Custo da energia para indústria do RJ é 24,8% maior que a média nacional

O custo médio da energia para as indústrias fluminenses é 24,8% superior à média nacional, de acordo com a publicação "Quanto custa a energia elétrica para a pequena e média indústria no Brasil?", da Federação das Industrias do Estado do Rio de Janeiro. O estudo atualizado periodicamente pela entidade, com base em informações oficiais, mostra que a tarifa média da indústria do estado com tributos é a mais elevada entre as 27 unidades da federação: R$ 628,83/MWh. Os dados são do mercado regulado.

A media nacional é de R$ 504/MWh e refere-se aos processos tarifários das distribuidoras em 2016. Após um aumento médio de 48,2% entre 2013 e 2015, o custo médio da energia para indústria teve redução, em termos reais, de 10,7% no ano passado. 

O documento da Firjan afirma que a indústria do estado tem “a pior situação de competitividade no que diz respeito ao custo de eletricidade”. Comparado aos demais estados da região Sudeste, esse custo é 11,9% superior ao do Espírito Santo, 25,7% ao de Minas Gerais e 29,5% maior que o de São Paulo. Em relação ao Amapá, estado com menor tarifa média, a diferença é de 132%.

O estudo conclui que é necessária a redução das perdas das distribuidoras resultantes do furto de energia, e “intensificadas políticas públicas que permitam o acesso seguro das equipes das concessionárias aos locais de risco.” Defende também que a tributação do ICMS seja equiparada à dos demais estados, para que as tarifas estejam em niveis mais condizentes com o resto do país. 

A federação sugere mudanças para restabelecer a competitividade da indústria local, como a alteração dos critérios de contratação de energia em leilões para diversificação da matriz e contratação de térmicas a custos menores. Cita também a redução dos atrasos das obras de usinas e de linhas de transmissão; ampliação do acesso dos consumidores industriais ao mercado livre; o desenvolvimento de um mercado de energia elétrica com preço diferenciado para a indústria; o aumento do combate às perdas e redução da tributação, entre outras medidas.

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Em 48h, mais de 10 mil clientes demonstram desejo ter usina solar em Santa Catarina

A Celesc informou que a procura para participar do programa Bônus Fotovoltaico ultrapassou 10 mil inscritos em pouco mais de 48 horas, superando a expectativa da concessionária e demonstrando o grande interesse do consumidor catarinense em gerar sua própria energia em casa. A iniciativa, lançada na última segunda-feira, 20 de fevereiro, prevê subsidiar a compra de mil microssistemas solares para residências na área de concessão da Celesc D, em Santa Catarina.

Em algumas regiões, as vagas foram preenchidas em apenas trinta minutos. O cadastro ainda ficará disponível para lista de espera. “Essa grande procura realmente nos surpreendeu. Os catarinenses demonstram a disposição em economizar dinheiro e energia, investindo em tecnologias com uso de fontes renováveis. Ficamos muito satisfeitos de abrir esse caminho em prol da sustentabilidade”, disse o presidente da Celesc, Cleverson Siewert, em nota à imprensa.

O investimento total no projeto está estimado em R$ 17 milhões, sendo 60% desse valor (R$ 11,3 milhões) custeado com recursos do Programa de Eficiência Energética da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o qual determina que a distribuidora destine 0,5% do seu faturamento para programas de conservação de energia. Os consumidores selecionados receberão um kit com um sistema fotovoltaico de 2,6 kWp e um inversor, pagando como contrapartida 40% do custo do equipamento, algo entorno de R$ 6,7 mil.

Poderão participar clientes que estiverem adimplentes com a concessionária, com perfil de consumo de 350 kWh/mês, ter uma área mínima disponível de telhado de 20 metros quadrados, livre de sombreamento, e com angulação e posição que viabilize a geração solar. Com a geração estimada mensal de 283,25 kWh, o sistema deverá proporcionar uma economia na fatura de energia de R$ 154,23/mês, o que permitirá ao cliente beneficiado com o sistema obter o retorno do seu investimento em um prazo de 42 meses.

Aquisição, instalação e manutenção dos equipamentos (módulo e inversor) serão realizados pela Engie Brasil Geração Solar Distribuída, braço do grupo Engie (ex-Tractebel), vencedora da licitação. Cada residência receberá 10 painéis solares produzidos pela chinesa JA Solar e um inversor de frequência da ABB. A expectativa é que até final de 2017 todos os sistemas estejam operando, dobrando a potência total instalada de geração distribuída do Estado dos atuais 2,8 MW para 5,4 MW. Todas as microusinas serão monitoradas até janeiro de 2019 e receberão manutenção pela Engie. Após esse período, o consumidor fica responsável pela manutenção dos equipamentos.

“A alta adesão já no primeiro dia é uma garantia para o sucesso do projeto. Mostra que Santa Catarina está muito atenta para inovações, como a energia solar. Uma tecnologia que, além de gerar benefício econômico, representa um relevante bem ao meio ambiente”, disse presidente da Engie Solar, Rodolfo Sousa Pinto.

Segundo a Celesc, até as 12 horas desta quarta-feira, 22 de fevereiro, houve a inscrição de 10.157 unidades consumidoras. Desse total, 4.373 atenderam as exigências iniciais (estavam adimplentes, com cadastro atualizado e com consumo médio de 350 kWh / mês). Os primeiros mil inscritos passarão por análise técnica "in loco", para verificar a viabilidade do local para o recebimento da usina solar; os 3.373 ficarão em uma lista de espera.

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Indenizações de transmissão chegarão a R$ 62 bilhões nos próximos oito anos

O valor total da indenização a ser paga pelas instalações de transmissão existentes em maio de 2000 será de R$ 62,2 bilhões. O custo será pago em oito anos a partir de 2017 por consumidores livre e cativos. O impacto médio para os consumidores das concessionárias de distribuição em 2017 é calculado em 7,17% (variação de 1,13% a 11,45%), considerando o valor de R$ 10,8 bilhões pagos esse ano. O efeito é parcial, já que a tarifa de transmissão é apenas um item de custo da fatura de energia. O valor previsto pela Aneel ao abrir audiência pública no ano passado era de R$ 65 bilhões.

