dos estados que apresentam maior alíquota de ICMS na energia elétrica. A proposta aprovada pela ALERJ no último dia 13/12 e suspensa pela justiça no dia seguinte faria com que a alíquota de um consumo acima de 350 kWh/mês aumentasse para 32%.

Essa medida, indiretamente, impactaria o mercado de microgeração distribuída no estado, uma vez que, de acordo com a Resolução Normativa ANEEL 482/12, uma unidade consumidora/geradora pode injetar o excedente de energia gerada na rede de distribuição quando não tiver ocorrendo o consumo, acumulando créditos que serão descontados nas próximas faturas de energia elétrica.

A viabilidade econômica destes projetos de microgeração, em sua maioria por meio de fonte solar, depende do custo evitado pela instalação destes equipamentos, que será maior quanto maior for a tarifa de energia e sua tributação.

Deste modo, para projetos baseados em sistemas fotovoltaicos, estudo realizado pela FGV Energia estima que essa mudança na tributação do ICMS pode acarretar em um aumento de 30% no VPL de um projeto de microgeração para uma residência. O aumento da TIR ocorre com aproximadamente 1 ponto percentual. Cabe ressaltar que há uma expectativa ainda maior da redução de custos dos módulos fotovoltaicos, a parte mais cara do sistema, devido a entrada de fabricantes no país, como ocorreu com a Canadian Solar que inaugurou sua fábrica no Brasil esse mês, reduzindo o CAPEX de um projeto fotovoltaico e aumentando o retorno do investidor.

De fato, o consumidor de energia elétrica no Brasil está ficando cada vez mais empoderado. Outrora, uma mudança que altera o custo de energia elétrica iria afetar o consumidor, que por sua vez não teria qualquer opção, arcando com tal aumento e encarecendo o seu custo de vida. Hoje, se a tarifa da distribuidora aumenta, ou sua tributação, o consumidor tem a opção de instalar o seu sistema de microgeração e reduzir o consumo da rede, diminuindo seus gastos com energia. Os tempos são de mudança, aumentando a participação ativa do consumidor de energia no Sistema Elétrico Brasileiro.

Bruno Moreno é engenheiro ambiental, mestrando na área de sistemas computacionais e pesquisador na FGV Energia, Centro de Estudos em Energia da Fundação Getúlio Vargas

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Medidas para reduzir sobrecontratação não evitam controvérsias com distribuidoras

As medidas aprovadas pela Agência Nacional de Energia Eletrica para reduzir os impactos da sobrecontratação de energia das distribuidoras não foram suficientes para resolver as controvérsias em relação aos custos que devem ser repassados às tarifas das empresas. Várias delas pedem, por exemplo, o reconhecimento integral, como exposição involuntária, do volume excedente de energia resultante da contratação compulsória no Leilão A-1 de 2015.

O processo com parecer contrário da área técnica em relação ao pedido seria votado pela diretoria da Aneel na reunião do último dia 13, mas foi retirado de pauta, após a entrega de  manifestação por escrito da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica. No documento, a Abradee analisa uma série de acontecimentos que levaram à aquisição de quantidades de energia além do necessário.

A associação defende a inclusão dos efeitos da contratação obrigatória no A-1; da migração de consumidores especiais para o ambiente de livre comercialização; da compra de energia em regime de cotas, que impediu a redução anual pelas empresas de cerca de 500 MW médios; dos montantes de energia que deixaram de ser reduzidos em 2015 e em 2016, em consequência do adiamento da revisão das garantias físicas das hidrelétricas; dos contratos por disponibilidade de usinas com custo superior ao teto do Preço de Liquidação das Diferenças e dos contratos de energia existente sem previsão de redução unilateral de 35 MW médios por ano.  

“A discussão tem que ser mais aprofundada”, defende o presidente da Abradee, Nelson Leite. Os distribuidores reconhecem que existe uma serie de esforços para mitigar a sobrecontratação, mas cobram uma decisão mais completa, de preferência até o fim do ano, periodo em que as empresas estão fechando os balanços. A solução, para o executivo, “é  tirar essa condição de risco da distribuidora”, apontada como determinante na degradação da qualidade do serviço prestado pelas empresas.

