A segunda sessão de privatização das distribuidoras da Eletrobras contou com a venda da Eletroacre, Ceron e a Boa Vista Energia. Assim como ocorreu na venda da Cepisa houve apenas um lance para cada companhia, sendo que a vencedora de duas dessas concessões foi a Energisa que assim acumula 11 distribuidoras ao seu portfólio. No total serão R$ 668 milhões de aportes iniciais nas três empresas que passam à iniciativa privada em até 90 dias, podendo ser antecipado caso as autorizações legais sejam obtidas em menos tempo. E ainda, está previsto investimento adicional de R$ 1,5 bilhão já identificados como necessário pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social para que as empresas cumpram as metas de eficiência nos próximos cinco anos.
Diferentemente da venda da Cepisa, onde houve o desconto total da flexibilização tarifária aplicada em resolução homologatória 2349/2017 da Aneel e mais um prêmio com pagamento do bônus de outorga de R$ 95 milhões. Os lances ofertados pela Energisa e pela Oliveira, ficaram bem abaixo do ofertado dois meses atrás pela Equatorial.
No caso da Eletroacre o índice apresentado foi 31 que representa, na práticaa um desconto de 3,27% no aumento que foi permitido pela Aneel em 2017. Já na Ceron o índice apresentado de 21 e representou uma redução 1,75% na tarifa. Já na Boa Vista, arrematada pela entrante Oliveira, empresa regional que atua com geração nos sistemas isolados há 45 anos, não apresentou deságio. Com isso, o bônus pago ao governo ficou no mínimo de R$ 5 milhões pela Ceron e de R$ 1,5 milhão nas demais.
O investimento inicial na Eletroacre será de R$ 238,8 milhões, na Ceron de R$ 253,8 milhões e na Boa Vista é de 176 milhões. O presidente do BNDES, Dyogo Oliveira, destacou que as empresas deverão assumir ainda R$ 2,8 bilhões em passivos das três distribuidoras, que nos últimos 20 anos acumulou prejuízos de R$ 20 bilhões.
“Há um compromisso inicial de aportes de R$ 668 milhões para a melhoria da saúde financeira das empresas e, portanto, melhoria do serviço prestado. A mensagem é de que com a regulação e modelagem econômica há viabilidade para a expansão da infraestrutura no Brasil”, comentou Oliveira, do BNDES.
O presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Jr, voltou a destacar que agora as empresas privatizadas poderão ter mais capacidade de gestão e ser mais eficientes do que uma estatal pode ser no negócio de distribuição. E que terão capacidade de realizar investimentos na rede, fator que não era possível à Eletrobras.
O diretor geral da Aneel, André Pepitone, afirmou que a agência vai acompanhar os novos controladores das empresas para garantir a saúde da concessão e a garantia do serviço a ser prestado pelas novas concessionárias. A afirmação veio em resposta ao questionamento sobre a capacidade da nova companhia que entrou no segmento de distribuição no país, a Oliveira Energia que atuou em consócio com a Atem, uma distribuidora de combustíveis também na região Norte.
Agora faltam privatizar a Amazonas Energia, recentemente deverticalizada na Aneel, e a Ceal que ainda possui entraves jurídicos à sua venda.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53073505/investimentos-nas-distribuidoras-privatizadas-sera-de-r-21-bilhoes
sexta-feira, 31 de agosto de 2018
quinta-feira, 30 de agosto de 2018
Brasil deve ampliar capacidade de energia solar em 115% em 2018, diz associação
A capacidade instalada em energia solar no Brasil deve fechar o ano perto de 2,5 gigawatts, um salto de cerca de 115% ante a marca de 1,15 gigawatt no final de 2017, projetou nesta quarta-feira (29) a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar).
O impulso à fonte, que apesar de um enorme potencial representa apenas 0,8% na capacidade do país, dominada por hidrelétricas e com crescente participação de térmicas e eólicas, deve vir tanto da construção de grandes parques fotovoltaicos quanto de instalações menores, em telhados.
Placas de energia solar podem ser instaladas em residências familiares (Foto: Reprodução/ TV Gazeta) Placas de energia solar podem ser instaladas em residências familiares (Foto: Reprodução/ TV Gazeta)
Placas de energia solar podem ser instaladas em residências familiares (Foto: Reprodução/ TV Gazeta)
Esses sistemas de pequeno porte, conhecidos como geração distribuída, inclusive, devem crescer em ritmo um pouco mais acelerado que a capacidade das grandes usinas em 2018, segundo a Absolar, que vê o país fechar o ano com 410 megawatts em energia solar distribuída, alta de 124% ante 2017.
Energia solar para pessoa física: veja como funciona
Já as grandes plantas solares devem somar 2,06 gigawatts até o fim do ano, uma expansão de 114%, segundo a associação, que apresentou suas previsões atualizadas em uma conferência do setor em São Paulo.
Os principais fatores que têm puxado o acelerado crescimento das pequenas instalações de energia solar em residências, comércios e indústrias são a disparada das tarifas de energia nos últimos anos e a significativa queda nos preços dos equipamentos de geração, a maior parte importada da China.
O custo no Brasil de um sistema de até 5 kilowatts-pico caiu quase 30% entre 2013 e 2017, de acordo com levantamento do Instituto Ideal, da Universidade Federal de Santa Catarina.
Segundo o diretor de estudos de energia da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Amílcar Guerreiro, a expansão solar tem à sua disposição no país um universo de cerca de 50,7 milhões de residências --em uma projeção conservadora, sem contar edifícios - ou 3,9 bilhões de metros quadrados em telhados que podem ser cobertos por placas fotovoltaicas.
Isso seria suficiente para produzir energia equivalente a duas vezes o consumo residencial atual no país.
Ele estimou, no entanto, que a geração distribuída como um todo no Brasil, incluindo uma participação menor de outras fontes, deve alcançar cerca de 3% da geração total de energia em 2027.
Apesar da pequena parcela final, isso representaria um crescimento médio de 143% ao ano na tecnologia.
