À medida que inovadores tecnológicos como a Amazon e Netflix redefinem constantemente a experiência do consumidor, a expectativa de hoje em relação ao nível de serviço prestado tornou-se sem precedentes em todas as indústrias, inclusive no setor de energia e utilities. Tecnologias novas e emergentes, como assistentes virtuais, redefiniram o serviço “sob demanda” e todos os segmentos precisam se adaptar para manterem-se competitivos.
Em 2017 o Brasil voltou a receber investimentos no setor de energia. Nos primeiros três meses do ano, o ingresso de capital estrangeiro atingiu US$ 5,560 bilhões, quase o dobro do total registrado em todo o ano de 2016. Além disso, o governo federal anunciou que pretende concluir a reforma proposta para a regulamentação do setor já no início de 2018, o que deve impulsionar ainda mais o mercado.
Os serviços públicos são tradicionalmente uma indústria altamente regulamentada e, muitas vezes, avessos ao risco como resultado. Isso pode tornar mais lenta a adoção de novas tecnologias, mesmo que a mudança apoie uma abordagem centrada no cliente. No entanto, para que as empresas do mercado de Utilities consigam prosperar, devem incorporar tecnologias inovadoras que proporcionem respostas mais rápidas, incluindo uma estratégia preventiva.
Aliada a essa necessidade imediata de disrupção das empresas, a questão é: como os serviços públicos podem manter o ritmo? A inovação provou impulsionar melhorias no atendimento ao cliente, e o setor de Utilities deve estar preparado para tirar proveito da tecnologia e incorporá-la em sua estratégia global de negócios.
Internet das coisas no setor de energia
Estima-se que 20,8 bilhões de “coisas” conectadas serão utilizadas mundialmente em 2020, gerando novas oportunidades para os serviços no setor de energia. Os sinais enviados de e para dispositivos conectados estão crescendo exponencialmente à medida que mais dispositivos conectados emergem. O uso de Big Data, Machine Learning, Inteligência Artificial (AI) e armazenamento em nuvem juntos fornecem informações valiosas de uma abundância de dados. A comunicação proveniente da Internet das Coisas (IoT) e do Machine-to-Machine (M2M) permite um nível de decisões e ações automatizadas com pouca ou nenhuma intervenção humana. Os benefícios para as organizações são grandiosos. Aplicações de monitoramento remoto podem economizar bilhões em custos com transporte e gerenciamento de força de trabalho para as empresas de energia. Com os potenciais efeitos positivos sobre a experiência do cliente e seu valor comercial associado, fica evidente a necessidade de acompanhar a inovação.
Usinas elétricas, por exemplo, podem utilizar equipamentos habilitados para IoT para suportar um grid, enviando detalhes de desempenho para grandes instalações de Big Data que podem então sinalizar problemas ao centro de controle. Aliando esse tipo de tecnologia às ferramentas de gerenciamento de serviços em campo, os problemas tornam-se menos prejudiciais: quando um problema é sinalizado, o técnico mais adequado pode ser enviado com as ferramentas e conhecimentos necessários, promovendo uma solução rápida e estratégica em apenas uma visita. As interrupções e outros problemas que causam maiores dores de cabeça para os clientes podem ser resolvidos com mais rapidez por meio de sensores incorporados, que fazem a manutenção online de todos os equipamentos e oferecem visibilidade de sua saúde. Em vez de o cliente detectar um grande problema, o sensor pode fornecer atualizações em tempo real capazes de prever quando o equipamento pode falhar. Isso economiza o tempo e a dor do cliente, melhorando sua experiência.
Inteligência artificial no setor de energia
A Inteligência Artificial é definida como “simulação da inteligência humana processado por máquinas, especialmente sistemas de computador”. O termo também inclui tecnologias como robótica e processos como a automação. De acordo com Andy Peart, da Artificial Solutions, “até 2020, a inteligência artificial será tão crítica para os negócios e para o atendimento ao cliente como o website foi há 20 anos, ou o aplicativo móvel foi cinco anos atrás”. A IA é capaz de processar grandes quantidades de dados de maneira muito mais rápida do que os humanos. Para o setor de energia, isso significa que os processos automatizados podem lidar com as tarefas repetitivas e demoradas, aumentando a eficiência, enquanto os funcionários se concentram no trabalho e no atendimento ao cliente, que requer um elemento humano.
As empresas de energia devem adotar a inteligência artificial para aprimorar o agendamento, ajustando o envio dos colaboradores automaticamente de acordo com as mudanças no ambiente, incluindo clima e condições do trânsito. Com base em fatores como demografia do cliente, histórico do consumidor e tipo de tarefa, a tecnologia consegue antecipar a probabilidade de cancelamento de compromissos e automatizar lembretes para chamadas de maior risco e, com isso, preparar o técnico para essa possibilidade.
Inovação e Elemento Humano no setor de energia
É importante ter em mente que o setor de energia é inerentemente um provedor de serviços. Apesar das significantes oportunidades disponíveis para os serviços de energia atenderem aos padrões de serviço esperados pelos clientes, o verdadeiro segredo é combinar estrategicamente as capacidades tecnológicas com as habilidades do técnico. O que garante a excelência do serviço não é tecnologia em si, mas sim as tarefas que ela consegue realizar para liberar um técnico ou engenheiro humano – ou para aumentar as capacidades humanas.
Falar sobre automação, inteligência artificial e internet das coisas pode gerar certo receio nos trabalhadores que temem serem substituídos por máquinas, mas a realidade é que a inovação funciona melhor como um híbrido de tecnologia e trabalho humano. As empresas que, estrategicamente combinarem funcionários qualificados com tecnologias inovadoras, não só conseguirão produzir um serviço diferenciado como aprimorarão sua imagem e vantagem competitiva no mercado.
Leia mais em: https://www.itforum365.com.br/tecnologia/inovacao-no-setor-de-energia-e-seu-impacto-no-servico/
quarta-feira, 31 de janeiro de 2018
terça-feira, 30 de janeiro de 2018
Usina de Itaipu bate recorde de energia para o mês de janeiro
Com capacidade máxima, a Usina de Itaipu, no Paraná, bateu na segunda-feira (29) o recorde de produção de energia para o mês de janeiro, passando de 8,78 milhões megawatts-hora (MWh).
A melhor marca histórica para o mês havia sido registrada em janeiro de 2017, quando foram produzidos 8,74 milhões de MWh.
Itaipu é responsável por 17% da energia consumida no Brasil e 76% da demanda paraguaia.
O bom desempenho da binacional, aponta o diretor técnico executivo brasileiro da usina, Mauro José Carbellini, é resultado de vários fatores como a potência instalada de 14 mil MW – a segunda maior do mundo -, a demanda nacional por energia e as condições hidrológicas favoráveis.
Vertedouro da Usina de Itaipu é aberto e libera cinco vezes a vazão média das Cataratas do
Nas últimas semanas, com as chuvas constantes na Bacia do Rio Paraná, o reservatório de Itaipu tem recebido cerca de 20 milhões de litros de água por segundo. Na produção de energia são usados 14 milhões l/s.
O que “sobra”, explica, precisa ser escoado pelo vertedouro de forma controlada para que não haja enchentes tanto acima como abaixo da usina.
“Mesmo vertendo o excedente de água do reservatório desde dezembro do ano passado, conseguimos contribuir para o sistema elétrico nacional de forma significativa. Se não fosse Itaipu, o brasileiro pagaria muito mais pela energia elétrica”, destaca Carbellini.
Ainda segundo o diretor, o preço da energia leva em conta, entre outros, os custos da produção, de transmissão e de distribuição, sobre o qual incidem impostos como o Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), diferente em cada estado.
O acionamento de usinas termelétricas, que tem custo maior, também interfere no preço final ao consumidor.
Na sexta-feira (26), a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou que a bandeira tarifária de fevereiro continuará na cor verde, o que significa que não haverá cobrança extra nas contas de luz.
“Em dezembro, quando começamos a verter, os reservatórios das usinas do sudeste, por exemplo, estavam com 20% da capacidade. Hoje, já passa de 40%. Com mais condições, Itaipu é acionada pelo ONS [Operador Nacional do Sistema Elétrico] até que as outras hidrelétricas recuperem sua capacidade de produção com o máximo de matéria-prima que tenham à disposição”, observa Cabellini.
Leia mais em: https://g1.globo.com/pr/oeste-sudoeste/noticia/usina-de-itaipu-bate-recorde-de-energia-para-o-mes-de-janeiro.ghtml
A melhor marca histórica para o mês havia sido registrada em janeiro de 2017, quando foram produzidos 8,74 milhões de MWh.
Itaipu é responsável por 17% da energia consumida no Brasil e 76% da demanda paraguaia.
O bom desempenho da binacional, aponta o diretor técnico executivo brasileiro da usina, Mauro José Carbellini, é resultado de vários fatores como a potência instalada de 14 mil MW – a segunda maior do mundo -, a demanda nacional por energia e as condições hidrológicas favoráveis.
Vertedouro da Usina de Itaipu é aberto e libera cinco vezes a vazão média das Cataratas do
Nas últimas semanas, com as chuvas constantes na Bacia do Rio Paraná, o reservatório de Itaipu tem recebido cerca de 20 milhões de litros de água por segundo. Na produção de energia são usados 14 milhões l/s.
O que “sobra”, explica, precisa ser escoado pelo vertedouro de forma controlada para que não haja enchentes tanto acima como abaixo da usina.
“Mesmo vertendo o excedente de água do reservatório desde dezembro do ano passado, conseguimos contribuir para o sistema elétrico nacional de forma significativa. Se não fosse Itaipu, o brasileiro pagaria muito mais pela energia elétrica”, destaca Carbellini.
Ainda segundo o diretor, o preço da energia leva em conta, entre outros, os custos da produção, de transmissão e de distribuição, sobre o qual incidem impostos como o Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), diferente em cada estado.
O acionamento de usinas termelétricas, que tem custo maior, também interfere no preço final ao consumidor.
Na sexta-feira (26), a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou que a bandeira tarifária de fevereiro continuará na cor verde, o que significa que não haverá cobrança extra nas contas de luz.
