O leilão de transmissão de linhas da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) terminou com todos os 20 lotes arrematados nesta quinta-feira (20), sendo 6 pela indiana Sterlite Power Grid. Participaram da disputa 47 grupos interessados.
VEJA COMO FOI O LEILÃO
D deságio médio do leilão foi de 55,26%. A economia na conta de luz para os consumidores com esse "desconto" na remuneração das empresas de transmissão chegou a R$ 14,184 bilhões, segundo a Aneel.
"Os deságios conseguidos hoje foram os maiores dos últimos 20 anos", disse Sandoval Feitosa Neto, diretor da Aneel.
Após o encerramento, o diretor da Aneel, André Pepitone, disse em coletiva de empresa que o leilão foi "extremamente exitoso". "Começamos o dia com muita emoção. Fazendo um paralelo com a Copa, foi aquele jogo decidido depois dos 90 minutos", disse ele, em referência ao atraso do leilão em virtude da suspensão pela manhã.
Um novo leilão de transmissão será realizado em dezembro e a Aneel espera manter o nível dos deságios obtidos nesta quinta. Os investimentos previstos no próximo leilão são de R$ 15 bilhões.
Com 6 lotes arrematados, a indiana Sterlite Power Grid foi a grande vencedora do leilão de transmissão da Aneel, e assumiu investimentos de R$ 3,6 bilhões de um total de R$ 6 bilhões. Representantes da empresa comemoraram com gritos de "hexa, hexa!" os resultados.
"Garantimos que vamos entregar os projetos o mais rápido possível", disse Pratik Agarwal, CEO da Sterlite. "Gostamos de projetos complexos e de entregá-los dentro do prazo."
O consórcio Lux Luz, formado pela JB Construtora, JHH Participações Eireli e Total Comercializadora de Energia, levou 2 lotes.
A CTEEP levou 2 lotes. Um deles ela arrematou sozinha e levou o 1º pelo consórcio Columbia, formado junto com a Taesa. Porém, a Taesa se retirou do consórcio nesse lote e a CTEEP vai assumir sozinha. O deságio mais alto do leilão (73,92%) foi ofertado pela CTEEP pelo lote 10, de São Paulo.
O consórcio BR Enind, formado pela BREnergia, Brasil Digital Telecomunicações e Enind Engenharia, também levou 2 lotes. Zopone, CPFL, F3C Empreendimentos e Energisa levaram 1 lote cada.
Desta vez, os chineses da State Grid, que já foram protagonistas em outros leilões, não ficaram com nenhum lote.
A Aneel ofertou 20 lotes, com 21 linhas de transmissão e 23 subestações de energia. As linhas de transmissão e as substações levam energia das usinas geradoras até os consumidores.
Os leilões de linhas de transmissão ocorrem todos os anos e servem para aumentar a oferta de energia e também para fortalecer o sistema elétrico. A remuneração das empresas que vencerem os leilões será paga pelos consumidores na conta de luz.
Suspensão do leilão
A disputa foi suspensa nesta manhã por uma liminar, a pedido da empresa Jaac Materiais e Serviços de Engenharia Limitada, que foi inabilitada de participar, mas a Aneel recorreu por meio da União e conseguiu reverter a sentença.
O ministro-chefe da Secretaria-Geral da Presidência da República, Ronaldo Fonseca, diz que Justiça autorizou o início da disputa resguardando a presença do investidor que questionou o leilão. "Se a Jaac vencer, será questionada", disse.
A decisão que reverteu o mandado de segurança conseguido em caráter liminar pela Jaac e que suspendeu o leilão só foi obtida às 15h30, meia hora antes de começar a disputa, segundo a Aneel.
Mais cedo, o ministro de Minas de Energia, Moreira Franco, afirmou que o leilão iria acontecer ainda nesta quinta. “A questão jurídica já está resolvida e agora estão se cumprindo questões de natureza burocráticas e eu creio que rapidamente o leilão começará”, declarou.
A liminar foi concedida a pedido da empresa Jaac, que foi impedida de participar do leilão, devido a um problema com o depósito das garantias que não estariam de acordo com os preceitos do edital.
Segundo André Pepitone, diretor da Aneel, a empresa não aportou a garantia em seu nome, mas no nome de um consórcio. "Isso configurava uma nova inscrição, o que naquele momento não era permitido pelo edital", disse.
A agência negociou com a Justiça a possibilidade de fazer o leilão sem o lote 3, do qual a Jaac foi proponente.
O consórcio formado pela empresa conseguiu participar do leilão após briga na Justiça e, sob vaias do público, fez proposta com deságio de 56% pelo lote 3, no valor de R$ 90 mil. A Sterlite Power, porém, fez oferta melhor, de R$ 85,05 mil, e venceu a disputa.
No lote 1, venceu a disputa o Consórcio Columbia, formado pelas empresas Taesa e CTEEP. Contudo, a Taesa retirou seu direito, previsto nos termos do consórcio, de forma que a CTEEP assumirá o lote sozinha.
2,6 mil quilômetros de linhas
Ao todo, serão concedidos 2,6 mil quilômetros de linhas de transmissão e subestações com capacidade de transformação de 12,2 mega-volt-amperes (MVA) em 16 estados: Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, São Paulo, Sergipe e Tocantins.
O vencedor de cada lote foi o grupo que aceitou receber, durante o período da concessão, o menor valor pela construção e operação da linha. A remuneração máxima anual prevista no edital é de aproximadamente R$ 1 bilhão, na soma de todos os lotes.
Assim, quanto maior o deságio, maior será o desconto na remuneração paga aos investidores durante a concessão. E quanto maior o desconto da proposta, maior a economia aos consumidores, uma vez que a remuneração dos consórcios entrará no cálculo das contas de luz.
As receitas das empresas durante a vigência do contrato podem alcançar R$ 25,7 bilhões, e o investimento previsto na construção das linhas é de R$ 6 bilhões.
A previsão da Aneel é que as obras devem durar de 36 a 63 meses, dependendo do lote, e que devem gerar 13,6 mil empregos diretos.
Os participantes precisaram aportar garantia de proposta no valor de 1% do investimento previsto pela Aneel, com prazo de validade igual ou superior a 180 dias, contados da data de realização do leilão, e renovável por mais 60 dias.
Para a assinatura do contrato de concessão, o proponente vencedor deverá apresentar a garantia de fiel cumprimento, em substituição à garantia anterior, que corresponde a 5% do valor do investimento previsto.
Esse foi o primeiro leilão de transmissão do ano. No último certame, realizado em dezembro de 2017, todos os 11 lotes ofertados foram arrematados, viabilizando investimentos estimados em R$ 8,7 bilhões.
Confira os vencedores de cada lote:
Lote 1: Santa Catarina
Vencedor: Consórcio Columbia (Taesa e CTEEP). Taesa retirou direito e CTEEP assume sozinha.
Proposta: R$ 38.231.291,00
Valor máximo: R$ 114.664.010,00
Deságio: 66,65%
Ofertas: 7
LT 230 kV Biguaçu - Ratones - C1 e C2, com 28,6 Km cada (trechos aéreos, subaquáticos e subterrâneos)
SE 230/138 kV Ratones - 2 x 150 MVA
Lote 2: Rio de Janeiro
Vencedor: Zopone Energia
Proposta: R$ 14.925.000,00
Valor máximo: R$ 31.055.370,00
Deságio: 51,94%
Ofertas: 10
LT 345 kV Macaé - Lagos C2 - 16 km
SE 345/138 kV Lagos - (9+1Res) x 133 MVA
Secc LT 345 kV COMPERJ - Macaé (2 x 5 km)
Lote 3: Ceará e Rio Grande do Norte
Vencedor: Sterlite Power Grid
Proposta: R$ 85.050.000,00
Valor máximo: R$ 205.139.050,00
Deságio: 58,54%
Ofertas: 11
LT 500 kV Pacatuba - Jaguaruana II - C1 - 155,03 km
LT 500 kV Jaguaruana II - Açu III - C1 - 113,95 km
LT 230 kV Jaguaruana II - Mossoró IV - CD - C1 e C2 - 2 x 54,54 km
LT 230 kV Jaguaruana II - Russas II - C1, com 32 km
LT 230 kV Caraúbas II – Açu III - CD - C1 e C2, com 2 x 65,13 km
SE 500/230 kV Jaguaruana II - (6+1 res.) x 250 MVA
SE 500/230 kV Jaguaruana II - Compensador Estático (-150 / + 300) MVA
SE 500/230/69 kV Pacatuba - 500/230 kV - (6+1R) x 200MVA e 230/69kV - 2 x 200 MVA
SE 230/69 kV Caraúbas II - 2 x 100 MVA
Secc da LT 500 kV Fortaleza II - Pecém II - C1 na SE Pacatuba - 2 x 0,5 km
Lote 4: Paraíba
Vencedor: Sterlite Power Grid
Proposta: R$ 25.700.000,00
Valor máximo: R$ 60.002.250,00
Deságio: 57,16%
Ofertas: 11 + disputa viva voz
LT 500 kV Campina Grande III - João Pessoa II, com 127 km
SE 500/230/69 kV João Pessoa II - 500/230 kV - (3+1R) x 150 MVA e 230/69 kV - 2 x 150 MVA
Secc LT 230 kV Goianinha - Mussuré II na SE João Pessoa II - 2 x 0,5 km
Secc LT 230 kV Goianinha - Santa Rita II na SE João Pessoa II - 2 x 0,5 km
Secc LT 230 kV Santa Rita II - Mussuré II na SE João Pessoa II - 2x 0,5 km
Lote 5: Bahia
Vencedor: Consórcio BR Enind Energia (BREnergia, Brasil Digital Telecomunicações e Enind Eng. e Construção)
Proposta: R$ 5.400.000,00
Valor máximo: R$ 10.544.350,00
Deságio: 48,78%
Ofertas: 12 + disputa viva-voz
SE 230/69 kV Alagoinhas II - 2 x 100 MVA
Secc LT 230 kV Cicero Dantas - Catu C2 na SE Alagoinhas II - 2 x 0,5 km
Lote 6: Bahia
Vencedor: Consórcio Lyon Energia (Lyon Infraestrutura e PLM Empreendimentos Imobiliários)
Proposta: R$ 10.900.000,00
Valor máximo: R$ 17.427.700,00
Deságio: 37,45%
Ofertas: 6
SE 230/69 kV Feira de Santana III - 2 x 150 MVA
Secc da LT 230 kV Governador Mangabeira - Camaçari II C2 na SE
Feira de Santana III, com 2 x 54 km
Lote 7: Sergipe e Bahia
Vencedor: Sterlite Power Grid
Proposta: R$ 52.510.000,00
Valor máximo: R$ 133.273.890,00
Deságio: 60,59%
Ofertas: 10
LT 500 kV Porto de Sergipe - Olindina C1, com 180 km
LT 500 kV Olindina - Sapeaçu C1, com 207 km
LT 230 kV Morro do Chapéu II - Irecê C2 e C3 - CD, com 67 km
Lote 8: Alagoas
Vencedor: Consórcio BR Enind Energia (BREnergia, Brasil Digital Telecomunicações e Enind Eng. e Construção)
Proposta: 8.000.000,00
Valor máximo: R$ 12.314.890,00
Deságio: 35,03%
Ofertas: 8
SE 230/69 kV Santana - 2 x 100 MVA
Secc da LT 230 kV Paulo Afonso III - Angelim C1, com 2 x 24 km
Lote 9: Ceará
Vencedor: CPFL
Proposta: R$ 7.885.000,00
Valor máximo: R$ 16.693.350,00
Deságio: 52,76%
Ofertas: 8
SE 230/69 kV Maracanaú II - 3 x 150 MVA
Secc. da LT 230 kV Fortaleza II - Cauípe C1 na SE Maracanaú, com 2 x 1 km
Lote 10: São Paulo
Vencedor: CTEEP
Proposta: R$ 10.114.435,00
Valor máximo: R$ 38.794.920,00
Deságio: 73,92%
Ofertas: 10
SE 500/230 kV Lorena - (3+1R) x 400 MVA
Secc da LT 500 kV Tijuco Preto - Cachoeira Paulista C2, com 2 x 2 km
Secc da LT 230 kV Aparecida - Santa Cabeça C1, com 2 x 2 km
Secc da LT 230 kV Aparecida - Santa Cabeça C2, com 2 x 2 km
Lote 11: Tocantins
Vencedor: consórcio Lyon Energia (Lyon Infraestrutura Infraestrutura e PLM Empreendimentos Imobiliários)
Proposta: R$ 7.200.000,00
Valor máximo: R$ 19.669.790,00
Deságio: 63,39%
SE 500/138 kV Colinas - novo pátio de 138 kV - com (6+1 res.) x 60 MVA
Lote 12: Goiás
Vencedor: Sterlite Power Grid
Proposta: R$ 25.320.000,00
Valor máximo: R$ 52.337.940,00
Deságio: 51,62%
Ofertas: 7
LT 230 kV Edeia - Cachoeira Dourada - C1, com 150 km
SE 345/230 kV Pirineus - (novo pátio ) em 345 kV - (6+1 res.) x 100 MVA
SE Barro Alto 230 kV - Compensador Estático 230 kV - 1 x (-75/+150) Mvar
Secc da LT 345 kV Samambaia - Bandeirantes - C2 na SE Pirineus com 2 x 2 km
Lote 13: Goiás
Vencedor: Consórcio Lux Luz (JB Construtora, JHH Participações Eirelli e Total Comercializadora de Energia)
Proposta: R$ 4.988.000,88
Valor máximo: R$ 11.050.500,00
Deságio: 54,86%
Ofertas: 13
SE 230/138 kV Rio Claro - 2x100 MVA
Secc da LT230 kV Couto Magalhães - Rio Verde na SE Rio Claro, com 2 x 2 km
Lote 14: Rio Grande do Sul
Vencedor: Consórcio Lux Luz (JB Construtora, JHH Participações Eirelli e Total Comercializadora)
Proposta: R$ 5.209.672,10
Valor máximo: R$ 9.829.570,00
Deságio: 47,0%
Ofertas: 10
SE 230/69 kV Cruz Alta 2 - nova - 2 x 83 MVA
Secc da LT 230 kV Passo Real - Ijuí 2 na SE Cruz Alta - 2 x 1 km
Lote 15: Pará
Vencedor: Sterlite Power Grid
Proposta: R$ 61.630.000,00
Valor máximo: R$ 91.197.290,00
Deságio: 32,42%
Ofertas: 6
LT 500 kV Tucuruí II - Marituba C1, com 374 km
Lote 16: Piauí e Maranhão
Vencedor: F3C Empreendimentos e Participações
Proposta: R$ 5.800.000,00
Valor máximo: R$ 10.610.860,00
Deságio: 45,33%
LT 230kV Ribeiro Gonçalves - Balsas - C2 - 95km
Lote 17: Piauí
Vencedor: consórcio Lyon Energia (Lyon Infraestrutura e PLM Empreendimentos Imobiliários)
Proposta: R$ 9.350.000,00
Valor máximo: R$ 19.229.680,00
Deságio: 51,37%
Ofertas: 9
LT 230 kV Chapada I - Chapada II C1, com 12 km
LT 230 kV Chapada II - Chapada III C1, com 18 km
SE 230/138 kV Chapada I (novo pátio 230 kV) - 230/138 kV, 2 x 200 MVA
Lote 18: Maranhão
Vencedor: Consórcio I.G. Transmissão e ESS Energias Renováveis
Proposta: R$ 7.800.000,00
Valor máximo: R$ 10.213.310,00
Deságio: 23,62%
Ofertas: 2
LT 230 kV Imperatriz - Porto Franco, C2, 113 km
Lote 19: Pará
Vencedor: Energisa
Proposta: R$ 33.515.000,00
Valor máximo: R$ 78.284.220,00
Deságio: 57,18%
Ofertas: 9 + disputa viva voz
LT 500 kV Serra Pelada - Integradora Sossego, CD, 2 x 66,5 km
LT 230 kV Integradora Sossego - Xinguara II, C2, 72,3 km
SE 500/138 kV Serra Pelada - pátio novo de 138 kV, (6+1R) x 50 MVA
SE 500/230 kV Integradora Sossego - pátio novo de 500 kV, (6+1R) x 250 MVA
Lote 20: Minas Gerais
Vencedor: Sterlite Power Grid
Proposta: R$ 31.430.000,00
Valor máximo: R$ 65.591.510,00
Deságio: 52,08%
Ofertas: 7
LT 230 kV Janaúba 3 - Jaíba - CD - C1 e C2 - 93 km
LT 345 kV Pirapora 2 - Três Marias - C1 - 112,2 km
SE 230/138 kV Jaíba - 230/138kV (6+1R) x 33,3 MVA
SE 500/230/138 kV Janaúba 3 - 500/230 kV (6+1R) x 100 MVA
Leia mais em: https://g1.globo.com/economia/noticia/leilao-da-aneel-oferta-20-lotes-de-linhas-de-transmissao-de-energia-nesta-quinta-feira.ghtml
sexta-feira, 29 de junho de 2018
quinta-feira, 28 de junho de 2018
Liminar suspende leilão de linhas de transmissão da Aneel
A agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) informou que o leilão de linhas de transmissão marcado para às 9h desta quinta-feira (28) foi suspenso por uma liminar.