A indenização será paga às empresas Eletrobras (Chesf, Furnas, Eletrosul e Eletronorte), CTEEP, Copel GT, CEEE GT e Celg GT. Ela inclui a parcela financeira de R$ 35,2 bilhões relativa ao custo de capital não foi incorporado entre janeiro de 2013 e junho de 2017, e que será atualizada ano a ano. Para esse ano, haverá um financeiro de R$ 5,8 bilhões, ao qual serão somados outros R$ 5 bilhões da parcela econômica da RAP. Essa parcela econômica é formada por bens que ainda não foram indenizados e que serão depreciados nos próximos oito anos. Caso a indenização fosse paga integralmente em 2017, o valor total seria de R$ 54,4 bilhões.

A indenização das instalações antigas da Rede Básica foi calculada a partir de laudos apresentados à Aneel, mas alguns desse laudos ainda não foram validados e podem passar por ajustes, com a atualização dos valores pelo IPCA. Há recursos como o da CTEEP que ainda serão analisados pela Aneel, e empresas cujos laudos ainda não foram aprovados, explicou o diretor-geral, Romeu Rufino. 

Para o diretor Reive Barros, relator do processo, há alternativas que poderiam ter sido consideradas pelo Ministério de Minas e Energia na Portaria 120 – que tratou do processo de indenização – para reduzir o impacto da parcela financeira de R$ 35 bilhões. Esse valor deveria ter sido pago em 2013 e forma a maior parcela incluída três anos depois na conta do consumidor. “A preocupação é grande, porque estamos falando de um volume considerável de recursos”, disse o diretor.

Ele revelou que pretende levar ao ministério a sugestão de que os R$ 35 bilhões sejam liberados de uma só vez para as transmissoras, por meio de um empréstimo  do BNDES cujo valor as empresas poderiam usar nos projetos arrematados em futuros leilões de transmissão. “Uma vez sendo liberado esse crédito, daríamos um waiver de cinco anos, para o consumidor pagar isso em oito anos. E, no primeiro momento, poderia ser taxa de juros zero. Ou, se não, que fossem juros subsidiados.” 

O pagamento da indenização foi questionado pelo presidente da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores industriais de Energia e de Consumidores Livres Edvaldo Santana. Para o executivo, esse valor só poderia ser pago nas hipóteses de reversão dos bens para a União ou de extinção das concessões, o que não ocorreu.

O presidente da Associação Brasileira de Grandes Transmissoras de Energia, Mario Miranda, afirmou que todo o processo de indenização seguiu o rito legal e regulatório vigente. “Caso não existisse a lei (12.783), os ativos seriam indenizados de uma vez no encerramento das concessões em julho de 2015”, disse. Segundo Miranda, a proposta busca corrigir pelo menos em parte as distorções da legislação.

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Rio Energy recebe financiamento do BNDES de R$ 848 mi para complexo eólico

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social aprovou financiamento no valor de R$ 847,9 milhões para implantação de oito parques eólicos que formam o Complexo Serra da Babilônia, na Bahia. O empréstimo representa 57% do investimento total da Rio Energy, no valor de R$ 1,48 bilhão, que proporcionará capacidade geradora de energia 223,25 MW, o equivalente ao consumo de 480 mil residências.

Os oito parques eólicos serão instalados nos municípios de Morro do Chapéu e Várzea Nova, na Bahia, assim como os sistemas de transmissão e, ainda, os investimentos sociais a serem realizados na região. Esse projeto se sagrou vencedor do 2º leilão de energia de reserva, em novembro de 2015, com prazo de fornecimento de 20 anos.

Ao todo, serão instalados 95 aerogeradores, com potência nominal de 2,35 MW e rotor de 98 metros de diâmetro. O projeto será conectado ao Sistema Interligado Nacional do Brasil (SIN) subestação de Morro do Chapéu II, de 230 kV, localizada a aproximadamente 75 Km do complexo eólico da Serra da Babilônia, em Morro do Chapéu (BA). A previsão de início de operação dos parques eólicos é em novembro de 2018.

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União pode ter de rever projeto de compra de energia

A ideia do governo de comprar energia no mercado livre e economizar 20% em gastos com a conta de luz pode não se concretizar. O assunto causou mal-estar, pois essa energia é subsidiada e o Ministério de Minas e Energia (MME) deve rever esse tipo de benefício este ano, o que pode retirar a atratividade do ambiente livre. Já as distribuidoras de energia avaliam que a compra de energia nesse mercado é uma forma de elisão fiscal. 

Ao fazer o anúncio na semana passada, o ministro do Planejamento, Dyogo Oliveira, surpreendeu o MME. Ele não consultou o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, sobre o assunto, segundo apurou o Estado. Procurado, o Planejamento não respondeu até a publicação da reportagem. Uma das razões que explica a potencial economia anunciada por Oliveira é o fato de os clientes do mercado livre não pagarem a parcela referente ao empréstimo bilionário às distribuidoras de energia. Arquitetado pelo próprio governo em 2014, para evitar um tarifaço em pleno ano eleitoral, o financiamento começou a ser pago em 2015 e onera a conta de luz até 2020. 

Para uma fonte do MME, seria, no mínimo, deselegante que o governo deixasse de pagar uma conta que ele mesmo criou, até porque esse benefício não está disponível para todos. Por terem um consumo muito baixo, os consumidores residenciais não podem migrar para o ambiente livre. A fonte avalia que é preciso corrigir as distorções do mercado livre antes que o governo pense em comprar energia nesse ambiente. Essa energia recebe um desconto de 50% nas taxas de uso do sistema, um dos subsídios que torna o preço no mercado livre mais barato. Esse é um dos benefícios que vão passar por reavaliação do governo e podem não ser mantido a partir do ano que vem. Neste ano, a conta de subsídios paga pelo consumidor e repassada a diversos grupos de interesse vai atingir R$ 13,904 bilhões.