O potencial de crescimento da geração solar no Brasil tem atraído grandes fornecedores internacionais do segmento. A chinesa BYD e a canadense Canadian Solar abriram fábricas locais, enquanto fabricantes como as chinesas Trina Solar, JA Solar, Yingli Solar e outras abriram escritórios no país para importar equipamentos.
Demanta atrapalha
Um plano de longo prazo da EPE para o setor de energia a ser divulgado no próximo mês, o chamado Plano Decenal, apontará para uma perspectiva de que as usinas solares de grande porte alcancem quase 5% do parque gerador do país em 2027.
Segundo Guerreiro, o crescimento poderia ser ainda maior, dado o potencial, mas será limitado pelo desempenho da economia brasileira, que tem puxado para baixo expectativas de demanda por eletricidade.
As baixas projeções de demanda, inclusive, justificaram uma escolha do governo de não autorizar a contratação de mais usinas solares em um leilão para novos projetos agendado para sexta-feira, o chamado A-6, segundo Guerreiro.
"Temos mais um ano com o mercado 'andando de lado'... a demanda ainda não está reagindo. A gente espera que reaja", disse.
Outro fator que impacta o ritmo de expansão da fonte é a necessidade de complementação, uma vez que a geração solar se concentra durante o dia e varia com o clima.
Segundo Guerreiro, isso deve exigir cerca de 13 gigawatts até 2017 em alternativas para ajudar no controle da operação do sistema elétrico, como térmicas de partida rápida, hidrelétricas reversíveis, que podem guardar energia, e até mesmo baterias para armazenamento.
"A gente quer ter penetração de renováveis, é importante, mas a gente tem que preparar o sistema para recebê-las", afirmou.
A EPE prevê no PDE 2027 que renováveis, incluindo eólicas, solares e à biomassa, devem chegar a quase 61 gigawatts em capacidade em 2027, quase dobrando os atuais 33,4 gigawatts e chegando a 30% da matriz, ante 21% atuais.
As hidrelétricas, por sua vez, perderão espaço - embora devam chegar a 110,5 gigawatts, ante 102 gigawatts hoje, a participação cairá de 64,4% para 53,5%.
Leia mais em: https://g1.globo.com/economia/noticia/2018/08/29/brasil-deve-ampliar-capacidade-de-energia-solar-em-115-em-2018-diz-associacao.ghtml
O impulso à fonte, que apesar de um enorme potencial representa apenas 0,8% na capacidade do país, dominada por hidrelétricas e com crescente participação de térmicas e eólicas, deve vir tanto da construção de grandes parques fotovoltaicos quanto de instalações menores, em telhados.
Placas de energia solar podem ser instaladas em residências familiares (Foto: Reprodução/ TV Gazeta) Placas de energia solar podem ser instaladas em residências familiares (Foto: Reprodução/ TV Gazeta)
Placas de energia solar podem ser instaladas em residências familiares (Foto: Reprodução/ TV Gazeta)
Esses sistemas de pequeno porte, conhecidos como geração distribuída, inclusive, devem crescer em ritmo um pouco mais acelerado que a capacidade das grandes usinas em 2018, segundo a Absolar, que vê o país fechar o ano com 410 megawatts em energia solar distribuída, alta de 124% ante 2017.
Energia solar para pessoa física: veja como funciona
Já as grandes plantas solares devem somar 2,06 gigawatts até o fim do ano, uma expansão de 114%, segundo a associação, que apresentou suas previsões atualizadas em uma conferência do setor em São Paulo.
Os principais fatores que têm puxado o acelerado crescimento das pequenas instalações de energia solar em residências, comércios e indústrias são a disparada das tarifas de energia nos últimos anos e a significativa queda nos preços dos equipamentos de geração, a maior parte importada da China.
O custo no Brasil de um sistema de até 5 kilowatts-pico caiu quase 30% entre 2013 e 2017, de acordo com levantamento do Instituto Ideal, da Universidade Federal de Santa Catarina.
Segundo o diretor de estudos de energia da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Amílcar Guerreiro, a expansão solar tem à sua disposição no país um universo de cerca de 50,7 milhões de residências --em uma projeção conservadora, sem contar edifícios - ou 3,9 bilhões de metros quadrados em telhados que podem ser cobertos por placas fotovoltaicas.
Isso seria suficiente para produzir energia equivalente a duas vezes o consumo residencial atual no país.
Ele estimou, no entanto, que a geração distribuída como um todo no Brasil, incluindo uma participação menor de outras fontes, deve alcançar cerca de 3% da geração total de energia em 2027.
Apesar da pequena parcela final, isso representaria um crescimento médio de 143% ao ano na tecnologia.
O potencial de crescimento da geração solar no Brasil tem atraído grandes fornecedores internacionais do segmento. A chinesa BYD e a canadense Canadian Solar abriram fábricas locais, enquanto fabricantes como as chinesas Trina Solar, JA Solar, Yingli Solar e outras abriram escritórios no país para importar equipamentos.
Demanta atrapalha
Um plano de longo prazo da EPE para o setor de energia a ser divulgado no próximo mês, o chamado Plano Decenal, apontará para uma perspectiva de que as usinas solares de grande porte alcancem quase 5% do parque gerador do país em 2027.
Segundo Guerreiro, o crescimento poderia ser ainda maior, dado o potencial, mas será limitado pelo desempenho da economia brasileira, que tem puxado para baixo expectativas de demanda por eletricidade.
As baixas projeções de demanda, inclusive, justificaram uma escolha do governo de não autorizar a contratação de mais usinas solares em um leilão para novos projetos agendado para sexta-feira, o chamado A-6, segundo Guerreiro.
"Temos mais um ano com o mercado 'andando de lado'... a demanda ainda não está reagindo. A gente espera que reaja", disse.
Outro fator que impacta o ritmo de expansão da fonte é a necessidade de complementação, uma vez que a geração solar se concentra durante o dia e varia com o clima.
Segundo Guerreiro, isso deve exigir cerca de 13 gigawatts até 2017 em alternativas para ajudar no controle da operação do sistema elétrico, como térmicas de partida rápida, hidrelétricas reversíveis, que podem guardar energia, e até mesmo baterias para armazenamento.