O argumento da Abradee é de que as empresas não foram responsáveis pela saída de consumidores para o mercado livre, e, mesmo em um cenário de PLD alto, esse risco é indesejável, porque traz impactos na própria segurança jurídica e no ambiente de negócios. A questão, alerta o diretor da associação Marco Delgado, não pode ser tratada de maneira oportunista, considerando os períodos de benefícios da alta ou da queda do PLD. “O que vai trazer benefícios pra todo mundo é a estabilidade regulatória”, pondera o executivo. “Quando o PLD estava a R$ 238 MWh nossos pedidos foram colocados lá. Nossa posição foi discutida. Tem uma visão maior que é não alocar esse tipo de risco.”

A Abradee destaca que a legislação já estabelecia em 2004 a possibilidade de redução unilateral de contratos pelas distribuidoras, em razão da saída de consumidores para o mercado livre, mas algumas decisões tornaram mais difícil a aplicação dessa regra. Uma série de medidas econômicas adotadas pelo governo nos últimos anos também produziram impactos sobre a economia e foram determinantes no atual cenário de sobrecontratação.

Outro fator que levou à retração do consumo foi a mudança do sinal de preços com a introdução do mecanismo de bandeiras tarifarias, agravada depois pela migração maciça de consumidores para o ACL, e pela compra de energia existente no A-1 em 2015.   

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Itaipu chega perto dos 100 milhões de MWh apostando na eficiência

A hidrelétrica de Itaipu (14.000MW) já produziu 98,8 milhões de MWh, com a expectativa de atingir a marca inédita de 100 milhões na próxima quarta-feira, 21 de dezembro. A previsão da companhia é fechar 2016 com uma produção superior a 102 milhões de MWh. Para fins de comparação, a chinesa Três Gargantas, a maior hidrelétrica do mundo em capacidade instalada (22.500 MW), fechou novembro com a geração em torno de 83 milhões de MWh e prevê uma produção total de 90 milhões de MWh em 2016. Confirmadas as projeções, a vantagem final de Itaipu será de mais de 10 milhões de MWh, o equivalente a mais de um mês de geração.

Para o diretor técnico da companhia, Airton Dipp, o título de maior produtora de energia hidrelétrica do mundo não representa apenas um status para Itaipu, mas significa que a usina traz ainda mais benefícios ao Brasil e ao Paraguai. A produção maior deste ano fez com que aumentasse a participação de Itaipu nos mercados do setor elétrico brasileiro e paraguaio. “Hoje, Itaipu responde por 18% do consumo nacional, quatro pontos percentuais a mais do que o registrado no ano passado, e por 82% da demanda do Paraguai, ante 76% em 2015”.

O aumento da produção também se reflete em mais royalties (indenização pela exploração do uso da água para a geração de energia elétrica), pagos ao Brasil e ao Paraguai. Como o cálculo é feito com base na variação do dólar – e como a moeda americana se valorizou frente ao real -, o repasse de royalties a partir da produção deste ano será 15% maior. Desde o início do pagamento, em 1985, a soma dos royalties pagos pela Itaipu para os dois países passa de US$ 10 bilhões.

Além da disponibilidade de água, outros três fatores são determinantes para que uma hidrelétrica produza energia: unidades geradoras em condições operacionais, linhas de transmissão idem e consumo. “Água e consumo são variáveis que não controlamos. Então, nosso papel é atuar no sentido de que as unidades geradoras e os sistemas de transmissão não sejam fatores limitantes para a produção. Se temos sucesso, para o consumidor, é como se esses fatores fossem infinitos”, explica o superintendente de Operação da Itaipu, Celso Torino.

Para maximizar a disponibilidade de suas unidades geradoras, a Itaipu aprimorou, a partir de 2011, seu modelo de gestão operacional, que incorpora princípios da Engenharia de Produção e que pressupõe um maior entrosamento entre as equipes de Engenharia, Obras, Manutenção e Operação da usina. A ideia é aproveitar da melhor forma possível toda água que chega ao reservatório. Os resultados desse modelo de gestão ficam claros se observada a evolução da produção e dos índices de produtividade da usina. Em 2008, por exemplo, ano em que a Itaipu estabeleceu um recorde mundial com 94,6 milhões de MWh, a Itaipu registrou um aproveitamento de 97,6% de seus recursos hídricos. Ou seja, de toda água do rio Paraná que chegou à usina e poderia ser transformada em energia, 97,6% foram realmente utilizados, um desempenho excepcional até então.

