MME: renováveis vão ter 43,8% de participação na matriz energética

A predominância de fontes renováveis na matriz energética brasileira deve se manter estável no ano de 2017, com a participação de 43,8% do total. O desempenho reflete as transformações ocorridas no setor energético nacional, que tem incentivado tanto o crescimento dessas fontes quanto a diversificação da matriz nos últimos anos. Os dados constam no Boletim Mensal de Energia de Janeiro de 2017, elaborado pelo Ministério de Minas e Energia.

De acordo com o boletim, na oferta interna de energia elétrica a proporção das renováveis será bem mais significativa, com previsão de chegar a 83,3%. No mundo este indicador é de apenas 24,1%. A estimativa é que a energia hidráulica continue sendo a mais importante na matriz elétrica de 2017, respondendo por 67,9%, percentual ligeiramente inferior ao verificado em 2016, de 68,6%. Essa redução da fonte hídrica será compensada por bons desempenhos de outras fontes renováveis, como a eólica e a biomassa. A eólica deverá passar de uma proporção de 5,3% para 6,5%, e a biomassa de 8,8% para 9,0%, de 2016 para 2017.

A produção de petróleo de janeiro de 2017 cresceu 15,3% sobre igual mês de 2016, repetindo as boas performances verificadas nos últimos meses de 2016. O mesmo ocorre com a produção de gás natural, com taxa de crescimento de 13,1%. O Boletim acompanha um conjunto de variáveis energéticas e não energéticas capazes de permitir razoável estimativa do comportamento mensal e acumulado da demanda total de energia do Brasil.

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Novos investimentos na Eletrobras só a partir de 2019

A Eletrobras não irá fazer novos investimentos até 2019. A informação foi dada pelo presidente da empresa, Wilson Ferreira Junior, em conferência com analistas realizada nesta quarta-feira, 29 de março. A previsão de investimentos para 2017 é de R$ 8,95 bilhões. Em 2016, os investimentos ficaram em R$ 8,71 bilhões. Para 2018, o montante chega a R$ 6,27 bilhões e em 2018, de R$ 7 bilhões.

De acordo com Ferreira Junior, o plano de investimentos 2017-2021 da estatal tem como parâmetro concluir os projetos em que a empresa está envolvida. "É importante que a empresa. Segundo ele, mais da metade dos projetos de transmissão da Chesf - que se notabilizaram pelo grande atraso na conclusão - devem ser concluídos este ano e os grandes projetos de geração terminam em 2018. "Só consideramos novos investimentos em geração depois que tudo for terminado", avisa.

O presidente também quer que os recursos que virão para a Eletrobras obtidos pelo RBSE sejam utilizados para recomposição da sua carteira de ativos, mas desde que representem retorno financeiro adequado. Com a venda das distribuidoras planejada para acontecer até o fim do ano, este é o último ano em que a empresa vai destinar recursos para a área. Serão alocados R$ 1,55 bilhão para as concessionárias. 

A previsão do executivo é que a venda de participações da Eletrobras em sociedade de propósito específico de empreendimentos de transmissão e geração arrecade cerca de R$ 5 bilhões. A intenção é que ela comece no segundo semestre deste ano. O advisor, que deve aconselhar as operações, já está contratado.

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Consumo de gás natural do país cai 20,8% em janeiro com menor uso de térmicas

O consumo de gás natural do país foi 20,8% menor em janeiro deste ano quando comparado com o mesmo período de 2016, segundo levantamento realizado da Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), feito com concessionárias em 20 estados, reunindo dados dos segmentos industrial, residencial, comercial, de energia e automotivo. Em relação a dezembro, houve queda de 7,7%.

No setor de energia elétrica, houve um recuo de 41% no consumo de gás natural na comparação anual. Em relação a dezembro de 2016, houve uma ligeira alta de 1,8%. Em projetos de cogeração, o crescimento em janeiro foi de 1,6% frente o consumo registrado em dezembro, enquanto no confronto com os dados de janeiro de 2016, o levantamento da Abegás apontou crescimento de 9,8%.

No segmento comercial, houve um recuo de 2,5% frente os dados e janeiro de 2016, reflexo da desaceleração econômica do país.  Nas indústrias, o volume médio diário de gás natural consumido pelo segmento em 2016 foi de 26,2 milhões de metros cúbicos, com retração de 9% em relação a 2015.

No mercado residencial, segmento normalmente impactado pela sazonalidade do período de férias e do verão, o consumo teve um recuo de 30% frente aos números de dezembro de 2016. Já na comparação com janeiro de 2016, o crescimento foi de 12,7%.

Já o consumo de Gás Natural Veicular (GNV) apresentou crescimento de 11% na comparação com janeiro de 2016. O consumo de GNV no segmento automotivo apresentou crescimento de 11% na comparação com janeiro de 2016 e retração de 6,1% frente aos dados de dezembro, comportamento esperado em função da sazonalidade do período.

"O consumo de gás natural no mês de janeiro costuma ser fortemente impactado pela sazonalidade do período. É um mês de menor atividade e no qual muitos consumidores estão em período de férias. A redução da atividade econômica no país também teve peso nesse resultado. O crescimento do GNV é a boa notícia, mostrando como o gás natural vem sendo uma opção cada vez mais atraente no segmento automotivo", explica o presidente executivo da Abegás, Augusto Salomon.
 