“Em dezembro, quando começamos a verter, os reservatórios das usinas do sudeste, por exemplo, estavam com 20% da capacidade. Hoje, já passa de 40%. Com mais condições, Itaipu é acionada pelo ONS [Operador Nacional do Sistema Elétrico] até que as outras hidrelétricas recuperem sua capacidade de produção com o máximo de matéria-prima que tenham à disposição”, observa Cabellini.
Leia mais em: https://g1.globo.com/pr/oeste-sudoeste/noticia/usina-de-itaipu-bate-recorde-de-energia-para-o-mes-de-janeiro.ghtml
segunda-feira, 29 de janeiro de 2018
Investidores descobrem no Brasil os melhores ventos do mundo para fazendas de energia eólica
No Nordeste brasileiro, para além das praias e resorts paradisíacos, encontram-se alguns dos melhores ventos do mundo para gerar eletricidade.
Bem-vindo a Serra Branca. É o céu dos geradores eólicos de energia. Como nenhum outro lugar, a região abriga ventos perfeitos para girar turbinas. Prova mais recente disso foi demonstrada pela Voltalia, empresa francesa de energias renováveis, que acaba de ganhar contratos para expandir suas fazendas e produzir eletricidade eólica a custos mais baixos já vistos no Brasil.
“Nossa estratégia é ganhar escala naquela região”, diz Robert Klein, diretor-presidente da Voltalia no Brasil. “Volume de produção é fundamental para sermos competitivos”.
MELHORES VENTOS DO MUNDO PARA GERAR ENERGIA
Os planos de expansão da Voltalia deixam transparecer o enorme potencial para o mercado de energia eólica no Brasil. Já operam no país turbinas capazes de gerar quase 11 gigawatts, o que, segundo dados de 2016 do Conselho Mundial de Energia Eólica, colocam o país na 5ª posição do ranking mundial.
As brisas consistentes dão ao Brasil uma média de 39% de aproveitamento constante da capacidade instalada. É o melhor índice do mundo. E o estado do Rio Grande do Norte, onde fica Serra Branca, tem índices mais elevados ainda, com ventos de alta velocidade e pouca mudança de direção. Isso explica por que o estado responde pela maior capacidade eólica do país, com 2,7 gigawatts instalados, seguido da Bahia, com 1,6 gigawatts.
Alta eficiência
Duas das fazendas eólicas da Voltalia estão ranqueadas entre as “top 5” em eficiência no Brasil, em 2016, com aproveitamento de 60,8% e 58,4%, segundo classificação da Bloomberg New Energy Finance (BNEF).
Com “enormes recursos eólicos e alguns dos melhores ventos do mundo”, o Brasil “tem o potencial de um mercado muito forte” – avalia Gurpreet Gujral, analista do Macquarie Bank. O país tem como meta elevar a capacidade de produção de energia limpa para 19 gigawatts até 2026, diversificando suas fontes.
Mais ventos significam mais eletricidade à venda, o que permite à Voltalia oferecer preços mais competitivos. No mês passado, a companhia ganhou contratos licitados pelo governo para fornecer energia em diferentes 5 projetos, totalizando 155 megawatts. Num dos leilões, ofereceu entregar eletricidade por R$ 96,90 o megawatt-hora, um recorde em termos de preços baixos.
A empresa deverá investir R$ 867 milhões nos projetos, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). As usinas do primeiro leilão deverão se integrar ao sistema em dezembro de 2020. As do segundo leilão, em dezembro de 2022.
A Voltalia está implantando fazendas eólicas capazes de gerar 1.000 megawatts na região, e deverá entrar na disputa na próxima rodada de leilões, em abril. Parcerias com fornecedores, como fabricantes de turbinas, têm ajudado a Voltalia a manter os custos baixos – segundo o diretor da empresa.
“Nosso apetite continua voraz”, assegura Robert Klein.
“Os lances feitos pela Voltalia nos leilões foram surpreendentes”, diz Helena CHung, analista da BNEF. “Mas a empresa está no topo da geração de energia eólica no Brasil, com projetos operando com excelente produtividade. E os preços das turbinas vêm caindo, devido à acirrada disputa dos últimos leilões”.
Os lances agressivos da Voltalia foram espelhados por outros empreendedores, como a Enel Green Power, que ofereceu R$ 97 por megawatt-hora, o que mostra o alto nível da demanda reprimida, depois de dois anos sem novos leilões. O governo cancelou dois leilões em 2016, quando a recessão econômica fez diminuir o consumo de energia elétrica.
Agora, com a economia começando a se recuperar e com aumento do consumo de energia, volta a crescer o interesse por novas usinas geradoras.
“O fato de o Brasil estar retomando os leilões é muito importante”, diz Robert Klein. “A indústria eólica estava parada e agora renasce de uma forma brilhante”, conclui.
Paranaense Copel é sócia da Voltalia em São Miguel do Gostoso
A Companhia Paranaense de Energia (Copel) é sócia da Voltalia no Complexo Eólico de São Miguel do Gostoso, no Rio Grande do Norte, inaugurado em outubro do ano passado. A Copel detém 49% das ações do empreendimento, enquanto os franceses controlam o negócio com 51% de participação.
O complexo tem 108 MW de capacidade instalada e é composto por quatro parques, com potencial para produzir em torno de 520 GWh por ano, energia capaz de abastecer cerca de 270 mil famílias
“ A Copel está alinhada à demanda de toda a população por fontes mais sustentáveis e baratas de energia”, disse à época da inauguração o presidente da empresa, Antonio Guetter. “Por isso, participamos de projetos como do Complexo de São Miguel do Gostoso, no Rio Grande do Norte, onde os ventos sopram com mais abundância, para diversificar a matriz energética e garantir retorno para os paranaenses”.
Leia mais em: http://www.gazetadopovo.com.br/agronegocio/agricultura/agroenergia/investidores-descobrem-no-brasil-os-melhores-ventos-do-mundo-para-fazendas-de-energia-eolica-0s08ytpkgqu0igfzvc6ac40cs
Bem-vindo a Serra Branca. É o céu dos geradores eólicos de energia. Como nenhum outro lugar, a região abriga ventos perfeitos para girar turbinas. Prova mais recente disso foi demonstrada pela Voltalia, empresa francesa de energias renováveis, que acaba de ganhar contratos para expandir suas fazendas e produzir eletricidade eólica a custos mais baixos já vistos no Brasil.
“Nossa estratégia é ganhar escala naquela região”, diz Robert Klein, diretor-presidente da Voltalia no Brasil. “Volume de produção é fundamental para sermos competitivos”.
MELHORES VENTOS DO MUNDO PARA GERAR ENERGIA
Os planos de expansão da Voltalia deixam transparecer o enorme potencial para o mercado de energia eólica no Brasil. Já operam no país turbinas capazes de gerar quase 11 gigawatts, o que, segundo dados de 2016 do Conselho Mundial de Energia Eólica, colocam o país na 5ª posição do ranking mundial.
As brisas consistentes dão ao Brasil uma média de 39% de aproveitamento constante da capacidade instalada. É o melhor índice do mundo. E o estado do Rio Grande do Norte, onde fica Serra Branca, tem índices mais elevados ainda, com ventos de alta velocidade e pouca mudança de direção. Isso explica por que o estado responde pela maior capacidade eólica do país, com 2,7 gigawatts instalados, seguido da Bahia, com 1,6 gigawatts.
Alta eficiência
Duas das fazendas eólicas da Voltalia estão ranqueadas entre as “top 5” em eficiência no Brasil, em 2016, com aproveitamento de 60,8% e 58,4%, segundo classificação da Bloomberg New Energy Finance (BNEF).
Com “enormes recursos eólicos e alguns dos melhores ventos do mundo”, o Brasil “tem o potencial de um mercado muito forte” – avalia Gurpreet Gujral, analista do Macquarie Bank. O país tem como meta elevar a capacidade de produção de energia limpa para 19 gigawatts até 2026, diversificando suas fontes.
Mais ventos significam mais eletricidade à venda, o que permite à Voltalia oferecer preços mais competitivos. No mês passado, a companhia ganhou contratos licitados pelo governo para fornecer energia em diferentes 5 projetos, totalizando 155 megawatts. Num dos leilões, ofereceu entregar eletricidade por R$ 96,90 o megawatt-hora, um recorde em termos de preços baixos.
A empresa deverá investir R$ 867 milhões nos projetos, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). As usinas do primeiro leilão deverão se integrar ao sistema em dezembro de 2020. As do segundo leilão, em dezembro de 2022.
A Voltalia está implantando fazendas eólicas capazes de gerar 1.000 megawatts na região, e deverá entrar na disputa na próxima rodada de leilões, em abril. Parcerias com fornecedores, como fabricantes de turbinas, têm ajudado a Voltalia a manter os custos baixos – segundo o diretor da empresa.
“Nosso apetite continua voraz”, assegura Robert Klein.
“Os lances feitos pela Voltalia nos leilões foram surpreendentes”, diz Helena CHung, analista da BNEF. “Mas a empresa está no topo da geração de energia eólica no Brasil, com projetos operando com excelente produtividade. E os preços das turbinas vêm caindo, devido à acirrada disputa dos últimos leilões”.
Os lances agressivos da Voltalia foram espelhados por outros empreendedores, como a Enel Green Power, que ofereceu R$ 97 por megawatt-hora, o que mostra o alto nível da demanda reprimida, depois de dois anos sem novos leilões. O governo cancelou dois leilões em 2016, quando a recessão econômica fez diminuir o consumo de energia elétrica.
Agora, com a economia começando a se recuperar e com aumento do consumo de energia, volta a crescer o interesse por novas usinas geradoras.
“O fato de o Brasil estar retomando os leilões é muito importante”, diz Robert Klein. “A indústria eólica estava parada e agora renasce de uma forma brilhante”, conclui.
Paranaense Copel é sócia da Voltalia em São Miguel do Gostoso
A Companhia Paranaense de Energia (Copel) é sócia da Voltalia no Complexo Eólico de São Miguel do Gostoso, no Rio Grande do Norte, inaugurado em outubro do ano passado. A Copel detém 49% das ações do empreendimento, enquanto os franceses controlam o negócio com 51% de participação.