A partir de 2012, esse índice tem sido sempre superior a 96%, tendo chegado a 99,3% em 2014. Para este ano, em que a usina está registrando novo recorde mundial com mais de 100 milhões de MWh, o índice deverá novamente ultrapassar os 96%. Alguns fatores externos contribuíram para esse número não ter sido ainda melhor como, por exemplo, a retração da economia, que impacta sobre a demanda por energia.

O modelo de gestão operacional foi batizado internamente de “dança com as águas”, o que já dá uma ideia de seu conceito. Tudo começa pela área de Hidrologia, que mantém um acompanhamento ininterrupto do comportamento do reservatório, seus afluentes e das chuvas na bacia hidrográfica do Paraná. Os dados fornecidos por essa área são determinantes para as tomadas de decisão das demais áreas ligadas à produção de energia, que dentro de determinados princípios e limites têm a missão de providenciar o melhor uso da água.

Por incorporar princípios de engenharia de produção, a água é tratada como um recurso dentro de uma cadeia de suprimento. “Dentro dos fatores determinantes para a produção, o consumidor é mais previsível. Se está fazendo calor, há mais consumo. Aos domingos e durante as madrugadas, a demanda cai. Então, se buscamos a eficiência na produção, nossas ações devem se pautar a partir do comportamento da água”, completa Torino.

O departamento de hidrologia emite boletins diários, com dados que abrangem desde as próximas horas até previsões para 10 dias. “O cenário para os dias seguintes é diariamente atualizado e aperfeiçoado. E a operação pode estimar se poderá contar com a água que está chegando ou se terá que usar do estoque do reservatório”, afirma Rafael de Souza Favoreto, gerente da Divisão de Programação e Estatística. O cenário também é estimado com o conhecimento das condições previstas e futuras dos sistemas elétricos do Brasil e do Paraguai que podem impactar em Itaipu.

Os dados são captados automaticamente por cerca de 40 estações do chamado Sistema de Telemetria Hidrometeorológica (STH) e enviados a uma estação central. A usina utiliza ainda dados de sistemas meteorológicos, como imagens de satélite, imagens de radar e localização de descargas elétricas, por meio de convênios com o Sistema Meteorológico do Paraná (Simepar) e Dirección Nacional de Aeronáutica Civil (Dinac), do Paraguai.

A experiência de quase 33 anos de geração da Itaipu, soma-se um aperfeiçoamento contínuo dos modelos que projetam o comportamento e a propagação da água na bacia hidrográfica. “Quanto mais preciso é o boletim hidrometeorológico, melhor é o planejamento da produção para os dias seguintes”, resume Alberto de Araújo Bastos, gerente do Departamento de Operação do Sistema.

A previsão vai para a área de planejamento da operação que, por sua vez, recebe da Ande (no Paraguai), e da Eletrobras e do Operador Nacional do Sistema (no Brasil) a previsão de demanda por energia nos dois países. A operação busca, então, adequar o aproveitamento máximo da água aos horários de maior consumo. Paralelamente, são também adequadas as ações de manutenção e obras que possam envolver parada de máquinas. Estas costumam ocorrer em datas mais adequadas e dentro de determinados limites, e podem ser adiantadas ou postergadas em função do melhor aproveitamento da água.

Normalmente, a Itaipu opera com a disponibilidade de 19 unidades geradoras e uma em manutenção. Das 20 unidades, 10 estão no setor de 50 Hertz e 10 no de 60 Hertz. A flexibilidade adotada pela usina também implica em utilizar mais água em um ou outro setor, conforme o cenário. “Se a previsão de consumo da Ande não se confirma, por exemplo, isso significa que há mais energia disponível para o Brasil ou vice e versa, e os ajustes são feitos em tempo real, na Sala de Despacho de Carga”, exemplifica Rodrigo Gonçalves Pimenta, da Divisão de Operação do Sistema. Outras variáveis que influenciam na gestão da produção vêm das equipes que supervisionam o funcionamento das máquinas e toda a usina na Sala de Supervisão e Controle Central. As unidades geradoras dispõem de uma série de sensores que podem disparar alarmes, sinalizando algum tipo de mau funcionamento, como uma elevação anormal da temperatura.