Elisão fiscal

O Estado teve acesso a uma carta enviada pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) ao ministro Oliveira. No documento, com data de terça-feira, a entidade manifesta preocupação com os planos do governo e afirma que a migração para o mercado livre pode representar elisão fiscal - ou seja, planejamento tributário que visa a pagar menos impostos.
A elisão fiscal aconteceria porque o valor médio da energia ofertada pelas distribuidoras e pelas comercializadoras do mercado livre é o mesmo e gira em torno de R$ 160 por MWh. Mas, de acordo com a carta, as concessionárias adicionam, na conta final, R$ 40 por MWh para pagar o empréstimo aos bancos. Para o presidente da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia, Reginaldo Medeiros, o governo tem o direito de gerir seu consumo e comprar energia no mercado livre.

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CCEE: Produção de energia eólica cresce 55% em 2016

A produção de energia eólica no Brasil cresceu 55,1% em 2016, segundo dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Com 3.651 MW médios, o desempenho das usinas em operação no Sistema Interligado Nacional foi 1.297 MW médios superior ao registrado em 2015, quando a geração alcançou um total de 2.347 MW médios

Os dados da CCEE também indicam que, ao final de 2016, os 402 empreendimentos eólicos em operação no Sistema alcançaram 10.221 MW em capacidade instalada, ou seja, incremento de 23,5% frente aos números do ano anterior (8.277 MW), quando havia 325 projetos em funcionamento no país.

O bom desempenho das usinas eólicas fez com que a fonte aumentasse sua representatividade em toda a geração de energia do país. Em 2016, elas representaram 6% da produção, o que significa dois pontos percentuais de acréscimo.

O Rio Grande do Norte permanece como principal produtor de energia eólica no Brasil. As usinas potiguares produziram 1.206 MW médios no período, aumento de 50% em relação a 2015. O levantamento aponta o estado da Bahia na segunda colocação com 693 MW médios (+54%), seguido pelo Ceará que alcançou 668 MW médios (+29%) e o Rio Grande do Sul com 519 MW médios (+39%) produzidos no primeiro semestre.

O levantamento da CCEE também confirma o estado do Rio Grande do Norte com a maior capacidade instalada, somando 3.181 MW, aumento de 27,5% em relação ao ano anterior. Em seguida, aparece o Ceará com 1.930 MW (+22,6%), a Bahia com 1.750 MW (+21,5%) e o Rio Grande do Sul com 1.621 MW (+6,8%).

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State Grid prevê captar R$3,2 bi com debêntures para obra de Belo Monte

A chinesa State Grid prevê captar cerca de R$ 3,2 bilhões com a emissão de debêntures de infraestrutura para financiar a construção do segundo linhão de ultra-alta tensão que vai conectar a hidrelétrica de Belo Monte, no Pará, ao sistema elétrico do Sudeste, segundo apresentação da empresa vista pela Reuters.
O linhão, com cerca de 2,5 mil quilômetros, está orçado em R$ 8,7 bilhões, e a empresa ainda espera contar com R$ 2,95 bilhões em empréstimo do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), aponta o material da empresa, disponibilizado nesta quarta-feira no site da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

O segundo linhão de Belo Monte precisa iniciar operação em dezembro de 2019. Um primeiro linhão, que está sendo construído pela State Grid em parceria com a Eletrobras, precisa estar pronto em fevereiro de 2018.

A emissão das debêntures está prevista para acontecer em três séries, em fevereiro de 2018, fevereiro de 2019 e fevereiro de 2020.

Até o momento, os chineses já aportaram 543 milhões de reais no empreendimento, e o valor deverá alcançar um acumulado de R$ 1,1 bilhão até março, se o licenciamento ambiental do projeto for liberado e as obras forem iniciadas em abril, conforme prevê atualmente o cronograma da State Grid.



A expectativa inicial da empresa era ter as licenças ambientais no início deste ano. Recentemente, uma fonte disse à Reuters que o Ibama deve liberar a licença prévia do linhão ainda neste mês.

Em um resumo da situação do empreendimento apresentado ao regulador, a State Grid disse ainda que utilizará equipamentos fabricados no Brasil e na China no linhão.

Serão produzidos localmente os equipamentos de corrente alternada, filtros e transformadores YD, enquanto a companhia comprará da China os equipamentos corrente contínua, válvulas, transformadores YY e sistemas de proteção e controle.

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Aneel aprova adicionais tarifários das bandeiras para 2017

A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou as faixas de acionamento e os adicionais das bandeiras tarifarias para 2017. O acréscimo tarifário da bandeira amarela aumentou de R$ 1,50 para R$ 2,00 a cada 100 kWh consumidos. Na bandeira vermelha, o adicional foi mantido em R$ 3,00 na primeira faixa e reduzido de R$ 4,50 para R$ 3,50 a cada 100 kWh. O valores valem a partir de 1º de fevereiro.

A Bandeira Tarifária é um mecanismo que indica mês a mês o custo de geração de energia. A bandeira verde é acionada quando o Custo Variável Unitário da última usina a ser despachada no sistema é inferior a R$ 211,28/MWh. Nesse caso, não há cobrança adicional na fatura de energia.

Para um CVU entre R$ 211,28/MWh e R$ 422,56/MWh, a bandeira é amarela. Quando o custo ficar entre R$ 422,56 /MWh e R$ 610,00/MWh, é disparado o primeiro nível da bandeira vermelha e, acima de R$ 610,00/MWh, é cobrado o adicional do tarifário do segundo nível. 