"A gente quer ter penetração de renováveis, é importante, mas a gente tem que preparar o sistema para recebê-las", afirmou.
A EPE prevê no PDE 2027 que renováveis, incluindo eólicas, solares e à biomassa, devem chegar a quase 61 gigawatts em capacidade em 2027, quase dobrando os atuais 33,4 gigawatts e chegando a 30% da matriz, ante 21% atuais.
As hidrelétricas, por sua vez, perderão espaço - embora devam chegar a 110,5 gigawatts, ante 102 gigawatts hoje, a participação cairá de 64,4% para 53,5%.
Leia mais em: https://g1.globo.com/economia/noticia/2018/08/29/brasil-deve-ampliar-capacidade-de-energia-solar-em-115-em-2018-diz-associacao.ghtml
quarta-feira, 29 de agosto de 2018
Primeiro sistema de armazenamento de energia do Brasil entra em operação
A Usina Hidrelétrica de Bariri, da AES Tietê, foi palco da apresentação do primeiro projeto brasileiro de armazenamento de energia por baterias de lítio implementado junto a uma usina hidrelétrica de grande porte, conectado ao Sistema Interligado Nacional.
O objetivo do projeto foi testar as principais funcionalidades de um sistema de armazenamento de energia, como, por exemplo,suporte à rede no horário de pico e serviços auxiliares e sua efetividade para postergar investimento e integração com geração intermitente (como solar e eólica).
A usina tem capacidade de estocar 161,4 kW – expansível para 1 MW – em baterias de íons de lítio.
Alinhada à estratégia global da empresa de reduzir a sua pegada de carbono em 25% até 2020 e, em 50% até 2030, a companhia adicionou 2,3 GW de renováveis ao portfólio de ativos e no Brasil, no último ano.
Segundo divulgado, a AES Tietê adquiriu 690 MW de projetos solares e eólicos nos últimos dois anos.
Dados do Sistema de Estimativas de Emissões e Remoções de Gases de Efeito Estufa Brasileiro (SEEG-Brasil) apontam que, em 2016, o setor elétrico foi responsável por 19% das emissões do País. Foi o terceiro maior emissor no Brasil. No mundo, o setor responde por 74% das emissões.
Para o presidente da AES, Julian Nebrada, no Brasil há uma grande oportunidade para o uso de baterias. “O País tem um dos maiores sistemas de interligação nacional do mundo. É um país continental. Então, o uso de baterias pode colaborar com o fortalecimento do sistema interligado”, disse.
O executivo ressaltou em entrevista publicada no site da AES que a empresa acredita que a energia limpa é o futuro. “O mundo precisa reduzir as emissões de gases de efeito estufa, e o setor elétrico é um dos que contribui nessas emissões,” disse ele.
O energy storage, como é conhecido sistema de armazenamento, pode ser aplicado em diferentes funções na rede elétrica. A integração às fontes de energia renováveis, com a finalidade de balancear sua intermitência, é apenas uma das possibilidades.
Outra finalidade da solução está relacionada a projetos direcionados ao consumidor final, como, por exemplo, associada à geração distribuída, nos setores comercial e industrial, para as empresas que estejam buscando confiabilidade e gerenciamento de custos mais apurados.
. .
No Brasil, a aplicação da tecnologia de armazenamento de energia pode ser utilizada para aliviar às redes de transmissão e de distribuição ou em sistemas isolados, tornando-os mais eficientes e trazendo benefícios para o consumidor.
Além disso, a novidade contribui com a confiabilidade do sistema, a integração de fontes renováveis intermitentes, a geração de ponta e a otimização de investimentos em linhas de transmissão e distribuição.
Leia mais em: https://www.ambienteenergia.
O objetivo do projeto foi testar as principais funcionalidades de um sistema de armazenamento de energia, como, por exemplo,suporte à rede no horário de pico e serviços auxiliares e sua efetividade para postergar investimento e integração com geração intermitente (como solar e eólica).
A usina tem capacidade de estocar 161,4 kW – expansível para 1 MW – em baterias de íons de lítio.
Alinhada à estratégia global da empresa de reduzir a sua pegada de carbono em 25% até 2020 e, em 50% até 2030, a companhia adicionou 2,3 GW de renováveis ao portfólio de ativos e no Brasil, no último ano.
Segundo divulgado, a AES Tietê adquiriu 690 MW de projetos solares e eólicos nos últimos dois anos.
Dados do Sistema de Estimativas de Emissões e Remoções de Gases de Efeito Estufa Brasileiro (SEEG-Brasil) apontam que, em 2016, o setor elétrico foi responsável por 19% das emissões do País. Foi o terceiro maior emissor no Brasil. No mundo, o setor responde por 74% das emissões.
Para o presidente da AES, Julian Nebrada, no Brasil há uma grande oportunidade para o uso de baterias. “O País tem um dos maiores sistemas de interligação nacional do mundo. É um país continental. Então, o uso de baterias pode colaborar com o fortalecimento do sistema interligado”, disse.
O executivo ressaltou em entrevista publicada no site da AES que a empresa acredita que a energia limpa é o futuro. “O mundo precisa reduzir as emissões de gases de efeito estufa, e o setor elétrico é um dos que contribui nessas emissões,” disse ele.
O energy storage, como é conhecido sistema de armazenamento, pode ser aplicado em diferentes funções na rede elétrica. A integração às fontes de energia renováveis, com a finalidade de balancear sua intermitência, é apenas uma das possibilidades.
Outra finalidade da solução está relacionada a projetos direcionados ao consumidor final, como, por exemplo, associada à geração distribuída, nos setores comercial e industrial, para as empresas que estejam buscando confiabilidade e gerenciamento de custos mais apurados.
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No Brasil, a aplicação da tecnologia de armazenamento de energia pode ser utilizada para aliviar às redes de transmissão e de distribuição ou em sistemas isolados, tornando-os mais eficientes e trazendo benefícios para o consumidor.
Além disso, a novidade contribui com a confiabilidade do sistema, a integração de fontes renováveis intermitentes, a geração de ponta e a otimização de investimentos em linhas de transmissão e distribuição.