Segundo a Aneel, a Advocacia Geral da União (AGU), responsável pela defesa do governo federal, está tentando reverter a decisão judicial.
A liminar que suspendeu a disputa foi concedida a pedido da empresa Jaac Materiais e Serviços de Engenharia Limitada, que foi impedida de participar do leilão, devido a um problema com o depósito das garantias, que não estariam de acordo com os preceitos do edital.
André Pepitone, diretor da Aneel, a empresa não apontou a garantia no nome dela, mas no nome de um consórcio. "Isso configurava uma nova inscrição, o que naquele momento não era permitido pelo edital", disse.
20 lotes ofertados
O Aneel faria nesta quinta o leilão de 20 lotes, com 21 linhas de transmissão e 23 subestações de energia. As linhas de transmissão e as substações levam energia das usinas geradoras até os consumidores.
Os leilões de linhas de transmissão ocorrem todos os anos e servem para aumentar a oferta de energia e também para fortalecer o sistema elétrico. A remuneração das empresas que vencerem os leilões será paga pelos consumidores na conta de luz.
Ao todo, devem ser concedidos 2,6 mil quilômetros de linhas de transmissão e subestações com capacidade de transformação de 12,2 mega-volt-amperes (MVA) em 16 estados: Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, São Paulo, Sergipe e Tocantins.
O vencedor de cada lote será o grupo que aceitar receber, durante o período da concessão, o menor valor pela construção e operação da linha. A remuneração máxima anual prevista no edital é de aproximadamente R$ 1 bilhão, na soma de todos os lotes.
As receitas das empresas durante a vigência do contrato podem alcançar R$ 25,7 bilhões e o investimento previsto na construção das linhas é de R$ 6 bilhões.
A previsão da Aneel é que as obras devem durar de 36 a 63 meses, dependendo do lote, e que devem gerar 13,6 mil empregos diretos.
Esse é o primeiro leilão de transmissão do ano. No último certame, realizado em dezembro de 2017, todos os 11 lotes ofertados foram arrematados, viabilizando investimentos estimados em R$ 8,7 bilhões.
Confira os lotes que vão a leilão:
Lote 1: Santa Catarina
Investimento previsto: R$ 641,3 milhões
Remuneração máxima: R$ 114,664 milhões
LT 230 kV Biguaçu - Ratones - C1 e C2, com 28,6 Km cada (trechos aéreos, subaquáticos e subterrâneos)
SE 230/138 kV Ratones - 2 x 150 MVA
Lote 2: Rio de Janeiro
Investimento previsto: R$ 198,6 milhões
Remuneração máxima: R$ 31,0 milhões
LT 345 kV Macaé - Lagos C2 - 16 km
SE 345/138 kV Lagos - (9+1Res) x 133 MVA
Secc LT 345 kV COMPERJ - Macaé (2 x 5 km)
Lote 3: Ceará e Rio Grande do Norte
Investimento previsto: R$ 1,2 bilhão
Remuneração máxima: R$ 205,1 milhões
LT 500 kV Pacatuba - Jaguaruana II - C1 - 155,03 km
LT 500 kV Jaguaruana II - Açu III - C1 - 113,95 km
LT 230 kV Jaguaruana II - Mossoró IV - CD - C1 e C2 - 2 x 54,54 km
LT 230 kV Jaguaruana II - Russas II - C1, com 32 km
LT 230 kV Caraúbas II – Açu III - CD - C1 e C2, com 2 x 65,13 km
SE 500/230 kV Jaguaruana II - (6+1 res.) x 250 MVA
SE 500/230 kV Jaguaruana II - Compensador Estático (-150 / + 300) MVA
SE 500/230/69 kV Pacatuba - 500/230 kV - (6+1R) x 200MVA e 230/69kV - 2 x 200 MVA
SE 230/69 kV Caraúbas II - 2 x 100 MVA
Secc da LT 500 kV Fortaleza II - Pecém II - C1 na SE Pacatuba - 2 x 0,5 km
Lote 4: Paraíba
Investimento previsto: R$ 366,8 milhões
Remuneração máxima: R$ 60,0 milhões
LT 500 kV Campina Grande III - João Pessoa II, com 127 km
SE 500/230/69 kV João Pessoa II - 500/230 kV - (3+1R) x 150 MVA e 230/69 kV - 2 x 150 MVA
Secc LT 230 kV Goianinha - Mussuré II na SE João Pessoa II - 2 x 0,5 km
Secc LT 230 kV Goianinha - Santa Rita II na SE João Pessoa II - 2 x 0,5 km
Secc LT 230 kV Santa Rita II - Mussuré II na SE João Pessoa II - 2x 0,5 km
Lote 5: Bahia
Investimento previsto: R$ 59,7 milhões
Remuneração máxima: R$ 10,5 milhões
SE 230/69 kV Alagoinhas II - 2 x 100 MVA
Secc LT 230 kV Cicero Dantas - Catu C2 na SE Alagoinhas II - 2 x 0,5 km
Lote 6: Bahia
Investimento previsto: R$ 111,7 milhões
Remuneração máxima: R$ 17,4 milhões
SE 230/69 kV Feira de Santana III - 2 x 150 MVA
Secc da LT 230 kV Governador Mangabeira - Camaçari II C2 na SE
Feira de Santana III, com 2 x 54 km
Lote 7: Sergipe e Bahia
Investimento previsto: R$ 772,6 milhões
Remuneração máxima: R$ 133,2 milhões
LT 500 kV Porto de Sergipe - Olindina C1, com 180 km
LT 500 kV Olindina - Sapeaçu C1, com 207 km
LT 230 kV Morro do Chapéu II - Irecê C2 e C3 - CD, com 67 km
Lote 8: Alagoas
Investimento previsto: R$ 76,8 milhões
Remuneração máxima: R$ 12,3 milhões
SE 230/69 kV Santana - 2 x 100 MVA
Secc da LT 230 kV Paulo Afonso III - Angelim C1, com 2 x 24 km
Lote 9: Ceará
Investimento previsto: R$ 102,2 milhões
Remuneração máxima: R$ 16,6 milhões
SE 230/69 kV Maracanaú II - 3 x 150 MVA
Secc. da LT 230 kV Fortaleza II - Cauípe C1 na SE Maracanaú, com 2 x 1 km
Lote 10: São Paulo
Investimento previsto: R$ 237,9 milhões
Remuneração máxima: R$ 38,7 milhões
SE 500/230 kV Lorena - (3+1R) x 400 MVA
Secc da LT 500 kV Tijuco Preto - Cachoeira Paulista C2, com 2 x 2 km
Secc da LT 230 kV Aparecida - Santa Cabeça C1, com 2 x 2 km
Secc da LT 230 kV Aparecida - Santa Cabeça C2, com 2 x 2 km
Lote 11: Tocantins
Investimento previsto: R$ 123,9 milhões
Remuneração máxima: R$ 19,6 milhões
SE 500/138 kV Colinas - novo pátio de 138 kV - com (6+1 res.) x 60 MVA
Lote 12: Goiás
Investimento previsto: R$ 321,5 milhões
Remuneração máxima: R$ 52,3 milhões
LT 230 kV Edeia - Cachoeira Dourada - C1, com 150 km
SE 345/230 kV Pirineus - (novo pátio ) em 345 kV - (6+1 res.) x 100 MVA
SE Barro Alto 230 kV - Compensador Estático 230 kV - 1 x (-75/+150) Mvar
Secc da LT 345 kV Samambaia - Bandeirantes - C2 na SE Pirineus com 2 x 2 km
Lote 13: Goiás
Investimento previsto: R$ 64,1 milhões
Remuneração máxima: R$ 11,0 milhões
SE 230/138 kV Rio Claro - 2x100 MVA
Secc da LT230 kV Couto Magalhães - Rio Verde na SE Rio Claro, com 2 x 2 km
Lote 14: Rio Grande do Sul
Investimento previsto: R$ 58,5 milhões
Remuneração máxima: R$ 9,8 milhões
SE 230/69 kV Cruz Alta 2 - nova - 2 x 83 MVA
Secc da LT 230 kV Passo Real - Ijuí 2 na SE Cruz Alta - 2 x 1 km
Lote 15: Pará
Investimento previsto: R$ 560,4 milhões
Remuneração máxima: R$ 91,1 milhões
LT 500 kV Tucuruí II - Marituba C1, com 374 km
Lote 16: Piauí e Maranhão
Investimento previsto: R$ 60,0 milhões
Remuneração máxima: R$ 10,6 milhões
LT 230kV Ribeiro Gonçalves - Balsas - C2 - 95km
Lote 17: Piauí
Investimento previsto: R$ 96,1 milhões
Remuneração máxima: R$ 19,2 milhões
LT 230 kV Chapada I - Chapada II C1, com 12 km
LT 230 kV Chapada II - Chapada III C1, com 18 km
SE 230/138 kV Chapada I (novo pátio 230 kV) - 230/138 kV, 2 x 200 MVA
Lote 18: Maranhão
Investimento previsto: R$ 57,4 milhões
Remuneração máxima: R$ 10,2 milhões
LT 230 kV Imperatriz - Porto Franco, C2, 113 km
Lote 19: Pará
Investimento previsto: 479,7 milhões
Remuneração máxima: R$ 78,2 milhões
LT 500 kV Serra Pelada - Integradora Sossego, CD, 2 x 66,5 km
LT 230 kV Integradora Sossego - Xinguara II, C2, 72,3 km
SE 500/138 kV Serra Pelada - pátio novo de 138 kV, (6+1R) x 50 MVA
SE 500/230 kV Integradora Sossego - pátio novo de 500 kV, (6+1R) x 250 MVA
Lote 20: Minas Gerais
Investimento previsto: R$ 403,1 milhões
Remuneração máxima: R$ 65,5 milhões
LT 230 kV Janaúba 3 - Jaíba - CD - C1 e C2 - 93 km
LT 345 kV Pirapora 2 - Três Marias - C1 - 112,2 km
SE 230/138 kV Jaíba - 230/138kV (6+1R) x 33,3 MVA
SE 500/230/138 kV Janaúba 3 - 500/230 kV (6+1R) x 100 MVA
Leia mais em: https://g1.globo.com/economia/noticia/leilao-de-linhas-de-transmissao-da-aneel-e-suspenso.ghtml
Segundo a Aneel, a Advocacia Geral da União (AGU), responsável pela defesa do governo federal, está tentando reverter a decisão judicial.
A liminar que suspendeu a disputa foi concedida a pedido da empresa Jaac Materiais e Serviços de Engenharia Limitada, que foi impedida de participar do leilão, devido a um problema com o depósito das garantias, que não estariam de acordo com os preceitos do edital.
André Pepitone, diretor da Aneel, a empresa não apontou a garantia no nome dela, mas no nome de um consórcio. "Isso configurava uma nova inscrição, o que naquele momento não era permitido pelo edital", disse.
20 lotes ofertados
O Aneel faria nesta quinta o leilão de 20 lotes, com 21 linhas de transmissão e 23 subestações de energia. As linhas de transmissão e as substações levam energia das usinas geradoras até os consumidores.
Os leilões de linhas de transmissão ocorrem todos os anos e servem para aumentar a oferta de energia e também para fortalecer o sistema elétrico. A remuneração das empresas que vencerem os leilões será paga pelos consumidores na conta de luz.
Ao todo, devem ser concedidos 2,6 mil quilômetros de linhas de transmissão e subestações com capacidade de transformação de 12,2 mega-volt-amperes (MVA) em 16 estados: Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, São Paulo, Sergipe e Tocantins.
O vencedor de cada lote será o grupo que aceitar receber, durante o período da concessão, o menor valor pela construção e operação da linha. A remuneração máxima anual prevista no edital é de aproximadamente R$ 1 bilhão, na soma de todos os lotes.
As receitas das empresas durante a vigência do contrato podem alcançar R$ 25,7 bilhões e o investimento previsto na construção das linhas é de R$ 6 bilhões.
A previsão da Aneel é que as obras devem durar de 36 a 63 meses, dependendo do lote, e que devem gerar 13,6 mil empregos diretos.
Esse é o primeiro leilão de transmissão do ano. No último certame, realizado em dezembro de 2017, todos os 11 lotes ofertados foram arrematados, viabilizando investimentos estimados em R$ 8,7 bilhões.
Confira os lotes que vão a leilão:
Lote 1: Santa Catarina
Investimento previsto: R$ 641,3 milhões
Remuneração máxima: R$ 114,664 milhões
LT 230 kV Biguaçu - Ratones - C1 e C2, com 28,6 Km cada (trechos aéreos, subaquáticos e subterrâneos)
SE 230/138 kV Ratones - 2 x 150 MVA
Lote 2: Rio de Janeiro
Investimento previsto: R$ 198,6 milhões
Remuneração máxima: R$ 31,0 milhões
LT 345 kV Macaé - Lagos C2 - 16 km
SE 345/138 kV Lagos - (9+1Res) x 133 MVA
Secc LT 345 kV COMPERJ - Macaé (2 x 5 km)
Lote 3: Ceará e Rio Grande do Norte
Investimento previsto: R$ 1,2 bilhão
Remuneração máxima: R$ 205,1 milhões
LT 500 kV Pacatuba - Jaguaruana II - C1 - 155,03 km
LT 500 kV Jaguaruana II - Açu III - C1 - 113,95 km
LT 230 kV Jaguaruana II - Mossoró IV - CD - C1 e C2 - 2 x 54,54 km
LT 230 kV Jaguaruana II - Russas II - C1, com 32 km
LT 230 kV Caraúbas II – Açu III - CD - C1 e C2, com 2 x 65,13 km
SE 500/230 kV Jaguaruana II - (6+1 res.) x 250 MVA
SE 500/230 kV Jaguaruana II - Compensador Estático (-150 / + 300) MVA
SE 500/230/69 kV Pacatuba - 500/230 kV - (6+1R) x 200MVA e 230/69kV - 2 x 200 MVA
SE 230/69 kV Caraúbas II - 2 x 100 MVA
Secc da LT 500 kV Fortaleza II - Pecém II - C1 na SE Pacatuba - 2 x 0,5 km
Lote 4: Paraíba
Investimento previsto: R$ 366,8 milhões
Remuneração máxima: R$ 60,0 milhões
LT 500 kV Campina Grande III - João Pessoa II, com 127 km
SE 500/230/69 kV João Pessoa II - 500/230 kV - (3+1R) x 150 MVA e 230/69 kV - 2 x 150 MVA
Secc LT 230 kV Goianinha - Mussuré II na SE João Pessoa II - 2 x 0,5 km
Secc LT 230 kV Goianinha - Santa Rita II na SE João Pessoa II - 2 x 0,5 km
Secc LT 230 kV Santa Rita II - Mussuré II na SE João Pessoa II - 2x 0,5 km
Lote 5: Bahia
Investimento previsto: R$ 59,7 milhões
Remuneração máxima: R$ 10,5 milhões
SE 230/69 kV Alagoinhas II - 2 x 100 MVA
Secc LT 230 kV Cicero Dantas - Catu C2 na SE Alagoinhas II - 2 x 0,5 km
Lote 6: Bahia
Investimento previsto: R$ 111,7 milhões
Remuneração máxima: R$ 17,4 milhões
SE 230/69 kV Feira de Santana III - 2 x 150 MVA
Secc da LT 230 kV Governador Mangabeira - Camaçari II C2 na SE
Feira de Santana III, com 2 x 54 km
Lote 7: Sergipe e Bahia
Investimento previsto: R$ 772,6 milhões
Remuneração máxima: R$ 133,2 milhões
LT 500 kV Porto de Sergipe - Olindina C1, com 180 km
LT 500 kV Olindina - Sapeaçu C1, com 207 km
LT 230 kV Morro do Chapéu II - Irecê C2 e C3 - CD, com 67 km
Lote 8: Alagoas
Investimento previsto: R$ 76,8 milhões
Remuneração máxima: R$ 12,3 milhões
SE 230/69 kV Santana - 2 x 100 MVA
Secc da LT 230 kV Paulo Afonso III - Angelim C1, com 2 x 24 km
Lote 9: Ceará
Investimento previsto: R$ 102,2 milhões
Remuneração máxima: R$ 16,6 milhões
SE 230/69 kV Maracanaú II - 3 x 150 MVA
Secc. da LT 230 kV Fortaleza II - Cauípe C1 na SE Maracanaú, com 2 x 1 km
Lote 10: São Paulo
Investimento previsto: R$ 237,9 milhões
Remuneração máxima: R$ 38,7 milhões
SE 500/230 kV Lorena - (3+1R) x 400 MVA
Secc da LT 500 kV Tijuco Preto - Cachoeira Paulista C2, com 2 x 2 km
Secc da LT 230 kV Aparecida - Santa Cabeça C1, com 2 x 2 km
Secc da LT 230 kV Aparecida - Santa Cabeça C2, com 2 x 2 km
Lote 11: Tocantins
Investimento previsto: R$ 123,9 milhões
Remuneração máxima: R$ 19,6 milhões
SE 500/138 kV Colinas - novo pátio de 138 kV - com (6+1 res.) x 60 MVA
Lote 12: Goiás
Investimento previsto: R$ 321,5 milhões
Remuneração máxima: R$ 52,3 milhões
LT 230 kV Edeia - Cachoeira Dourada - C1, com 150 km
SE 345/230 kV Pirineus - (novo pátio ) em 345 kV - (6+1 res.) x 100 MVA
SE Barro Alto 230 kV - Compensador Estático 230 kV - 1 x (-75/+150) Mvar
Secc da LT 345 kV Samambaia - Bandeirantes - C2 na SE Pirineus com 2 x 2 km
Lote 13: Goiás
Investimento previsto: R$ 64,1 milhões
Remuneração máxima: R$ 11,0 milhões
SE 230/138 kV Rio Claro - 2x100 MVA
Secc da LT230 kV Couto Magalhães - Rio Verde na SE Rio Claro, com 2 x 2 km
Lote 14: Rio Grande do Sul
Investimento previsto: R$ 58,5 milhões
Remuneração máxima: R$ 9,8 milhões
SE 230/69 kV Cruz Alta 2 - nova - 2 x 83 MVA
Secc da LT 230 kV Passo Real - Ijuí 2 na SE Cruz Alta - 2 x 1 km
Lote 15: Pará
Investimento previsto: R$ 560,4 milhões
Remuneração máxima: R$ 91,1 milhões
LT 500 kV Tucuruí II - Marituba C1, com 374 km
Lote 16: Piauí e Maranhão
Investimento previsto: R$ 60,0 milhões
Remuneração máxima: R$ 10,6 milhões
LT 230kV Ribeiro Gonçalves - Balsas - C2 - 95km
Lote 17: Piauí
Investimento previsto: R$ 96,1 milhões
Remuneração máxima: R$ 19,2 milhões
LT 230 kV Chapada I - Chapada II C1, com 12 km
LT 230 kV Chapada II - Chapada III C1, com 18 km
SE 230/138 kV Chapada I (novo pátio 230 kV) - 230/138 kV, 2 x 200 MVA
Lote 18: Maranhão
Investimento previsto: R$ 57,4 milhões
Remuneração máxima: R$ 10,2 milhões
LT 230 kV Imperatriz - Porto Franco, C2, 113 km
Lote 19: Pará
Investimento previsto: 479,7 milhões
Remuneração máxima: R$ 78,2 milhões
LT 500 kV Serra Pelada - Integradora Sossego, CD, 2 x 66,5 km
LT 230 kV Integradora Sossego - Xinguara II, C2, 72,3 km
SE 500/138 kV Serra Pelada - pátio novo de 138 kV, (6+1R) x 50 MVA
SE 500/230 kV Integradora Sossego - pátio novo de 500 kV, (6+1R) x 250 MVA
Lote 20: Minas Gerais
Investimento previsto: R$ 403,1 milhões
Remuneração máxima: R$ 65,5 milhões
LT 230 kV Janaúba 3 - Jaíba - CD - C1 e C2 - 93 km
LT 345 kV Pirapora 2 - Três Marias - C1 - 112,2 km
SE 230/138 kV Jaíba - 230/138kV (6+1R) x 33,3 MVA
SE 500/230/138 kV Janaúba 3 - 500/230 kV (6+1R) x 100 MVA
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Ministro diz que investidores estão confiantes no mercado de energia
Ao participar de conferência na Escola Superior de Guerra (ESG), o ministro de Minas e Energia, Moreira Franco, disse hoje (27) que o sucesso dos leilões demonstra a confiança dos investidores na retomada do crescimento econômico do país.