O complexo tem 108 MW de capacidade instalada e é composto por quatro parques, com potencial para produzir em torno de 520 GWh por ano, energia capaz de abastecer cerca de 270 mil famílias
“ A Copel está alinhada à demanda de toda a população por fontes mais sustentáveis e baratas de energia”, disse à época da inauguração o presidente da empresa, Antonio Guetter. “Por isso, participamos de projetos como do Complexo de São Miguel do Gostoso, no Rio Grande do Norte, onde os ventos sopram com mais abundância, para diversificar a matriz energética e garantir retorno para os paranaenses”.
Leia mais em: http://www.gazetadopovo.com.br/agronegocio/agricultura/agroenergia/investidores-descobrem-no-brasil-os-melhores-ventos-do-mundo-para-fazendas-de-energia-eolica-0s08ytpkgqu0igfzvc6ac40cs
sexta-feira, 26 de janeiro de 2018
Carga de energia do sistema brasileiro deve ter alta de 2,6% em fevereiro, diz ONS
A carga de energia elétrica do sistema interligado do Brasil deverá avançar 2,6 por cento em fevereiro na comparação com igual mês do ano anterior, disse em relatório nesta sexta-feira o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
O órgão do setor elétrico ainda disse que as chuvas na região das hidrelétricas do Sudeste no próximo mês devem ficar em 87 por cento da média histórica, enquanto no Sul estão estimadas em 154 por cento da média. O Nordeste, que passa por uma forte seca, deverá ter precipitações em 28 por cento da média.
Leia mais em: https://extra.globo.com/noticias/economia/carga-de-energia-do-sistema-brasileiro-deve-ter-alta-de-26-em-fevereiro-diz-ons-22331986.html
O órgão do setor elétrico ainda disse que as chuvas na região das hidrelétricas do Sudeste no próximo mês devem ficar em 87 por cento da média histórica, enquanto no Sul estão estimadas em 154 por cento da média. O Nordeste, que passa por uma forte seca, deverá ter precipitações em 28 por cento da média.
Leia mais em: https://extra.globo.com/noticias/economia/carga-de-energia-do-sistema-brasileiro-deve-ter-alta-de-26-em-fevereiro-diz-ons-22331986.html
quinta-feira, 25 de janeiro de 2018
Mini e microgeração ultrapassam 20 mil instalações, Minas Gerais lidera o ranking
O número de conexões de micro e minigeração de energia chegou a mais de 20 mil instalações, com atendimento a 30 mil unidades consumidoras, o que representa uma potência instalada de 247,30 MW – suficiente para atender 367 mil residências. A classe de consumo residencial é responsável por 58,71% de conexões, seguida da classe comercial com 35,25% das instalações.
A fonte mais utilizada pelos consumidores-geradores é a solar com 20.666 adesões, seguida de termelétrica a biomassa ou biogás, com 76 instalações. Confira tabela com o total por fonte.
Minas Gerais permanece como o estado com mais conexões (4.484), seguido de São Paulo (4.038) e Rio Grande do Sul (2.497). Confira aqui a evolução das ligações em tempo real.
Os três estados com mais conexões aderiram ao Convênio ICMS 16/2015 do Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz), que isenta o pagamento de tributo estadual (ICMS) sobre o excedente de energia elétrica gerada por sistemas de geração distribuída.
A geração de energia pelos próprios consumidores tornou-se possível a partir da Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012. A norma estabelece as condições gerais para o acesso de micro e minigeração aos sistemas de distribuição de energia elétrica e cria o sistema de compensação de energia elétrica, que permite ao consumidor instalar pequenos geradores em sua unidade consumidora e trocar energia com a distribuidora local.
A resolução autoriza o uso de qualquer fonte renovável, além da cogeração qualificada, denominando-se microgeração distribuída a central geradora com potência instalada de até 75 quilowatts (kW) e minigeração distribuída – aquela com potência acima de 75 kW e menor ou igual a 5 MW (sendo 3 MW para a fonte hídrica), conectadas à rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras.
Quando a quantidade de energia gerada em determinado mês for superior à energia consumida naquele período, o consumidor fica com créditos que podem ser utilizados para diminuir a fatura dos meses seguintes.
O prazo de validade dos créditos é de 60 meses e eles podem ser usados também para abater o consumo de unidades consumidoras do mesmo titular situadas em outro local, desde que na área de atendimento de uma mesma distribuidora. Esse tipo de utilização dos créditos é chamado de “autoconsumo remoto”.
No caso de condomínios (empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras), a energia gerada pode ser repartida entre os condôminos em porcentagens definidas pelos próprios consumidores.
Existe ainda a figura da “geração compartilhada”, que possibilita diversos interessados se unirem em um consórcio ou em uma cooperativa, instalarem uma micro ou minigeração distribuída e utilizarem a energia gerada para redução das faturas dos consorciados ou cooperados.
Com relação aos procedimentos necessários para conectar a micro ou minigeração distribuída à rede da distribuidora, foram instituídos formulários padrão para realização da solicitação de acesso pelo consumidor.
O prazo total para a distribuidora conectar usinas de até 75 kW é de até 34 dias. Desde janeiro de 2017, os consumidores podem fazer a solicitação e acompanhar o andamento de seu pedido junto à distribuidora pela internet.
Leia mais em: https://www.ambienteenergia.com.br/index.php/2018/01/geracao-distribuida-ultrapassa-20-mil-conexoes/33683
quarta-feira, 24 de janeiro de 2018
Projeto cria estímulo à produção de energia solar por consumidores
Projeto do senador Wilder Morais (PP-GO) estimula a produção de energia elétrica pelos próprios consumidores. O PLS 204/2014 estabelece que as concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar, anualmente, 0,25 % da receita operacional líquida em projetos de microgeração por consumidores sociais. A matéria já foi aprovada pelas comissões de Serviços de Infraestrutura (CI) e de Ciência, Tecnologia, Inovação, Comunicação e Informática (CCT). Neste momento a proposta aguarda votação na Comissão de Assuntos Econômicos (CAE). O senador Hélio José (PROS-DF) destacou que a energia solar tem capacidade de fornecer quase 30 mil gigawatts para a matriz energética do Brasil, de forma limpa e sustentável. A reportagem é de Ana Beatriz Santos, da Rádio Senado.
Leia mais em: https://www12.senado.leg.br/noticias/audios/2018/01/projeto-cria-estimulo-a-producao-de-energia-solar-por-consumidores
Leia mais em: https://www12.senado.leg.br/noticias/audios/2018/01/projeto-cria-estimulo-a-producao-de-energia-solar-por-consumidores
terça-feira, 23 de janeiro de 2018
Índice mostra viabilidade de fontes limpas no mercado livre de energia
A FDR Energia, empresa de geração e comercialização de eletricidade, acaba de lançar a atualização de janeiro de 2018 do Índice de Atratividade do Mercado Livre para Fontes Limpas de Energia.
O valor médio do Índice FDR Energia para todo o Brasil ficou em “0,569” no mês de janeiro, melhor índice dos últimos dez meses.
No ranking de atratividade entre as unidades da Federação, o Tocantins continua na liderança com índice “0,733”. Em segundo lugar o estado do Pará com “0,721”, seguido do Amazonas com “0,702”, Espírito Santo com “0,650” e Goiás com “0,648”.
“O verão tem apresentado um bom volume de chuva em regiões significativas em termos energéticos para o sistema elétrico nacional”, explica Erick Azevedo, sócio-diretor da FDR Energia. “Se essa tendência se confirmar nos próximos meses, teremos um ano de preços mais baixos no mercado livre”, sinaliza.
RANKING DOS ESTADOS EM JANEIRO DE 2018 (BRASIL)
ESTADO
JAN
TOCANTINS
0,733
PARÁ
0,721
AMAZONAS
0,702
ESPIRITO SANTO
0,650
GOIAS
0,648
RIO DE JANEIRO
0,647
SANTA CATARINA
0,633
MATO GROSSO
0,632
PARANÁ
0,609
DISTRITO FEDERAL
0,598
RONDONIA
0,583
MATO GROSSO DO SUL
0,578
SÃO PAULO
0,544
MINAS GERAIS
0,539
PIAUI
0,536
RIO GRANDE DO SUL
0,530
MARANHÃO
0,521
CEARA
0,518
PARAIBA
0,510
ALAGOAS
0,509
ACRE
0,507
PERNAMBUCO
0,494
SERGIPE
0,478
BAHIA
0,474
RIA GRANDE DO NORTE
0,460
AMAPÁ
0,438
O levantamento mostra que estados que possuem valores no índice abaixo de 0,4 podem ser considerados inviáveis financeiramente para migração para o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Já os que têm entre 0,4 e 0,6 podem ser considerados com viabilidade moderada e entre 0,6 e 0,8, com boa viabilidade. Acima de 0,8, com alta viabilidade.
O índice, tal qual o modelo do Índice de Desenvolvimento Humano (IDH), elaborado pela Organizações das Nações Unidas (ONU), é calculado em um intervalo de “0,000” (para a menor atratividade) e “1,000” para a maior atratividade.
Leia mais em: https://www.ambienteenergia.
O valor médio do Índice FDR Energia para todo o Brasil ficou em “0,569” no mês de janeiro, melhor índice dos últimos dez meses.
No ranking de atratividade entre as unidades da Federação, o Tocantins continua na liderança com índice “0,733”. Em segundo lugar o estado do Pará com “0,721”, seguido do Amazonas com “0,702”, Espírito Santo com “0,650” e Goiás com “0,648”.
“O verão tem apresentado um bom volume de chuva em regiões significativas em termos energéticos para o sistema elétrico nacional”, explica Erick Azevedo, sócio-diretor da FDR Energia. “Se essa tendência se confirmar nos próximos meses, teremos um ano de preços mais baixos no mercado livre”, sinaliza.