A previsão de técnicos da Aneel é de que a chance de acionamento do primeiro patamar em 2017 é “remota”, e do segundo patamar é “quase impossível”. O principal custo das bandeiras atualmente é o déficit de geração das usinas hidrelétricas.

Os custos de geração considerados na definição dos valores das bandeiras tarifárias têm origem nos contratos de comercialização de energia por disponibilidade; nas exposições dos agentes ao mercado de curto prazo, resultantes da insuficiência de geração; e na cobrança do Encargo de Serviços do Sistema pelo despacho de usinas fora da ordem de mérito e por ordem de mérito com CVU acima do teto do PLD.

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Reginaldo Medeiros, da Abraceel: Tolerância zero

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que é utilizado como base para a comercialização de energia elétrica no mercado de curto prazo, teve de ser corrigido duas vezes nos últimos meses, alegadamente por falhas que comprometeram seu processo de formação. Situações desse tipo provocam insegurança no setor elétrico e efeitos negativos para o mercado (mesmo se realizadas antes da contabilização), pois, além de alterar faturamentos já realizados, com as devidas consequências contábeis e tributárias que isso acarreta, induzem à precificação do risco da republicação, o que onera desnecessariamente as operações do mercado. Num momento em que o setor elétrico se une contra a judicialização paralisante dos últimos anos e o Executivo acertadamente busca corrigir distorções nos sinais de preço, é fundamental a adoção de uma meta de “processo de erro zero” para o PLD.

Da perspectiva dos comercializadores de energia, a republicação do valor do PLD pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) deveria ser efetuada única e exclusivamente no caso comprovado dolo por parte de algum dos agentes envolvidos. Somente nesses casos a republicação deveria ocorrer, limitada a até 12 (doze) meses da data da autorização, gerando efeitos na contabilização dos meses em que o PLD foi alterado, conforme já dispõe a norma da Aneel. Deixariam de valer, portanto, aspectos presentes na atual regra, que prevê a republicação também quando houver erro na inserção de dados, no código fonte de qualquer programa da cadeia de modelos; ou na representação de qualquer componente do sistema.

Importante observar que, diferentemente do alegado por alguns, a republicação de PLDs não dá mais credibilidade à formação do preço. Na realidade, uma maior credibilidade não pode ser obtida mudando-se o passado, mas sim por meio do aumento da transparência e maior discussão com os agentes sobre as entradas de dados utilizados nos modelos computacionais, permitindo-se sua verificação antes do cálculo de formação do PLD e de auditoria eficaz e transparente, com a divulgação pública dos resultados. Uma formalização dos questionamentos dos agentes e respostas adequadas também ajudam muito no “processo de erro zero” para o cálculo do PLD. 

Nos últimos meses, o setor elétrico tem trilhado um novo rumo, abrindo a possibilidade de melhorias significativas na gestão e em favor justamente desse aumento de credibilidade. O problema é que o esforço dos órgãos envolvidos no processo de formação de preços não têm apresentado os resultados esperados, agravando os transtornos causados, em função das recorrentes republicações do PLD. A boa notícia é que a Aneel está muito sensível ao problema e sinalizou que deve abrir audiência pública para discuti-lo. Seria muito oportuno também que a Aneel suspendesse a aplicação da norma enquanto discute o novo regramento. O fato é que o setor elétrico brasileiro precisa adotar com urgência um regime de tolerância zero para esse tipo de problema. E quem errar que arque com as consequências.

Reginaldo Medeiros é presidente-executivo da Abraceel (Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia)

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Jorge Duro, consultor: China: Vilã ou protagonista no combate às mudanças climáticas?

O presidente dos Estados Unidos Donald Trump disse que o conceito de aquecimento global foi criado por chineses para prejudicar a competitividade da indústria americana, mas a China irá alocar 2,5 trilhões de yuans, cerca de 360 bilhões de dólares em projetos de geração de energia renovável até 2020, de acordo com anúncio realizado pela Administração de Energia Nacional (NEA).

Segundo a Forbes, no ano de 2012, a China investiu mais em energias renováveis que todos os países europeus juntos. A tendência de crescimento dos investimentos chineses nessa indústria continuou em 2013, quando a China liderou mundialmente os investimentos em energias renováveis, gastando um total de 56,3 bilhões de dólares. Além disso, entre os países em desenvolvimento, os investimentos chineses significaram, ainda em 2013, 61% do total de investimentos globais nesta indústria. Tais investimentos entre 2011 e 2015 fizeram parte do 12º Plano de Cinco Anos para o Desenvolvimento Econômico e Social do governo chinês, o qual previa um gasto de 473,1 bilhões de dólares em energia limpa até 2015.

A China fez uma afirmação ousada sobre a liderança na indústria de energias renováveis, na qual as empresas nacionais chinesas, impulsionadas pelo enorme mercado doméstico, já figuram entre os principais players do mundo. Os investimentos e a produção chinesa diminuem gradativamente os custos de energias renováveis, como a eólica e a solar, tornando-as cada vez mais competitivas diante de combustíveis fósseis como carvão e gás natural. Os gastos em construções de plantas solares em larga escala, por exemplo, caíram aproximadamente 40% no país desde 2010, transformando a China no maior gerador solar do mundo no ano passado.

Em 2014, o país investiu 90 bilhões de dólares em recursos renováveis, mais que qualquer outro país. E a China tornou-se também o maior produtor de energia eólica do mundo, implantando milhares de turbinas no oeste do país e construindo inúmeras fazendas solares no Deserto de Gobi. Além disso, a China também é a maior produtora mundial de energia hidrelétrica, com suas represas representando metade do total mundial.

O plano anunciado pela Administração Nacional de Energia da China tem por objetivo de alcançar, em 2020, 20% de sua demanda total de energia proveniente de energias renováveis. No ano de 2015, o investimento chinês em recursos renováveis de energia excedeu o total de investimento da Europa e dos Estados Unidos juntos. O Greenpeace estima que a China instalou uma média de mais de uma turbina eólica a cada hora de cada dia em 2015, além de cobrir o equivalente a um campo de futebol a cada hora com painéis solares.