Ele anunciou que irá acompanhar amanhã (28), em São Paulo, a venda de 20 lotes de linhas de transmissão de energia elétrica. Esse leilão deve gerar R$ 6 bilhões em investimentos e cerca de 13,6 mil empregos.
“Serão leiloados 20 lotes de novas concessões, totalizando 2.563 km de linhas de transmissão e 12.200 MVA [megavolt-ampere] de capacidade de transformação em subestações. O conjunto de projetos proporcionará obras em 16 estados, com investimento de R$ 6 bilhões”, afirmou o ministro.
Moreira Franco informou que um segundo leilão deve ocorrer em dezembro envolvendo 3.800 quilômetros (km) de linhas de transmissão e 13.800 MVA de capacidade de transformação em subestações.
“Os projetos em implantação, para o período 2018 a 2022, irão acrescentar um total de 34 mil km a nossa rede de transmissão. Isso equivale a uma média anual de 6,8 mil km. Estamos falando em R$ 60 bilhões em investimentos”, disse.
O ministro destacou que os leilões colaboram também para a segurança energética do país, multiplicando possibilidades de trocas de energia entre as diferentes regiões.
Para ele, investir nas possibilidades de troca de energia é a alternativa quando a demanda tende a aumentar e em um cenário de escassez de chuva. “Precisamos de uma rede ampla, ágil e robusta.”
Gás natural
Dono do sétimo maior parque gerador do mundo, o Brasil tem 81% de sua capacidade instalada ancorados em fontes renováveis, sendo o campeão do G20 em geração de energia limpa e renovável.
Esses dados foram citados por Moreira Franco para contextualizar a defesa de maior participação na matriz energética brasileira do gás natural – combustível para usinas termelétricas menos prejudicial para o meio ambiente do que o diesel e o carvão.
Ele lembrou que as hidrelétricas, que respondem hoje por 63,7% da geração de energia no país, causam, com a construção das barragens, grande impacto ambiental e têm sofrido com a “incerteza hidrológica”.
“Em 2001, o racionamento de energia deixou claro que o Brasil não poderia depender apenas da energia hidrelétrica”, acrescentou.
Hoje, a geração térmica a gás natural responde por 8,1% da capacidade instalada, percentual que deverá crescer nos próximos anos, segundo o ministro.
As termelétricas, boa parte delas ainda movida a diesel, foram acionadas nos últimos anos para socorrer o sistema e garantir o fornecimento durante períodos de estiagem e baixa dos reservatórios de água.
Segundo Moreira Franco, o governo pretende atrair investimentos estimados em R$ 50 bilhões até 2030 ao revisar o marco legal da exploração e produção de gás natural.
Será redefinida a estrutura da indústria de gás natural por intermédio da promoção de maior diversidade no número de agentes comercializando gás natural e do incentivo a uma regulação tarifária eficiente no transporte.
O grande salto nos últimos 12 meses no país ocorreu na produção de energia solar, com crescimento de 1.351%. Segundo o ministro, foram gerados 12,5% dos novos empreendimentos por meio de fonte fotovoltaica.
A geração eólica também cresceu, respondendo hoje por 30% dos empreendimentos em construção e 27% dos empreendimentos a serem iniciados. O ministro das Minas e Energia reiterou que a capacidade instalada de energia no país precisa crescer entre 4 mil e 5 mil megawatts (MW) ao ano para atender à demanda.
Nos dois leilões de geração em 2017, foram contratadas 88 novas usinas, com 4,5 mil MW de capacidade instalada. Moreira informou que no leilão A-6, previsto para 31 de agosto, serão colocadas à venda novas concessões no montante de 59 mil MW. A maior parte estará dedicada a empreendimentos de geração eólica (27 mil MW), térmicas a gás natural (28 mil MW) e térmicas a biomassa (mil MW).
Futuro do petróleo
Para o ministro, nas próximas décadas, a economia do carbono dará lugar a um novo paradigma, que deverá atingir mercados, preços e empresas de energia fóssil.
Ele afirma que o novo mercado deverá envolver o uso de carvão descontinuado da geração de energia e do aquecimento residencial como forma de controlar as emissões de gases de efeito estufa, enquanto os derivados de petróleo enfrentarão a crescente competição de tecnologias mais limpas, como os biocombustíveis e os carros elétricos.
Neste quadro, Moreira Franco defendeu que o pré-sal seja explorado agora – pois pode não ser comercialmente viável a longo prazo.
Para ele, a utilização do petróleo deverá se concentrar futuramente na área petroquímica, na produção de plásticos, materiais sintéticos, fertilizantes agrícolas, medicamentos e combustíveis de aviação.
O ministro negou que a paralisação dos caminhoneiros e seus efeitos sobre os preços dos combustíveis tenham prejudicado a Petrobras. “Não chegou a afetar a saúde da Petrobras. Os balanços seguem melhorando, o endividamento diminuiu e a recente alta internacional de preços joga a favor da empresa”, disse. “O momento requer atenção, mas segue positivo.”
Moreira Franco vê com otimismo a tramitação do Projeto de Lei 8.939/2017, que permite à Petrobras repassar até 70% dos direitos na cessão onerosa para exploração de petróleo do pré-sal. “Uma vez aprovada, a mudança deverá render à Petrobras em torno de US$ 28 bilhões. Isso aumentará a capacidade financeira da empresa e o valor de suas ações.”
Ele lembrou que houve duas rodadas de licitações de blocos no regime de partilha e duas rodadas de licitações de blocos exploratórios, gerando R$ 18 bilhões em bônus de assinatura e R$ 2,72 bilhões em investimentos relativos ao programa exploratório mínimo.
“Ainda este ano, serão realizadas a quarta e quinta rodadas de partilha de produção, com a oferta de oito blocos. A expectativa de arrecadação situa-se na casa dos R$ 10 bilhões em bônus de assinatura”, ressaltou.
Durante a palestra, o ministro fez ainda um balanço das ações do governo para superar a crise e retomar o crescimento econômico nos últimos dois anos.
Ele destacou que a recessão de 2014 a 2016 “afetou profundamente” o setor elétrico e afirmou que a área se recupera após ter sofrido com “a redução artificial das tarifas”, medida que, ainda segundo Moreira, afastou investidores e comprometeu a saúde financeira das empresas.
Leia mais em: https://exame.abril.com.br/economia/ministro-diz-que-investidores-estao-confiantes-no-mercado-de-energia/
Ele anunciou que irá acompanhar amanhã (28), em São Paulo, a venda de 20 lotes de linhas de transmissão de energia elétrica. Esse leilão deve gerar R$ 6 bilhões em investimentos e cerca de 13,6 mil empregos.
“Serão leiloados 20 lotes de novas concessões, totalizando 2.563 km de linhas de transmissão e 12.200 MVA [megavolt-ampere] de capacidade de transformação em subestações. O conjunto de projetos proporcionará obras em 16 estados, com investimento de R$ 6 bilhões”, afirmou o ministro.
Moreira Franco informou que um segundo leilão deve ocorrer em dezembro envolvendo 3.800 quilômetros (km) de linhas de transmissão e 13.800 MVA de capacidade de transformação em subestações.
“Os projetos em implantação, para o período 2018 a 2022, irão acrescentar um total de 34 mil km a nossa rede de transmissão. Isso equivale a uma média anual de 6,8 mil km. Estamos falando em R$ 60 bilhões em investimentos”, disse.
O ministro destacou que os leilões colaboram também para a segurança energética do país, multiplicando possibilidades de trocas de energia entre as diferentes regiões.
Para ele, investir nas possibilidades de troca de energia é a alternativa quando a demanda tende a aumentar e em um cenário de escassez de chuva. “Precisamos de uma rede ampla, ágil e robusta.”
Gás natural
Dono do sétimo maior parque gerador do mundo, o Brasil tem 81% de sua capacidade instalada ancorados em fontes renováveis, sendo o campeão do G20 em geração de energia limpa e renovável.
Esses dados foram citados por Moreira Franco para contextualizar a defesa de maior participação na matriz energética brasileira do gás natural – combustível para usinas termelétricas menos prejudicial para o meio ambiente do que o diesel e o carvão.
Ele lembrou que as hidrelétricas, que respondem hoje por 63,7% da geração de energia no país, causam, com a construção das barragens, grande impacto ambiental e têm sofrido com a “incerteza hidrológica”.
“Em 2001, o racionamento de energia deixou claro que o Brasil não poderia depender apenas da energia hidrelétrica”, acrescentou.
Hoje, a geração térmica a gás natural responde por 8,1% da capacidade instalada, percentual que deverá crescer nos próximos anos, segundo o ministro.
As termelétricas, boa parte delas ainda movida a diesel, foram acionadas nos últimos anos para socorrer o sistema e garantir o fornecimento durante períodos de estiagem e baixa dos reservatórios de água.
Segundo Moreira Franco, o governo pretende atrair investimentos estimados em R$ 50 bilhões até 2030 ao revisar o marco legal da exploração e produção de gás natural.
Será redefinida a estrutura da indústria de gás natural por intermédio da promoção de maior diversidade no número de agentes comercializando gás natural e do incentivo a uma regulação tarifária eficiente no transporte.
O grande salto nos últimos 12 meses no país ocorreu na produção de energia solar, com crescimento de 1.351%. Segundo o ministro, foram gerados 12,5% dos novos empreendimentos por meio de fonte fotovoltaica.
A geração eólica também cresceu, respondendo hoje por 30% dos empreendimentos em construção e 27% dos empreendimentos a serem iniciados. O ministro das Minas e Energia reiterou que a capacidade instalada de energia no país precisa crescer entre 4 mil e 5 mil megawatts (MW) ao ano para atender à demanda.
Nos dois leilões de geração em 2017, foram contratadas 88 novas usinas, com 4,5 mil MW de capacidade instalada. Moreira informou que no leilão A-6, previsto para 31 de agosto, serão colocadas à venda novas concessões no montante de 59 mil MW. A maior parte estará dedicada a empreendimentos de geração eólica (27 mil MW), térmicas a gás natural (28 mil MW) e térmicas a biomassa (mil MW).
Futuro do petróleo
Para o ministro, nas próximas décadas, a economia do carbono dará lugar a um novo paradigma, que deverá atingir mercados, preços e empresas de energia fóssil.
Ele afirma que o novo mercado deverá envolver o uso de carvão descontinuado da geração de energia e do aquecimento residencial como forma de controlar as emissões de gases de efeito estufa, enquanto os derivados de petróleo enfrentarão a crescente competição de tecnologias mais limpas, como os biocombustíveis e os carros elétricos.
Neste quadro, Moreira Franco defendeu que o pré-sal seja explorado agora – pois pode não ser comercialmente viável a longo prazo.
Para ele, a utilização do petróleo deverá se concentrar futuramente na área petroquímica, na produção de plásticos, materiais sintéticos, fertilizantes agrícolas, medicamentos e combustíveis de aviação.
O ministro negou que a paralisação dos caminhoneiros e seus efeitos sobre os preços dos combustíveis tenham prejudicado a Petrobras. “Não chegou a afetar a saúde da Petrobras. Os balanços seguem melhorando, o endividamento diminuiu e a recente alta internacional de preços joga a favor da empresa”, disse. “O momento requer atenção, mas segue positivo.”
Moreira Franco vê com otimismo a tramitação do Projeto de Lei 8.939/2017, que permite à Petrobras repassar até 70% dos direitos na cessão onerosa para exploração de petróleo do pré-sal. “Uma vez aprovada, a mudança deverá render à Petrobras em torno de US$ 28 bilhões. Isso aumentará a capacidade financeira da empresa e o valor de suas ações.”
Ele lembrou que houve duas rodadas de licitações de blocos no regime de partilha e duas rodadas de licitações de blocos exploratórios, gerando R$ 18 bilhões em bônus de assinatura e R$ 2,72 bilhões em investimentos relativos ao programa exploratório mínimo.
“Ainda este ano, serão realizadas a quarta e quinta rodadas de partilha de produção, com a oferta de oito blocos. A expectativa de arrecadação situa-se na casa dos R$ 10 bilhões em bônus de assinatura”, ressaltou.
Durante a palestra, o ministro fez ainda um balanço das ações do governo para superar a crise e retomar o crescimento econômico nos últimos dois anos.
Ele destacou que a recessão de 2014 a 2016 “afetou profundamente” o setor elétrico e afirmou que a área se recupera após ter sofrido com “a redução artificial das tarifas”, medida que, ainda segundo Moreira, afastou investidores e comprometeu a saúde financeira das empresas.
Leia mais em: https://exame.abril.com.br/economia/ministro-diz-que-investidores-estao-confiantes-no-mercado-de-energia/
quarta-feira, 27 de junho de 2018
RAP de transmissoras nos próximos 12 meses será de R$ 24 bi
As Receitas Anuais Permitidas das instalações das concessionarias do serviço público de transmissão somarão nos próximos 12 meses R$ 24 bilhões. O valor global estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica é 1,39% maior que a RAP do ciclo 2017-2018. As novas receitas serão aplicadas a partir a partir de 1º de julho.
Do indice aprovado, 3,08 pontos percentuais são relativos ao reajuste previsto nos contratos, -5,05 pontos pecentuais à revisão provisória dos contratos de concessão prorrogados em 2013 por CEEE GT, Celg GT, Cemig GT, Copel GT, Chesf, Eletronorte, Eletrosul, Furnas e CTEEP e 3,36 pontos percentuais à expansão do sistema de transmissão e às alterações na receita previstas no Despacho no 1.275, de 2018.
O novo valor da RAP inclui parcelas da receita referentes a investimentos em melhorias nas instalações, que entraram em operação comercial entre 1º de janeiro e 31 de dezembro de 2017.
As receitas anuais foram atualizadas pela variação do índice que consta dos contratos de concessão, entre maio de 2017 e maio de 2018. Nos contratos com correção pelo IGP-M o percentual ficou em 4,26%, enquanto a correção para os contratos que tem o IPCA como índice é de 2,86%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53066033/rap-de-transmissoras-nos-proximos-12-meses-sera-de-r-24-bi
Do indice aprovado, 3,08 pontos percentuais são relativos ao reajuste previsto nos contratos, -5,05 pontos pecentuais à revisão provisória dos contratos de concessão prorrogados em 2013 por CEEE GT, Celg GT, Cemig GT, Copel GT, Chesf, Eletronorte, Eletrosul, Furnas e CTEEP e 3,36 pontos percentuais à expansão do sistema de transmissão e às alterações na receita previstas no Despacho no 1.275, de 2018.