“No cenário mais macro, acreditamos que as nossas propostas – a adoção de políticas tributárias adequadas e justas para a cadeia de produção e a regulamentação do acesso às infraestruturas essenciais como gasodutos de escoamento e terminais de regaseificação, entre outras –  podem criar um ambiente de negócios extremamente favorável para atrair novos investimentos e incentivar o desenvolvimento do mercado de gás natural, de modo que esse energético extremamente versátil possa ficar ainda mais competitivo e contribuir para o crescimento econômico do país”, completa Salomon.

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Governo prepara-se para buscar agenda de desenvolvimento do setor

O governo federal deverá se reunir na próxima quinta-feira, 30 de março, com todas as associações para discutir um plano de desenvolvimento de longo prazo para o setor elétrico. O encontro é planejado no sentido de estabelecer um plano para as questões de longo prazo do setor com base no conhecimento acumulado não somente pelo poder concedente, mas com as associações e outros elos de todo o setor.

Na avaliação do Ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, independentemente da decisão da Aneel quanto ao P&D estratégico que será tema de reunião da agência reguladora nesta terça-feira, 28 de março, o governo federal precisa agrupar o conhecimento de todos e olhar para o futuro do setor como um todo com uma visão de longo prazo.

“Vamos esperar para ver o que será feito quanto ao P&D na Aneel”, comentou ele após evento de transmissão de cargo do diretor-geral brasileiro da Itaipu Binacional para Luiz Fernando Vianna. “Estamos sempre pensando no curto prazo para atender as emergências e nunca pensamos em questões de como melhorar o setor para o futuro. E assim a gente perde a oportunidade de projetar o setor elétrico para os próximos 5, 10, 15 anos. A ideia é, independente de qual será o caminho desse P&D, pegar as associações do setor, que são muitas e pegar todo o conhecimento que temos acumulado em EPE, MME, ONS para que possamos nos antecipar às demandas e não apenas correr atrás dessas emergências”, revelou o ministro à Agência CanalEnergia.

O ministro lembrou que o governo vem trabalhando para criar uma agenda positiva. Nesses 10 meses de atuação, já houve iniciativas como o Gás para Crescer e o RenovaBio e que agora é importante que se toque o planejamento para a área energética do país.

Antes, em seu pronunciamento durante o evento de posse de Vianna, Coelho Filho destacou que  a nomeação do executivo que deixou a Copel vem ao encontro do que o governo quer construir para o setor. Nesse sentido, há diversos desafios para o setor em um momento delicado, ao citar o nível de judicialização que o governo vem enfrentando. Atualmente as principais ações são quanto a liquidação financeira do mercado de curto prazo para os agentes do ACL que deixam em aberto mensalmente um montante de mais de R$ 1,5 bilhão. Segundo o ministro, essa ação só faz mal ao setor.

Outro ponto que ele destacou são os primeiros sinais de que a economia brasileira vem se recuperando. Ele lembrou que os primeiros resultados dessa reforma do setor elétrico já começaram a ser vistos no na passado ainda com o resultado da privatização da Celg-D e com o último leilão de transmissão, onde quase a totalidade dos lotes colocado em disputa foram arrematados por investidores.

Ele reiterou que o prazo de mandato do atual governo é curto e que não há tempo de apontar quem errou no processo que fez o atual momento. O que as autoridades estão em busca é de se debruçar sobre os problemas e achar a solução para não penalizar o consumidor e ajudar o Brasil a sair dessa crise.  “O MME tem implementado desde 12 de maio [de 2016] ações para tornar o setor mais robusto, transparente e previsível e para atrair o setor privado a investir, pois assim que voltamos a crescer e precisaremos de mais e mais energia”, discursou.

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Light está focada em vender ativos de geração

A Light continua a procura por interessados em ativos de geração, entre eles a participação na Renova, na UHE Itaocara, cujo prazo para uma decisão é julho deste ano, e nos 2,5% que detém na Norte Energia, concessionária responsável pela UHE Belo Monte (PA-11.233 MW). A meta da empresa é conseguir focar seus esforços na distribuidora, pois na avaliação da companhia, ainda há muito valor a ser gerado nesse negócio.

“Nosso desejo realmente é de venda desses ativos”, declarou Ana Marta Veloso, presidente e diretora de Desenvolvimento de Negócios e Relações com Investidores da Light. “Entramos nesses empreendimentos em outro contexto. Hoje, a Renova está próxima da conclusão da venda de Alto Sertão II à AES Tietê Energia, terá em caixa R$ 650 milhões, mas tem um pipeline de projetos que demandam aporte de capital e a Light com tanto valor para tirar da distribuidora... não está no nosso foco [os investimentos em geração]”, decretou a executiva em teleconferência com analistas e investidores sobre os resultados do ano passado.

Segundo dados da Light, a empresa já acumula investimentos de R$ 1,4 bilhão nesses ativos de geração sem que tenham trazido retorno, pelo contrário ainda há a demanda por aportes. “Procurar compradores para esses ativos é melhor”, acrescentou.

A geração de valor a que se refere a executiva é o ganho da empresa com a recuperação das perdas não técnicas na área de concessão. A empresa, destacou Ana Marta, vem atuando principalmente nas regiões que são classificadas como áreas possíveis. Há, segundo ela, um grande potencial de recuperação como por exemplo na zona oeste do Rio em condomínios onde quase 100% das residências estão conectadas à rede por meio de ligações clandestinas.