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terça-feira, 28 de agosto de 2018
Geração à biomassa cresce 14% no primeiro semestre
Comparado ao primeiro semestre do ano passado, a geração de usinas movidas a biomassa registrou um crescimento de 14% nos seis primeiros meses de 2018, segundo dados da última atualização do boletim InfoMercado mensal da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
O levantamento aponta que as 270 usinas movidas pela queima da biomassa em operação comercial no Sistema Interligado Nacional – SIN somaram 2.408,8 MW médios entregues entre janeiro e junho deste ano. Em 2017, a geração alcançou 2.111,2 MW médios quando haviam 261 usinas cadastradas na CCEE. O Bagaço de Cana totalizou 1.878.7 MW médios em 2018, 78% do total. Em 2017, o montante gerado foi de 1.690.3 MW médios, 80% do total.
A capacidade instalada das termelétricas movidas pela fonte, ao final de junho, somava 12.678,5 MW frente aos 12.530,6 MW de capacidade existente um ano antes, ou seja, um pequeno acréscimo de 1,2%.
Na análise regional, São Paulo segue como maior produtor de energia oriunda da combustão da biomassa no país, com 1.033,9 MW médios de energia entregues no primeiro semestre. Na sequência, aparecem o Mato Grosso do Sul com 451,2 MW médios produzidos, Minas Gerais com 291,8 MW médios, Goiás com 232,7 MW médios e o Paraná com 154,5 MW médios.
O boletim da CCEE ainda confirmou o estado de São Paulo com a maior capacidade instalada, somando 5.308,3 MW, Em seguida aparece o Mato Grosso do Sul com 1.904,8 MW, Minas Gerais com 1.326,0 MW, Goiás com 1.084,5 MW e o Paraná com 713,9 MW de capacidade.
Leia mais em:https://www.canalenergia.com.br/noticias/53073045/geracao-a-biomassa-cresce-14-no-primeiro-semestre
O levantamento aponta que as 270 usinas movidas pela queima da biomassa em operação comercial no Sistema Interligado Nacional – SIN somaram 2.408,8 MW médios entregues entre janeiro e junho deste ano. Em 2017, a geração alcançou 2.111,2 MW médios quando haviam 261 usinas cadastradas na CCEE. O Bagaço de Cana totalizou 1.878.7 MW médios em 2018, 78% do total. Em 2017, o montante gerado foi de 1.690.3 MW médios, 80% do total.
A capacidade instalada das termelétricas movidas pela fonte, ao final de junho, somava 12.678,5 MW frente aos 12.530,6 MW de capacidade existente um ano antes, ou seja, um pequeno acréscimo de 1,2%.
Na análise regional, São Paulo segue como maior produtor de energia oriunda da combustão da biomassa no país, com 1.033,9 MW médios de energia entregues no primeiro semestre. Na sequência, aparecem o Mato Grosso do Sul com 451,2 MW médios produzidos, Minas Gerais com 291,8 MW médios, Goiás com 232,7 MW médios e o Paraná com 154,5 MW médios.
O boletim da CCEE ainda confirmou o estado de São Paulo com a maior capacidade instalada, somando 5.308,3 MW, Em seguida aparece o Mato Grosso do Sul com 1.904,8 MW, Minas Gerais com 1.326,0 MW, Goiás com 1.084,5 MW e o Paraná com 713,9 MW de capacidade.
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segunda-feira, 27 de agosto de 2018
InfoMercado: Geração solar cresce 88 vezes no primeiro semestre
Dados consolidados do boletim InfoMercado mensal da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE indicam que a geração solar fotovoltaica alcançou 260 MWmédios nos primeiros seis meses de 2018, frente aos 2,94 MWmédios contabilizados no mesmo período do ano anterior.
O montante é cerca de 88 vezes superior à energia gerada por meio de painéis solares no primeiro semestre do ano passado, devido principalmente à expansão deste tipo de fonte em 2018.
A capacidade instalada da fonte solar fotovoltaica chegou a 1.347,4 MW ao final de junho, quando 55 unidades geradoras cadastradas na CCEE estavam em operação comercial. Em 2017, haviam 17 plantas em atividade com um total de capacidade instalada de 278,6 MW.
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_642460&_afrLoop=122295284485778&_adf.ctrl-state=ceqryzsh7_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_642460%26_afrLoop%3D122295284485778%26_adf.ctrl-state%3Dceqryzsh7_50
O montante é cerca de 88 vezes superior à energia gerada por meio de painéis solares no primeiro semestre do ano passado, devido principalmente à expansão deste tipo de fonte em 2018.
A capacidade instalada da fonte solar fotovoltaica chegou a 1.347,4 MW ao final de junho, quando 55 unidades geradoras cadastradas na CCEE estavam em operação comercial. Em 2017, haviam 17 plantas em atividade com um total de capacidade instalada de 278,6 MW.
Leia mais em: https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/noticias/noticialeitura?contentid=CCEE_642460&_afrLoop=122295284485778&_adf.ctrl-state=ceqryzsh7_46#!%40%40%3Fcontentid%3DCCEE_642460%26_afrLoop%3D122295284485778%26_adf.ctrl-state%3Dceqryzsh7_50
sexta-feira, 24 de agosto de 2018
BNDES vai ampliar linha de crédito para energia solar
O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) está em negociações para ampliar os financiamentos de projetos de microgeração de energia solar. Recentemente, o banco teve de suspender uma linha de crédito para instalação de painéis solares por causa da alta procura: os recursos terminaram em 45 dias. Ainda este mês, o banco lançará a linha Finame Energias Renováveis, voltada para empresas, com orçamento de R$ 1 bilhão, enquanto negocia a liberação de mais R$ 208 milhões do Fundo Clima, para pessoas físicas. "A gente vai dobrar a aposta na área solar", disse o diretor de Infraestrutura do BNDES, Marcos Ferrari.