Em termos ambientais, as autoridades chinesas pretendem reduzir as emissões de dióxido de carbono em 1,4 bilhão de toneladas, as de dióxido de enxofre em cerca de 10 milhões e as de óxidos de nitrogênio em 4,3 milhões de toneladas. Esse plano pode, não só remediar as grandes consequências da poluição sobre a população e o meio-ambiente, mas também é capaz de fomentar o domínio chinês na indústria de energias renováveis, aumentando o crescimento econômico nacional e criando novos empregos para o país. A Administração Nacional de Energia da China afirmou que, com a implantação desse plano, o país criaria mais de 13 milhões de empregos no setor de energias renováveis até 2020.

Contudo, segundo Ana Yamashita do China Link, embora os números de investimento chinês em energias renováveis sejam expressivamente impressionantes, o interesse da China em limpar seus ares e reduzir a emissão de gases poluentes de efeito estufa enfrenta uma grande pressão política da indústria de carvão, ainda muito forte politicamente no país. Além disso, nos últimos anos o país construiu muitas usinas de carvão, embora este crescimento tenha desacelerado recentemente juntamente com a economia chinesa. Com muitos desafios pela frente, a China continua investindo massivamente na indústria e em tecnologia de energias renováveis, buscando não só a melhora nas condições ambientais e sociais domésticas, como também o crescimento econômico nacional. Ela também se tornou uma improvável figura na batalha contra as mudanças climáticas.

Esta busca por energia alternativa na China poderá torná-la a nova líder no combate as mudanças climáticas em oposição ao governo de Donald Trump. Ou seja: de vilã a protagonista.

Jorge Alberto Zietlow Duro é graduado em Administração Pública e de Empresas pela UFRGS, Mestre em Administração pela PUC/RJ e Doutor pela PUC Rio. CEO da DataCorp Mercadata do Brasil Ltda. É consultor há mais de vinte anos. Foi gerente de produto e  gestor de marketing em empresas nacionais e multinacionais. Autor dos livros Gestão de Mudanças;  Mitos Corporativos – O que os MBAs Não Ensinam; Marketing para Não Marqueteiros e o livro  Desperte o Empreendedor em Você.

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Geração térmica cai 34,5% em dezembro, reduzindo custos do setor

A operação do sistema elétrico ficou mais "barata" e limpa em razão da redução de 34,5% da geração térmica em dezembro de 2016, em comparação com igual mês de 2015. A menor demanda combinada com uma maior produção das fontes hidráulicas e eólicas explicam o uso moderado de usinas movidas a combustíveis fósseis. Em dezembro passado foram gerados 9.653 MW médios contra 14.736 MW médios em dezembro de 2015. 

"O conjunto das usinas térmicas do sistema reduziu em 34,5% a geração de energia. A queda é explicada pelo menor uso de usinas mais caras e poluentes como as movidas a óleo diesel (-66,6%), além da menor produção das plantas nucleares (-40,7%)", informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) em nota à imprensa, divulgada na última quarta-feira, 8 de fevereiro.

Segundo a CCEE, a geração de energia eólica no Sistema Interligado Nacional (SIN) cresceu 35,5% em dezembro. As 402 usinas do tipo em operação produziram 3.741 MW médios frente aos 2.971 MW médios gerados no mesmo período de 2015. A produção das usinas hidráulicas (48.327 MW médios), incluindo as pequenas centrais hHidrelétricas (PCHs), cresceu 9,6% na comparação com dezembro de 2015.

A análise também indica que a geração de energia elétrica de todas as usinas do SIN somou 62.006 MW médios, montante 0,3% superior ao registrado no mesmo período do ano anterior, quando foram produzidos 61.819 MW médios. Na análise da representatividade, a fonte hidráulica, já computando as PCHs, foi responsável por 78% da geração em dezembro. A geração térmica alcançou 16%, enquanto as usinas eólicas entregaram 6% da energia ao SIN.

 

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Eletrobras Distribuição Piauí desenvolve projeto que utiliza o óleo de coco babaçu

A Eletrobras Piauí assinou, em 2016, um contrato de R$ 1,048 milhão para pesquisar a viabilidade da fabricação de transformadores de distribuição cujo líquido isolante é o óleo vegetal extraído da amêndola do coco babaçu. O projeto faz parte do programa de pesquisa e desenvolvimento (P&D) definido pela Aneel. O projeto está sendo executado em parceria com Universidade Federal do Piauí (UFPI), onde está previsto a montagem de oito transformadores com diferentes potências pela empresa Romagnole do Paraná.

Segundo o gerente do Departamento de Eficiência Energética, Ribamar Lima, o objetivo é a fabricação de transformadores que utilizarão o óleo de babaçu como líquido isolante em substituição ao óleo mineral. “Este é um produto renovável, não tóxico e tipicamente regional, que irá promover uma cadeia de geração de emprego e renda para o Estado. A Eletrobras Distribuição Piauí obteve a patente junto ao Instituto Nacional de Propriedade Industrial (INPI) e é a única empresa do mundo capaz de explorar esta tecnologia", afirmou Ribamar Lima.

Em Teresina, já existem dois protótipos em pleno funcionamento desde 2011, um nas proximidades da Universidade Federal e outro no Bairro Acarape. “Após vários estudos e ensaios técnicos, o produto foi patenteado. A Eletrobras poderá utilizar o óleo em larga escala nos transformadores de distribuição de energia elétrica”, concluiu Lima.