O novo valor da RAP inclui parcelas da receita referentes a investimentos em melhorias nas instalações, que entraram em operação comercial entre 1º de janeiro e 31 de dezembro de 2017.
As receitas anuais foram atualizadas pela variação do índice que consta dos contratos de concessão, entre maio de 2017 e maio de 2018. Nos contratos com correção pelo IGP-M o percentual ficou em 4,26%, enquanto a correção para os contratos que tem o IPCA como índice é de 2,86%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53066033/rap-de-transmissoras-nos-proximos-12-meses-sera-de-r-24-bi
terça-feira, 26 de junho de 2018
5 tendências em energia renovável para ficar de olho
A queda nos custos de baterias para armazenamento de energia e seu uso proliferado devem pavimentar o caminho para um futuro de geração mais limpa, segundo relatório anual da Bloomberg New Energy Finance divulgado nesta semana, o New Energy Outlook (NEO).
Para atender às mudanças na demanda e no suprimento, o estudo prevê que o investimento global no aumento da capacidade de baterias chegará a US$ 548 bilhões até 2050.
O relatório mostra ainda que as fontes eólica e solar devem representar 50% da geração mundial até meados do século. Ao mesmo tempo, o poluente carvão deve encolher para apenas 11% da geração global de eletricidade no mesmo período.
Confira a seguir as tendências que prometem sacudir o tabuleiro energético mundial nos próximos anos, segundo o estudo da BNEF.
Baterias
A BNEF prevê que os preços da bateria de íon-lítio, que já caíram cerca de 80% por megawatt-hora desde 2010, continuarão a cair à medida que a produção de veículos elétricos aumente ao longo dos anos 2020.
O estudo estima que US$ 548 bilhões sejam investidos em baterias até 2050, dois terços disso conectados à rede e um terço instalado em residências e empresas.
Geração de baixo carbono
O mix de eólica e solar deverá representar quase 50% da geração de energia mundial até 2050 devido à redução drástica de custos dessas tecnologias e ao advento de baterias mais baratas, o que permitirá que a eletricidade seja armazenada e descarregada conforme a demanda.
Nas próximas três décadas, US$ 11,5 trilhões deverão ser investidos em nova capacidade de geração de energia, com US$ 8,4 trilhões deste total em eólica e solar, e outros US$ 1,5 trilhão em outras tecnologias de carbono zero, como hidrelétrica e nuclear. Esse investimento produzirá um aumento de 17 vezes na capacidade solar fotovoltaica em todo o mundo e um aumento de seis vezes na capacidade de energia eólica.
Indústria do carvão
As perspectivas para a indústria do carvão não são nada animadoras. O estudo estima que a queima de carvão nas usinas cairá 56% entre 2017 e 2050. Para os analistas da BNEF, essa queda oferece uma projeção mais otimista para as emissões de carbono do que o relatório do ano passado. O estudo prevê um aumento das emissões globais do setor elétrico de 2% em 2017 para um pico em 2027 e depois uma diminuição de 38% em 2050.
No entanto, isso ainda significaria que o setor energético global não cumpriria sua parte do esforço de manter os níveis globais de CO₂ abaixo de 450 partes por milhão, considerado suficiente para limitar o aumento da temperatura média global a dois graus centígrados e evitar as piores previsões das mudanças climáticas.
Gás
Já para o gás, o futuro é mais reconfortante. O papel do gás no mix de geração evoluirá, com aumento na construção e utilização de usinas elétricas para proporcionar suporte para as energias renováveis, em vez de produzir a chamada eletricidade de carga base ou contínua. A BNEF estima que a geração a gás terá um aumento de 15%, entre 2017 e 2050, embora sua participação na eletricidade global caia de 21% para 15%.
Transporte eletrificado
O crescimento do setor de transportes elétricos também influenciará o tabuleiro energético mundial, representando 9% da demanda total até 2050. Com base em outro estudo da BNEF, o Electric Vehicle Outlook, os veículos elétricos representariam 28% das vendas globais de carros novos até 2030 e 55% até 2040. Os ônibus elétricos devem dominar seu nicho, alcançando 84% de participação global até 2030.
Leia mais em: https://exame.abril.com.br/economia/5-tendencias-em-energia-renovavel-para-ficar-de-olho-2/
Para atender às mudanças na demanda e no suprimento, o estudo prevê que o investimento global no aumento da capacidade de baterias chegará a US$ 548 bilhões até 2050.
O relatório mostra ainda que as fontes eólica e solar devem representar 50% da geração mundial até meados do século. Ao mesmo tempo, o poluente carvão deve encolher para apenas 11% da geração global de eletricidade no mesmo período.
Confira a seguir as tendências que prometem sacudir o tabuleiro energético mundial nos próximos anos, segundo o estudo da BNEF.
Baterias
A BNEF prevê que os preços da bateria de íon-lítio, que já caíram cerca de 80% por megawatt-hora desde 2010, continuarão a cair à medida que a produção de veículos elétricos aumente ao longo dos anos 2020.
O estudo estima que US$ 548 bilhões sejam investidos em baterias até 2050, dois terços disso conectados à rede e um terço instalado em residências e empresas.
Geração de baixo carbono
O mix de eólica e solar deverá representar quase 50% da geração de energia mundial até 2050 devido à redução drástica de custos dessas tecnologias e ao advento de baterias mais baratas, o que permitirá que a eletricidade seja armazenada e descarregada conforme a demanda.
Nas próximas três décadas, US$ 11,5 trilhões deverão ser investidos em nova capacidade de geração de energia, com US$ 8,4 trilhões deste total em eólica e solar, e outros US$ 1,5 trilhão em outras tecnologias de carbono zero, como hidrelétrica e nuclear. Esse investimento produzirá um aumento de 17 vezes na capacidade solar fotovoltaica em todo o mundo e um aumento de seis vezes na capacidade de energia eólica.
Indústria do carvão
As perspectivas para a indústria do carvão não são nada animadoras. O estudo estima que a queima de carvão nas usinas cairá 56% entre 2017 e 2050. Para os analistas da BNEF, essa queda oferece uma projeção mais otimista para as emissões de carbono do que o relatório do ano passado. O estudo prevê um aumento das emissões globais do setor elétrico de 2% em 2017 para um pico em 2027 e depois uma diminuição de 38% em 2050.
No entanto, isso ainda significaria que o setor energético global não cumpriria sua parte do esforço de manter os níveis globais de CO₂ abaixo de 450 partes por milhão, considerado suficiente para limitar o aumento da temperatura média global a dois graus centígrados e evitar as piores previsões das mudanças climáticas.
Gás
Já para o gás, o futuro é mais reconfortante. O papel do gás no mix de geração evoluirá, com aumento na construção e utilização de usinas elétricas para proporcionar suporte para as energias renováveis, em vez de produzir a chamada eletricidade de carga base ou contínua. A BNEF estima que a geração a gás terá um aumento de 15%, entre 2017 e 2050, embora sua participação na eletricidade global caia de 21% para 15%.
Transporte eletrificado
O crescimento do setor de transportes elétricos também influenciará o tabuleiro energético mundial, representando 9% da demanda total até 2050. Com base em outro estudo da BNEF, o Electric Vehicle Outlook, os veículos elétricos representariam 28% das vendas globais de carros novos até 2030 e 55% até 2040. Os ônibus elétricos devem dominar seu nicho, alcançando 84% de participação global até 2030.
Leia mais em: https://exame.abril.com.br/economia/5-tendencias-em-energia-renovavel-para-ficar-de-olho-2/
segunda-feira, 25 de junho de 2018
Carga ficou até 11 GW abaixo do normal durante jogo da seleção brasileira
O Operador Nacional do Sistema Elétrico registrou normalidade da operação do SIN com a manutenção dos padrões de qualidade e segurança de suprimento de energia elétrica durante o segundo jogo da seleção brasileira de futebol na Copa do Mundo 2018, realizada na Rússia.
De acordo com o relato do Operador, a carga encontrava-se cerca de 3300 MW abaixo da observada em uma sexta-feira normal nas primeiras horas do dia. Cerca de 30 minutos antes do início da partida houve uma redução de 2.979 MW até o início da disputa e outra redução adicional de 1.065 MW em 12 minutos depois que o jogo começou. Durante o primeiro tempo, a média de carga observada nesse período foi de 8.800 MW inferior a uma sexta-feira normal.
Depois de uma elevação de 3.056 MW por conta do intervalo da partida em um período de 10 minutos, observou-se uma rampa com redução de carga de 1.634 MW em 15 minutos. Durante o segundo tempo, a média de carga observada nesse período foi de 11.000 MW inferior a uma sexta-feira normal. Logo após o término do jogo, observou-se uma rampa de carga, com elevação de 7.842 MW em 22 minutos.
Às 10h55 a carga estava em 56.963 MW e houve uma rampa até que às 11h25 a carga registrava estava em 65.021 MW, de acordo com o site do operador.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53065766/carga-ficou-ate-11-gw-abaixo-do-normal-durante-jogo-da-selecao-brasileira
De acordo com o relato do Operador, a carga encontrava-se cerca de 3300 MW abaixo da observada em uma sexta-feira normal nas primeiras horas do dia. Cerca de 30 minutos antes do início da partida houve uma redução de 2.979 MW até o início da disputa e outra redução adicional de 1.065 MW em 12 minutos depois que o jogo começou. Durante o primeiro tempo, a média de carga observada nesse período foi de 8.800 MW inferior a uma sexta-feira normal.
Depois de uma elevação de 3.056 MW por conta do intervalo da partida em um período de 10 minutos, observou-se uma rampa com redução de carga de 1.634 MW em 15 minutos. Durante o segundo tempo, a média de carga observada nesse período foi de 11.000 MW inferior a uma sexta-feira normal. Logo após o término do jogo, observou-se uma rampa de carga, com elevação de 7.842 MW em 22 minutos.
Às 10h55 a carga estava em 56.963 MW e houve uma rampa até que às 11h25 a carga registrava estava em 65.021 MW, de acordo com o site do operador.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53065766/carga-ficou-ate-11-gw-abaixo-do-normal-durante-jogo-da-selecao-brasileira
quinta-feira, 21 de junho de 2018
Custos de energia eólica e solar cairão cada vez mais rápido, aponta relatório
A previsão deste ano da BNEF vê os custos da energia solar caindo 66% mais até 2040, e a energia eólica onshore 47%, com as fontes renováveis enfraquecendo a maioria das usinas fósseis existentes até 2030.
As fontes de energia renovável, como solar e eólica, deverão receber quase três quartos dos US$ 10,2 trilhões que o mundo investirá em novas formas de tecnologia de geração ao longo dos anos até 2040, de acordo com uma ampla previsão independente.
O estudo New Energy Outlook (NEO) 2017, a mais recente previsão de longo prazo da Bloomberg New Energy Finance, mostra um progresso mais rápido, do que sua versão do ano passado, para a descarbonização do sistema de energia mundial – com as emissões globais projetadas para atingir o pico em 2026 e ser 4% menores em 2040 do que estavam em 2016.
“O relatório deste ano sugere que a transição para um sistema elétrico mundial renovável não irá parar, graças à rápida queda dos custos de energia solar e eólica, e um papel cada vez mais crescente das baterias, inclusive as de veículos elétricos, no equilíbrio entre oferta e demanda”, disse Seb Henbest, principal autor do NEO 2017 da BNEF.
O NEO 2017 é o resultado de oito meses de análise e modelagem por uma equipe de 65 pessoas na Bloomberg New Energy Finance. Baseia-se, essencialmente, nos projetos anunciados em cada país, além da previsão econômica de geração de eletricidade e na dinâmica do sistema de energia. Assume que os subsídios atuais expiram e que as políticas de energia em todo o mundo permanecem em seu rumo atual.
Seguem abaixo alguns dos principais resultados da previsão deste ano:
• Energia solar e eólica dominam o futuro da eletricidade. Esperamos que US$ 7,4 trilhões sejam investidos em novas usinas de energia renovável até 2040, o que representa 72% dos US$ 10,2 trilhões em investimentos projetados para geração de energia em todo o mundo.
A energia solar levará US$ 2,8 trilhões, e terá um salto de 14 vezes de capacidade. A eólica receberá US$ 3.3 trilhões e terá um aumento de quatro vezes de capacidade. Como resultado, as energias eólica e solar representarão 48% da capacidade instalada no mundo e 34% da geração de eletricidade até 2040, em comparação com os apenas os respectivos 12% e 5% atuais.
• A energia solar desafia o carvão cada vez mais. O custo nivelado da energia solar de painéis fotovoltaicos (PV), que agora é quase um quarto do que era em 2009, deverá baixar outros 66% até 2040. Até lá, um dólar comprará 2,3 vezes mais energia solar do que hoje.
Essa energia já é pelo menos tão barata quanto o carvão na Alemanha, Austrália, EUA, Espanha e Itália. Em 2021, será também na China, Índia, México, Reino Unido e Brasil. (Para definição de custos nivelados, veja a nota abaixo.)
• Os custos de energia eólica onshore caem rapidamente e os de offshore mais ainda. Os custos nivelados de energia eólica offshore cairão impressionantes 71% até 2040, com o auxílio da experiência de desenvolvimento, competição e risco reduzido, e economia de escala resultante de projetos e turbinas maiores.
O custo da energia eólica onshore cairá 47% no mesmo período, além da queda de 30% nos últimos oito anos, graças à turbinas mais baratas e mais eficientes e procedimentos de operação e manutenção simplificados.
• A China e a Índia são uma oportunidade de US$ 4 trilhões para o setor de energia. Esses países representam 28% e 11%, respectivamente, de todo o investimento em geração de energia até 2040. A região da Ásia-Pacífico verá quase tanto investimento em geração quanto o resto do mundo combinado.
Deste modo, a energia eólica e solar receberão, cada uma, aproximadamente um terço do valor total, enquanto 18% irá para a energia nuclear e 10% para o carvão e o gás.
• Baterias e novas fontes de capacidade flexível reforçam o alcance de energias renováveis. Esperamos que o mercado de baterias de íon de lítio para armazenamento de energia acarretará pelo menos US$ 239 bilhões entre hoje e 2040.
As baterias de larga escala competem cada vez mais com o gás natural para fornecer flexibilidade ao sistema em horários de pico.
As baterias de pequenas dimensões, instaladas em residências e empresas ao lado dos sistemas fotovoltaicos, representarão 57% do armazenamento em todo o mundo até 2040. Prevemos que as energias renováveis atinjam 96% de penetração no Brasil até 2040, 82% nos México e 86% no Chile.
• Os veículos elétricos reforçam o uso de eletricidade e ajudam a equilibrar a matriz. Na Europa e nos EUA, os veículos elétricos representarão 13% e 12%, respectivamente, da geração de eletricidade até 2040.
Recarregando veículos elétricos de forma flexível, quando renováveis estão gerando e preços de energia estão baixos, irá ajudar o sistema a adaptar à intermitência da geração solar e eólica. O crescimento desses veículos reduz o custo das baterias de íon de lítio, chegando a uma queda de 73% até 2030.
• O amor dos proprietários de residências por energia solar cresce. Até 2040, os painéis solares fotovoltaicos residenciais representarão até 24% da eletricidade na Austrália, 20% no Brasil, 15% na Alemanha, 12% no Japão e 5% nos EUA e na Índia.
Isso, combinado com o crescimento das energias renováveis em larga escala, reduz a necessidade de plantas de carvão e gás existentes, cujos proprietários enfrentarão uma pressão contínua sobre suas receitas, apesar de um crescimento de demanda por causa de veículos elétricos.
• Geração termoelétrica a partir do carvão colapsa na Europa e nos EUA, continua a crescer na China, e atinge o ápice global até 2026. A demanda fraca, o baixo custo das renováveis e a substituição do carvão por gás reduzirão o consumo de carvão em 87% na Europa até 2040.
Nos EUA, o uso de carvão para geração de energia cairá 45%, já que as plantas antigas não serão substituídas e outras começarão a queimar gás mais barato. A geração de carvão na China crescerá um quinto na próxima década, mas atinge seu pico em 2026. Globalmente, esperamos que 369GW de novas plantas de carvão planejadas sejam canceladas, sendo um terço delas da Índia, e que a demanda global de carvão para geração de energia diminua 15% entre 2016-40.
• O gás é um combustível de transição, mas não da maneira como a maioria das pessoas imagina. Energia a gás receberá US$ 804 bilhões em novos investimentos e aumentará 16% em capacidade até 2040.
As usinas de gás atuarão cada vez mais como uma das tecnologias flexíveis necessárias para atender aos picos de demanda e proporcionar estabilidade ao sistema em uma era de geração renovável crescente, em vez de atuarem como uma substituição à produção base (baseload) de carvão.
Nas Américas, no entanto, onde o gás é abundante e barato, ele desempenha um papel mais central, especialmente no curto prazo.
• As emissões do setor de energia global atingem seu pico em pouco mais de dez anos, depois diminuem. As emissões de CO2 da geração de energia aumentam em um décimo antes de atingir o pico em 2026. As emissões caem mais rápido do que anteriormente estimado, alinhando-se com a geração máxima de carvão da China.