RANKING DOS ESTADOS EM JANEIRO DE 2018 (BRASIL)
ESTADO
JAN
TOCANTINS
0,733
PARÁ
0,721
AMAZONAS
0,702
ESPIRITO SANTO
0,650
GOIAS
0,648
RIO DE JANEIRO
0,647
SANTA CATARINA
0,633
MATO GROSSO
0,632
PARANÁ
0,609
DISTRITO FEDERAL
0,598
RONDONIA
0,583
MATO GROSSO DO SUL
0,578
SÃO PAULO
0,544
MINAS GERAIS
0,539
PIAUI
0,536
RIO GRANDE DO SUL
0,530
MARANHÃO
0,521
CEARA
0,518
PARAIBA
0,510
ALAGOAS
0,509
ACRE
0,507
PERNAMBUCO
0,494
SERGIPE
0,478
BAHIA
0,474
RIA GRANDE DO NORTE
0,460
AMAPÁ
0,438
O levantamento mostra que estados que possuem valores no índice abaixo de 0,4 podem ser considerados inviáveis financeiramente para migração para o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Já os que têm entre 0,4 e 0,6 podem ser considerados com viabilidade moderada e entre 0,6 e 0,8, com boa viabilidade. Acima de 0,8, com alta viabilidade.
O índice, tal qual o modelo do Índice de Desenvolvimento Humano (IDH), elaborado pela Organizações das Nações Unidas (ONU), é calculado em um intervalo de “0,000” (para a menor atratividade) e “1,000” para a maior atratividade.
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segunda-feira, 22 de janeiro de 2018
Como está e até onde pode ir a energia limpa no Brasil?
Há pouco mais de dois anos, em dezembro de 2015, o Brasil foi um dos 195 signatários do “Acordo de Paris”, para manter o aumento da temperatura média global a bem menos que 2°C (próximo de 1,5ºC) até o fim do século. O valor é associado a um nível de mudança climática considerado como ‘minimamente seguro’ aliado a desenvolvimento econômico satisfatório para as nações.
No “Acordo de Paris”, o Brasil se propôs a reduzir suas emissões em 37% até 2025 em relação a 2005, com uma meta indicativa de 43% até 2030.
Para que isto aconteça, é primordial zerar a emissão de gases do efeito estufa até a metade do século, ou seja, pôr fim à dependência dos combustíveis fósseis, ao passo em que fontes renováveis – e limpas – como a solar, eólica e biomassa, ganhem espaço.
Há alguns anos, as energias provenientes do sol e do vento vêm pouco a pouco ganhando espaço no Brasil e no mundo. Contudo, hoje é incerto que o país chegue a 2050 com 100% de participação de fontes renováveis em sua matriz energética.
Para o secretário-executivo do Observatório do Clima e também membro da Rede de Especialistas em Conservação da Natureza Carlos Rittl, falta uma política de “alinhamento” ao país. “Existe uma imensa contradição. A gente não tem clareza. No ano passado, ao mesmo tempo que aprovou isenção fiscal no setor de petróleo até 2040, parte do problema, criou o RenovaBio [Política Nacional de Biocombustíveis], parte da solução. À exceção desse programa, o Brasil não sabe o que pretende sobre matriz energética. O avanço acontece mais por forças de mercado”, diz.
Rittl cita o PDE (Plano Decenal de Expansão de Energia) 2026, apresentado no ano passado, que considerou tímido e que “coloca dúvidas sobre qual caminho será seguido”.
O PDE é um documento feito pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética) – vinculada ao Ministério de Minas e Energia – que serve como um indicativo das perspectivas de expansão futura do setor de energia sob a ótica do governo.
Os resultados do PDE mostram que a parcela renovável da matriz energética atingirá 48% em 2026, 2% a mais que dez anos antes, com 71,4% dos investimentos de R$ 1,4 trilhão, neste período, em petróleo e seus derivados.
O documento mostra também que a geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis deve alcançar 90% “em função do aumento de geração a partir das energias eólica, solar e biomassa”. De acordo com o PDE, o crescimento médio dessas fontes seria de 6,3% ao ano.
Para se ter ideia, 20% da geração de energia elétrica do país em dezembro foi térmica, segundo boletim do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico).
“Não passamos por nenhum grande debate nacional, mesmo num mundo de emergência climática, com 25% dos municípios do país decretando emergência por calamidade pública em algum momento de 2017, seja por seca, tempestades ou alagamentos”, avalia Rittl. Os preços das renováveis vem caindo, o país tem recursos abundantes e tem muito a ganhar se investir nisto, até com empregos”, completa.
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sexta-feira, 19 de janeiro de 2018
Hidrelétricas irão crescer em 2018, mas energia solar fotovoltaica irá dobrar
A produção de energia solar no Brasil pode dobrar em 2018, ano que concentra a maioria das entradas em operação das 67 usinas solares previstas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para iniciar geração até 2021, fruto de leilões realizados em 2014 e 2015.
De acordo com relatório divulgado pela agência, em 2018 está prevista a entrada garantida (viabilidade alta) de 28 usinas, totalizando 781 megawatts, e mais 35 usinas com viabilidade média, somando 231 megawatts de capacidade instalada.
No total, a energia solar deve acrescentar este ano ao sistema 1 012 MW, dobrando a capacidade de 1 mil MW atingida pelo Brasil no final de 2017. Em 2019, a previsão da Aneel é de entrada de mais 356 MW em energia solar.
A agência estima ainda para 2018 a entrada em operação de sete usinas hidrelétricas, com potência instalada de 3.097 MW, com contribuição de mais turbinas em Belo Monte (PA), e mais 1.569 MW em 2019.
O relatório da Aneel tem por objetivo dar publicidade às informações atualizadas do acompanhamento da fiscalização em relação às usinas já outorgadas e em fase de implantação no país.
A produção de energia eólica em operação comercial no Sistema Interligado Nacional (SIN), entre janeiro e novembro do ano passado, foi 27% maior do que a geração de igual período de 2016, segundo dados consolidados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
As usinas movidas pela força do vento somaram 4.594 MW médios entregues ao longo do ano passado frente aos 3.622 MW médios gerados no mesmo intervalo de 2016.
A representatividade da fonte eólica em relação a toda energia gerada no período pelas usinas do sistema alcançou 7,4% em 2017. A fonte hidráulica (incluindo as Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs) foi responsável por 70,6% do total e as usinas térmicas responderam por 22%.
No final de novembro, havia, segundo a CCEE, 489 eólicas em operação comercial no Brasil que somavam 12.470 MW de capacidade instalada, aumento de 24% em um ano.
O boletim InfoMercado mensal da CCEE indica que o Rio Grande do Norte segue na liderança da produção eólica no país com 1.460,75 MW médios de energia entregues em 2017, aumento de 22,6% na comparação anual.
Em seguida, aparece a Bahia com 900 MW médios produzidos (+29,3%), o Ceará com 697,29 MW médios ( 6,6%), o Rio Grande do Sul com 625,94 MW médios ( 20%) e o Piauí com 528,07 MW médios, aumento de 59,9% frente à geração de 2016.
Os dados de novembro confirmam ainda o Rio Grande do Norte como o estado a maior capacidade instalada, somando 3.495,25 MW, alta de 12,8% em relação a igual mês de 2016. Em seguida aparece a Bahia com 2.349,24 MW ( 34,2%), o Ceará com 2.134,96 MW ( 10,6%), o Rio Grande do Sul com 1.777,87 MW ( 12,8%) e o Piauí com 1.443,10 MW de capacidade (66%). (AE)
Leia mais em: https://www.ambienteenergia.com.br/index.php/2018/01/hidreletricas-irao-crescer-em-2018-mas-energia-solar-fotovoltaica-ira-dobrar/33652
quinta-feira, 18 de janeiro de 2018
Brasil deve atrair gigantes globais com leilões para energia renovável em 2018 2
O Brasil deve atrair gigantes globais do mercado de energia em leilões para contratação de novos projetos de geração renovável previstos para este ano, em meio a projeções de que uma forte competição restringirá a participação de empresas locais e fundos de investimento, disseram especialistas à Reuters.
O país já agendou uma licitação para abril, que viabilizará usinas para iniciar a operação a partir de 2022, e ao menos mais um certame deve ser realizado no ano, para empreendimentos com entrega em 2024, este também aberto à termelétricas, disse o presidente da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Luiz Barroso.
Para o leilão de abril, o chamado "A-4", há um recorde de 48,7 gigawatts em projetos cadastrados por investidores, maior volume já registrado em certames voltados a fontes renováveis -- o montante equivale a mais de três usinas do porte de Itaipu, maior geradora do mundo.
"O grande número de projetos cadastrados indica um mercado ainda muito atrativo para os investidores. Apesar de alguns percalços, o Brasil possui a confiança de desenvolvedores e investidores nacionais e internacionais", disse Barroso, em respostas por e-mail.
Uma prova do apetite do mercado foi dada em dezembro passado, quando após dois anos sem licitações o governo brasileiro conseguiu contratar novas usinas solares e eólicas pelos menores preços já registrados no país, com deságios de cerca de 60 por cento ante os preços-teto definidos para a produção futura dos empreendimentos.
A diretora da consultoria Thymos Energia, Thais Prandini, avalia que esse novo cenário de preços deve continuar, o que favorece grandes elétricas europeias em detrimento de fundos e investidores locais.
"Tem um perfil de investidor que continua super animado, animadíssimo, querendo participar. E tem quem está começando a achar que os deságios estão muito grandes e não vale mais a pena, as margens diminuem", disse.
Para o sócio da consultoria Thoreos, Rodrigo de Barros, os retornos ficaram mais baixos e próximos dos oferecidos para projetos de energia renovável em leilões recentes ao redor do mundo, mas com a diferença de que no Brasil os contratos são em reais, e não em dólar como em alguns outros países, o que representa um risco cambial para o empreendedor.
"Está bem mais difícil para os players locais... A gente não espera retornos muito bons. Ao preço que está, só quem tem acesso a capital lá fora, com juros muito baixos. Só essas gigantes", afirmou ele, que citou como exemplos o grupo italiano Enel e a francesa Engie.