Sobre a UHE Itaocara (RJ-150 MW) onde detém 51% - a Cemig GT possui os demais 49% - a Light espera encerrar o assunto até julho. Ana Marta elencou três caminhos a seguir. O primeiro é a alienação da participação da empresa, o segundo a postergação da entrega de energia e o último é iniciar a obra. A única opção com a qual a Light não trabalha, disse, é o atraso do empreendimento que foi arrematado no Leilão A-5 de abril de 2015, pois com o valor contratado da usina há retorno em sua avaliação.

 

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Estudo relaciona redução de projetos a carvão a queda no aquecimento global

A redução do número de novos projetos de geração de eletricidade movidos a carvão no mundo, somada ao fechamento de unidades obsoletas, pode manter o aumento da temperatura global abaixo de 2°C, desde que países fortemente usuários da fonte no setor elétrico continuem acelerando ações de inserção de fontes renováveis nas suas matrizes. A possibilidade é apontada no relatório "Boom and Bust 2017: Rastreando o Pipeline Global de Usinas a Carvão", que pelo terceiro ano seguido é elaborado em conjunto por Greenpeace, Sierra Club e CoalSwarm.

De acordo com o estudo, o planeta apresentou em 2016 um declínio de 48% do uso do carvão em atividades pré-construção em geral, uma queda de 62% no início de novas obras de usinas e, no caso da China (maior consumidora da fonte no mundo), uma redução de 85% em novas permissões para termelétricas movidas a carvão. As razões são as restrições cada vez maiores a novos projetos a carvão pelas autoridades chinesas, além de uma redução financeira por parte de apoiadores de usinas deste tipo na Índia. Apenas na China e na Índia, mais de 100 projetos estão congelados.

Além do declínio no desenvolvimento de novas plantas, a pesquisa também apurou um recorde de 64.000 MW no fechamento de usinas de carvão nos últimos dois anos, principalmente na União Europeia e nos Estados Unidos. A capacidade equivale a quase 120 grandes unidades a carvão. Na contramão da tendência chinesa, o relatório destaca Japão, Coréia do Sul, Indonésia, Vietnã e Turquia como países que não conseguiram desenvolver seus setores de energia renovável em sintonia com seus pares, e continuam a construir e planejar novas usinas de carvão altamente poluentes.

"Este foi um ano instável e incomum. Não é normal ver o congelamento de projetos em dezenas de locais, mas as autoridades centrais na China e os banqueiros na Índia passaram a reconhecer a construção excessiva de usinas de carvão como um grande desperdício de recursos. A mudança dos combustíveis fósseis para fontes limpas no setor de energia é positiva para a saúde, a segurança climática e os empregos. Todos os sinais indicam que essa mudança não deve parar", afirma o diretor da CoalSwarm, Ted Nace.

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Energia hidrelétrica comissionada chegou a 31,5 GW em 2016

Foram comissionados 31,5 GW de nova capacidade hídrica em 2016, de acordo com relatório " 2017 - Principais Tendências em Hidrelétrica", apresentado pela International Hydropower Association. O valor inclui 6,4 GW de novas instalações de bombeamento, quase o dobro do valor encomendado no ano anterior. No final de 2016, a capacidade total instalada do mundo de energia hidrelétrica atingiu 1.246 GW, incluindo 150 GW de armazenamento bombeado.

A China continua a liderar em termos do volume da nova capacidade hidroelétrica, instalando 11,7 GW em 2016, incluindo 3,7 GW de armazenamento bombeado. O Brasil também viu avanços significativos, instalando 6,4 GW, incluindo a conclusão da UHE Jirau(RO - 3.750 MW). O documento antecede o relatório de 2017 sobre o estado das hidrelétricas, que contará com uma análise mais profunda de temas-chave e atividades regionais, e será lançado no Congresso Mundial de Energia Hidrelétrica de 2017, que acontece em Adis Abeba nos dias 9 e 11 de maio.

De acordo com Richard Taylor, diretor executivo da IHA, os dados mais recentes mostram que o setor está continuando a crescer constantemente em todo o mundo, e está sendo visto um renascimento no desenvolvimento de armazenamento de bombeamento. A transmissão de energia em ultra alta voltagem está conectando a energia hidrelétrica aos mercados, já que o conceito de interconexão global está sendo implementado regionalmente e em uma escala intercontinental para permitir o crescimento maciço de tecnologias de energia renovável para atender à demanda global de energia.

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Governo vai promover revisão da política de subsídios para fontes renováveis de energia

O governo federal planeja uma revisão na política de subsídios adotada atualmente para incentivo às fontes renováveis de energia, em especial eólica e solar. O objetivo do plano, ainda em gestação no Ministério de Minas e Energia, é criar um modelo de desonere o preço de contratação dessas fontes a partir de uma redução do peso dos subsídios hoje inseridos no custo final da energia. Entre as rubricas que serão reanalisadas na discussão a ser tocada na esfera federal está a tarifa especial destinada ao segmento de consumo de baixa renda e a Conta de Desenvolvimento Energético.
 
De acordo com o secretário-executivo do MME, Paulo Pedrosa, a intenção do governo é iniciar as discussões em breve com agentes do setor elétrico, entre associações e investidores. Só após a costura em conjunto de um novo desenho no tocante à contratação dessas fontes renováveis é que o governo deve partir para promover alterações legais no arcabouço regulatório vigente. O executivo do Ministério trata o tema como prioridade entre as atribuições que o governo terá ao longo do ano de 2017 no setor de energia elétrica.
 