As equipes, então, têm de avaliar se se trata de uma anomalia que precisa ser resolvida na hora, com desligamento da máquina, ou se pode ser consertada sem interrupção da geração. Ou, ainda, se pode ser momentaneamente conviver com a anomalia e programar a intervenção para um momento de baixo consumo. Porém, antes de manter as máquinas em operação, há três pilares básicos que norteiam a tomada de decisão: se implica em algum risco para os trabalhadores ou para o meio ambiente; ou se há risco para os equipamentos ou ativos da usina; ou, ainda, se a própria produção de energia pode ser colocada em risco.

É uma análise de risco que podem envolver pessoas comprometidas e capacitadas de pelo menos três áreas da técnica: operação do sistema, operação da usina e manutenção. “Algumas ações de manutenção, obras ou montagens são feitas com as máquinas operando. É como se consertássemos um avião em pleno voo”, compara o Douglas Teixeira Barreto, da Divisão de Operação da Usina e Subestações.  “Uma decisão errada pode levar, no mínimo, a uma perda de eficiência na produção”, completa Paulo Zanelli Júnior, da mesma área. A comparação com a aeronáutica guarda outro paralelo em relação à solução de panes. Assim como pilotos são treinados para uma série de procedimentos que são adotados em situações críticas, a gestão da produção hidrelétrica também adota sequências de comandos específicos para emergências.

Conforme explica Rui Jovita Godinho Correa da Silva, gerente da Divisão de Estudos Elétricos e Normas, a Itaipu promoveu ao longo dos anos uma série de estudos que permite à operação saber o que deve ser feito quando surgem imprevistos, como a queda de linhas de transmissão, por exemplo. “Hoje, a grande maioria das ocorrências está prevista e os operadores sabem as medidas que precisam ser adotadas”, garante.

A evolução da gestão de crise também permitiu diminuir eventuais gargalos na transmissão. Em eventos extremos, como, por exemplo, a realização da Copa do Mundo, das Olimpíadas ou de uma visita papal, em que o setor elétrico precisa operar dentro de uma faixa mais restritiva em prol da extrema segurança a disponibilidade de carga da Itaipu para o Brasil costumava ser reduzida dos habituais 7 mil MW para 3 mil MW.

Com a evolução dos procedimentos de operação da usina, essa carga hoje é restringida em 4,9 mil MW, o que, além do ganho de potência, representa também maior confiabilidade para o sistema. Da mesma forma, estudos e ações de médio e longo prazo são adotados por todas as áreas da Diretoria Técnica da Itaipu, para que as restrições de produção sejam sistematicamente evitadas ou eliminadas.

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Frustração de obras faz Aneel apertar regra para leilão de linhas de R$ 12,7 bilhões

A Agência Nacional de Energia Elétrica autorizou nesta sexta-feira, 12 de dezembro, a abertura da audiência pública para discutir a realização do próximo leilão de linhas de transmissão. O certame terá regras mais rígidas para a habilitação dos participantes. O objetivo é impedir a participação de agentes que não tenham capacidade técnica e financeira para executar as obras. Previsto para ser realizado no primeiro semestre de 2017, o leilão terá 34 lotes, 7.373 quilômetros de linhas de transmissão e 13.172 MVA de capacidade de transformação, com investimentos estimados em R$ 12,7 bilhões.

Segundo do diretor da Aneel André Pepitone, o leilão será composto por empreendimentos inéditos, por obras que não foram executas no passado por empresas como a Braxenergy, MGF, Isolux e, possivelmente, da Abengoa (a depender a conclusão do processo de caducidade); e por lotes que já foram licitados, mas não tiveram interessados em outras oportunidades.

O edital terá aperfeiçoamentos que visam melhorar o processo de habilitação dos agentes. Haverá regras mais claras quanto a execução de garantias financeiras caso o agente descumpra as regras do edital. Para participar, o agente precisará apresentar uma espécie de "carta fiança" que assegura que o plano de negócio proposto para o empreendimento almejado tem viabilidade financeira e econômica. Essa carta precisa ser emitida por instituição financeira e por uma auditoria independente, aferindo que o plano é factível. Em contrapartida, a Aneel reduziu o percentual da garantia de fiel cumprimento de 10% para 5% do valor do investimento.