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Ineficiência de térmicas obrigou consumidor a pagar conta de luz mais cara

A falta de eficiência de uma parte das usinas termelétricas do país obrigou os consumidores brasileiros a pagarem um valor maior do que o devido nas contas de luz nos últimos anos. Nesta terça-feira (7), a diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) vai se reunir para tratar dessa dívida bilionária e deve decidir se haverá ressarcimento. De acordo com documentos da própria agência, o valor a mais foi cobrado entre 2010 e 2015 por meio da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), um encargo pago por todos os consumidores na conta de luz. Os recursos servem para cobrir parte dos gastos com combustível usado nas termelétricas que geram energia para atender à região Norte do país.

Mais especificamente, o problema ocorreu no cálculo da verba para compra de gás natural que abastece termelétricas de Manaus. Segundo a própria Aneel, ao longo desses cinco anos os consumidores pagaram o equivalente a 1,6 bilhão de metros cúbicos de gás a mais para aquelas usinas. Esse volume gás, diz a agência, seria suficiente para abastecer as termelétricas por mais de um ano. A Aneel não informou o valor do prejuízo aos consumidores. Entretanto, para se ter uma ideia, a estimativa é que o ajuda via CCC para essas mesmas termelétricas de Manaus durante o ano de 2017 será de R$ 1,817 bilhão.

Em documento, a agência aponta ainda que a ineficiência das termelétricas da capital do Amazonas gerou essa cobrança a mais. Ou seja, elas estavam consumindo mais combustível do que a sua capacidade de geração. Porém, própria agência admite que os consumidores não podem pagar pela falta de eficiência desses equipamentos. O G1 procurou a Aneel e perguntou o custo estimado desse 1,6 bilhão de metros cúbicos de gás. Questionou ainda porque a agência demorou cinco anos para verificar que as usinas térmicas estavam recebendo recursos acima da capacidade. Até a última atualização desta reportagem, porém, não havia recebido resposta.

Devolução

Nesta terça, a Aneel votará, em reunião pública, o orçamento de 2017 da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), fundo do setor usado para financiar diversas ações no setor elétrico, onde está embutida a CCC. Os recursos da CDE vêm de cobrança de encargo nas contas de luz. Em uma das contribuições à audiência pública que discute o orçamento da CDE de 2017, a Abrace, associação que representa os grandes consumidores de energia, pede que todo o valor cobrado a mais seja descontado da previsão de gasto do fundo para este ano.

Além de parte do combustível das usinas termelétricas do Norte, os recursos da CDE também financiam outras ações, como o programa Luz para Todos e o subsídio da tarifa para famílias de baixa renda. E dezembro, a Aneel estimou que a CDE custará R$ 12,8 bilhões aos consumidores de energia em 2017. Caso a Aneel opte por devolver o valor cobrado a mais, essa conta pode ficar quase R$ 2 bilhões mais barata.

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Grupo franco-belga se prepara para expandir negócios na América Latina

O grupo franco-belga Engie se prepara para expandir seu negócio em infraestrutura na América Latina e por meio de sua subsdiária de engenharia consultiva, a Leme Engenharia, agora Tractebel, negocia a aquisição de uma empresa brasileira especializada em mobilidade urbana, portos, aeroportos, ferrovias e saneamento. O valor do negócio não foi revelado, mas trata-se de um investimento relevante para uma multinacional, garantiu Cláudio Maia, presidente da companhia.

Segundo o executivo, a empresa quer estar preparada para aproveitar as oportunidades que o Brasil irá apresentar a partir da retomada dos investimentos em infraestrutura. A expectativa é que a aquisição seja concluída ainda no primeiro semestre deste ano. “A nossa principal aposta para o país é o mercado de infraestrutura. Estamos em fase de negociação para a aquisição de uma empresa especializada em projetos de mobilidade urbana, portos e aeroportos”, disse.

“Temos que caminhar no sentido de aproveitar algo que parece ser consenso, que é a retomada do crescimento no Brasil através dos projetos de infraestrutura. A Leme tem uma experiência importante nessa área, mas que precisa ser complementada, em especial em mobilidade", completou. Desde 16 de janeiro, a empresa brasileira de engenharia consultiva Leme Engenharia passou a adotar o mesmo nome da sua controladora Tractebel, um dos principais players mundiais de engenharia consultiva, com sede na Bélgica. A mudança de nome faz parte de um projeto de unificação da marca Tractebel em todo o mundo.

 

"Existem oportunidades no nosso mercado na América Latina cada vez mais evidentes na área de infraesturura não energética, em especial, na mobilidade urbana, nos portos, aeroportos e também abastecimento e tratamento de água. Nesse sentido, a Tractebel vem buscando concretizar essa aquisição, se possível agora no começo de 2017, nessa área de infraestrutura não energética, voltada para esses temas", disse Maia. A aquisição é coordenada pela sede na Bélgica e a fase atual é de confecção do contrato. "Isso pode parecer bastante avançado, mas toma muito tempo ainda a partir desse ponto."

Com projetos em mais de 140 países, a Tractebel mantém cinco escritórios no Brasil (Belém, Belo Horizonte, Brasília, Florianópolis e Rio de Janeiro) e também no Chile, Panamá e Peru, onde desempenha atividades em projetos relacionados a energias renováveis, hidroenergia, geração térmica, gás, sistemas de transmissão, mobilidade urbana, edificações complexas, saneamento e meio ambiente. Em 2016, o Brasil representou 70% do faturamento de R$ 222 milhões. Para 2017, a expectativa é manter esse mesmo resultado, já que será difícil repor os contratos neste ano.

“Em 2016, de uma maneira geral, por ter sido fraco de vendas para todo mundo, fez com que a maioria das empresas entrasse no ano de 2017 consumindo o que tinha em contratos em estoque. Não se espera que seja possível vender muito no início de 2017 para repor esses contratos. Apensar de haver uma melhora macroeconômica, ela ainda é tênue e não indica que será possível reverter fantasticamente 2017.”