Esperamos que as emissões da Índia sejam 44% inferiores às da nossa análise NEO 2016, uma vez que o país adote a energia solar e prevê investimentos de US$ 405 bilhões para construção de 660GW de novos painéis fotovoltaicos. Globalmente, até 2040 as emissões terão caído para 4% abaixo dos níveis de 2016, o que não é suficiente para evitar que a temperatura média global cresça mais de 2°C.
Um investimento adicional de US$ 5,3 trilhões em 3.9TW de capacidade zero-carbono seria necessário para manter o planeta na trajetória da meta de 2°C.
Nos Estados Unidos, a administração de Trump expressou apoio ao setor de carvão. No entanto, o NEO 2017 indica que a realidade econômica nas próximas duas décadas não irão favorecer a energia baseada em carvão nos EUA, que tem uma redução prevista de 51% na geração até 2040. Em seu lugar, a eletricidade a gás aumentará 22% e renováveis 169%.
Uma das grandes questões para o futuro dos sistemas elétricos é como grandes quantidades variáveis de geração eólica e solar podem ser acomodadas e ainda manter as luzes acesas a todos os momentos.
Os céticos se preocupam que as energias renováveis ultrabaratas depreciem os preços de energia e desalojem as produções de carvão, de gás e usinas nucleares.
Elena Giannakopoulou, analista líder no projeto NEO 2017, disse: “A previsão deste ano mostra o carregamento inteligente de veículos elétricos, sistemas de bateria em pequena escala nos negócios e nas famílias, além de armazenamento em grande escala na rede, desempenhando um papel importante na suavização dos picos e lacunas causado pela geração variável de eólica e solar”.
Jon Moore, presidente-executivo da BNEF, disse: “O NEO reflete a compreensão que nossa equipe acumulou ao longo de mais de uma década de como os custos de tecnologia e a dinâmica do sistema evoluíram e estão evoluindo.
O NEO deste ano mostra uma transição ainda mais dramática para baixo carbono do que projetamos nos anos anteriores, com queda mais acentuada nos custos eólicos e solares e um crescimento mais rápido para armazenamento de energia”.
Nota: O custo nivelado da eletricidade cobre todas as despesas de geração de uma planta nova. Estes custos incluem desenvolvimento de infraestrutura, licenciamento e permissões, equipamentos e obras civis, finanças, operações e manutenção e matéria-prima (se houver).
Leia mais em: https://www.ambienteenergia.com.br/index.php/2018/06/custos-globais-de-energia-eolica-e-solar-cairao-cada-vez-mais-rapido-enquanto-o-carvao-desaparece-mesmo-na-china-e-na-india/34160
As fontes de energia renovável, como solar e eólica, deverão receber quase três quartos dos US$ 10,2 trilhões que o mundo investirá em novas formas de tecnologia de geração ao longo dos anos até 2040, de acordo com uma ampla previsão independente.
O estudo New Energy Outlook (NEO) 2017, a mais recente previsão de longo prazo da Bloomberg New Energy Finance, mostra um progresso mais rápido, do que sua versão do ano passado, para a descarbonização do sistema de energia mundial – com as emissões globais projetadas para atingir o pico em 2026 e ser 4% menores em 2040 do que estavam em 2016.
“O relatório deste ano sugere que a transição para um sistema elétrico mundial renovável não irá parar, graças à rápida queda dos custos de energia solar e eólica, e um papel cada vez mais crescente das baterias, inclusive as de veículos elétricos, no equilíbrio entre oferta e demanda”, disse Seb Henbest, principal autor do NEO 2017 da BNEF.
O NEO 2017 é o resultado de oito meses de análise e modelagem por uma equipe de 65 pessoas na Bloomberg New Energy Finance. Baseia-se, essencialmente, nos projetos anunciados em cada país, além da previsão econômica de geração de eletricidade e na dinâmica do sistema de energia. Assume que os subsídios atuais expiram e que as políticas de energia em todo o mundo permanecem em seu rumo atual.
Seguem abaixo alguns dos principais resultados da previsão deste ano:
• Energia solar e eólica dominam o futuro da eletricidade. Esperamos que US$ 7,4 trilhões sejam investidos em novas usinas de energia renovável até 2040, o que representa 72% dos US$ 10,2 trilhões em investimentos projetados para geração de energia em todo o mundo.
A energia solar levará US$ 2,8 trilhões, e terá um salto de 14 vezes de capacidade. A eólica receberá US$ 3.3 trilhões e terá um aumento de quatro vezes de capacidade. Como resultado, as energias eólica e solar representarão 48% da capacidade instalada no mundo e 34% da geração de eletricidade até 2040, em comparação com os apenas os respectivos 12% e 5% atuais.
• A energia solar desafia o carvão cada vez mais. O custo nivelado da energia solar de painéis fotovoltaicos (PV), que agora é quase um quarto do que era em 2009, deverá baixar outros 66% até 2040. Até lá, um dólar comprará 2,3 vezes mais energia solar do que hoje.
Essa energia já é pelo menos tão barata quanto o carvão na Alemanha, Austrália, EUA, Espanha e Itália. Em 2021, será também na China, Índia, México, Reino Unido e Brasil. (Para definição de custos nivelados, veja a nota abaixo.)
• Os custos de energia eólica onshore caem rapidamente e os de offshore mais ainda. Os custos nivelados de energia eólica offshore cairão impressionantes 71% até 2040, com o auxílio da experiência de desenvolvimento, competição e risco reduzido, e economia de escala resultante de projetos e turbinas maiores.
O custo da energia eólica onshore cairá 47% no mesmo período, além da queda de 30% nos últimos oito anos, graças à turbinas mais baratas e mais eficientes e procedimentos de operação e manutenção simplificados.
• A China e a Índia são uma oportunidade de US$ 4 trilhões para o setor de energia. Esses países representam 28% e 11%, respectivamente, de todo o investimento em geração de energia até 2040. A região da Ásia-Pacífico verá quase tanto investimento em geração quanto o resto do mundo combinado.
Deste modo, a energia eólica e solar receberão, cada uma, aproximadamente um terço do valor total, enquanto 18% irá para a energia nuclear e 10% para o carvão e o gás.
• Baterias e novas fontes de capacidade flexível reforçam o alcance de energias renováveis. Esperamos que o mercado de baterias de íon de lítio para armazenamento de energia acarretará pelo menos US$ 239 bilhões entre hoje e 2040.
As baterias de larga escala competem cada vez mais com o gás natural para fornecer flexibilidade ao sistema em horários de pico.
As baterias de pequenas dimensões, instaladas em residências e empresas ao lado dos sistemas fotovoltaicos, representarão 57% do armazenamento em todo o mundo até 2040. Prevemos que as energias renováveis atinjam 96% de penetração no Brasil até 2040, 82% nos México e 86% no Chile.
• Os veículos elétricos reforçam o uso de eletricidade e ajudam a equilibrar a matriz. Na Europa e nos EUA, os veículos elétricos representarão 13% e 12%, respectivamente, da geração de eletricidade até 2040.
Recarregando veículos elétricos de forma flexível, quando renováveis estão gerando e preços de energia estão baixos, irá ajudar o sistema a adaptar à intermitência da geração solar e eólica. O crescimento desses veículos reduz o custo das baterias de íon de lítio, chegando a uma queda de 73% até 2030.
• O amor dos proprietários de residências por energia solar cresce. Até 2040, os painéis solares fotovoltaicos residenciais representarão até 24% da eletricidade na Austrália, 20% no Brasil, 15% na Alemanha, 12% no Japão e 5% nos EUA e na Índia.
Isso, combinado com o crescimento das energias renováveis em larga escala, reduz a necessidade de plantas de carvão e gás existentes, cujos proprietários enfrentarão uma pressão contínua sobre suas receitas, apesar de um crescimento de demanda por causa de veículos elétricos.
• Geração termoelétrica a partir do carvão colapsa na Europa e nos EUA, continua a crescer na China, e atinge o ápice global até 2026. A demanda fraca, o baixo custo das renováveis e a substituição do carvão por gás reduzirão o consumo de carvão em 87% na Europa até 2040.
Nos EUA, o uso de carvão para geração de energia cairá 45%, já que as plantas antigas não serão substituídas e outras começarão a queimar gás mais barato. A geração de carvão na China crescerá um quinto na próxima década, mas atinge seu pico em 2026. Globalmente, esperamos que 369GW de novas plantas de carvão planejadas sejam canceladas, sendo um terço delas da Índia, e que a demanda global de carvão para geração de energia diminua 15% entre 2016-40.
• O gás é um combustível de transição, mas não da maneira como a maioria das pessoas imagina. Energia a gás receberá US$ 804 bilhões em novos investimentos e aumentará 16% em capacidade até 2040.
As usinas de gás atuarão cada vez mais como uma das tecnologias flexíveis necessárias para atender aos picos de demanda e proporcionar estabilidade ao sistema em uma era de geração renovável crescente, em vez de atuarem como uma substituição à produção base (baseload) de carvão.
Nas Américas, no entanto, onde o gás é abundante e barato, ele desempenha um papel mais central, especialmente no curto prazo.
• As emissões do setor de energia global atingem seu pico em pouco mais de dez anos, depois diminuem. As emissões de CO2 da geração de energia aumentam em um décimo antes de atingir o pico em 2026. As emissões caem mais rápido do que anteriormente estimado, alinhando-se com a geração máxima de carvão da China.
Esperamos que as emissões da Índia sejam 44% inferiores às da nossa análise NEO 2016, uma vez que o país adote a energia solar e prevê investimentos de US$ 405 bilhões para construção de 660GW de novos painéis fotovoltaicos. Globalmente, até 2040 as emissões terão caído para 4% abaixo dos níveis de 2016, o que não é suficiente para evitar que a temperatura média global cresça mais de 2°C.
Um investimento adicional de US$ 5,3 trilhões em 3.9TW de capacidade zero-carbono seria necessário para manter o planeta na trajetória da meta de 2°C.
Nos Estados Unidos, a administração de Trump expressou apoio ao setor de carvão. No entanto, o NEO 2017 indica que a realidade econômica nas próximas duas décadas não irão favorecer a energia baseada em carvão nos EUA, que tem uma redução prevista de 51% na geração até 2040. Em seu lugar, a eletricidade a gás aumentará 22% e renováveis 169%.
Uma das grandes questões para o futuro dos sistemas elétricos é como grandes quantidades variáveis de geração eólica e solar podem ser acomodadas e ainda manter as luzes acesas a todos os momentos.
Os céticos se preocupam que as energias renováveis ultrabaratas depreciem os preços de energia e desalojem as produções de carvão, de gás e usinas nucleares.
Elena Giannakopoulou, analista líder no projeto NEO 2017, disse: “A previsão deste ano mostra o carregamento inteligente de veículos elétricos, sistemas de bateria em pequena escala nos negócios e nas famílias, além de armazenamento em grande escala na rede, desempenhando um papel importante na suavização dos picos e lacunas causado pela geração variável de eólica e solar”.
Jon Moore, presidente-executivo da BNEF, disse: “O NEO reflete a compreensão que nossa equipe acumulou ao longo de mais de uma década de como os custos de tecnologia e a dinâmica do sistema evoluíram e estão evoluindo.
O NEO deste ano mostra uma transição ainda mais dramática para baixo carbono do que projetamos nos anos anteriores, com queda mais acentuada nos custos eólicos e solares e um crescimento mais rápido para armazenamento de energia”.
Nota: O custo nivelado da eletricidade cobre todas as despesas de geração de uma planta nova. Estes custos incluem desenvolvimento de infraestrutura, licenciamento e permissões, equipamentos e obras civis, finanças, operações e manutenção e matéria-prima (se houver).
Leia mais em: https://www.ambienteenergia.com.br/index.php/2018/06/custos-globais-de-energia-eolica-e-solar-cairao-cada-vez-mais-rapido-enquanto-o-carvao-desaparece-mesmo-na-china-e-na-india/34160
quarta-feira, 20 de junho de 2018
Europa quer reduzir consumo de energia em um terço até 2030
A UE estabeleceu como meta reduzir um terço de seu consumo de energia antes de 2030, uma nova etapa para adaptar sua legislação a seus compromissos no âmbito do Acordo de Paris sobre o Clima.
Os negociadores da Eurocâmara e do Conselho da UE, que representa os países do bloco, chegaram a um acordo na terça-feira à noite (19) sobre uma parte do pacote de “Energia Limpa”, proposto pela Comissão no final de novembro de 2016.
O acordo, que agora deve ser confirmado pelos eurodeputados e pelos ministros do Conselho da UE, prevê uma meta de eficiência energética de 32,5% para 2030, em relação aos níveis de 1990, com uma cláusula de revisão em 2023.
A meta é ligeiramente superior à do Executivo europeu (30%), mas abaixo do proposto pelo Parlamento do bloco (35%). Se for adotada, entrará em vigor a partir de 2021.
Para alcançar seus objetivos, a UE já reformou sua legislação contra a construção de edifícios e sobre energias renováveis. Também está trabalhando para melhorar a eficiência energética de eletrodomésticos e aquecedores de água.
“A Europa é, de longe, o maior importador de energia fóssil do mundo. Hoje, pomos fim a isso. Este acordo é um grande impulso a favor da independência energética da Europa”, declarou o comissário europeu da Ação para o Clima, Miguel Arias Cañete, em um comunicado.
A nova meta de 32,5% de eficiência energética não convenceu as ONGs, que a consideram insuficiente, em virtude dos compromissos com o Acordo de Paris. Já o Escritório Europeu de Consumidores (BEUC) considerou “globalmente positiva”.
Também no âmbito do Acordo de Paris, até 2030, os europeus se comprometeram a reduzir em 40% as emissões de gases causadores do efeito estufa para um patamar próximo dos níveis de 1990.
Leia mais em: https://istoe.com.br/europa-quer-reduzir-consumo-de-energia-em-um-terco-ate-2030/
Os negociadores da Eurocâmara e do Conselho da UE, que representa os países do bloco, chegaram a um acordo na terça-feira à noite (19) sobre uma parte do pacote de “Energia Limpa”, proposto pela Comissão no final de novembro de 2016.
O acordo, que agora deve ser confirmado pelos eurodeputados e pelos ministros do Conselho da UE, prevê uma meta de eficiência energética de 32,5% para 2030, em relação aos níveis de 1990, com uma cláusula de revisão em 2023.
A meta é ligeiramente superior à do Executivo europeu (30%), mas abaixo do proposto pelo Parlamento do bloco (35%). Se for adotada, entrará em vigor a partir de 2021.
Para alcançar seus objetivos, a UE já reformou sua legislação contra a construção de edifícios e sobre energias renováveis. Também está trabalhando para melhorar a eficiência energética de eletrodomésticos e aquecedores de água.
“A Europa é, de longe, o maior importador de energia fóssil do mundo. Hoje, pomos fim a isso. Este acordo é um grande impulso a favor da independência energética da Europa”, declarou o comissário europeu da Ação para o Clima, Miguel Arias Cañete, em um comunicado.
A nova meta de 32,5% de eficiência energética não convenceu as ONGs, que a consideram insuficiente, em virtude dos compromissos com o Acordo de Paris. Já o Escritório Europeu de Consumidores (BEUC) considerou “globalmente positiva”.
Também no âmbito do Acordo de Paris, até 2030, os europeus se comprometeram a reduzir em 40% as emissões de gases causadores do efeito estufa para um patamar próximo dos níveis de 1990.
Leia mais em: https://istoe.com.br/europa-quer-reduzir-consumo-de-energia-em-um-terco-ate-2030/
terça-feira, 19 de junho de 2018
Indústria reduziu consumo energético em 2,4% no final de maio, afirma CCEE
A greve dos caminhoneiros nas últimas duas semanas de maio impactou diretamente o consumo de energia nos principais setores da economia do país, que registraram queda de 2,4% no período, segundo análise da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. Os ramos de atividade mais prejudicados pela paralisação foram o alimentício, com 39,5%, bebidas, 31%, veículos, 28,6%, manufaturados diversos, 24,2%, madeira, papel e celulose, 22,7% e de minerais não metálicos, com21,6%.
Na análise anterior da Câmara de Comercialização, entre 1º e 22 de maio, estes mesmos segmentos haviam apresentado crescimento no consumo energético: alimentícios, com 1,5%, bebidas, 7%, veículos, 5,7%, manufaturados diversos, 3,3%), madeira, papel e celulose, 6,4% e minerais não metálicos, com 4,7%, o que confirma o impacto significativo da greve no desempenho da indústria no último mês.
Já o consumo de energia em todo o país, durante o mês de maio, ficou estagnado frente à demanda por energia no mesmo período de 2017.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53065186/industria-reduziu-consumo-energetico-em-24-no-final-de-maio-afirma-ccee
Na análise anterior da Câmara de Comercialização, entre 1º e 22 de maio, estes mesmos segmentos haviam apresentado crescimento no consumo energético: alimentícios, com 1,5%, bebidas, 7%, veículos, 5,7%, manufaturados diversos, 3,3%), madeira, papel e celulose, 6,4% e minerais não metálicos, com 4,7%, o que confirma o impacto significativo da greve no desempenho da indústria no último mês.