Com o barateamento das placas fotovoltaicas, a energia solar responde pela maioria dos sistemas de microgeração distribuída, em que o cliente da distribuidora de eletricidade produz parte da energia que consome, ganhando desconto na conta de luz. Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de junho de 2013 a junho deste ano, o número de conexões de microgeração de energia subiu de 23 para 30.900, sendo 99% com tecnologia solar.
Segundo o presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia, o crédito é fundamental para o crescimento, pois o elevado investimento inicial na instalação inibe a demanda de pessoas físicas e pequenas empresas. Como, após a instalação, o gasto com a conta de luz cai bastante, quem tem acesso a crédito pode pagar as parcelas do financiamento com o valor economizado.
Por isso, a Absolar comemorou quando o BNDES anunciou, no início de junho, que havia mudado as regras do Fundo Clima, para aceitar também pedidos de pessoas físicas. Só que, em 45 dias, o banco de fomento recebeu 130 pedidos e foi obrigado a suspender a chegada de novos projetos. O Fundo Clima é do Ministério do Meio Ambiente (MMA), que define seu orçamento, mas os empréstimos com esses recursos são geridos pelo BNDES. Segundo Ferrari, os valores destinados ao programa são de sobras do orçamento de anos anteriores. Agora, o BNDES negocia a liberação de R$ 208 milhões do orçamento deste ano. As negociações com o ministério estão avançadas e os novos recursos poderão estar disponíveis antes do fim do ano, disse o diretor. As condições seguem as mesmas anunciadas em junho, com taxa de juros final, já incluindo a remuneração do agente repassador, de 4,03% a 4,55% ao ano, carência de 3 a 24 meses e prazo total de 12 anos.
Investimento
Quando ficou sabendo dessas condições, o consultor Silvio Schaefer, de 62 anos, decidiu instalar placas fotovoltaicas em sua casa de veraneio, na Praia da Baleia, litoral norte do Estado. Schaefer pediu orçamentos em firmas especializadas, que ficaram entre R$ 60 mil e R$ 70 mil. Pelos cálculos, o investimento se pagaria em três a cinco anos, pois a conta de luz poderá cair de R$ 1.200 para R$ 120 por mês.
Schaefer chegou a dar entrada na papelada para pedir o empréstimo, via Caixa Econômica Federal, já que, pela lei do Fundo Clima, o crédito só pode ser repassado por bancos públicos, mas foi surpreendido pela suspensão do programa. "É lamentável que o banco tenha tido recursos para financiar obras no exterior, mas não tenha para isso", afirmou o consultor, avaliando a reabertura da linha de crédito como uma "boa notícia". Para atender empresas de todos os portes, e deixar a linha do Fundo Clima apenas para pessoas físicas, o BNDES lançará a linha Finame Energias Renováveis. Segundo Ferrari, o orçamento de R$ 1 bilhão poderá ser ampliado caso haja a demanda.
Leia mais em: https://epocanegocios.globo.com/Brasil/noticia/2018/08/epoca-negocios-bndes-vai-ampliar-linha-de-credito-para-energia-solar.html
Com o barateamento das placas fotovoltaicas, a energia solar responde pela maioria dos sistemas de microgeração distribuída, em que o cliente da distribuidora de eletricidade produz parte da energia que consome, ganhando desconto na conta de luz. Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de junho de 2013 a junho deste ano, o número de conexões de microgeração de energia subiu de 23 para 30.900, sendo 99% com tecnologia solar.
Segundo o presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia, o crédito é fundamental para o crescimento, pois o elevado investimento inicial na instalação inibe a demanda de pessoas físicas e pequenas empresas. Como, após a instalação, o gasto com a conta de luz cai bastante, quem tem acesso a crédito pode pagar as parcelas do financiamento com o valor economizado.
Por isso, a Absolar comemorou quando o BNDES anunciou, no início de junho, que havia mudado as regras do Fundo Clima, para aceitar também pedidos de pessoas físicas. Só que, em 45 dias, o banco de fomento recebeu 130 pedidos e foi obrigado a suspender a chegada de novos projetos. O Fundo Clima é do Ministério do Meio Ambiente (MMA), que define seu orçamento, mas os empréstimos com esses recursos são geridos pelo BNDES. Segundo Ferrari, os valores destinados ao programa são de sobras do orçamento de anos anteriores. Agora, o BNDES negocia a liberação de R$ 208 milhões do orçamento deste ano. As negociações com o ministério estão avançadas e os novos recursos poderão estar disponíveis antes do fim do ano, disse o diretor. As condições seguem as mesmas anunciadas em junho, com taxa de juros final, já incluindo a remuneração do agente repassador, de 4,03% a 4,55% ao ano, carência de 3 a 24 meses e prazo total de 12 anos.
Investimento
Quando ficou sabendo dessas condições, o consultor Silvio Schaefer, de 62 anos, decidiu instalar placas fotovoltaicas em sua casa de veraneio, na Praia da Baleia, litoral norte do Estado. Schaefer pediu orçamentos em firmas especializadas, que ficaram entre R$ 60 mil e R$ 70 mil. Pelos cálculos, o investimento se pagaria em três a cinco anos, pois a conta de luz poderá cair de R$ 1.200 para R$ 120 por mês.
Schaefer chegou a dar entrada na papelada para pedir o empréstimo, via Caixa Econômica Federal, já que, pela lei do Fundo Clima, o crédito só pode ser repassado por bancos públicos, mas foi surpreendido pela suspensão do programa. "É lamentável que o banco tenha tido recursos para financiar obras no exterior, mas não tenha para isso", afirmou o consultor, avaliando a reabertura da linha de crédito como uma "boa notícia". Para atender empresas de todos os portes, e deixar a linha do Fundo Clima apenas para pessoas físicas, o BNDES lançará a linha Finame Energias Renováveis. Segundo Ferrari, o orçamento de R$ 1 bilhão poderá ser ampliado caso haja a demanda.