O especialista em energia da Deloitte, Luis Carlos Tsutomu, afirmou que essas grandes elétricas possuem projetos por todo o mundo e presença forte na América Latina, o que reduz o risco cambial.
"No somatório de todo portfólio, se você está em vários países, consegue diversificar e diluir esse risco. Mesmo grandes players globais se assustaram com o que aconteceu no final do ano passado. Aumentou muito o nível de competição", disse.
As expectativas são de que os leilões brasileiros em um ano em que o país sai da maior recessão em décadas devem contratar mais que os 4,5 gigawatts de 2017– um volume que poucos mercados de energia no mundo movimentam anualmente.
RISCOS E RETORNO
O consultor da Deloitte ressaltou ainda que o governo precisa ficar atento à evolução dos empreendimentos contratados, uma vez que tarifas muito baixas acabam também por aumentar chances de alguns projetos não saírem do papel.
"É só ver o que aconteceu com projetos solares do leilão de 2014... Na hora em que venderam, fazia sentido. Depois, teve uma variação do câmbio e foi por água abaixo", afirmou.
No caso citado pelo especialista, diversos empreendedores paralisaram projetos de energia após uma forte desvalorização do real em 2015 e 2016, em meio à instabilidade gerada por um processo que culminou no impeachment da então presidente Dilma Rousseff.
Na época, o governo acabou por promover um inédito leilão reverso, em que investidores pagaram um prêmio em troca de desistir sem multas de 25 projetos que não saíram do papel, incluindo usinas solares e eólicas.
Ainda assim, os consultores são unânimes em apontar que há apetite suficiente dos investidores para manter os preços baixos dos leilões do ano passado, embora já exista algum ceticismo no mercado devido aos baixos retornos.
Nesta quarta-feira, o UBS cortou o preço-alvo para as ações da geradora AES Tietê, que viabilizou um projeto solar no leilão A-4 de 2017.
"Não acreditamos que os projetos solares anunciados recentemente serão geradores de valor", afirmaram os analistas do banco em relatório.
Além da AES Tietê, da norte-americana AES, os leilões de 2017 tiveram como principais vencedores elétricas estrangeiras como a italiana Enel, a portuguesa EDP, a francesa Voltalia e a dinamarquesa European Energy, todas já com projetos anteriores no Brasil.
Leia mais em:https://economia.uol.com.br/noticias/reuters/2018/01/17/brasil-deve-atrair-gigantes-globais-com-leiloes-para-energia-renovavel-em-2018.htm
quarta-feira, 17 de janeiro de 2018
Investimento global em energia limpa somou US$ 333,5 bilhões, aponta BNEF
A disparada dos investimentos chineses na fonte solar fotovoltaica impulsionaram os investimentos globais em energia limpa em 2017. De acordo com levantamento da Bloomberg New Energy Finance, o investimento total em fontes renováveis somou US$ 333, 5 bilhões no ano passado, um aumento de 3% na comparação com 2016. Esse volume representa o segundo maior aporte anual no histórico, reportado em 2015 com US$ 360,3 bilhões.
A fonte solar sozinha foi responsável por um montante de US$ 160,8 bilhões em investimentos, um aumento de 18% em comparação com o período anterior, mesmo com a redução de custos pela qual a fonte vem passando. Cerca de metade desses recursos, ou USS 86,5 bilhões foram aplicados na China, um volume 58% mais elevado do que em 2016 para usinas estimadas em 53 GW em capacidade instalada da fonte ante os 30 GW de 2016. O investimento chinês, contudo, em todas as tecnologias de energia limpa somaram US$ 132,6 bilhões no ano passado, um aumento de 24%, representando um novo recorde para aquela nação.
De acordo com o líder da BNEF para a região Ásia-Pacífico, Justin Wu, a China implantou cerca de 20 GW a mais do que o previsto. E isto deve-se a duas principais razões, a primeira é a pressão da indústria para evitar desaceleração de novos projetos apesar de um crescente ônus de subsídios. Os desenvolvedores desses projetos estão assumindo que serão alocados subsídios nos próximos anos. E o segundo é a queda do custo da energia solar, além de muitos projetos sendo desenvolvidos em telhados localizados em parques industriais ou outros locais mais espalhados pelo país. Estes sistemas, disse o executivo, não estão limitados pelas cotas governamentais. E grandes consumidores de energia na China estão implantando sistemas para atender sua demanda com um subsidio mínimo.
O segundo maior investidor por país são os Estados Unidos com um valor de US$ 56,9 bilhões, aumento de 1% ante 2016, apesar do atual governo daquele país não apresentar um viés amigável para as fontes renováveis.
Entre os maiores índices de crescimento nos aportes em energia limpa estão os 150% registrados na Austrália que alcançou investimentos de US$ 9 bilhões e o México com uma disparada de 516% para US$ 6,2 bilhões ante o ano anterior. No sentido contrário estão o Japão com queda de 16%, para US$ 23,4 bilhões, Alemanha em retração de 26% para US$ 14,6 bilhões e Reino Unido com queda de 56% para US$ 10,3 bilhões em decorrência de mudanças de políticas públicas. No geral, os países europeus reduziram o aporte em energia limpa em 26% para US$ 57,4 bilhões.
O Brasil figura entre no grupo de demais países que investiram mais de US$ 1 bilhão. Nesse grupo o país está atrás apenas da Índia. O aporte do país asiático somou US$ 11 bilhões, queda de 20% ante 2016, enquanto por aqui aumentou 10%, para US$ 6,2 bilhões.
Além da solar que liderou os aportes em energia limpa, a fonte eólica ficou em segundo lugar com US$ 107,2 bilhões, 12% menor que o nível de 2016. A terceira no ranking ficou com as tecnologias para energia inteligente como smart metering e armazenamento de energia, eficiência energia, entre outras que somaram investimentos de US$ 48,8 bilhões, aumento de 7%, o maior nível dentre o histórico.
Já as demais fontes atraíram investimentos em menor escala. Em biomassa e resíduos sólidos recuaram para US$ 4,7 bilhões, queda de 36%, biocombustíveis para US$ 2 bilhões, recuo de 3%, pequenas hidrelétricas 14% menos com US$ 3,4 bilhões, serviços de baixo carbono com US$ 4,8 bilhões, a geotermia com US$ 1,6 bilhão e energia do mar apenas US$ 156 milhões. Ao total foram adicionados 160 GW em capacidade instalada no mundo, excluindo as grandes hidrelétricas. A solar com 98 GW, eólica com 56 GW, biomassa e resíduos com 3 GW, PCHs com 2,7 GW, geotérmica com 700 MW e energia do mar com menos de 10 MW.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53048492/investimento-global-em-energia-limpa-somou-us-3335-bilhoes-aponta-bnef
terça-feira, 16 de janeiro de 2018
Shell anuncia aquisição de 43,8% em empresa de energia solar
A petroleira Shell anunciou nesta segunda-feira que irá adquirir uma fatia de 43,8 por cento na empresa de energia solar norte-americana Silicon Ranch Corp, como parte dos planos da companhia de desenvolver um portfólio em novas energias.
A transação foi fechada junto à gestora de investimentos Partners Group.
A Shell disse que assinou ainda um outro acordo com a Silicon Ranch Corp que prevê a possibilidade de a petroleira elevar sua participação no negócio após 2021.
A transação deve ser fechada no primeiro trimestre deste ano, segundo a Shell.
Leia mais em: https://exame.abril.com.br/negocios/shell-anuncia-aquisicao-de-438-em-empresa-de-energia-solar/
segunda-feira, 15 de janeiro de 2018
CCEE: energia fica mais barata no mercado spot
O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para o período entre 13 e 19 de janeiro apresenta redução em todos os submercados, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O preço caiu 8% no Sudeste/Centro-Oeste ao passar de R$ 176,64/MWh para R$ 162,95/MWh. No Sul, a queda foi de 7% com o preço fixado em R$ 165,82/MWh. O PLD no Nordeste ficou em R$ 162,06/MWh, retração de 10%, e no Norte, a queda foi maior, alcançando 14% com o preço fixado em R$ 142,37/MWh.
Segundo a CCEE, os preços do submercado Norte apresentaram valores menores em relação aos demais submercados, pois este é um submercado exportador e os limites de envio de energia para o Sudeste foram atingidos, assim como os limites de recebimento de energia pelo Nordeste. Já o descolamento do preço do submercado Sul em relação ao preço do submercado Sudeste se deve às perdas elétricas na interligação entre estes submercados.
As afluências esperadas para o Sistema Interligado Nacional (SIN), em janeiro, permanecem em 95% da Média de Longo Termo (MLT), com ENAs estimadas em 105% da média no Sudeste, 136% no Sul, 47% no Nordeste e em 74% da MLT no Norte.
Já a carga prevista para os próximos sete dias deve ficar 150 MW médios mais baixa frente ao montante esperado na semana anterior com redução apenas no Norte (-150 MW médios) e manutenção dos valores nos demais submercados.
Os níveis dos reservatórios do SIN estão cerca de 2.750 MW médios mais elevados na comparação com a expectativa da semana passada. A previsão indica elevações de 2.050 MW médios no Sudeste, 250 MW médios no Sul, 300 MW médios no Nordeste e de 150 MW médios no Norte.
O fator de ajuste do MRE previsto para janeiro foi revisto de 111,9% para 108,6%. Os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) esperados para o primeiro mês de 2018 estão na ordem de R$ 160 milhões, sendo R$ 94 milhões referentes à segurança energética.
sexta-feira, 12 de janeiro de 2018
Consumo nacional de energia cai 5% no início do ano
A análise dos primeiros nove dias de janeiro indica o consumo de 58.855 MW médios no Sistema Interligado Nacional (SIN), montante 5% inferior quando comparado ao consumo no mesmo período do ano passado, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em boletim divulgado nesta quinta-feira, 11 de janeiro.
Segundo a CCEE, a atividade econômica tem apresentado sinais da retomada de crescimento em vários setores, porém a queda no consumo observada no início de 2018 foi influenciada principalmente por temperaturas mais baixas nesse ano em relação ao mesmo período do ano passado.