"Essa agenda é positiva e é de futuro. A discussão não pode ser feita como uma ameaça às empresas, como algo que venha para quebrar direitos ou afetar contratos. É importante que haja um amadurecimento nas propostas, para só então partirmos para algo concreto", disse Pedrosa em conversa com jornalistas após participar do UK Energy 2017, evento promovido nesta terça-feira, 21 de março, no Rio, pela Câmara Britânica de Comércio no Brasil. "A ideia é recuperar a lógica econômica, incentivando as energias renováveis de forma sustentável, sem artificialismo", frisou.
 
A preocupação do governo passa principalmente pela troca de subsídios entre classes e setores de consumo, provocando distorções no preço para determinadas faixas em detrimento do que é cobrado para outras – o que, no geral, pode provocar destruição de valor para a economia. Cálculos aproximados do MME apontam que, atualmente, o total de subsídios pagos no setor entre seus diversos atores, incluindo os impostos incidentes, somam R$ 30 bilhões, volume de recurso que representa cerca de 1/3 do Produto Interno Bruto do setor de mineração.
 
Mercado - Pedrosa ressalta que, embora alguns dos subsídios aplicados ao setor elétrico sejam importantes por atenderem parcelas carentes da população e a determinadas regiões hoje isoladas do Sistema Interligado Nacional, o governo vai repensar essas necessidades com base na eficiência. Ele cita o caso de Boa Vista, capital de Roraima, que registrou 41 blecautes durante o ano de 2016 mesmo tendo "custado" ao país cerca de R$ 1,3 bilhão na operação das usinas termelétricas locais. "O custo de uma linha de transmissão interligando a cidade ao SIN seria igual", exemplifica.
 
O debate em torno da reorganização da política de subsídios vai passar, segundo o secretário do MME, pela Empresa de Pesquisa Energética e pela Secretaria de Planejamento Energético do Ministério. Pedrosa ressalta que o modelo de contratação adotado até aqui para as renováveis, com leilões para o mercado regulado, foi importante para a sedimentação da indústria de renováveis como eólica e solar, ao garantir contratos de longo prazo corrigidos pela inflação. O momento, no entanto, é outro. A ausência de linhas de crédito baratas do BNDES é uma das dificuldades.
 
"De forma resumida, nossa intenção é reordenar a lógica desse mercado sob o ponto de vista dos consumidores. O que se quer é comprar energia renovável pelo preço efetivo que ela representa, sem nada artificial. Hoje o preço é separado em dois pedaços: o subsídio, que é pago por um conjunto de consumidores; e o preço da fonte em si. Nós precisamos discutir uma agenda moderna que contemple o custo dessa renovável pelo preço real. Como remunerar o investidor adequadamente e como cobrar o preço correto, com redução nos subsídios? Essa é a questão", salientou Pedrosa.

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Irena aponta ser possível reduzir as emissões a zero até 2060

A Agência Internacional de Energias Renováveis (Irena, na sigla em inglês) indicou que as emissões de CO2 podem ser reduzidas entre 70% até 2050 e 100% até 2060 com uma perspectiva econômica positiva. Essa estimativa foi lançada nesta segunda-feira, 20 de março. durante o evento Berlin Energy Transition Dialogue, na capital alemã, por meio do estudo Perspectivas para uma transição energética: as necessidades de investimentos para uma transição de baixo carbono, que apresentou casos em que o aumento dos aportes em energia renovável e eficiência energética em países do G20 e outros podem alcançar a redução de emissões necessárias para conter a elevação da temperatura a não mais do que os 2º Celsius e evitar os impactos mais severos das mudanças climáticas.

O desafio é grande, os investimentos necessários adicionalmente somam US$ 29 trilhões até 2050. Esse número, explicou a entidade, apesar de ser substancial, representa uma parcela de 0,4 do PIB global nesse período. Além disso, a análise macroeconômica da Irena aponta que esses aportes criarão um estímulo que junto a outras políticas poderão elevar o PIB global em até 0,8% em 2050, gerar novos empregos no setor renovável mais do que a perda de posições com a indústria de combustíveis fósseis, e ainda, desenvolver o bem estar humano com os benefícios ambientais causados.

O relatório da Irena aponta que em 2015 foram emitidos 32 Gt de CO2 e que esse volume poderá recuar continuamente a 9,5 Gt até 2050 como forma de limitar a elevação da temperatura mundial na comparação com o período pre-industrial.

Atualmente a energia renovável responde por 24% da capacidade de geração e 16% de todo o fornecimento de energia primária. Para alcançar a descarbonização serão necessários 80% de geração de energia advindas dessas fontes e 65% de todo o fornecimento primário no mundo. As renováveis precisam ainda representar a maior parte da geração de energia em 2050, tendo como base a contínua e rápida expansão de capacidade, principalmente da combinação entre a eólica e a solar para substituir as fontes convencionais. Além disso, veículos elétricos também devem ser predominantes nesse cenário, bem como ações de eficiência energética, biocombustiveis líquidos e edificações mais eficientes devem apresentar alto crescimento, seja por meio de renovações ou novas construções.