Já o consumo de energia em todo o país, durante o mês de maio, ficou estagnado frente à demanda por energia no mesmo período de 2017.
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segunda-feira, 18 de junho de 2018
Leilão das distribuidoras da Eletrobras será em 26 de julho
O leilão das distribuidoras da Eletrobras tem data pra ocorrer oficialmente, é 26 de julho na B3 às 10H. O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social publicou o edital de desestatização das concessionárias na edição desta sexta-feira, 15 de junho, do Diário Oficial da União. Essa data está apenas a 5 dias do prazo final dado pelo conselho de administração da estatal para que essas distribuidoras designadas fossem operadas pela companhia.
O valor de venda das distribuidoras já havia sido definido em R$ 50 mil cada uma. Entre os motivos estão as dívidas das empresas, detalhadas no edital. No caso da Boa Vista os passivos de curto e longo prazo em 31 de dezembro de 2016, data-base da avaliação da empresa estavam em R$ 613,2 milhões e em R$ 681 milhões, respectivamente. No caso da Ceal somavam R$ 516,4 milhões e R$ 1,9 bilhão. Na concessionária do Piauí, a Cepisa, os valores eram de pouco mais de R$ 1 bilhão no curto prazo, ao passo que os passivos de longo prazo somavam quase R$ 2,05 bilhões.
Já a Ceron, uma das empresas que estão segurando a inadimplência propriamente dita na liquidação financeira do mercado de curto prazo na CCEE, os passivos de curto prazo somavam mais de R$ 2 bilhões e no longo prazo eram de R$ 4,7 bilhões. Na Eletroacre eram de R$ 459,4 milhões e R$ 938,6 milhões, respectivamente. Os maiores valores são encontrados na concessionária amazonense, a Amazonas Energia possuía em 31 de dezembro de 2016 passivos de curto prazo de R$ 6,3 bilhões e de longo prazo em R$ 14,1 bilhões.
Entre os termos do edital há a determinação de que o novo controlador terá a obrigação de recomprar as ações adquiridas pelos Empregados e Aposentados da respectiva Distribuidora, caso estes queiram vendê-las, nos termos e condições estabelecidos no Anexo 9 – Manual de Oferta aos Empregados e Aposentados após três anos.
No texto, o edital aponta que a desestatização das Distribuidoras justifica-se diante da necessidade de reestruturação dessas companhias, a fim de proporcionar um aumento dos investimentos, melhorias de gestão operacional, expansão da rede de distribuição, aumento da qualidade dos serviços prestados e melhoria do seu desempenho econômico financeiro, gerando aumento do retorno financeiro para o capital investido pelos acionistas, melhoria no atendimento à população e expansão de economia por meio da abertura de novos negócios ou expansão dos empreendimentos existentes nas regiões atendidas pelas Distribuidoras.
E ainda, que a reestruturação societária das Distribuidoras, com a transferência do controle das empresas à iniciativa privada, permitirá que a Eletrobras foque seus investimentos e esforços nas áreas de geração e transmissão, sendo estas as atividades principais da companhia.
Ainda nesta edição o Ministério de Minas e Energia publicou a Portaria no. 246 onde estende o prazo para as operações designadas das distribuidoras. As portarias anteriores colocavam como a data final 31 de dezembro de 2017 e com essa a data final foi corrigida para até 31 de dezembro de 2018 ou até que as empresas sejam vendidas.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53064830/leilao-das-distribuidoras-da-eletrobras-sera-em-26-de-julho
O valor de venda das distribuidoras já havia sido definido em R$ 50 mil cada uma. Entre os motivos estão as dívidas das empresas, detalhadas no edital. No caso da Boa Vista os passivos de curto e longo prazo em 31 de dezembro de 2016, data-base da avaliação da empresa estavam em R$ 613,2 milhões e em R$ 681 milhões, respectivamente. No caso da Ceal somavam R$ 516,4 milhões e R$ 1,9 bilhão. Na concessionária do Piauí, a Cepisa, os valores eram de pouco mais de R$ 1 bilhão no curto prazo, ao passo que os passivos de longo prazo somavam quase R$ 2,05 bilhões.
Já a Ceron, uma das empresas que estão segurando a inadimplência propriamente dita na liquidação financeira do mercado de curto prazo na CCEE, os passivos de curto prazo somavam mais de R$ 2 bilhões e no longo prazo eram de R$ 4,7 bilhões. Na Eletroacre eram de R$ 459,4 milhões e R$ 938,6 milhões, respectivamente. Os maiores valores são encontrados na concessionária amazonense, a Amazonas Energia possuía em 31 de dezembro de 2016 passivos de curto prazo de R$ 6,3 bilhões e de longo prazo em R$ 14,1 bilhões.
Entre os termos do edital há a determinação de que o novo controlador terá a obrigação de recomprar as ações adquiridas pelos Empregados e Aposentados da respectiva Distribuidora, caso estes queiram vendê-las, nos termos e condições estabelecidos no Anexo 9 – Manual de Oferta aos Empregados e Aposentados após três anos.
No texto, o edital aponta que a desestatização das Distribuidoras justifica-se diante da necessidade de reestruturação dessas companhias, a fim de proporcionar um aumento dos investimentos, melhorias de gestão operacional, expansão da rede de distribuição, aumento da qualidade dos serviços prestados e melhoria do seu desempenho econômico financeiro, gerando aumento do retorno financeiro para o capital investido pelos acionistas, melhoria no atendimento à população e expansão de economia por meio da abertura de novos negócios ou expansão dos empreendimentos existentes nas regiões atendidas pelas Distribuidoras.
E ainda, que a reestruturação societária das Distribuidoras, com a transferência do controle das empresas à iniciativa privada, permitirá que a Eletrobras foque seus investimentos e esforços nas áreas de geração e transmissão, sendo estas as atividades principais da companhia.
Ainda nesta edição o Ministério de Minas e Energia publicou a Portaria no. 246 onde estende o prazo para as operações designadas das distribuidoras. As portarias anteriores colocavam como a data final 31 de dezembro de 2017 e com essa a data final foi corrigida para até 31 de dezembro de 2018 ou até que as empresas sejam vendidas.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53064830/leilao-das-distribuidoras-da-eletrobras-sera-em-26-de-julho
sexta-feira, 15 de junho de 2018
UE adota meta de 32% de energia de fontes renováveis para 2030
O consumo de energias renováveis na União Europeia (UE) deverá representar 32% do total até 2030, acordaram nesta quinta-feira (14) os negociadores da Eurocâmara e o Conselho da UE, que representa os países do bloco.
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O pacto alcançado, que busca contribuir com o compromisso europeu no âmbito do Acordo de Paris sobre o clima de reduzir em 40% as emissões de gases de efeito estufa para 2030 em relação aos níveis de 1990, também protege o autoconsumo de energia renovável.
“Alcançamos um compromisso sobre um objetivo vinculador de 32% de energia renovável”, comemorou em um comunicado o relator da Eurocâmara, o eurodeputado José Blanco, que afirmou que se “consegue reforçar o autoconsumo como um direito”.
O acordo proíbe que os consumidores estejam sujeitos a taxas por consumo próprio de energia até 2026, como acontece atualmente na Espanha com o conhecido como ‘imposto ao sol’.
Do mesmo modo, autoriza-lhes a “produzir energia renovável para seu próprio consumo, armazenar e vender o excesso de produção”, assim como a receber “uma compensação pela eletricidade renovável que injetem à rede”, precisou o Parlamento Europeu no comunicado.
No âmbito dos transportes, os negociadores acordaram que “ao menos 14% do combustível” provenha de “fontes renováveis até 2030” e que os “biocombustíveis de primeira geração” não ultrapassem 7% do consumo final do transporte por estrada e ferrovia.
Em relação aos biocombustíveis, alguns como o óleo de palma, cujo cultivo está envolvido no desmatamento, “serão eliminados progressivamente”, explica a Eurocâmara.
O acordo agora deve ser votado pela Eurocâmara e o Conselho da UE antes de sua aplicação por parte dos 28 países, o mais tardar em 30 de junho de 2021.
Leia mais em: https://www.istoedinheiro.com.br/ue-adota-meta-de-32-de-energia-de-fontes-renovaveis-para-2030/
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“Alcançamos um compromisso sobre um objetivo vinculador de 32% de energia renovável”, comemorou em um comunicado o relator da Eurocâmara, o eurodeputado José Blanco, que afirmou que se “consegue reforçar o autoconsumo como um direito”.
O acordo proíbe que os consumidores estejam sujeitos a taxas por consumo próprio de energia até 2026, como acontece atualmente na Espanha com o conhecido como ‘imposto ao sol’.
Do mesmo modo, autoriza-lhes a “produzir energia renovável para seu próprio consumo, armazenar e vender o excesso de produção”, assim como a receber “uma compensação pela eletricidade renovável que injetem à rede”, precisou o Parlamento Europeu no comunicado.
No âmbito dos transportes, os negociadores acordaram que “ao menos 14% do combustível” provenha de “fontes renováveis até 2030” e que os “biocombustíveis de primeira geração” não ultrapassem 7% do consumo final do transporte por estrada e ferrovia.
Em relação aos biocombustíveis, alguns como o óleo de palma, cujo cultivo está envolvido no desmatamento, “serão eliminados progressivamente”, explica a Eurocâmara.
O acordo agora deve ser votado pela Eurocâmara e o Conselho da UE antes de sua aplicação por parte dos 28 países, o mais tardar em 30 de junho de 2021.
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quinta-feira, 14 de junho de 2018
MME avalia alocar recursos da CDE para GD
O Ministério de Minas e Energia pretende alocar recursos da Conta de Desenvolvimento Energético em sistemas de Geração Distribuída de modo a atender consumidores da tarifa social. De acordo com o secretário de planejamento e desenvolvimento energético, Eduardo Azevedo, são gastos R$ 2,3 bilhões por ano com o encargo e a intenção é que parte da energia gerada pelos sistemas vá para os consumidores de baixa renda. “Nossa proposta é que em vez de pagar a conta, se permita um outro modelo de fornecer energia para que a conta seja abatida através da GD”, explica Azevedo, que participou nesta quarta-feira, 13 de junho, de painel no Brasil Solar Power, no Rio de Janeiro (RJ).
Cálculos do MME mostram que são gastos 50 kW/ mês em média para cada consumidor de baixa renda. Por lei, o MME deve reduzir o valor gasto com a CDE, o que poderia ser feito com o uso da GD. Azevedo quer que em três meses uma chamada pública seja lançada. Além da energia solar, o projeto também deve contemplar outras fontes renováveis. Não haveria a necessidade de se alterar as regras de aplicação, já que a vigente estaria sendo adotada. Segundo Azevedo, o Banco do Brasil tem cadastrado de mais de 200 mil cooperativas rurais e agricultores rurais. Elas são uma espécie de alvo preferencial para abrigar os projetos, já que empreenderiam com crédito e forneceriam um percentual da energia gerada.
A intenção é que seja um feito um projeto piloto ainda esse ano e em caso de êxito, a partir do ano que vem aumentar a escala. O anúncio deverá ser feito no Plano Safra, em parceria com os ministérios da Agricultura e Casa Civil, além do próprio Banco do Brasil. “É uma parceria de todos nós”, avisa. Ainda não há local escolhido para abrigar o piloto e também deverá ser feita uma chamada pública para as cooperativas rurais.
Para Azevedo, o governo não tem uma preferência ente a geração solar centralizada ou a distribuída. Ele vê importância nas duas modalidades, mas classifica a GD como uma iniciativa de mercado, sem a preponderância de atuação do governo a seu favor.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53064609/mme-avalia-alocar-recursos-da-cde-para-gd
quarta-feira, 13 de junho de 2018
Casas com energia solar aumentaram 10 vezes em um ano no Brasil
A energia solar no Brasil ultrapassou a marca de 1,5 Gigawatts de capacidade instalada e deverá fechar o ano com 2,4 GW, segundo a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) informou hoje no Brasil Solar Power, principal evento do segmento.
Há um ano, a fonte solar abastecia cerca de 60 mil residências, número que pulou para 633 mil residências em 2018. Ao todo são 30.039 sistemas instalados de geração distribuída no País, somando R$ 2,1 bilhões em investimentos desde 2012. Somados à geração distribuída a centralizada, os investimentos são de R$ 6 bilhões, e até o final de 2018 devem atingir R$ 20 bilhões, informou o presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia.
O executivo disse que o Brasil já figura no grupo dos 30 países com mais de 1 GW instalado em energia solar, apesar de a fonte representar apenas 1% da geração total, mas que poderá chegar a 10% em 2030, segundo estudos da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), ressaltou Sauaia.
Segundo a Absolar, de cada megawatt de energia gerado entre 25 e 30 empregos são criados e o Brasil hoje contabiliza mais de 20 mil empregos diretos e indiretos no setor. Os consumidores residenciais são os que mais procuram a fonte solar, com 77,4% do total de sistemas instalados no País, seguidos dos setores de comércio e serviços, com 16%; consumidores rurais, com 3,2% e indústrias, com 2,4%.
Os fatores que têm contribuído para o rápido crescimento da energia solar no Brasil, segundo a Absolar foi a redução de 75% no preço da energia solar nos últimos 10 anos e o forte crescimento no preço da energia elétrica, que desde 2012 subiu 499%, segundo o Ministério de Minas e Energia. De acordo com a associação, somente com o aproveitamento dos telhados de residências brasileiras a geração de energia solar seria de cerca de 28.500 GW, um volume de energia maior do que as demais fontes do País combinadas. A matriz brasileira elétrica atual é de 160 GW instalados.
Além do preço, o BNDES anunciou recentemente uma linha para financiar pessoas físicas para terem acesso à energia solar distribuída, o que deve impulsionar ainda mais o setor. O financiamento estatal tem juros entre 4,03% e 4,55% ao ano, com prazo de amortização de até 12 anos e carência de dois anos. Para a primeira fase do programa o BNDES tem R$ 300 milhões, segundo a Absolar.
Leia mais em: https://noticias.uol.com.br/meio-ambiente/ultimas-noticias/ag-estado/2018/06/12/casas-com-energia-solar-aumentaram-10-vezes-em-um-ano-no-brasil.htm
Há um ano, a fonte solar abastecia cerca de 60 mil residências, número que pulou para 633 mil residências em 2018. Ao todo são 30.039 sistemas instalados de geração distribuída no País, somando R$ 2,1 bilhões em investimentos desde 2012. Somados à geração distribuída a centralizada, os investimentos são de R$ 6 bilhões, e até o final de 2018 devem atingir R$ 20 bilhões, informou o presidente da Absolar, Rodrigo Sauaia.
O executivo disse que o Brasil já figura no grupo dos 30 países com mais de 1 GW instalado em energia solar, apesar de a fonte representar apenas 1% da geração total, mas que poderá chegar a 10% em 2030, segundo estudos da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), ressaltou Sauaia.
Segundo a Absolar, de cada megawatt de energia gerado entre 25 e 30 empregos são criados e o Brasil hoje contabiliza mais de 20 mil empregos diretos e indiretos no setor. Os consumidores residenciais são os que mais procuram a fonte solar, com 77,4% do total de sistemas instalados no País, seguidos dos setores de comércio e serviços, com 16%; consumidores rurais, com 3,2% e indústrias, com 2,4%.
Os fatores que têm contribuído para o rápido crescimento da energia solar no Brasil, segundo a Absolar foi a redução de 75% no preço da energia solar nos últimos 10 anos e o forte crescimento no preço da energia elétrica, que desde 2012 subiu 499%, segundo o Ministério de Minas e Energia. De acordo com a associação, somente com o aproveitamento dos telhados de residências brasileiras a geração de energia solar seria de cerca de 28.500 GW, um volume de energia maior do que as demais fontes do País combinadas. A matriz brasileira elétrica atual é de 160 GW instalados.
Além do preço, o BNDES anunciou recentemente uma linha para financiar pessoas físicas para terem acesso à energia solar distribuída, o que deve impulsionar ainda mais o setor. O financiamento estatal tem juros entre 4,03% e 4,55% ao ano, com prazo de amortização de até 12 anos e carência de dois anos. Para a primeira fase do programa o BNDES tem R$ 300 milhões, segundo a Absolar.
Leia mais em: https://noticias.uol.com.br/meio-ambiente/ultimas-noticias/ag-estado/2018/06/12/casas-com-energia-solar-aumentaram-10-vezes-em-um-ano-no-brasil.htm
terça-feira, 12 de junho de 2018
Com R$ 850 milhões, BNDES incentiva energia solar
O BNDES prevê desembolsos de R$ 850 milhões para projetos de geração de energia solar em 2018. O montante representa mais de 60% do total que o banco financiou para o segmento entre 2003 e 2017: R$ 529 milhões. O banco, que definiu a energia solar como uma das prioritárias em sua política de financiamentos para o mercado elétrico, enxerga a fonte como uma área promissora e que pode seguir o caminho trilhado pela geração eólica no Brasil.
"Está começando a ter uma importância grande da solar na nossa política de financiamento, muito pelas condições que nós oferecemos e também muito pela demanda que está surgindo no mercado", afirmou o diretor de governos e infraestrutura do BNDES, Marcos Ferrari, ao Valor. "Temos condições muito boas para atender esse segmento", completou ele.