No Ambiente de Contratação Regulado, houve retração de 7,6% no consumo, índice que considera a migração de consumidores para o mercado livre (ACL). Ao descartar esse movimento dos agentes, ainda haveria queda de 5,6% no consumo de energia. Já o consumo no Ambiente de Contratação Livre apresentou elevação de 2,5%, número que leva em conta o impacto das novas cargas vindas do ACR na análise. Quando esse movimento é desconsiderado, o ACL tem queda de 2,8%.
Dentre os ramos da indústria avaliados pela CCEE, incluindo dados de autoprodutores, varejistas, consumidores livres e especiais, os setores têxteis (+15,9%), de veículos (+13%) e madeira, papel e celulose (+3,5%) registram aumento no consumo, mesmo sem o efeito da migração na análise. Ainda no cenário sem migração, os maiores índices de retração pertencem aos segmentos transporte (-11,3%), comércio (-10,6%) e químico (-8,6%).
Já a geração de energia alcançou 62.034 MW médios no período, incremento de 4,5%. A análise indica elevação de 12% na produção de usinas térmicas, mas queda na geração das plantas eólicas (-9,8%) e hidráulicas (-6,8%), incluindo as pequenas centrais hidrelétricas.
A CCEE também apresenta estimativa da produção das usinas hidrelétricas integrantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), em janeiro, equivalente a 112% de suas garantias físicas, ou 51.788 MW médios em energia elétrica. Para fins de repactuação do risco hidrológico, o percentual é de 95%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53047943/consumo-nacional-de-energia-cai-5-no-inicio-do-ano
quinta-feira, 11 de janeiro de 2018
China constrói autoestrada de painéis solares
Com objetivos cada vez mais ousados, a China continua os seus investimentos em energia limpa. Dessa vez, a capital da província de Shandong, Jinan, construiu uma autoestrada feita com painéis solares.
A construção tem uma extensão de dois quilômetros, com uma área total de 5.875 metros quadrados, e é composta por três camadas: betão transparente em cima, painéis fotovoltaicos no meio e isolamento em baixo.
A estrada chinesa tem duas vias destinadas à circulação normal e uma para emergências, tendo sido desenhada para transportes públicos e para veículos elétricos.
Com mais de cinco mil metros quadrados de painéis solares, a estrada tem o potencial de gerar um milhão de kWH por ano, o suficiente para satisfazer as necessidades domésticas de 800 casas.
Além de alimentar a iluminação das ruas, a eletricidade produzida pela estrada também servirá para o sistema de derretimento de neve e para os postos de carga dos carros elétricos. Mas, embora seja um projeto empreendedor, é também um projeto ambicioso.
Cada metro quadrado desta autoestrada tem um custo de 458 dólares, cerca de 377 euros, o que torna esta autoestrada um projeto dispendioso.
Embora possa parecer uma via frágil, Zhang Hongchao, um dos responsáveis do projeto e especialista em Engenharia de Transporte da Universidade de Tongji, afirma que esta autoestrada aguenta dez vezes mais pressão do que o asfalto normal.
Leia mais em: https://www.ambienteenergia.com.br/index.php/2018/01/china-constroi-autoestrada-de-paineis-solares/33549
quarta-feira, 10 de janeiro de 2018
Estiagem de 2017 pode gerar aumento de mais de 10% para energia em 2018
A falta de chuvas de 2017 vai pesar no bolso dos consumidores em 2018. Após um ano com um volume de afluências abaixo da média, que levou a um elevado consumo de energia a partir de usinas térmicas, mais caras, a tarifa de luz deve subir em um ritmo maior neste ano. E isso mesmo considerando que o atual período chuvoso, iniciado em novembro, tem se mostrado mais favorável.
As projeções variam, mas os reajustes das tarifas de energia devem superar os 10%, em média. Uma parcela significativa desse reajuste vem do aumento do custo da energia, pressionado pelo déficit hidrológico (GSF), estimam especialistas.
Pelos cálculos da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o déficit hidrológico médio de 2017 ficou em 79%, o que significa que as hidrelétricas geraram 21% menos do que o volume de energia que tinham direito de comercializar. Para compensar a menor geração hídrica, foram acionadas termelétricas, que produzem uma energia mais cara, gerando custo adicional para o sistema. Esse custo deveria ser coberto pela receita proveniente das bandeiras tarifárias, mas tendo em vista o alto preço da energia de curto prazo registrado ao longo do ano, justamente pela geração térmica, o valor arrecadado não tem sido suficiente para fazer frente às necessidades.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) chegou a elevar o valor da cobrança adicional com o acionamento das bandeiras, a partir de novembro, e ainda liberou um recursos proveniente de um outro encargo, a Conta de Energia de Reserva (Coner), de maneira a reduzir o descompasso entre gastos e receitas. Ainda assim, a projeção é de déficit significativo. Pelas regras do setor, quando a receita com as bandeiras tarifárias não é suficiente para cobrir os custos, as distribuidoras arcam com compromisso e, no momento do reajuste, o saldo dessa conta entra no cálculo da tarifa, de forma a zerar os passivos.
Considerando os dados até novembro, a Aneel indicou um saldo negativo de R$ 4,8 bilhões para compensação futura, por meio das bandeiras tarifárias ou dos reajustes mensais. A estimativa da Associação de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) indica que o déficit das distribuidoras com o custo hidrológico deve somar cerca de R$ 4,3 bilhões em 2017. A leve redução deve ser possível tendo em vista que em dezembro vigorou a bandeira vermelha patamar 1, que adiciona R$ 3 a cada 100 KWh consumidos, gerando receita para a Conta Bandeiras, ao mesmo tempo em que o déficit hidrológico e os preços da energia de curto prazo foram menores que o de meses anteriores.
No entanto, para janeiro, a Aneel definiu que a bandeira tarifária é verde - sem custo extra para os consumidores -, reduzindo o montante arrecadado na conta bandeiras. Com isso, o passivo a ser repassado para as tarifas pode ser maior.
A consultoria Thymos Energia estima que as distribuidoras que têm reajuste no primeiro semestre - empresas como Cemig, Enel, Light e algumas concessionárias da CPFL, por exemplo - terão um reajuste entre 10% e 15%. "O que vai acontecer é que esse saldo não vai ficar zerado e esse acúmulo, bem acentuado por conta de GSF baixo com PLD alto, vai puxar a componente de CVA", explica o presidente da Thymos, João Carlos Mello, referindo-se à Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A, um mecanismo que calcula as variações de valores de custos não gerenciáveis (Parcela A) ocorridas entre reajustes tarifários anuais das distribuidoras de energia. Na data do reajuste anual, se a CVA estiver negativa, há repasse desse montante para tarifa. Se a conta estiver positiva, o saldo é usado para abater o reajuste anual das tarifas.
Diego Aspeé, consultor da Thymos, não descarta aumentos até superiores aos 15% e lembra que o alto custo com GSF já penalizou os consumidores das distribuidoras que têm reajuste no final do ano, como CPFL Piratininga, Celg e EDP SP, que anotaram aumentos entre 15% e 24%, influenciados também por outros fatores, como o início do pagamento de indenizações às transmissoras. Para estas e outras distribuidoras com aniversário de contrato no segundo semestre, ele considera que o ritmo de reajuste dependerá do volume de chuvas nos próximos meses e do preço spot de energia. "O viés é de alta, mas vai depender da janela de CVA. Pode haver uma compensação, se o primeiro semestre for favorável", diz.
A TR Soluções, empresa especializada na análise e cálculo de estruturas tarifárias, projeta um reajuste médio das tarifas de energia de 9%, considerando 40 distribuidoras do País que respondem por cerca de 97% do mercado brasileiro. Dentre as empresas com aumento nas contas de luz acima da média nacional, segundo a empresa, estão as distribuidoras do Rio de Janeiro - Light e Enel Rio (antiga Ampla), justamente as primeiras concessionárias de grande porte a passarem por processos tarifários neste ano, em 15 de março. O aumento estimado é da ordem dos 10%.
Mais otimistas, os analistas do Banco Santander estimam um aumento médio de 5,9% nas contas de luz, no cenário base, considerando o acionamento da bandeira vermelha patamar 1 ao longo de 2018, que levaria ao equacionamento do passivo na CVA. Para a equipe, em seu cenário mais otimista, a bandeira amarela seria acionada em meados de 2018, o que poderia contribuir para um reajuste de apenas 1,9% das tarifas, sempre levando em conta que não haveria passivos a serem cobertos nos reajustes anuais. Neste cenário, o banco prevê que os reajustes devem ser mais baixos nas distribuidoras com reajuste no primeiro semestre e mais elevados para as concessionárias que têm aniversário de contrato na segunda metade do ano.
Para a equipe de análise, o acionamento da bandeira verde em janeiro antecipa o movimento de menor pressão tarifária já esperado por conta da melhora da hidrologia, provocando um impacto positivo para o consumidor. Embora considerem que o cenário mais provável ainda é de bandeira amarela para 2018, os profissionais do banco passaram a trabalhar com a probabilidade de que a bandeira verde seguirá válida por mais alguns meses.
Encargos
Além do custo com o déficit hidrológico, os especialistas também citam os encargos setoriais como fator de pressão nas tarifas de energia. No final de dezembro, a Aneel anunciou um aumento de 22,88% na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), o que corresponde a um impacto médio nas tarifas de 2,14%, com diferenças no peso da cobrança por regiões. Nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, o impacto será de 2,72%, e no Norte e Nordeste, de 0,77%, segundo cálculos da própria agência.
Mas a TR Soluções calcula que o impacto médio deve ser maior, de 3,7% nas tarifas, chegando a 4,5% para consumidores das regiões Sul e Sudeste-Centro Oeste. A consultoria explica que sua estimativa é superior à divulgada pela Aneel porque a análise considera também o componente financeiro do aumento no encargo, não apenas o econômico.
A TR lembra que haverá o impacto da retirada de componente financeiro negativo nas contas da CDE, referente a um desconto dado da ordem de R$ 10,00 por MWh, por conta de uma cobrança a maior, e que fica em vigor até o evento tarifário de cada concessionária em 2018.