Contudo, ressalta que são necessários esforços por meio de adoção de políticas públicas para que se possa redesenhar os mercados de energia no mundo. Sinais de preços robustos e a precificação do carbono podem ajudar a promover um grande campo quando complementado por outras medidas.

 

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Fonte solar mantem dianteira na geração distribuída

A geração distribuída a partir de fontes renováveis no Brasil, chamada de microgeração e minigeração distribuída, acaba de ultrapassar a marca histórica de 100 MW instalados. Segundo levantamento da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica, com base em dados oficiais da Agência Nacional de Energia Elétrica, os sistemas solares fotovoltaicos instalados em residências, comércios, indústrias, prédios públicos e na zona rural já representam mais de 99% destas instalações de microgeração e minigeração distribuída no país.

O Brasil possui atualmente 8.931 sistemas conectados à rede, que proporcionam economia na conta de luz dos consumidores e beneficiam um total de 9.919 unidades consumidoras espalhadas pelo território nacional. Dos 100 MW instalados, 67,7 MW são provenientes da fonte solar fotovoltaica, totalizando 8.832 sistemas, que representam mais de R$ 540 milhões em investimentos no país.  

Segundo o presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia, o potencial técnico da geração distribuída solar fotovoltaica, já parcialmente mapeado pela Empresa de Pesquisa Energética, representa mais de 164 GW, considerando apenas os telhados de residências. De acordo com ele, isso significa que, se aproveitarem os telhados de residências brasileiras com geração distribuída solar fotovoltaica, a energia elétrica gerada seria capaz de abastecer 2,3 vezes toda a demanda residencial do país.

Dentre as unidades consumidoras beneficiadas por sistemas solares fotovoltaicos a maior parcela é de residências, que representam 77,5% do total, seguida de comércios, com 17%; indústrias, com 2,2%; consumidores rurais, com 1,8% e consumidores do poder público, incluindo iluminação e serviço público, somando 1,5% no total.

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Preços de energia no mercado livre seguem tendência de alta

Cada vez mais as geradoras e consumidores estão com as atenções voltadas para o céu. Com a proximidade do encerramento do período úmido e face o atual nível de vazões que são classificadas como piores na temporada 2016/2017 ante a que foi registrada entre 2015/2016, uma nova janela de oportunidade de gerar receita com a energia no mercado de curto prazo parece estar próxima. Essa possibilidade parece estar mais clara com os novos parâmetros do CVaR que entram em vigor a partir de maio o que pode posicionar o spread pago pela energia entre R$ 30 a R$ 80/MWh ainda este ano.

Apesar de os agentes já terem precificado o valor da energia quando da decisão do governo em adotar a medida referente o modelo de percepção de risco, a meteorologia terá papel importante no bimestre março-abril. De acordo com a gerente Comercial da Statkraft, Fabiana Polido, é necessário esperar o que acontecerá nesse período para se ter uma clareza maior sobre o patamar de preços para o mercado de curto prazo.

“Há uma tendência de alta de preços por falta de performance de chuvas do período úmido 2016/2017 que está fraco”, comentou Fabiana. “Contudo é necessário aguardar essa quaresma até final de abril, se as vazões não forem satisfatórias o spread pode chegar a R$ 80/MWh”, destacou a executiva durante evento sobre bioeletricidade promovido pela Única e Cogen, nesta quinta-feira, 16 de março. Contudo a representante da Statkraft ressaltou ainda que é importante lembrar da volatilidade que marca o PLD, mas que a tendência é de alta.

“O setor sucroenergético pode ter uma oportunidade boa de preços mesmo com as chuvas de abril por conta do cenário que vivemos e o movimento de migração para o ACL por consumidores especiais”, avaliou. O gerente de bioeletricidade da Única, Zilmar Souza, concorda que há uma possibilidade de que o segmento possa ver uma nova onda de oportunidade de geração de receitas com a venda de energia no curto prazo. Contudo, ele adota um posicionamento conservador ante o atual momento.

“Realmente, mas é uma possibilidade ainda, o cenário é incerto e não temos como prever além de 15 dias. Se vier essa elevação de preços junto ao aumento da demanda e a oferta não acompanhar, o preço aumentará no curto prazo. Isso estimula a geração adicional na bioeletricidade não somente da cana de açúcar, mas pode viabilizar a contratação de outras biomassas como a casca de arroz e o cavaco de madeira para aumentar a geração de curto prazo”, indicou. Mas, ressaltou que este não é o sinal de para que o segmento volte a investir em novas capacidades de geração, trata-se de um cenário conjuntural de 2017. Ampliar os investimentos, continuou, depende muito da sinalização de políticas púbicas.

Fabiana Polido lembrou que o mercado a R$ 100/MWh para as usinas de açúcar e etanol não é um bom patamar para a venda no MCP. E que nos últimos meses a queda de preço inviabilizou a geração de excedentes. Apesar disso, a queda de preços também viabilizou migração dos consumidores especiais para a energia incentivada. “Para ter ideia, a migração do ACR para ACL chegou a gerar 60% de economia. E afirmou que o mercado livre continuará a crescer com essa migração de consumidores especiais, levando à manutenção do preço desse produto em patamar mais elevado, com spread de pelo menos R$ 30 a R$ 35/MWh.