Leia mais em: https://epocanegocios.globo.com/Brasil/noticia/2018/08/epoca-negocios-bndes-vai-ampliar-linha-de-credito-para-energia-solar.html
quinta-feira, 23 de agosto de 2018
Geração de energia produzida pelos ventos bate recorde
A geração de energia eólica registrou recorde no último domingo, quando o total gerado pelos ventos atendeu praticamente a todo consumo da Região Nordeste. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), no domingo passado, o pico da geração de energia eólica ocorreu às 9h28min, com uma produção de 8.247 megawatts (MW), com um fator de capacidade de 82%. Segundo o ONS, o volume produzido representou cerca de 98% de toda a carga consumida no Nordeste naquele momento.
O recorde de geração eólica anterior havia acontecido no dia 14 de julho último, quando foram gerados 7.775 MW. Na última segunda-feira, foram gerados um total de 7.999 MW de energia eólica, representando 13,08% da geração total, que foi de 61.272 MW gerados.
A Engie Energia, controlada pelo grupo francês Engie, recebeu autorização para iniciar a operação comercial de dois parques eólicos na Bahia, que somam um total de cerca de 60 megawatts em capacidade instalada, segundo despacho da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), no Diário Oficial da União (DOU) desta quarta-feira. A autorização é para os parques Campo Largo III e Campo Largo IV, ambos no município baiano de Santo Sé, de acordo com a publicação da agência reguladora.
Ambos os empreendimentos tiveram a produção vendida pela Engie a distribuidoras de energia em um leilão "A-5" realizado pelo governo federal em 2014. Como os contratos de suprimento do certame têm início em janeiro de 2019, a antecipação deverá permitir à Engie uma geração de caixa adicional com a venda de energia no mercado livre de eletricidade.
A Aneel também autorizou o início da operação comercial da usina solar fotovoltaica Verde Vale III, em Guanambi, na Bahia, com 14,3 megawatts em capacidade. O empreendimento pertence à Edena Energia e foi viabilizado em um leilão de energia realizado pelo governo brasileiro em 2015.
Leia mais em: https://oglobo.globo.com/economia/petroleo-e-energia/geracao-de-energia-produzida-pelos-ventos-bate-recorde-23001016
O recorde de geração eólica anterior havia acontecido no dia 14 de julho último, quando foram gerados 7.775 MW. Na última segunda-feira, foram gerados um total de 7.999 MW de energia eólica, representando 13,08% da geração total, que foi de 61.272 MW gerados.
A Engie Energia, controlada pelo grupo francês Engie, recebeu autorização para iniciar a operação comercial de dois parques eólicos na Bahia, que somam um total de cerca de 60 megawatts em capacidade instalada, segundo despacho da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), no Diário Oficial da União (DOU) desta quarta-feira. A autorização é para os parques Campo Largo III e Campo Largo IV, ambos no município baiano de Santo Sé, de acordo com a publicação da agência reguladora.
Ambos os empreendimentos tiveram a produção vendida pela Engie a distribuidoras de energia em um leilão "A-5" realizado pelo governo federal em 2014. Como os contratos de suprimento do certame têm início em janeiro de 2019, a antecipação deverá permitir à Engie uma geração de caixa adicional com a venda de energia no mercado livre de eletricidade.
A Aneel também autorizou o início da operação comercial da usina solar fotovoltaica Verde Vale III, em Guanambi, na Bahia, com 14,3 megawatts em capacidade. O empreendimento pertence à Edena Energia e foi viabilizado em um leilão de energia realizado pelo governo brasileiro em 2015.
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quarta-feira, 22 de agosto de 2018
Preço aumenta a disposição do consumidor em migrar ao mercado livre
A edição 2018 da pesquisa Ibope Inteligência feita para a Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia aponta um aumento no volume de consumidores que consideram trocar a sua fornecedora de energia ante o reportado no ano passado. Agora o indicador é de 69% ante 66%. O preço é apontado como o principal motivo que baliza esse desejo.
Os resultados foram apresentados pela entidade durante evento que é realizado nesta terça-feira, 21 de agosto, em São Paulo, com presidenciáveis sobre o tema abertura do mercado de energia. O valor elevado da conta é apontado por 67% das menções. Em segundo lugar está a questão da qualidade do serviço com apenas 17% das respostas. Em terceiro lugar, com 12%, vem o desejo de utilizar as fontes limpas de geração como a eólica e a solar.
A pesquisa apontou que 83% das pessoas ouvidas no país consideram a tarifa de energia caras ou muito cara no país. Segundo dados do Ibope, 16% a mais quando comparado ao reportado cinco anos atrás. E ainda, que 61% dos consumidores migrariam imediatamente as suas contas para outra fornecedora de energia.
Outro destaque dado pela pesquisa foi a do desejo de produção de energia em sua própria residência. Segundo levantamento do instituto, 89% das opiniões apontam a disposição de investir em sistemas de geração própria. O indicador do ano passado era de 77%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53072351/preco-aumenta-a-disposicao-do-consumidor-em-migrar-ao-mercado-livre
Os resultados foram apresentados pela entidade durante evento que é realizado nesta terça-feira, 21 de agosto, em São Paulo, com presidenciáveis sobre o tema abertura do mercado de energia. O valor elevado da conta é apontado por 67% das menções. Em segundo lugar está a questão da qualidade do serviço com apenas 17% das respostas. Em terceiro lugar, com 12%, vem o desejo de utilizar as fontes limpas de geração como a eólica e a solar.
A pesquisa apontou que 83% das pessoas ouvidas no país consideram a tarifa de energia caras ou muito cara no país. Segundo dados do Ibope, 16% a mais quando comparado ao reportado cinco anos atrás. E ainda, que 61% dos consumidores migrariam imediatamente as suas contas para outra fornecedora de energia.
Outro destaque dado pela pesquisa foi a do desejo de produção de energia em sua própria residência. Segundo levantamento do instituto, 89% das opiniões apontam a disposição de investir em sistemas de geração própria. O indicador do ano passado era de 77%.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53072351/preco-aumenta-a-disposicao-do-consumidor-em-migrar-ao-mercado-livre
terça-feira, 21 de agosto de 2018
Solar distribuída ainda enfrenta dificuldades com financiamento
A questão do financiamento de projetos solares fotovoltaicos continua a ser o ‘calcanhar de aquiles’ do setor em termos de buscar formas de viabilizar projetos. Enquanto os empreendedores apontam que há a necessidade de novas e melhores formas de financiamento de usinas, os bancos ainda apontam que há uma grande necessidade de apresentação de garantias para que possam ser liberados os recursos.