Leia mais em: http://www.infomoney.com.br/minhas-financas/consumo/noticia/7194001/estiagem-2017-pode-gerar-aumento-mais-para-energia-2018
As projeções variam, mas os reajustes das tarifas de energia devem superar os 10%, em média. Uma parcela significativa desse reajuste vem do aumento do custo da energia, pressionado pelo déficit hidrológico (GSF), estimam especialistas.
Pelos cálculos da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o déficit hidrológico médio de 2017 ficou em 79%, o que significa que as hidrelétricas geraram 21% menos do que o volume de energia que tinham direito de comercializar. Para compensar a menor geração hídrica, foram acionadas termelétricas, que produzem uma energia mais cara, gerando custo adicional para o sistema. Esse custo deveria ser coberto pela receita proveniente das bandeiras tarifárias, mas tendo em vista o alto preço da energia de curto prazo registrado ao longo do ano, justamente pela geração térmica, o valor arrecadado não tem sido suficiente para fazer frente às necessidades.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) chegou a elevar o valor da cobrança adicional com o acionamento das bandeiras, a partir de novembro, e ainda liberou um recursos proveniente de um outro encargo, a Conta de Energia de Reserva (Coner), de maneira a reduzir o descompasso entre gastos e receitas. Ainda assim, a projeção é de déficit significativo. Pelas regras do setor, quando a receita com as bandeiras tarifárias não é suficiente para cobrir os custos, as distribuidoras arcam com compromisso e, no momento do reajuste, o saldo dessa conta entra no cálculo da tarifa, de forma a zerar os passivos.
Considerando os dados até novembro, a Aneel indicou um saldo negativo de R$ 4,8 bilhões para compensação futura, por meio das bandeiras tarifárias ou dos reajustes mensais. A estimativa da Associação de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) indica que o déficit das distribuidoras com o custo hidrológico deve somar cerca de R$ 4,3 bilhões em 2017. A leve redução deve ser possível tendo em vista que em dezembro vigorou a bandeira vermelha patamar 1, que adiciona R$ 3 a cada 100 KWh consumidos, gerando receita para a Conta Bandeiras, ao mesmo tempo em que o déficit hidrológico e os preços da energia de curto prazo foram menores que o de meses anteriores.
No entanto, para janeiro, a Aneel definiu que a bandeira tarifária é verde - sem custo extra para os consumidores -, reduzindo o montante arrecadado na conta bandeiras. Com isso, o passivo a ser repassado para as tarifas pode ser maior.
A consultoria Thymos Energia estima que as distribuidoras que têm reajuste no primeiro semestre - empresas como Cemig, Enel, Light e algumas concessionárias da CPFL, por exemplo - terão um reajuste entre 10% e 15%. "O que vai acontecer é que esse saldo não vai ficar zerado e esse acúmulo, bem acentuado por conta de GSF baixo com PLD alto, vai puxar a componente de CVA", explica o presidente da Thymos, João Carlos Mello, referindo-se à Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A, um mecanismo que calcula as variações de valores de custos não gerenciáveis (Parcela A) ocorridas entre reajustes tarifários anuais das distribuidoras de energia. Na data do reajuste anual, se a CVA estiver negativa, há repasse desse montante para tarifa. Se a conta estiver positiva, o saldo é usado para abater o reajuste anual das tarifas.
Diego Aspeé, consultor da Thymos, não descarta aumentos até superiores aos 15% e lembra que o alto custo com GSF já penalizou os consumidores das distribuidoras que têm reajuste no final do ano, como CPFL Piratininga, Celg e EDP SP, que anotaram aumentos entre 15% e 24%, influenciados também por outros fatores, como o início do pagamento de indenizações às transmissoras. Para estas e outras distribuidoras com aniversário de contrato no segundo semestre, ele considera que o ritmo de reajuste dependerá do volume de chuvas nos próximos meses e do preço spot de energia. "O viés é de alta, mas vai depender da janela de CVA. Pode haver uma compensação, se o primeiro semestre for favorável", diz.
A TR Soluções, empresa especializada na análise e cálculo de estruturas tarifárias, projeta um reajuste médio das tarifas de energia de 9%, considerando 40 distribuidoras do País que respondem por cerca de 97% do mercado brasileiro. Dentre as empresas com aumento nas contas de luz acima da média nacional, segundo a empresa, estão as distribuidoras do Rio de Janeiro - Light e Enel Rio (antiga Ampla), justamente as primeiras concessionárias de grande porte a passarem por processos tarifários neste ano, em 15 de março. O aumento estimado é da ordem dos 10%.
Mais otimistas, os analistas do Banco Santander estimam um aumento médio de 5,9% nas contas de luz, no cenário base, considerando o acionamento da bandeira vermelha patamar 1 ao longo de 2018, que levaria ao equacionamento do passivo na CVA. Para a equipe, em seu cenário mais otimista, a bandeira amarela seria acionada em meados de 2018, o que poderia contribuir para um reajuste de apenas 1,9% das tarifas, sempre levando em conta que não haveria passivos a serem cobertos nos reajustes anuais. Neste cenário, o banco prevê que os reajustes devem ser mais baixos nas distribuidoras com reajuste no primeiro semestre e mais elevados para as concessionárias que têm aniversário de contrato na segunda metade do ano.
Para a equipe de análise, o acionamento da bandeira verde em janeiro antecipa o movimento de menor pressão tarifária já esperado por conta da melhora da hidrologia, provocando um impacto positivo para o consumidor. Embora considerem que o cenário mais provável ainda é de bandeira amarela para 2018, os profissionais do banco passaram a trabalhar com a probabilidade de que a bandeira verde seguirá válida por mais alguns meses.
Encargos
Além do custo com o déficit hidrológico, os especialistas também citam os encargos setoriais como fator de pressão nas tarifas de energia. No final de dezembro, a Aneel anunciou um aumento de 22,88% na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), o que corresponde a um impacto médio nas tarifas de 2,14%, com diferenças no peso da cobrança por regiões. Nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, o impacto será de 2,72%, e no Norte e Nordeste, de 0,77%, segundo cálculos da própria agência.
Mas a TR Soluções calcula que o impacto médio deve ser maior, de 3,7% nas tarifas, chegando a 4,5% para consumidores das regiões Sul e Sudeste-Centro Oeste. A consultoria explica que sua estimativa é superior à divulgada pela Aneel porque a análise considera também o componente financeiro do aumento no encargo, não apenas o econômico.
A TR lembra que haverá o impacto da retirada de componente financeiro negativo nas contas da CDE, referente a um desconto dado da ordem de R$ 10,00 por MWh, por conta de uma cobrança a maior, e que fica em vigor até o evento tarifário de cada concessionária em 2018.
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terça-feira, 9 de janeiro de 2018
Energia solar fotovoltaica atinge primeiro gigawatt no Brasil
O Brasil acaba de ultrapassar a marca histórica de 1 GW em projetos operacionais da fonte solar fotovoltaica conectados na matriz elétrica nacional, segundo levantamento da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica. A potência é suficiente para abastecer 500 mil residências do país. De acordo com Absolar, apenas 30 dos 195 países do mundo possuem mais de 1 GW da fonte solar fotovoltaica. O primeiro gigawatt solar fotovoltaico do país é resultado do forte crescimento dos mercados de geração centralizada e geração distribuída solar fotovoltaica no ano de 2017.
“Na geração centralizada, contamos com a inauguração de grandes usinas solares fotovoltaicas contratadas pelo governo federal em leilões de energia elétrica realizados em 2014 e 2015”, afirma o presidente executivo da entidade, Rodrigo Sauaia. Segundo ele, as usinas em funcionamento estão localizadas principalmente nos estados da Bahia, Piauí, Minas Gerais, Rio Grande do Norte e Pernambuco e representam uma potência total de 0,935 GW.
“Na geração distribuída, registramos forte crescimento no uso pela população, empresas e governos de sistemas fotovoltaicos em residências, comércios, indústrias, prédios públicos e na zona rural, em todas as regiões do país, resultando em uma potência total de 0,164 GW”, explica Sauaia. “Somando esses dois segmentos do mercado, atingimos praticamente 1,1 GW operacionais no país desde o início de 2018, em linha com as projeções da Absolar anunciadas em janeiro de 2017”, comemora Sauaia.
“Celebramos com otimismo este passo histórico para a fonte solar fotovoltaica no Brasil, com a certeza de que teremos um forte crescimento do setor nos próximos anos e décadas. O Brasil possui um recurso solar imenso e há um interesse cada vez maior da população, das empresas e também de gestores públicos em aproveitar seus telhados, fachadas e estacionamentos para gerar energia renovável localmente, economizando dinheiro e contribuindo na prática para a construção de um país mais sustentável e com mais empregos renováveis locais e de qualidade”, comenta Sauaia.
Apesar do avanço, Sauaia destaca que o Brasil ainda continua abaixo do seu potencial. “O Brasil está mais de 15 anos atrasado no uso da energia solar fotovoltaica. Temos condições de ficar entre os principais países do mundo neste mercado, assim como já somos em energia hidrelétrica, biomassa e eólica. Para isso, precisamos de um programa nacional estruturado para acelerar o desenvolvimento da energia solar fotovoltaica. Esta oportunidade precisa entrar na pauta dos governos, políticos e candidatos, especialmente em um ano de eleições como o de 2018”, conclui.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53047569/energia-solar-fotovoltaica-atinge-primeiro-gigawatt-no-brasil
segunda-feira, 8 de janeiro de 2018
Consumo nacional de eletricidade sobe 1,2% em dezembro, aponta CCEE
O consumo de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) alcançou 61.533 MW médios em dezembro 2017, aumento de 1,2% na comparação com o mesmo período de 2016. A informação foi divulgada nesta quinta-feira, 4 de janeiro, pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
Considerando a mesma base de comparação, no Ambiente de Contratação Regulado houve queda de 2,2% no consumo, índice que leva em conta a migração de consumidores para o mercado livre (ACL). Ao desconsiderar a saída destas cargas na análise, o índice teria o aumento de 0,9%.