Essa perspectiva de aumento de preços no mercado livre pós maio é vista no movimento de comercialização de energia na plataforma eletrônica BBCE. De acordo com o presidente da empresa, Victor Kodja, estão sendo registrados recordes de negociação como o reportado na última terça-feira, 14 de março, com 184,7 MW em negócios, bem como no primeiro bimestre com 1.172 MW.

Esse resultado, destacou Kodja pode ser interpretado como uma resposta dos agentes a se posicionarem quando o período seco chegar. Essa leitura toma como base o fato de que os produtos mais negociados têm sido o de entrega entre maio a dezembro de 2017 e o de curto prazo. “Esse pode ser visto como um reflexo do aumento da aversão ao risco do CVaR sim. Com as chuvas abaixo da média histórica as empresas estão procurando se posicionar “, analisou.

Os valores da energia para abril estavam sendo fechados no patamar de R$ 250/MWh, já para o mês de maio havia propostas de compra a R$ 230/MWh e de venda a R$ 309/MWh enquanto houve negócios fechados a R$ 275/MWh. E a tendência, confirmou Kodja, é de que os preços sigam a curva de alta até abril.

 

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Adesão ao mercado livre deve crescer com novas regras de medição e faturamento

O surgimento de novos consumidores livres deve ganhar um novo impulso a partir de desta quarta-feira, 15 de março, quando entra em vigor uma série de medidas visando facilitar o tratamento dado a clientes que desejam sair do mercado cativo das distribuidoras. Esse é o espírito da resolução normativa 759/2017 da Agência Nacional de Energia Elétrica, que aprimora e, principalmente, simplifica os procedimentos relativos ao Sistema de Medição e Faturamento (SMF) para instalações conectadas ao sistema de distribuição. A ideia da norma é desburocratizar os requisitos do SMF, eliminando redundâncias para quem migra de ambiente.

Entre as melhorias com a nova legislação está a dispensa de aprovação dos projetos de SMF por parte do Operador Nacional do Sistema Elétrico, a dispensa do medidor de retaguarda para consumidores livres e, especialmente, a adoção de tratamento isonômico entre consumidores livres e cativos por parte das distribuidoras, no tocante à padronização técnica. Sem a série de exigências técnicas que encareciam e davam morosidade à migração para o ambiente de livre contratação, a expectativa é pelo crescimento do interesse na migração de mercado – atualmente há em torno de 180 mil empresas do grupo A cativas.

"A redução de custo no procedimento burocrático é o maior incentivo que um cliente livre em potencial pode ter para optar por essa migração. Acreditamos que, com a norma em vigor a partir de hoje, haja uma redução de pelo menos 25% em média do custo de adequação física para a migração", avalia o gerente de Inteligência de Mercado e Gestão de Energia da Thymos Energia, Sami Grynwald, para quem o processo se tornou muito melhor para as empresas se comparado às regras antigas, cujas exigências passavam pela especificação dos medidores para cliente saídos do mercado cativo das distribuidoras.

A resolução 759/2017 normatiza ainda uma série de prazos para as concessionárias de distribuição operacionalizarem a desvinculação com os consumidores que optarem pelo ambiente livre. No geral, as distribuidoras passam a ter, no máximo, 180 dias para concluir todos esses procedimentos, incluindo a instalação de equipamentos e a elaboração de relatórios técnicos. Para Grynwald, se for levada em conta a estrutura das empresas e as suas capacidades de atendimento, o prazo é adequado, embora possa vir a ser reduzido com o passar do tempo à medida em que diminuir a complexidade para as distribuidoras.

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Vianna: atualização tecnológica de Itaipu não vai impactar na produção da usina

O novo presidente de Itaipu Binacional já sabe para onde vai direcionar a maior parte da sua atenção tão logo desembarque na empresa. Nomeado nesta terça-feira (14) pelo presidente Michel Temer para a Direção-Geral da parte brasileira da hidrelétrica, o engenheiro Luiz Fernando Vianna quer manter, em 2017, os recordes de geração que vêm sendo alcançados pela usina – no ano passado foi superada pela primeira vez a marca de 100 milhões de MWh produzidos. A intenção, no entanto, é não mudar o ritmo do programa de modernização tecnológica iniciado este ano em 18 dos 20 grupos geradores da usina.

"O programa de atualização do maquinário de geração vai demandar grande esforço, mas que tem de ser feito o quanto antes. São equipamentos da década de 1980, já superados inclusive do ponto de vista do controle digital", explicou Vianna, em entrevista exclusiva à Agência CanalEnergia. Segundo ele, apenas uma máquina será parada por vez, casando o cronograma normal de manutenção geral dos grupos geradores com o processo de atualização tecnológica. O trabalho de modernização exigirá logística, já que os equipamentos, inclusive turbinas, serão desmontados e armazenados temporariamente.

Anunciado no final do ano passado, o programa de atualização tecnológica deverá demandar investimentos da ordem de US$ 500 milhões. O projeto, cujo prazo de conclusão é de 10 anos, será bancado com recursos próprios da usina, sendo transferidos ao consumidor somente a partir do ano de 2023, quando está previsto o encerramento do custeio do financiamento destinado ao empreendimento.

O novo presidente de Itaipu espera que 2017 mantenha os números superlativos de produção que a usina apresentou recentemente. A geração anual de 103 milhões de MWh registrada em 2016 – recorde na história da usina – pode, na visão dele, ser superada já este ano, a depender de fatores não gerenciáveis como o regime hidrológico do Rio Paraná. "Somos a maior geradora hidrelétrica do mundo em produção de energia, ultrapassando até a usina de maior capacidade instalada, que é Três Gargantas. É uma responsabilidade muito grande manter essa performance, mas confio em números ainda melhores daqui para frente", disse.