Na semana passada o Centro de Estudos em Sustentabilidade da Fundação Getúlio Vargas (FGVces) apresentou os resultados de um estudo feito para a Febraban, entidade que representa os bancos indicando que o financiamento de projetos solares fotovoltaicos é viável no país. A meta com esse trabalho foi o de apresentar uma ferramenta básica em comum para que as instituições possam desenvolver metodologias próprias de acordo com seu perfil de avaliação de risco.
“Financiamento ainda é o gargalo no Brasil, há produtos, mas a adesão massiva acontecerá no momento em que as alternativas garantirem que o pagamento cabe na economia que os sistemas podem proporcionar”, comentou Rodrigo Marcolino, sócio da Axis Renováveis e conselheiro da Absolar. “Há poucas linhas de financiamento e é preciso taxa, prazo e flexibilidade nas garantias, principalmente, se chegar às pessoas físicas é necessária que a estrutura de garantias seja mais leve”, apontou ele em evento promovido pela entidade que representa o setor bancário no país.
Mário Sérgio Vasconcelos, Diretor de Relações Institucionais da Febraban, lembrou que este ainda é um mercado novo com novas empresas/clientes para as instituições financeiras. Ele comentou que a questão dos financiamentos passa pela estruturação dos projetos e compatibilidade do ponto de vista técnico. E ressaltou o fato deste ser um novo mercado, por isto, há um certo descompasso quanto ao que é exigido pelas instituições financeiras ante realidade dessas empresas jovens e o que podem apresentar em termo de balanços.
“Não podemos esquecer que o dinheiro que emprestamos é dos clientes e temos grande responsabilidade com isso”, comentou. “O que mostramos e o modelo que pode ser adotado, há variáveis a depender do apetite ao risco, é um modelo básico onde as instituições podem adaptar ao seu foco de mercado”, acrescentou.
O estudo apontou como foco três nichos bem segmentados de mercado, sendo dois destinados à pessoa jurídica. O que diferencia são os tíquetes médios, um de valores acima de R$ 15 milhões, destinados a projetos de miniusinas até o limite de 5 MW, outro nicho está em projeto de médio porte ou geração compartilhada com valores de investimentos médios de R$ 5 milhões e sistemas de pequeno porte instalados em pequenas e micro empresas, seja para consumo direto ou auto consumo remoto e tíquete médio de R$ 500 mil. Outro segmento é aquele destinado a pessoa física e valores médios de investimentos de R$ 50 mil em média.
Os resultados do estudo foram o ponto central do 55º Café com Sustentabilidade que a entidade financeira apresentou com base em análises de sensibilidade aos modelos aplicados. O objetivo, apontou Paula Peirão, Gestora do Programa Finanças Sustentáveis do centro, era o de compreender os fatores e a padronização dos modelos de negócios, e ainda, contribuir para maior entendimento e padronização dos modelos de negócios e para a análise de riscos dos projetos nos bancos. Os indicadores analisados foram o payback simples do investimento feito no painel solar fotovoltaico e o custo do investimento.
Quatro estados foram selecionados para a análise: São Paulo, Minas Gerais, Goiás e Paraíba. Desses o primeiro apresentou o menor capex devido à maior proximidade dos locais de implantação/importação dos equipamentos e melhor qualificação de mão-de-obra, o que reduz custos de instalação. Contudo, não possui melhor retorno devido à tarifa de energia elétrica que é da ordem de R$ 0,59/kWh e menor irradiação solar, o que reduz a produtividade. Nessa comparação aparece em penúltimo lugar.
Sem financiamento, Minas Gerais ficou à frente em termos de retorno, quatro anos, principalmente devido à tarifa de energia, que é a mais alta dos quatro estados (R$0,78/kWh), e ao grau de irradiação solar. O estado também é o que apresenta menor tempo de retorno do investimento quando é avaliado o sistema com financiamento. O maior tempo para obter retorno do financiamento ficou com a Paraíba devido à menor proximidade dos locais de implantação/importação dos equipamentos, o que impacta negativamente os custos com instalação e pela escassez de mão-de-obra qualificada, embora possua irradiação solar e potencial de mercado considerados como bons.
A modelagem foi aplicada pelo BID que atuou em parceria nesse projeto e a conclusão é de que a metodologia para a mitigação de riscos do projeto foi considerada viável para um projeto piloto. Mas, ressaltou o representante da instituição multilateral, Luiz Serrano, há uma necessidade de calibração para cada banco de acordo com suas políticas de investimentos e financiamentos da fonte.
A questão do risco técnico do projeto ainda representa um peso grande nos projetos devido à questão do desconhecimento desse mercado por parte dos bancos. Diferentemente de crédito para o financiamento de veículos ou imóveis, as instituições não têm como recurso a tomada de placas solares ou dos sistemas do cliente em caso de inadimplência. Por isso, a questão das garantias ainda é um tema polêmico.
Tanto é assim que os representantes das instituições ouviram reclamações da plateia quanto à realidade do país ante as exigências de empresas que estão investindo nesse segmento. O alvo são as taxas de juros praticadas e o volume de garantias exigidas, o que leva quase a um risco zero das instituições financeiras. Justamente pelo mercado solar fotovoltaico estar se estruturando no país ainda não há um track record ou balanços suficientes, o que encarece o crédito e, consequentemente, reduz o apetite pelo investimento em sistemas de menor escala ante o potencial que o país apresenta.
Leia mais em:
https://www.canalenergia.com.br/noticias/53072241/solar-
Na semana passada o Centro de Estudos em Sustentabilidade da Fundação Getúlio Vargas (FGVces) apresentou os resultados de um estudo feito para a Febraban, entidade que representa os bancos indicando que o financiamento de projetos solares fotovoltaicos é viável no país. A meta com esse trabalho foi o de apresentar uma ferramenta básica em comum para que as instituições possam desenvolver metodologias próprias de acordo com seu perfil de avaliação de risco.