Já o consumo no ACL apresentou aumento de 10,9%, número que considera o impacto das novas cargas vindas do mercado regulado na análise. Quando esse movimento é descartado, o ACL registra incremento de 2,7%.
Dentre os ramos da indústria avaliados pela CCEE, incluindo dados de autoprodutores, varejistas, consumidores livres e especiais, os setores de metalurgia e produtos de metais (+9,5%), veículos (+9,3%) e têxtil (+7,6%) registram aumento no consumo, mesmo sem o efeito da migração na análise. No mesmo cenário sem migração, os maiores índices de retração pertencem aos segmentos químico (-5,3%), de bebidas (-3,5%), e de minerais não-metálicos (-2,9%).
Geração
A geração de energia no SIN registrou aumento de 1,5% em dezembro, com 64.108 MW médios entregues pelas usinas no último mês de 2017. A análise indica elevação da entrega de plantas térmicas (+30,3%) e eólicas (+19,2%). A produção das usinas hidráulicas, incluindo as Pequenas Centrais Hidrelétricas, foi 6,1% inferior, quando comparada à geração no mesmo período de 2016.
A CCEE também apresenta estimativa da produção das usinas hidrelétricas integrantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), em dezembro, equivalente a 79% de suas garantias físicas, ou 44.150 MW médios em energia elétrica. Para fins de repactuação do risco hidrológico, o percentual é de 79,5%.
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sexta-feira, 5 de janeiro de 2018
CMSE: expansões de geração e transmissão em 2017 superaram expectativas
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) informou nesta quinta-feira, 4 de janeiro, que a expansão de linhas de transmissão em 2017 totalizou 6.130 MW, ultrapassando em 74,8% a previsão inicial do governo, de 3.506,9 km. A estimativa para expansão da capacidade instalada de geração, que era de 5.971,5 MW, também foi superada em 23,8% e fechou o ano com 7.393,5 MW.
Em dezembro, entraram em operação comercial 1.178,5 MW de capacidade instalada de geração, 4.249 km de linhas de transmissão e 8.613 MVA de transformação na Rede Básica. Para o ano 2018 está prevista expansão de 5.739 MW de capacidade instalada de geração, 3.262 km de linhas de transmissão e 11.181 MVA de transformação na Rede Básica.
O CMSE também informou que a Consulta Pública MME nº 42/2017, que trata dos impactos da adoção de preço horário no mercado de energia elétrica, teve seu prazo de contribuições ampliado até o dia 19 de janeiro de 2018.
São Francisco
O Operador Nacional do Sistema (ONS), uma das entidades presentes da reunião desta quinta-feira, informou que permanece a política operativa hidráulica de defluências mínimas na cascata do rio São Francisco, com vistas à preservação dos estoques armazenados.
Segundo o ONS, com as ações desenvolvidas no âmbito do Grupo de Acompanhamento da Operação dos Reservatórios do Rio São Francisco, coordenado pela Agência Nacional de Águas, será possível manter todas as usinas hidrelétricas acima de seus armazenamentos mínimos operacionais até o final do período úmido em abril de 2018.
A expectativa de armazenamento ao final do mês de janeiro é de 33,8% na UHE Três Marias e de 20,8% na UHE Sobradinho.
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quinta-feira, 4 de janeiro de 2018
Governo recua e risco hidrológico em energia segue sem solução
Uma longa guerra judicial sobre o risco hidrológico associado a investimentos em geração de energia não tem mais perspectivas de solução iminente, após o governo federal recuar na semana passada de planos de publicar uma medida provisória com uma proposta de acordo junto às empresas envolvidas na disputa.
O fim do embate sobre o risco hidrológico, conhecido no setor pelo termo técnico “GSF”, também é visto como crucial para os planos do governo de privatizar a Eletrobras, uma vez que a estatal opera principalmente usinas hídricas.
A disputa sobre o GSF se arrasta desde meados de 2015, quando grandes elétricas questionaram na Justiça perdas com a menor produção de suas usinas hidrelétricas em meio a chuvas abaixo da média e ao acionamento de termelétricas pelo governo nos últimos anos.
Liminares favoráveis às empresas geram atualmente um rombo de quase 7 bilhões de reais no mercado de eletricidade, uma vez que as geradoras com proteção judicial não têm precisado quitar débitos relacionados ao GSF em liquidações mensais de operações promovidas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
Em dezembro, ao processar transações referentes a outubro, a CCEE disse que conseguiu arrecadar junto aos agentes de mercado apenas 2,97 bilhões de reais, de 9,84 bilhões de reais em cobranças, com a maior parte dos valores não pagos atribuídos à disputa jurídica.
Embora o governo federal tenha conseguido recentemente derrubar algumas liminares favoráveis a geradores, há um temor de que sem um acordo as empresas voltem a acionar a Justiça para evitar pagar os elevados valores em débitos acumulados durante o período em que o assunto esteve em discussão nos tribunais.
“O governo ganhou na Justiça, começam a cair as liminares, e isso traz um conjunto de consequências para o mercado, inclusive novas ações”, disse a fonte, que falou sob a condição de anonimato.
O acerto que o governo antes buscava viabilizar com a MP previa que, após um entendimento sobre débitos passados, o risco hidrológico passaria a ser um problema dos geradores, sem impacto ao consumidor. Mas a proposta encontrou oposição da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), segundo a fonte, que tem conhecimento das discussões em Brasília.
Procurada, a Aneel disse que posicionou-se publicamente sobre o assunto em uma consulta pública promovida pelo Ministério de Minas e Energia.
Na contribuição, disponível no site do ministério, a agência afirma que “dado o passado recente… ficou evidenciado a dificuldade dos agentes de geração em lidar com o risco hidrológico”.
ACORDO DIFÍCIL
O governo queria compensar parte das perdas dos donos de hidrelétricas por meio de uma extensão do período de concessão de suas usinas.
Uma negociação semelhante já havia conseguido resolver parte da disputa judicial no final de 2015, quando diversas elétricas retiraram suas ações judiciais contra o GSF em troca de mais prazo em seus contratos, mas outra parte dos geradores seguiu com a briga na Justiça que perdura até hoje.
O Ministério de Minas e Energia queria fazer uma conta de quanto das perdas dos geradores podia ser de fato atribuída a decisões governamentais, como o uso de mais termelétricas ou regras especiais e mais favoráveis definidas para empreendimentos considerados estruturantes, como Belo Monte, disse a fonte.
A ideia era expurgar esses valores e compensá-los com o prazo adicional de concessão, mas a proposta acabou descartada.
“As empresas que estavam com ação contra a Aneel por entender que o pagamento era indevido agora poderão fazer ações contra a União, alegando que o todo ou parte do pagamento devido foi provocado por ações do governo”, lamentou a fonte.
ELETROBRAS
A fonte disse também que os ministérios da Fazenda, do Planejamento e de Minas e Energia já chegaram a um acordo sobre o texto de um projeto de lei que deverá ser enviado em breve ao Congresso Nacional, com uma modelagem para a privatização da Eletrobras.
A previsão era de que o PL fosse ao Congresso ainda em 2017, mas até o momento o governo publicou apenas uma medida provisória, na semana passada, que revoga trechos de uma lei que excluía a Eletrobras e suas subsidiárias do Plano Nacional de Desestatização (PND).
Segundo a fonte, houve “um desencontro” na discussão do assunto e foi preciso publicar antes a MP para viabilizar o cronograma pretendido pelo governo, de concluir a desestatização ainda em 2018.
A fonte disse que um dos motivos que atrasaram o envio do projeto de lei foi a divulgação na semana passada de uma pesquisa do instituto Datafolha segundo a qual 70 por cento dos brasileiros são contra privatizações.
O governo também tem enfrentado resistência de parlamentares aos planos para a Eletrobras, mas a fonte avalia que será possível reverter opiniões de políticos à medida que o PL sobre a desestatização for enviado e discutido no Congresso.
Leia mais em: https://www.ambienteenergia.com.br/index.php/2018/01/governo-recua-e-risco-hidrologico-em-energia-segue-sem-solucao/33544
quarta-feira, 3 de janeiro de 2018
Itaipu encerra 2017 com produção mais elevada para um mês
A UHE Itaipu (Brasil/Paraguai, 14 GW) encerrou dezembro como o melhor mês de geração de sua história, totalizando 9,2 milhões de MWh. Com isso, a produção de energia elétrica no acumulado do ano ficou em 96,3 milhões de MWh. Segundo a empresa binacional que administra a usina, essa é quarta maior marca anual em 33 anos e sete meses de operação da central.
A produção ao fechamento de 2017 é a maior produção para apenas um mês em todo o histórico da UHE. O recorde anterior era de 9,1 milhões de MWh, em julho de 2012. “As chuvas localizadas, nos últimos meses, e também às que caíram anos últimos dias ao longo da Bacia do Rio Paraná, permitiram à Itaipu bater mais este recorde”, apontou a Itaipu Binacional.
As melhores marcas anuais da usina foram registradas em 2016, quando obteve o recorde mundial anual de produção, com 103,1 milhões de MWh. em segundo lugar vem 2013, com 98,6 milhões de MWh, seguido por 2012, com 98,3 milhões de MWh e depois de 2017 vem 2008, com 94,7 milhões de MWh. Essa energia do ano passado poderia atender o consumo do Brasil por 72 dias, ou, hipoteticamente, a cidade de São Paulo por três anos e três meses, bem como 173 anos se fosse destinada apenas à cidade de Foz do Iguaçu.
Outro dado destacado é a eficiência. Nos últimos anos, a usina sempre teve esse índice acima dos 95%. Segundo o superintendente de Operação, Celso Torino, em 2017, a eficiência ficou em 98%. A disponibilidade das unidades geradoras ficou em 97,1% em 2017 e foi a maior do histórico, assim como a indisponibilidade forçada das unidades geradoras, que reflete a interrupção intempestiva da operação de um gerador devido a falhas dos equipamentos ou dos profissionais de operação e manutenção e alcançou apenas 0,1%. O índice específico de falhas humanas da operação em tempo real com impacto na produção foi zero em 2017.
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