Copel - Após pouco mais de dois anos à frente de Copel Holding, comandando as áreas de Geração, Transmissão, Distribuição e Telecomunicações, o executivo apresenta números robustos, que atestam o crescimento do grupo paranaense nesse período. Hoje a maior empresa do Paraná e a 32ª do país em receita bruta (R$ 24,5 bilhões), a Copel se estabeleceu como uma das cinco maiores holdings do setor de energia elétrica do Brasil e uma das dez principais do setor de serviços. Os investimentos concentrados em geração e transmissão ampliaram a presença do grupo além das fronteiras do estado.

No Mato Grosso, a empresa prevê começar no início de 2018 a operação comercial da hidrelétrica Colíder (300 MW), do qual detém 100% do capital. Ainda na geração hídrica, a empresa terá uma participação de 30% na usina Baixo Iguaçu (350 MW), em construção até o segundo semestre de 2018 e na qual divide sociedade com o grupo Neoenergia. No campo da energia renovável, a holding paranaense comanda atualmente a construção de 28 parques eólicos no estado do Rio Grande do Norte com investimentos de aproximadamente R$ 2,5 bilhões. Serão mais 658 MW de capacidade instalada com esses parques.

Ele destaca ainda a criação, em 2017, da Copel Comercializadora, cujo portfólio de contratação no mercado livre já inclui 58 MWmédios assegurados em 2017 e uma carteira totalizando 180 MWmédios para os próximos cinco anos. Vianna diz que a Copel "está olhando" o próximo leilão de linhas de transmissão marcado para ocorrer no próximo mês de abril, e que terá no Paraná boa parte dos empreendimentos postos em negociação. "Fico satisfeito em ter contribuído, nesses dois anos, para o crescimento da empresa onde comecei minha carreira profissional", avalia o executivo, em tom de despedida.

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Erro em cálculo tarifário expõe "inconsistência regulatória" da Aneel, afirmam entidades

A confirmação de que os clientes brasileiros pagaram cerca de R$ 1,8 bilhão sem necessidade nas contas de luz ao longo de 2016, em decorrência da cobrança indevida pela geração de Angra 3 (usina que ainda está em construção), coloca em xeque algumas das principais atribuições da Agência Nacional de Energia Elétrica. Na visão da Proteste, associação em defesa aos direitos dos consumidores, o erro da Aneel no cálculo da cobrança do Encargo de Energia de Reserva expõe a fragilidade do órgão na regulação econômica.

"A atuação (da agência) vem se mostrando falha há muito tempo. Há uma inconsistência regulatória que reforça um descontrole nessa atividade, além de falta de transparência. Se o Ministério Público não tivesse levantado essa cobrança, por quanto tempo mais os consumidores continuariam pagando por uma energia inexistente?", questiona a advogada Flávia Lefèvre, representante da Proteste. Segundo ela, há uma ausência de isonomia na gestão da Aneel junto aos agentes econômicos em relação aos consumidores.

A advogada lembra que agência passou por um outro imbróglio decorrente de cálculos equivocados na composição das tarifas. Um erro levantado pelo Tribunal de Contas da União na metodologia de cálculo do reajuste anual aplicado pelas distribuidoras entre 2002 e 2009 apontou para um desembolso às concessionárias de aproximadamente R$ 15 bilhões a mais, em valores de hoje. Embora tenha assumido o erro, assinado aditivos nos contratos de concessão e ajustado a fórmula de cobrança, a Aneel não foi condenada pelo TCU.

A possibilidade de a devolução do que já foi pago ser alvo de contestação não é descartada pela representante da Proteste. "O argumento da 'segurança jurídica' já foi usado pela Aneel em favor das empresas, prejudicando a população. Pode muito bem ser usado novamente", afirma Lefèvre. A solução anunciada pelo diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, para equacionar a cobrança indevida prevê um abatimento no percentual de reajuste tarifário concedido às distribuidoras ao longo de 2016.

Em posicionamento enviado por meio de nota, o Idec defende que o ressarcimento dos R$ 1,8 bilhão aos consumidores brasileiros seja feito "imediatamente após constatado o erro", não apenas nas datas de reajuste anual das distribuidoras. Nesse sentido, o Instituto em Brasileiro de Defesa do Consumidor afirma que irá "estudar as medidas cabíveis". Procurada pela reportagem da Agência CanalEnergia, a Aneel não respondeu os questionamentos encaminhados a sua assessoria de imprensa até às 19 horas.

A cobrança indevida pela energia de Angra 3 no bolo do Encargo de Energia de Reserva foi levantado pela primeira vez pela Agência CanalEnergia em dezembro de 2016, em consulta formal feita à Aneel, após o assunto ter sido revelado pela TR Soluções durante apresentação no Encontro Anual do Mercado Livre. À época, a assessoria do órgão regulador respondeu que, "segundo informado pela área técnica, não haverá cobrança (da receita de Angra 3)". Ainda segundo a resposta, como a usina "tem previsão de operação apenas após 2018, seguramente não foi cobrado nada do consumidor em 2016 e nem o será em 2017".