A atenção do BNDES é voltada não só a usinas solares de grande porte, que totalizam sete projetos na carteira, mas também para o desenvolvimento de projetos de micro e minigeração distribuída, a serem instalados nos tetos de residências, prédios, estacionamentos, etc. Nesse caso, a diretoria do banco aprovou a utilização de recursos do Fundo Clima para o financiamento para investimentos de pessoas físicas em energia solar.
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Os recursos poderão ser contratados em operações indiretas apenas por meio de bancos públicos. Os limites do Fundo Clima alcançam 80% dos itens financiáveis, podendo chegar a R$ 30 milhões a cada 12 meses por beneficiário, que pode ser pessoa física ou jurídica (empresas, governos municipais e estaduais e produtores rurais).
De acordo com a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), a fonte solar deverá responder por 10% do parque gerador do país até 2030. Hoje, essa fatia é de menos de 1%, equivalente a 1,1 gigawatts (GW) instalados. As projeções serão detalhadas no Brasil Solar Power, evento do setor solar, nesta terça-feira, no Rio.
A geração de energia eólica continuará com destaque no portfólio do banco. A estimativa de desembolsos da instituição para empreendimentos do setor este ano alcança R$ 4,5 bilhões.
As fontes eólica e solar lideram a previsão de desembolsos do banco na área de geração para este ano. Em terceiro lugar está a hidrelétrica (R$ 740 milhões), seguida pela termelétrica (R$ 590 milhões) e as pequenas centrais hidrelétricas (PCHs, com R$ 445 milhões). O BNDES também prevê desembolsos de R$ 3,3 bilhões para transmissão de energia e de R$ 2,5 bilhões para distribuição.
Ao todo, o setor de energia deve totalizar desembolsos de R$ 12,9 bilhões em 2018. O montante é 8,6% inferior ao do ano passado, de R$ 14,112 bilhões, mas 27,4% superior aos 10,127 bilhões de 2016.
A área de energia elétrica teve relevância no relatório de efetividade do banco de 2017, referente aos anos de 2015 e 2016. De acordo com o documento, divulgado esta semana, o BNDES teve participação de 97% nos 7.550 megawatts (MW) de capacidade instalada de energia hidrelétrica adicionada no sistema brasileiro em 2015 e 2016. No mesmo período, foram adicionados 5.171 MW de energia eólica, que contou com 89% de participação do BNDES.
Em transmissão de energia, o banco esteve presente em 63% dos projetos que entraram em operação em 2015 e 2016, considerando a extensão das linhas. Ou seja os projetos que tiveram participação do banco foram responsáveis por 5,781 mil dos 9,117 mil km adicionados à rede básica de transmissão do país no mesmo período.
"[O relatório de efetividade] é uma coisa boa porque, como somos um banco público, obviamente saber se nossa ação está sendo efetiva, ou não, é importante. Entende-se como efetiva atender justamente ao objetivo ao qual foi dado o financiamento", explicou.
Leia mais em: http://www.valor.com.br/brasil/5587715/com-r-850-milhoes-bndes-incentiva-energia-solar
segunda-feira, 11 de junho de 2018
ONS: vazões ficam estáveis mas despacho térmico aumenta 10%
A segunda revisão semanal do Programa Mensal de Operação para o mês de junho apresentou uma leve variação negativa em relação às afluências previstas na semana passada. A maior queda entre as projeções de sete dias atrás está no submercado Norte, onde a energia natural afluente prevista caiu de 84% da média de longo termo para 79%. No Nordeste o Operador Nacional do Sistema Elétrico projeta estabilidade em 39% da MLT, enquanto nos maiores submercados há uma retração de 1 ponto porcentual, sendo que no Sudeste/Centro Oeste passou a 76% da média e no Sul a 60% da MLT.
Em relação ao consumo, a nova previsão do ONS não diferiu muito do divulgado na semana passada. Agora a expectativa é de que a carga no Sistema Interligado Nacional alcance 0,9% de crescimento, ante 1% de sete dias atrás. Se a previsão se confirmar serão 63.551 MW médios. No SE/CO é projetado crescimento de 0,9% este mês quando comparado ao mesmo período do ano passado, no Sul o aumento deve ficar em 1,6%, no NE em 2,6% e no Norte está a única retração, de 3,8%.
O nível dos reservatórios, como esperado, continua a reduzir para o fechamento do mês. No SE/CO a projeção é de que o nível utilizado do armazenamento máximo seja de 40,6% ante estimativa de 40,7% na semana passada. No Sul recuou de 63,5% para 58,6%, no Norte de 71,5% para 70,8% e no NE houve um incremento de 37,1% para 37,3%.
O custo marginal de operação para a semana que se inicia no sábado, 9 de junho, aumentou em todo o país. Continua equalizado entre o SE/CO e o Sul e entre o NE e o Norte. Nos dois primeiros está em R$ 466,08/MWh sendo R$ 475,36/MWh na carga pesada, R$ 474,64/MWh na média e R$ 450,86/MWh na leve, que é o mesmo valor para os outros dois submercados. Contudo, nesses a pesada e a média estão em R$ 453,75/MWh o que leva o CMO médio a R$ 452,70/MWh.
Como consequência dessa elevação o despacho térmico voltou a aumentar. A programação elevou o volume em 10%, passou de 10.382 MW médios para 11.430 MW médios. A maior parte está dentro da ordem de mérito com 7.073 MW médios, 4.257 MW médios por inflexibilidade e outros 100 MW médios por restrição elétrica. Além disso, o Operador deu o comando de importação de energia do Uruguai no volume de 400 MW médios na carga média e 120 MW médios no patamar de carga leve.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53064050/ons-vazoes-ficam-estaveis-mas-despacho-termico-aumenta-10
Em relação ao consumo, a nova previsão do ONS não diferiu muito do divulgado na semana passada. Agora a expectativa é de que a carga no Sistema Interligado Nacional alcance 0,9% de crescimento, ante 1% de sete dias atrás. Se a previsão se confirmar serão 63.551 MW médios. No SE/CO é projetado crescimento de 0,9% este mês quando comparado ao mesmo período do ano passado, no Sul o aumento deve ficar em 1,6%, no NE em 2,6% e no Norte está a única retração, de 3,8%.
O nível dos reservatórios, como esperado, continua a reduzir para o fechamento do mês. No SE/CO a projeção é de que o nível utilizado do armazenamento máximo seja de 40,6% ante estimativa de 40,7% na semana passada. No Sul recuou de 63,5% para 58,6%, no Norte de 71,5% para 70,8% e no NE houve um incremento de 37,1% para 37,3%.
O custo marginal de operação para a semana que se inicia no sábado, 9 de junho, aumentou em todo o país. Continua equalizado entre o SE/CO e o Sul e entre o NE e o Norte. Nos dois primeiros está em R$ 466,08/MWh sendo R$ 475,36/MWh na carga pesada, R$ 474,64/MWh na média e R$ 450,86/MWh na leve, que é o mesmo valor para os outros dois submercados. Contudo, nesses a pesada e a média estão em R$ 453,75/MWh o que leva o CMO médio a R$ 452,70/MWh.
Como consequência dessa elevação o despacho térmico voltou a aumentar. A programação elevou o volume em 10%, passou de 10.382 MW médios para 11.430 MW médios. A maior parte está dentro da ordem de mérito com 7.073 MW médios, 4.257 MW médios por inflexibilidade e outros 100 MW médios por restrição elétrica. Além disso, o Operador deu o comando de importação de energia do Uruguai no volume de 400 MW médios na carga média e 120 MW médios no patamar de carga leve.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53064050/ons-vazoes-ficam-estaveis-mas-despacho-termico-aumenta-10
sexta-feira, 8 de junho de 2018
Holanda investe em primeira usina flutuante de energia solar
Enfrentando um momento crítico, onde está lutando para conter o uso de combustível fóssil e cumprir metas de redução de emissão de gases do efeito estufa após anos de baixo investimento em fontes de energia renováveis, a Holanda planeja transformar uma fazenda de algas no Mar do Norte em um grande parque de energia solar em alto-mar.
Um consórcio composto por produtores de energia, cientistas e pesquisadores planeja, em última instância, operar 2.500 metros quadrados de painéis solares flutuantes em 2021. O projeto-piloto, que receberá 1,2 milhão de euros em financiamento do governo e operará 30 metros quadrados de painéis neste verão testando equipamentos, condições climáticas, impacto ambiental e produção de energia.
A usina conta com apoio e financiamento do governo holandês e a expectativa é que seja inaugurada em, no máximo, três anos. O consórcio que projetou e desenvolveu o projeto afirma que esta usina flutuante poderá gerar energia limpa mediante painéis solares que serão instalados na plataforma no meio do mar, para assim compensar a escassez de terra na Holanda.
O grupo Oceans of Energy conta também com a colaboração da Universidade de Utrecht, que está fazendo uma investigação sobre a produção de eletricidade nessa usina. Se o projeto for bem-sucedido, é esperado que a produção de energia no mar seja 15% mais alta que a produzida por painéis instalados em terra.
O plano é deixar os painéis ancorados entre turbinas eólicas já existentes e conectados aos mesmos cabos, transportando energia eficientemente para os consumidores finais.
A busca pela energia renovável
A determinação holandesa em produzir energia renovável já se reflete na paisagem conhecida mundialmente pelos moinhos de vento. O país dos moinhos agora está repleto de hélices para produzir energia eólica.
O vento é um recurso abundante no país e a tradição de utilizar sua força continuará em voga. O esforço maior está em obter energia verde, sem interferir na produção de alimentos, criando sinergia entre natureza e operação industrial.
Atualmente, o governo holandês busca reduzir a extração de gás na província de Groninga, após a ocorrência de vários terremotos, e se propôs a reduzir o uso de gás de cozinha para que em 2050 tenha sido totalmente substituído por energia alternativa.
Leia mais em: https://www.ambienteenergia.com.br/index.php/2018/06/holanda-investe-em-primeira-usina-flutuante-de-energia-solar/33756
Um consórcio composto por produtores de energia, cientistas e pesquisadores planeja, em última instância, operar 2.500 metros quadrados de painéis solares flutuantes em 2021. O projeto-piloto, que receberá 1,2 milhão de euros em financiamento do governo e operará 30 metros quadrados de painéis neste verão testando equipamentos, condições climáticas, impacto ambiental e produção de energia.
A usina conta com apoio e financiamento do governo holandês e a expectativa é que seja inaugurada em, no máximo, três anos. O consórcio que projetou e desenvolveu o projeto afirma que esta usina flutuante poderá gerar energia limpa mediante painéis solares que serão instalados na plataforma no meio do mar, para assim compensar a escassez de terra na Holanda.
O grupo Oceans of Energy conta também com a colaboração da Universidade de Utrecht, que está fazendo uma investigação sobre a produção de eletricidade nessa usina. Se o projeto for bem-sucedido, é esperado que a produção de energia no mar seja 15% mais alta que a produzida por painéis instalados em terra.
O plano é deixar os painéis ancorados entre turbinas eólicas já existentes e conectados aos mesmos cabos, transportando energia eficientemente para os consumidores finais.
A busca pela energia renovável
A determinação holandesa em produzir energia renovável já se reflete na paisagem conhecida mundialmente pelos moinhos de vento. O país dos moinhos agora está repleto de hélices para produzir energia eólica.
O vento é um recurso abundante no país e a tradição de utilizar sua força continuará em voga. O esforço maior está em obter energia verde, sem interferir na produção de alimentos, criando sinergia entre natureza e operação industrial.
Atualmente, o governo holandês busca reduzir a extração de gás na província de Groninga, após a ocorrência de vários terremotos, e se propôs a reduzir o uso de gás de cozinha para que em 2050 tenha sido totalmente substituído por energia alternativa.
Leia mais em: https://www.ambienteenergia.com.br/index.php/2018/06/holanda-investe-em-primeira-usina-flutuante-de-energia-solar/33756
quinta-feira, 7 de junho de 2018
Risco de déficit é zero pelas séries históricas, segundo CMSE
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico informou que o risco de déficit de energia em 2018 é de 0,2% para o Sudeste/Centro-Oeste e de 0% para o Nordeste, considerando as simulações do modelo computacional Newave. Pelo critério da série histórica de vazões, o risco é zero nessas regiões.
No mês de maio, as chuvas ficaram abaixo de média histórica em todos as regiões do país, e a energia armazenada nos reservatórios equivalentes ficou em 42,5% no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, de 50,8% no Sul, de 39,7% no Nordeste e de 70,8% no Norte. Para o fim do mês de junho, são esperados 40,7% (SE/CO), 63,5%(S), 37,1% (NE) e 71,5% (N).
No pior cenário hidrológico considerado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico, o armazenamento esperado para o final de novembro é de 28,% para Três Marias, de 17,3% para Sobradinho e de 20,0% para a hidrelétrica de Itaparica. Esses níveis são superiores aos do ano passado.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53063790/risco-de-deficit-e-zero-pelas-series-historicas-segundo-cmse
No mês de maio, as chuvas ficaram abaixo de média histórica em todos as regiões do país, e a energia armazenada nos reservatórios equivalentes ficou em 42,5% no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, de 50,8% no Sul, de 39,7% no Nordeste e de 70,8% no Norte. Para o fim do mês de junho, são esperados 40,7% (SE/CO), 63,5%(S), 37,1% (NE) e 71,5% (N).
No pior cenário hidrológico considerado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico, o armazenamento esperado para o final de novembro é de 28,% para Três Marias, de 17,3% para Sobradinho e de 20,0% para a hidrelétrica de Itaparica. Esses níveis são superiores aos do ano passado.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53063790/risco-de-deficit-e-zero-pelas-series-historicas-segundo-cmse
quarta-feira, 6 de junho de 2018
BNDES muda regra e pessoas físicas podem investir em energia solar
O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou mudanças no Programa Fundo Clima. A partir de agora, no subprograma Máquinas e Equipamentos Eficientes, pessoas físicas terão acesso a financiamentos para a instalação de sistemas de aquecimento solar e sistemas de cogeração (placas fotovoltaicas, aerogeradores, geradores a biogás e equipamentos necessários). Trata-se de mais uma ação do BNDES para incentivar o cidadão brasileiro a investir em sustentabilidade e economia de energia. Os recursos poderão ser contratados em operações indiretas somente por meio de bancos públicos.
A implantação de sistemas de geração de energia solar permitirá aos consumidores reduzirem gastos com a conta de luz, já que passarão a comprar menos energia da concessionária e poderão, dependendo de sua região, fazer até uma conta corrente de energia vendendo o excedente para a distribuidora. Além disso, a geração distribuída traz um benefício para o sistema elétrico, já que conta com vários pontos de geração espalhados por residências e comércio, reduzindo o risco de interrupção do fornecimento de energia
Os limites do Fundo Clima alcançam 80% dos itens financiáveis, podendo chegar a R$ 30 milhões a cada 12 meses por beneficiário. Tanto para pessoas físicas quanto para pessoas jurídicas (empresas, prefeituras, governos estaduais e produtores rurais), o custo financeiro do Fundo Clima é reduzido: para renda anual até R$ 90 milhões, o custo é de 0,1% ao ano, e a remuneração do BNDES é de 0,9% ao ano. Para renda anual acima de R$ 90 milhões, o custo é de 0,1% ao ano, e a remuneração do BNDES é de 1,4% ao ano.
A remuneração dos agentes financeiros é limitada até 3% ao ano. Uma vez aplicada a remuneração máxima definida pelos bancos públicos, as taxas finais passam a ser as seguintes: para renda anual até R$ 90 milhões, o custo final é de 4,03% ao ano; para renda anual acima de R$ 90 milhões, o custo final é de 4,55% ao ano. O programa permite carência de 3 a 24 meses, com prazo máximo de 144 meses. A vigência para adesão vai até 28 de dezembro de 2018.
O Fundo Clima é destinado a projetos de Mobilidade Urbana, Cidades Sustentáveis, Resíduos Sólidos, Energias Renováveis, Máquinas e Equipamentos Eficientes e outras iniciativas inovadoras. O objetivo é financiar produções e aquisições com altos índices de eficiência energética ou que contribuam para redução de emissão de gases de efeito estufa.
Itens financiáveis – Podem ser financiados os seguintes itens, desde que novos e nacionais, cadastrados e habilitados para o subprograma no Credenciamento de Fornecedores Informatizados – CFI do BNDES: máquinas e equipamentos cadastrados no Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE) ou com o selo Procel (considerando os itens para os quais o PBE fornece a certificação de eficiência energética, serão aceitos apenas os de classificação A ou B); sistemas geradores fotovoltaicos, aerogeradores até 100kw, motores movidos a biogás, inversores ou conversores de frequência e coletores/aquecedores solares; ônibus e caminhões elétricos, híbridos e outros modelos com tração elétrica; e ônibus movidos a etanol.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53063571/bndes-muda-regra-e-pessoas-fisicas-podem-investir-em-energia-solar
A implantação de sistemas de geração de energia solar permitirá aos consumidores reduzirem gastos com a conta de luz, já que passarão a comprar menos energia da concessionária e poderão, dependendo de sua região, fazer até uma conta corrente de energia vendendo o excedente para a distribuidora. Além disso, a geração distribuída traz um benefício para o sistema elétrico, já que conta com vários pontos de geração espalhados por residências e comércio, reduzindo o risco de interrupção do fornecimento de energia
Os limites do Fundo Clima alcançam 80% dos itens financiáveis, podendo chegar a R$ 30 milhões a cada 12 meses por beneficiário. Tanto para pessoas físicas quanto para pessoas jurídicas (empresas, prefeituras, governos estaduais e produtores rurais), o custo financeiro do Fundo Clima é reduzido: para renda anual até R$ 90 milhões, o custo é de 0,1% ao ano, e a remuneração do BNDES é de 0,9% ao ano. Para renda anual acima de R$ 90 milhões, o custo é de 0,1% ao ano, e a remuneração do BNDES é de 1,4% ao ano.