México - Outra estratégia de crescimento da Tractebel é por meio de instalação de novos escritórios internacionais. “Já em 2017, iniciamos nossas operações no México, onde somos responsáveis pela engenharia do proprietário para a construção do parque eólico Três Mesas, com capacidade de 52MW localizado na região de Tamaulipas no nordeste do país”, complementa Maia.
 

Nos últimos anos, a Tractebel foi responsável no Brasil pela supervisão e fiscalização técnica de obras de mobilidade urbana, saneamento básico na região norte do país, navegação, como a Hidrovia do Madeira, e projetos de edificações complexas.
 

No segmento de hidroenergia, a unidade brasileira acaba de finalizar o gerenciamento e supervisão das obras da hidrelétrica Jirau (3.750MW), inaugurada em dezembro de 2016 no Rio Madeira, em Rondônia e executa a coordenação dos programas ambientais da usina hidrelétrica de Belo Monte desde 2012, para a qual também elaborou os Estudos de Impacto Ambiental (EIA) em 2006. Em relação a sistemas de transmissão, a Tractebel já desenvolveu projetos para mais de 25 mil km de linhas de transmissão e para mais de 80 subestações de extra-alta-tensão, no Brasil e exterior.
 

Com a proposta de contribuir para a transição da atual matriz energética, a Tractebel tem desenvolvido também projetos no Brasil e em outros países com o foco em energias alternativas e renováveis, incluindo descentralização energética e digitalização.

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Bandeira verde deverá seguir até final do período úmido, afirmou Rufino

O diretor geral da Agência Nacional de Energia Elétrica, Romeu Rufino, acredita que uma mudança de bandeira só deverá ser viável após o encerramento do período úmido. A tendência é de que a sinalização tem potencial de ser mudada apenas a partir de maio, quando o país entrar no período seco. Mas isso, ainda depende dos novos patamares de valores para cada uma das bandeiras que terão seus valores alterados.

“Ainda precisamos deliberar o nível da cada bandeira, ainda não decidimos. Isso deverá ocorrer nos próximos dias”, comentou ele após participar no evento do Comitê de Energia da Amcham-SP. “Até o final do período úmido não vislumbro um cenário de acionamento da bandeira amarela. A partir de maio é que poderemos ver isso, mas ainda depende de como se comportará o período úmido”, acrescentou.

A deliberação da Aneel, explicou Rufino, não deverá conter mudanças significativas no conceito e nos patamares das sinalizações. O que deverá mudar é valor adicional e deverão ser colocados alguns aprimoramentos em sua aplicação.

Exposição das distribuidoras - Outra questão que deverá passar pelo crivo da diretoria da agência reguladora é o pleito da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica quanto aos eventos que desejam ser reconhecidos como exposição involuntária das concessionárias. Nesse âmbito estão a contratação do A-1 de 2015 e a migração dos consumidores para o ambiente livre. Somente este segundo item, nos cálculos da associação, deverá representar um impacto de 1.800 MW médios no ano.

Rufino comentou em entrevista a jornalistas após o evento que a Aneel ainda não tem o quanto o atendimento desses pleitos poderiam impactar o mercado. Mas os temas está em análise. Ele lembra que esses dados devem ser calculados individualmente por distribuidora, pois as situações de contratos diferem uma de outra. “O que estão questionando é a tese se é elegível colocar como involuntárias as duas questões ou não. Ainda que conceitualmente sejam elegíveis, cada uma das concessionárias terá que demonstrar que usou todos os mecanismos que possui a sua disposição pra evitar a situação de excesso de energia”, argumentou.  

Rufino disse que ainda não há data para que o tema vá à reunião de diretoria que ocorre às terças-feiras, mas comentou que isso será em breve, “nas próximas reuniões, não deverá demorar muito não.”

 

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Spread por energia incentivada alcança recorde histórico

O momento é de transição quanto a precificação da energia. Em cerca de três meses passam a vigorar os novos parâmetros do CVaR e a perspectiva é de que em 2018 seja adotada a Superfície de Aversão ao Risco (SAR). Ambos podem ter efeito sobre os valores da energia convencional e incentivada no curto prazo e pouco no longo prazo. Contudo, a maior pressão nos preços deste segundo produto está sendo exercida pelo aumento da demanda decorrente da continuidade do fluxo de migração do ACR para o ACL. Nesse primeiro trimestre, os valores alcançaram o maior spread já registrado no país entre os dois produtos, está na casa de R$ 70/MWh, patamar muito acima do que normalmente o mercado estava habituado e que ficava entre R$ 20 a R$ 25/MWh.

Com a chegada, em maio, da safra das usinas de açúcar e álcool essa pressão tende a ser aliviada, mas a tendência é de que o spread continuará mais elevado do que o normalmente verificado. Agentes do mercado acreditam que o alívio será menor do que em outros anos, poderá recuar a um patamar de R$ 50 a R$ 55/MWh, ainda assim o dobro do considerado valor histórico desse indicador.

De acordo com a plataforma eletrônica de negociação de energia BBCE, a mudança de parâmetros de risco do CVaR já foi precificada em outubro do ano passado, quando a medida foi anunciada pelo governo. O preço médio ponderado para o ano, com base nos contratos fechados por meio da plataforma, aponta um valor de R$ 145/MWh. Essa conta, explicou o presidente da BBCE, Victor Kodja, toma como base negócios nos produtos janeiro a abril e maio a dezembro que estão disponíveis ao mercado. Enquanto no primeiro o preço está na casa de R$ 122/MWh o segundo é de R$ 156/MWh para a energia incentivada no submercado Sudeste/Centro-Oeste.

“Acho que essa proximidade da alteração do risco não traz uma reação de muito significativa dos preços no produto convencional esse ano, por diversos fatores, mas o principal é o nível de carga e demanda”, comentou o executivo. “Já para a incentivada onde a demanda com a migração está elevada tivemos negócios nesse ano com preços R$ 76/MWh acima do PLD”, comparou.