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica afirmou em nota que "nenhum recurso relacionado com Angra 3 foi repassado à Conta de Energia de Reserva (Coner), isso porque a CCEE não fez qualquer cobrança de Encargo de Energia de Reserva relacionado à usina nuclear, conforme descrito no despacho Aneel nº 4.043/2015". Segundo esse despacho, a CCEE estaria liberada de fazer o recolhimento da receita fixa referente à Angra 3. A Câmara afirma não ter participação nos processos tarifários das distribuidoras, sendo estes de responsabilidade da Aneel.

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Erro faz consumidores pagarem R$1,8 bi indevidamente em 2016 nas contas de energia

O atraso das obras de Angra 3 também pode ter impactado os reajustes tarifários de 2016. Isso em decorrência da forma de contratação da energia que será gerada por lá, que é na modalidade de reserva. Acontece que há uma diferença de R$ 1,76 bilhão a mais entre o valor do Encargo de Energia de Reserva (EER) autorizado nos reajustes tarifários das distribuidoras daquele que deveria ser efetivamente pago. Esse montante é equivalente ao que seria destinado ao pagamento para a central termonuclear de Angra 3.

A tese foi levantada em primeira mão pela consultoria especializada TR Soluções durante o workshop especial do 8º Encontro Anual do Mercado Livre, promovido pelo Grupo CanalEnergia em novembro de 2016. Na ocasião a Agência CanalEnergia consultou formalmente e por escrito à Aneel sobre a cobrança, e por duas vezes a assessoria da agência reguladora negou, veementemente, o fato.

A conta é relativamente simples. A soma atual dos montantes destinados ao EER alocados pela Aneel às distribuidoras no ano de 2016 é de R$ 5,182 bilhões. Se esse valor representa os 77% de carga do SIN, que é a participação do ACR no consumo do país, somando-se aos outros 23% que são do ACL, chega-se a R$ 6,731 bilhões. Esse volume econômico final é o equivalente ao ERR estimado para 2016 e solicitado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica em carta datada de 29 de outubro de 2015 que incluía a receita fixa prevista para o pagamento da energia de Angra 3, de R$ 2,3 bilhões a ser cobrada de todos os consumidores do ACR e ACL no ano de 2016. 

Por outro lado, sem a Receita Fixa da usina nuclear esse valor total do EER para o ano de 2016 – somando os dois ambientes de contratação – deveria ficar em cerca de R$ 4,48 bilhões. Ou seja, há uma indicação de que apesar da diretoria da agência reguladora ter determinado a retirada da cobrança da receita fixa de Angra 3 do Encargo de Energia de Reserva, esse valor permaneceu na conta para os reajustes tarifários de 2016.

Em dezembro do ano passado, a Agência CanalEnergia perguntou por escrito à Aneel se “apesar da diretoria da Aneel ter retirado a cobrança da receita fixa de Angra 3 do Encargo de Energia de Reserva, esse valor permaneceu na conta para os reajustes tarifários de 2016 e, caso tenha permanecido, se seria devolvido ao consumidor quando e em que condições”. Na ocasião, também por escrito, a Aneel respondeu que “segundo a área técnica informou não haverá cobrança. A CCEE nos encaminha os valores relativos ao EER das usinas que têm previsão de operação no ano subsequente. Como Angra III tem previsão de operação apenas após 2018, seguramente não foi cobrado nada do consumidor em 2016 e nem o será em 2017.”

O caso voltou à tona novamente em função de uma ação na justiça movida pelo presidente do Instituto de Cidadania de Formosa, em Goiás, Geraldo Lobo, levando a Aneel a ter que reconhecer para a justiça que de fato houve a falha levando à cobrança indevida de R$ 1,8 bilhão a mais nas contas de luz dos consumidores em 2016.

Em comunicado enviado hoje a Aneel afirma que “os consumidores não sofrerão nenhum prejuízo, pois serão ressarcidos em 2017 com a devida remuneração (Selic) a cada reajuste ou revisão e que, para 2017, a previsão do ERR referente a Angra III foi retirada dos processos tarifários.” A CCEE informou à Agência CanalEnergia que não enviou dados errados à Aneel, como afirmou ontem em reportagem na TV Globo o diretor-geral da agência, Romeu Rufino. "A CCEE não tem qualquer participação nos processos tarifários das distribuidoras, sendo estes de inteira responsabilidade da Aneel" destaca o comunicado da Câmara. 

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Migração para o mercado livre continua, mas num ritmo mais lento

Os números do primeiro bimestre do ano comprovam a permanência do fluxo de migrações para o mercado livre, porém em um ritmo menos intenso como evidenciado em 2012. Entre janeiro e fevereiro, foram registradas 423 adesões, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

 

No ano, já ingressaram 372 consumidores especiais e 38 consumidores livres. Com as novas empresas, os dois perfis já representam 74% dos associados da CCEE. Além deles, três novas comercializadoras passaram a atuar no mercado, alcançando 194 companhias autorizadas e 6.034 agentes no total.

 

Segundo a CCEE, a desaceleração da migração já pode ser verificada nos primeiros meses do ano com uma média de 98 pedidos de adesão. Este número de pedidos é menor em relação a todo o período do ano passado, que registrou pico de 354 solicitações e média de 252. Atualmente, há 772 processos de adesão abertos em sistema, sendo 652 de consumidores especiais, 42 de consumidores livres, 54 de geração e 24 comercializadores.

 

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