A remuneração dos agentes financeiros é limitada até 3% ao ano. Uma vez aplicada a remuneração máxima definida pelos bancos públicos, as taxas finais passam a ser as seguintes: para renda anual até R$ 90 milhões, o custo final é de 4,03% ao ano; para renda anual acima de R$ 90 milhões, o custo final é de 4,55% ao ano. O programa permite carência de 3 a 24 meses, com prazo máximo de 144 meses. A vigência para adesão vai até 28 de dezembro de 2018.
O Fundo Clima é destinado a projetos de Mobilidade Urbana, Cidades Sustentáveis, Resíduos Sólidos, Energias Renováveis, Máquinas e Equipamentos Eficientes e outras iniciativas inovadoras. O objetivo é financiar produções e aquisições com altos índices de eficiência energética ou que contribuam para redução de emissão de gases de efeito estufa.
Itens financiáveis – Podem ser financiados os seguintes itens, desde que novos e nacionais, cadastrados e habilitados para o subprograma no Credenciamento de Fornecedores Informatizados – CFI do BNDES: máquinas e equipamentos cadastrados no Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE) ou com o selo Procel (considerando os itens para os quais o PBE fornece a certificação de eficiência energética, serão aceitos apenas os de classificação A ou B); sistemas geradores fotovoltaicos, aerogeradores até 100kw, motores movidos a biogás, inversores ou conversores de frequência e coletores/aquecedores solares; ônibus e caminhões elétricos, híbridos e outros modelos com tração elétrica; e ônibus movidos a etanol.
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terça-feira, 5 de junho de 2018
Renováveis ganham força no setor elétrico global
As fontes renováveis de energia contribuíram com 70% do crescimento líquido de capacidade de geração de eletricidade em todo o mundo em 2017. O maior aumento de capacidade de produção renovável de energia da história moderna, segundo o Renewables 2018 Global Status Report, da REN21. No entanto, os setores de condicionamento ambiental (calefação e refrigeração de ambientes) e de transportes, que em conjunto representam quatro quintos da demanda final de energia global, continuam a apresentar importante atraso em relação ao setor elétrico.
O aumento de capacidade solar de geração de eletricidade foi de 29% em relação a 2016, totalizando 98 GW. A capacidade solar cresceu mais do que a movida a carvão, a gás natural e a nuclear juntas. A energia eólica também contribuiu para o aumento das fontes renováveis com 52 GW.
O investimento em geração renovável de eletricidade, em 2017, foi mais do que o dobro do investimento somado em geração via combustíveis fósseis e energia nuclear, apesar dos contínuos e elevados subsídios dados à eletricidade gerada por combustíveis fosseis. Mais de dois terços do investimento em produção de energia foi feito em renováveis, graças ao aumento de competitividade – e a expectativa é que a fração renovável no setor elétrico continue a aumentar.
Embora a China e os EUA tenham sido responsáveis por aproximadamente 75% do investimento global em renováveis em 2017, quando se compara os investimentos das nações em relação ao seu PIB, percebe-se que as Ilhas Marshall, Ruanda, Ilhas Salomão, Guiné-Bissau e outros países em desenvolvimento investiram tanto ou mais em renováveis do que os países desenvolvidos e as economias emergentes.
Tanto a demanda de energia quanto as emissões de CO2 relacionadas aumentaram substancialmente pela primeira vez em quatro anos. As emissões de CO2 relacionadas com a energia aumentaram 1,4%. Em nível global, a demanda de energia aumentou cerca de 2,1% em 2017, devido ao crescimento econômico de grandes economias emergentes e ao aumento da população. O aumento das fontes renováveis de energia não está conseguindo acompanhar o aumento da procura de energia e o contínuo investimento em produção fóssil e nuclear.
No setor energético, a transição para as renováveis está acontecendo, mas a um ritmo mais lento do que seria possível ou desejável. Os compromissos assumidos em 2015 junto ao Acordo de Paris para a limitação do aquecimento global “bem abaixo” dos 2 graus Celsius em relação aos níveis pré-industriais tornam mais clara a natureza deste desafio. E, se o mundo quiser atingir as metas previstas no Acordo de Paris, o aquecimento, a refrigeração e os transportes terão que percorrer caminho semelhante ao do setor elétrico – e mais rapidamente.
O aumento do uso de fontes renováveis no aquecimento e no arrefecimento tem sido pequeno. A energia renovável moderna (solar e eólica) forneceu aproximadamente 10% do total global de produção de calor em 2015. Somente 48 países têm metas nacionais para a energia renovável no aquecimento e no arrefecimento, enquanto 146 países têm metas para energias renováveis no setor elétrico.
Pequenas mudanças estão a caminho. Na Índia, por exemplo, as instalações de coletores solares térmicos aumentaram aproximadamente 25% em 2017 em relação a 2016. A China tem por objetivo que 2% da carga de arrefecimento dos seus edifícios seja proveniente de energia solar térmica em 2020.
Nos transportes, o aumento da eletrificação está oferecendo oportunidades para o aumento das fontes renováveis, apesar da predominância dos combustíveis fósseis: mais de 30 milhões de veículos elétricos de duas e três rodas têm sido colocados nas estradas por todo o mundo a cada ano e 1,2 milhões de automóveis elétricos de passageiros foram vendidos em 2017, um crescimento de 58% em relação a 2016. A eletricidade fornece 1,3% das necessidades energéticas para os transportes, das quais cerca de um quarto são solares e eólicas e 2,9% biocombustíveis. De uma forma geral, 92% da demanda de energia nos transportes, continua a ser satisfeita por petróleo, e apenas 42 países têm metas nacionais para o uso de renováveis nos transportes.
Uma mudança nestes setores ainda depende da criação de metas nacionais, de políticas públicas de incentivo à inovação e ao desenvolvimento de novas tecnologias renováveis que estão em falta nestes setores. “Comparar ‘eletricidade’ com ‘energia’ está levando à complacência”, diz Rana Adib, Secretária Executiva da REN21. “Podemos estar no caminho para um futuro com 100% de renováveis no setor elétrico, mas no que que diz respeito ao aquecimento, ao arrefecimento e aos transportes, estamos à deriva como se tivéssemos todo o tempo do mundo, e não temos”.
Arthouros Zervos, Presidente da REN21, acrescenta que “para que a transição energética aconteça é necessária liderança política dos governos, acabando, por exemplo, com os subsídios para os combustíveis fósseis e para a geração nuclear, investindo nas infraestruturas necessárias e estabelecendo metas e políticas ambiciosas para o aquecimento, o arrefecimento e os transportes. Sem esta liderança, será difícil o mundo atingir os compromissos climáticos ou de desenvolvimento sustentável”.
INVESTIMENTOS DO BRASIL
O investimento total do Brasil em energia foi de US$ 6 bilhões, um aumento de 8% em relação a 2016, mas ficou muito abaixo do pico de US$ 11,5 bilhões de 2008, quando o boom global de biocombustíveis ainda estava em pleno andamento. A maior parte do investimento do Brasil em 2017 foi em energia eólica, US$ 3,6 bilhões (queda de 18% em relação a 2016) e em energia solar, que subiu 204%, para US $ 1 bilhão.
Após uma pausa de dois anos, e após o cancelamento de licenças de construção de 0,3 GW de leilões anteriores (a pedido dos desenvolvedores), o Brasil retomou os leilões no final de 2017. Na ausência de leilões, contratos privados com preços competitivos ajudaram o crescimento das instalações. O Brasil continuou a figurar entre os 10 maiores do mundo, com cerca de 2 GW comissionados em 2017, e uma capacidade total instalada de 12,8 GW ao final de 2017. A energia eólica foi responsável por 7,4% da geração de eletricidade do Brasil em 2017 (e por 5,9% em 2016).
Em energia fotovoltaica, o Brasil se tornou o segundo país da América do Sul (depois do Chile) a chegar a 1 GW de capacidade instalada, quase toda ela adicionada em 2017 (0,9 GW) sob o total de 1,1 GW. Com isso, o Brasil subiu para a décima posição global em termos de capacidade agregada em 2017, embora o país tenha representado apenas 1% das adições globais.
O Brasil continua sendo o maior produtor de energia hidrelétrica na América do Sul e ficou em segundo lugar em novas instalações em todo o mundo em 2017. Aproximadamente 3,4 GW foram adicionados e o total geral em fins de 2017 foi de 100,3 GW.
Em 2017, a produção global de biocombustíveis cresceu cerca de 2% em relação a 2016, atingindo 143 bilhões de litros. Os EUA e o Brasil continuaram sendo, de longe, os maiores produtores de biocombustíveis. Na produção de etanol, representam juntos, 84% da produção global de 2017. A produção de etanol no Brasil ficou estável em 2017 em 28,5 bilhões de litros, apesar dos altos preços mundiais do açúcar favorecerem a produção de açúcar. O combustível foi usado principalmente no Brasil, mas uma parte foi exportadas, por exemplo, para os EUA.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53063379/renovaveis-ganham-forca-no-setor-eletrico-global
O aumento de capacidade solar de geração de eletricidade foi de 29% em relação a 2016, totalizando 98 GW. A capacidade solar cresceu mais do que a movida a carvão, a gás natural e a nuclear juntas. A energia eólica também contribuiu para o aumento das fontes renováveis com 52 GW.
O investimento em geração renovável de eletricidade, em 2017, foi mais do que o dobro do investimento somado em geração via combustíveis fósseis e energia nuclear, apesar dos contínuos e elevados subsídios dados à eletricidade gerada por combustíveis fosseis. Mais de dois terços do investimento em produção de energia foi feito em renováveis, graças ao aumento de competitividade – e a expectativa é que a fração renovável no setor elétrico continue a aumentar.
Embora a China e os EUA tenham sido responsáveis por aproximadamente 75% do investimento global em renováveis em 2017, quando se compara os investimentos das nações em relação ao seu PIB, percebe-se que as Ilhas Marshall, Ruanda, Ilhas Salomão, Guiné-Bissau e outros países em desenvolvimento investiram tanto ou mais em renováveis do que os países desenvolvidos e as economias emergentes.
Tanto a demanda de energia quanto as emissões de CO2 relacionadas aumentaram substancialmente pela primeira vez em quatro anos. As emissões de CO2 relacionadas com a energia aumentaram 1,4%. Em nível global, a demanda de energia aumentou cerca de 2,1% em 2017, devido ao crescimento econômico de grandes economias emergentes e ao aumento da população. O aumento das fontes renováveis de energia não está conseguindo acompanhar o aumento da procura de energia e o contínuo investimento em produção fóssil e nuclear.
No setor energético, a transição para as renováveis está acontecendo, mas a um ritmo mais lento do que seria possível ou desejável. Os compromissos assumidos em 2015 junto ao Acordo de Paris para a limitação do aquecimento global “bem abaixo” dos 2 graus Celsius em relação aos níveis pré-industriais tornam mais clara a natureza deste desafio. E, se o mundo quiser atingir as metas previstas no Acordo de Paris, o aquecimento, a refrigeração e os transportes terão que percorrer caminho semelhante ao do setor elétrico – e mais rapidamente.
O aumento do uso de fontes renováveis no aquecimento e no arrefecimento tem sido pequeno. A energia renovável moderna (solar e eólica) forneceu aproximadamente 10% do total global de produção de calor em 2015. Somente 48 países têm metas nacionais para a energia renovável no aquecimento e no arrefecimento, enquanto 146 países têm metas para energias renováveis no setor elétrico.
Pequenas mudanças estão a caminho. Na Índia, por exemplo, as instalações de coletores solares térmicos aumentaram aproximadamente 25% em 2017 em relação a 2016. A China tem por objetivo que 2% da carga de arrefecimento dos seus edifícios seja proveniente de energia solar térmica em 2020.
Nos transportes, o aumento da eletrificação está oferecendo oportunidades para o aumento das fontes renováveis, apesar da predominância dos combustíveis fósseis: mais de 30 milhões de veículos elétricos de duas e três rodas têm sido colocados nas estradas por todo o mundo a cada ano e 1,2 milhões de automóveis elétricos de passageiros foram vendidos em 2017, um crescimento de 58% em relação a 2016. A eletricidade fornece 1,3% das necessidades energéticas para os transportes, das quais cerca de um quarto são solares e eólicas e 2,9% biocombustíveis. De uma forma geral, 92% da demanda de energia nos transportes, continua a ser satisfeita por petróleo, e apenas 42 países têm metas nacionais para o uso de renováveis nos transportes.
Uma mudança nestes setores ainda depende da criação de metas nacionais, de políticas públicas de incentivo à inovação e ao desenvolvimento de novas tecnologias renováveis que estão em falta nestes setores. “Comparar ‘eletricidade’ com ‘energia’ está levando à complacência”, diz Rana Adib, Secretária Executiva da REN21. “Podemos estar no caminho para um futuro com 100% de renováveis no setor elétrico, mas no que que diz respeito ao aquecimento, ao arrefecimento e aos transportes, estamos à deriva como se tivéssemos todo o tempo do mundo, e não temos”.
Arthouros Zervos, Presidente da REN21, acrescenta que “para que a transição energética aconteça é necessária liderança política dos governos, acabando, por exemplo, com os subsídios para os combustíveis fósseis e para a geração nuclear, investindo nas infraestruturas necessárias e estabelecendo metas e políticas ambiciosas para o aquecimento, o arrefecimento e os transportes. Sem esta liderança, será difícil o mundo atingir os compromissos climáticos ou de desenvolvimento sustentável”.
INVESTIMENTOS DO BRASIL
O investimento total do Brasil em energia foi de US$ 6 bilhões, um aumento de 8% em relação a 2016, mas ficou muito abaixo do pico de US$ 11,5 bilhões de 2008, quando o boom global de biocombustíveis ainda estava em pleno andamento. A maior parte do investimento do Brasil em 2017 foi em energia eólica, US$ 3,6 bilhões (queda de 18% em relação a 2016) e em energia solar, que subiu 204%, para US $ 1 bilhão.
Após uma pausa de dois anos, e após o cancelamento de licenças de construção de 0,3 GW de leilões anteriores (a pedido dos desenvolvedores), o Brasil retomou os leilões no final de 2017. Na ausência de leilões, contratos privados com preços competitivos ajudaram o crescimento das instalações. O Brasil continuou a figurar entre os 10 maiores do mundo, com cerca de 2 GW comissionados em 2017, e uma capacidade total instalada de 12,8 GW ao final de 2017. A energia eólica foi responsável por 7,4% da geração de eletricidade do Brasil em 2017 (e por 5,9% em 2016).
Em energia fotovoltaica, o Brasil se tornou o segundo país da América do Sul (depois do Chile) a chegar a 1 GW de capacidade instalada, quase toda ela adicionada em 2017 (0,9 GW) sob o total de 1,1 GW. Com isso, o Brasil subiu para a décima posição global em termos de capacidade agregada em 2017, embora o país tenha representado apenas 1% das adições globais.
O Brasil continua sendo o maior produtor de energia hidrelétrica na América do Sul e ficou em segundo lugar em novas instalações em todo o mundo em 2017. Aproximadamente 3,4 GW foram adicionados e o total geral em fins de 2017 foi de 100,3 GW.
Em 2017, a produção global de biocombustíveis cresceu cerca de 2% em relação a 2016, atingindo 143 bilhões de litros. Os EUA e o Brasil continuaram sendo, de longe, os maiores produtores de biocombustíveis. Na produção de etanol, representam juntos, 84% da produção global de 2017. A produção de etanol no Brasil ficou estável em 2017 em 28,5 bilhões de litros, apesar dos altos preços mundiais do açúcar favorecerem a produção de açúcar. O combustível foi usado principalmente no Brasil, mas uma parte foi exportadas, por exemplo, para os EUA.
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segunda-feira, 4 de junho de 2018
ONS projeta crescimento de 1% na carga em junho
A carga de energia elétrica deve atingir 63.630 MW médios em junho, o que significará um crescimento de 1% em relação à carga verificada em junho de 2017. Esse crescimento será sustentado principalmente pelos subsistemas Nordeste (3,1%), Sul (1,3%) e Sudeste (1,1%). Para o subsistema Norte, a estimativa é de queda de 4,2%.
Os dados foram divulgados nesta quarta-feira, 30 de maio, pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). No mês que se inicia na próxima sexta-feira, o órgão estima que as afluências ficarão em 77% da média histórica no Sudeste, região que concentra 70% dos reservatórios do país. Para os demais subsistemas, as expectativas são: 61% (Sul), 39% (Nordeste) e 84% (Norte).
Caso as previsões de carga e afluências se confirmem, os reservatórios devem chegar ao fim de junho com armazenamento máximo de 40,7% no Sudeste, 63,5% no Sul, 37,1% no Nordeste e 71,5% no Norte.
leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53062983/ons-projeta-crescimento-de-1-na-carga-em-junho
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