Na avaliação da especialista em Inteligência de Mercado da Delta Energia, Débora Mota, no momento é visto uma elevação de cerca de 100% no ágio para a energia incentivada. Esse patamar está na casa de R$ 50 a R$ 55/MWh ante um nível histórico de R$ 25/MWh. Essa elevação, explicou ela, decorre basicamente desse aumento de demanda por este tipo de geração pelo forte movimento migratório de consumidores para o ambiente livre, o que tem pressionado os preços mais do que na energia convencional. “Mesmo com esse aumento do ágio podemos dizer que o consumidor que escolher migrar agora para o mercado livre ainda consegue obter uma economia que na média está entre 15% e 20% quando comparada à tarifa do mercado cativo”, indicou.

Segundo a Delta, atualmente o preço da energia incentivada está na casa de R$ 210/MWh com variações leves um pouco para cima ou para baixo no cenário de 2018. Segundo a especialista, o mercado hoje ainda está com incertezas para 2018 por questão de mudanças do modelo de risco. Isso, associado à demanda que não está tão elevada, conduz o setor a uma liquidez que ainda está em patamar reduzido.

De acordo com o diretor de Inteligência de Mercado da Ecom, Carlos Caminada, para 2017 o que se vê é o reflexo de uma frustração do período úmido em janeiro. A reação dos preços principalmente para o ano inteiro. Essa curva subiu e o que se tem é uma nova elevação de maio e dezembro por conta dos novos parâmetros do CVaR onde preços para a fonte incentivada está no patamar de R$ 156 a R$ 158/MWh. Já para 2018 as incertezas acerca do que teremos no ano que vem ainda prevalece e com isso a precificação fica mais complicada de se fazer. “Até o final de março deveremos ter sinalização do que o CPAMP trará de atividades para 2017 e é possível que aí tenhamos a indicação do que virá no ano que vem”, explicou. Por enquanto, acrescentou, os preços para o produto convencional ainda estão a reboque do cenário de 2017.

Já no mercado de incentivada, Caminada corrobora a visão de seus colegas de mercado e vê uma grande pressão nos preços com as migrações, mesmo com a entrada da geração das usinas a biomassa com o início da safra de cana, no inicio de maio. “Sim, há uma pressão de preços porque na tomada de decisão de migração os consumidores veem o custo de oportunidade que é avaliada na comparação com a tarifa do mercado cativo, como os valores no ACR continuam elevados, cria essa pressão nos valores da incentivada porque a demanda está mais elevada o que reflete-se no spread”, comentou ele. “Enquanto não tiver oferta de incentivada esse novo patamar de preços veio para ficar, essa é a nova realidade”, acrescentou.

A visão do sócio diretor da Compass, Marcelo Parodi também é a mesma. Ele avalia que o mercado já precificou os preços para a convencional até abril. De maio em diante há um salto de R$ 35/MWh para algo entre R$ 150 a R$ 155/MWh. Nível que é o visto no atual momento do setor que vive a incerteza se o governo confirmará a SAR em 2018. Para a energia incentivada ele acrescentou ainda que, depois do primeiro quadrimestre, com a entrada em operação da biomassa, os valores do spread tendem a redução, contudo o alívio não será o dos anos anteriores. Ele citou que um parâmetro que indica a expectativa de mercado sem essa sazonalização natural para a energia incentivada é a curva de preços para o ano de 2018. “Temos visto no ano que vem os spreads para os 12 meses na casa de R$ 45/MWh, um valor que passa uma boa estimativa de patamar de preços para esse produto”, comentou.

Quanto ao início da aplicação de um modelo de risco mais conservador, o presidente da Comerc, Cristopher Vlavianos, afirma que já havia essa expectativa de mudança, o que faz com que haja uma sensibilidade maior a qualquer variação que tenhamos na hidrologia. E que isso afeta os preços para cima ou para baixo. Assim, é preciso esperar o final do período úmido que ainda tem mais cerca de 60 dias de possibilidade de chuvas intensas para que se possa ter um desenho mais claro das variações de curto prazo. E, dependendo desse movimento, pode ser que mesmo esse aumento de risco possa ser mitigado pelo período hidrológico. Ele lembra que 2016 foi um ano de aumento de capacidade instalada recorde no Brasil e com redução de carga, o que traz uma situação de menos estresse e mais conforto para o atendimento a demanda e que pode ajudar na formação dos preços.

Agora, no sentido contrário está o mercado para a energia incentivada. Segundo ele, não há falta de oferta, mas o aumento da demanda vem pressionando os preços a ponto de chegar ao que classificou como o maior spread já visto por conta da entressafra de biomassa e cenário de migrações em andamento. Alívio nesse mercado somente em 2019 com a liberação de cerca de 1 mil MW médios de energia que devem ficar liberados com a mudança de consumidores com cargas de 3 MW e tensão de 69 kV que hoje são obrigados a consumir de fontes incentivadas e poderão passar para a convencional.

Segundo ele, o governo precisa ficar atento a essa questão do consumidor especial e do lastro de incentivada para não penalizá-lo ao limitar as opções de contratação, o que de certa forma limita a expansão do mercado livre ao espremê-lo nas incentivadas sendo que há sobras de convencional no mercado. “Uma forma seria reduzir os limites de tensão e demanda ao invés de não permitir o crescimento por escassez de incentivada e isso, afeta o equilíbrio do setor”, analisou Vlavianos. “Hoje está se pagando R$ 70/MWh de ágio o maior que já vimos. Esse ágio está muito alto e trazendo custo adicional, ao ajustar os limites de tensão e demanda de 3 MW para 1 MW, por exemplo, você tem maior liberdade e reduz a pressão na incentivada uma vez que a convencional está mais barata, o que pode trazer equilíbrio”, sugeriu o executivo ao lembrar que essa alteração não depende de lei, podendo o próprio Ministério de Minas e Energia efetuar a mudança.

 

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