O prazo entre a publicação do edital e a realização do certame também foi ampliado de 30 dias para 60 dias, atendendo a um pleito dos agentes que pediam mais tempo para analisar os empreendimentos e preparar suas propostas. A audiência pública para discussão do edital ficará aberta entre 20 de dezembro 2016 a 23 de janeiro 2017. Em relação a execução do leilão, haverá a possibilidade de interrupção do certame por 30 minutos após 3 horas de disputa. Ao final, haverá uma espécie de "repescagem" para os lotes que não receberam proposta no decorrer do leilão.

Segundo a Aneel, os empreendimentos estão localizados em 16 estados: Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Mato Grosso do Sul, Pará, Paraná, Pernambuco, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, São Paulo e Sergipe, com expectativa de geração de 27.415 empregos diretos. As instalações de transmissão deverão entrar em operação comercial no prazo de 36 a 60 meses a partir da assinatura dos respectivos contratos de concessão.

 

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Indústria cobra qualidade no fornecimento de energia

Divulgado nesta quinta-feira, 15 de dezembro, um levantamento feito pela Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan) aponta para necessidade de revisão do sistema regulatório da qualidade da energia elétrica para a melhoria no fornecimento para a indústria nacional. De acordo com a Firjan, é essencial o ajuste no mecanismo de incentivos utilizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica para que seja compensatória a relação entre o investimento e o benefício de se obter o nível de qualidade adequado.

A Firjan também defende a mensuração de interrupções inferiores a três minutos, além da adoção de abordagem regulatória em que se possa distinguir o nível de qualidade adequado para cada tipo de consumidor. Para as indústrias, o foco seria na segurança e na confiabilidade do fornecimento.

A análise da federação das Indústrias teve como base os resultados dos indicadores coletivos de continuidade da Aneel: DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora). As medidas de melhoria foram sugeridas por conta dos prejuízos para a indústria, principalmente pela interrupção da produção, a inutilização de material, a perda de dados com a queda nos sistemas e o acionamento de geradores. 

De acordo com a Aneel, em 2015, o Brasil registrou 18h35 de interrupções no fornecimento de energia, sendo que, atualmente, o limite permitido é de 13h56. O tempo foi 31 minutos superior ao registrado em 2014. Um relatório do Conselho de Reguladores de Energia da Europa mostra que a Alemanha, por exemplo, registra 16 minutos e, o Reino Unido, 55 minutos. 

Com relação à frequência, a Aneel aponta, em média, dez interrupções por consumidor no Brasil. Apesar de pequena melhora na comparação com 2014, a marca ainda é muito alta para um país que precisa se manter economicamente competitivo, alerta a Firjan. A federação também ressalta que o diagnóstico feito em conjunto com o indicador de duração mostra que as interrupções foram mais longas, já que ocorreram menos vezes.

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Governo estuda descontratar energia de reserva para reduzir sobras, diz EPE

O presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Luiz Barroso, explicou que o governo não tinha como justificar a contratação de nova capacidade de geração uma vez que há um "excesso de oferta brutal" no sistema causado pela desaceleração da economia do país e do consumo de energia.

Nesta quarta-feira, 14 de dezembro, o Ministério de Minas e Energia anunciou o cancelamento do leilão de reserva previsto para ser realizado em 19 de dezembro, com prazo de suprimento para julho de 2019. A medida foi justificada pelo excesso de oferta de energia do sistema.

Segundo Barroso, neste momento há um grupo de trabalho no ministério estudando a melhor forma para realizar a descontratação de parte dessa energia, considerando que alguns projetos sinalizam que não vão sair do papel. "O governo quer buscar um mecanismo de mercado, possivelmente leilão de descontratação, que permita descontratar essa oferta que não vai entrar", explicou o executivo em entrevista em Brasília.

"Esse mecanismo só pode ser implementado caso seja demonstrado que o sistema tem excesso de oferta e lamentavelmente o sistema tem um excesso de oferta brutal. E esse excesso só tem a perspectiva de ser amplificado à medida que o cenário econômico tem uma piora nos seus números", completou. Para Barroso, seria injustificável pedir para o consumidor pagar por uma energia que ele não necessita. "Quando a gente junta esses dois ingredientes [desaceleração da economia e excesso de oferta], é difícil justificar tecnicamente pela ótica energética a compra de oferta quando não há demanda."

 

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