“Financiamento ainda é o gargalo no Brasil, há produtos, mas a adesão massiva acontecerá no momento em que as alternativas garantirem que o pagamento cabe na economia que os sistemas podem proporcionar”, comentou Rodrigo Marcolino, sócio da Axis Renováveis e conselheiro da Absolar. “Há poucas linhas de financiamento e é preciso taxa, prazo e flexibilidade nas garantias, principalmente, se chegar às pessoas físicas é necessária que a estrutura de garantias seja mais leve”, apontou ele em evento promovido pela entidade que representa o setor bancário no país.
Mário Sérgio Vasconcelos, Diretor de Relações Institucionais da Febraban, lembrou que este ainda é um mercado novo com novas empresas/clientes para as instituições financeiras. Ele comentou que a questão dos financiamentos passa pela estruturação dos projetos e compatibilidade do ponto de vista técnico. E ressaltou o fato deste ser um novo mercado, por isto, há um certo descompasso quanto ao que é exigido pelas instituições financeiras ante realidade dessas empresas jovens e o que podem apresentar em termo de balanços.
“Não podemos esquecer que o dinheiro que emprestamos é dos clientes e temos grande responsabilidade com isso”, comentou. “O que mostramos e o modelo que pode ser adotado, há variáveis a depender do apetite ao risco, é um modelo básico onde as instituições podem adaptar ao seu foco de mercado”, acrescentou.
O estudo apontou como foco três nichos bem segmentados de mercado, sendo dois destinados à pessoa jurídica. O que diferencia são os tíquetes médios, um de valores acima de R$ 15 milhões, destinados a projetos de miniusinas até o limite de 5 MW, outro nicho está em projeto de médio porte ou geração compartilhada com valores de investimentos médios de R$ 5 milhões e sistemas de pequeno porte instalados em pequenas e micro empresas, seja para consumo direto ou auto consumo remoto e tíquete médio de R$ 500 mil. Outro segmento é aquele destinado a pessoa física e valores médios de investimentos de R$ 50 mil em média.
Os resultados do estudo foram o ponto central do 55º Café com Sustentabilidade que a entidade financeira apresentou com base em análises de sensibilidade aos modelos aplicados. O objetivo, apontou Paula Peirão, Gestora do Programa Finanças Sustentáveis do centro, era o de compreender os fatores e a padronização dos modelos de negócios, e ainda, contribuir para maior entendimento e padronização dos modelos de negócios e para a análise de riscos dos projetos nos bancos. Os indicadores analisados foram o payback simples do investimento feito no painel solar fotovoltaico e o custo do investimento.
Quatro estados foram selecionados para a análise: São Paulo, Minas Gerais, Goiás e Paraíba. Desses o primeiro apresentou o menor capex devido à maior proximidade dos locais de implantação/importação dos equipamentos e melhor qualificação de mão-de-obra, o que reduz custos de instalação. Contudo, não possui melhor retorno devido à tarifa de energia elétrica que é da ordem de R$ 0,59/kWh e menor irradiação solar, o que reduz a produtividade. Nessa comparação aparece em penúltimo lugar.
Sem financiamento, Minas Gerais ficou à frente em termos de retorno, quatro anos, principalmente devido à tarifa de energia, que é a mais alta dos quatro estados (R$0,78/kWh), e ao grau de irradiação solar. O estado também é o que apresenta menor tempo de retorno do investimento quando é avaliado o sistema com financiamento. O maior tempo para obter retorno do financiamento ficou com a Paraíba devido à menor proximidade dos locais de implantação/importação dos equipamentos, o que impacta negativamente os custos com instalação e pela escassez de mão-de-obra qualificada, embora possua irradiação solar e potencial de mercado considerados como bons.
A modelagem foi aplicada pelo BID que atuou em parceria nesse projeto e a conclusão é de que a metodologia para a mitigação de riscos do projeto foi considerada viável para um projeto piloto. Mas, ressaltou o representante da instituição multilateral, Luiz Serrano, há uma necessidade de calibração para cada banco de acordo com suas políticas de investimentos e financiamentos da fonte.
A questão do risco técnico do projeto ainda representa um peso grande nos projetos devido à questão do desconhecimento desse mercado por parte dos bancos. Diferentemente de crédito para o financiamento de veículos ou imóveis, as instituições não têm como recurso a tomada de placas solares ou dos sistemas do cliente em caso de inadimplência. Por isso, a questão das garantias ainda é um tema polêmico.
Tanto é assim que os representantes das instituições ouviram reclamações da plateia quanto à realidade do país ante as exigências de empresas que estão investindo nesse segmento. O alvo são as taxas de juros praticadas e o volume de garantias exigidas, o que leva quase a um risco zero das instituições financeiras. Justamente pelo mercado solar fotovoltaico estar se estruturando no país ainda não há um track record ou balanços suficientes, o que encarece o crédito e, consequentemente, reduz o apetite pelo investimento em sistemas de menor escala ante o potencial que o país apresenta.
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https://www.canalenergia.com.br/noticias/53072241/solar-
segunda-feira, 20 de agosto de 2018
CCEE: PLD segue no seu valor máximo, R$ 505,18/MWh
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica divulgou que o Preço de Liquidação das Diferenças para o período entre 18 e 24 de agosto permanece fixado em seu valor máximo, R$ 505,18/MWh, novamente, em todo o país. O preço segue nesse patamar em razão da expectativa de afluências abaixo da média para todo o Sistema Interligado Nacional.
Em termos percentuais, apontou a CCEE, as afluências previstas na quarta semana para o SIN não sofreram alterações, permanecendo em 67% da média histórica para o mês de agosto. As ENAs previstas para o Sudeste e Nordeste também ficaram inalteradas, respectivamente em 82% e 38% da média. Já nos demais submercados, as afluências caíram 400 MW médios em termos de energia.
A expectativa de carga para a próxima semana indica queda de 640 MW médios no sistema com elevação apenas no Nordeste, em 125 MW médios. No Sudeste a previsão é de queda de 550 MW médios, no Sul de 175 MWmédios e no Norte de 40 MW médios.
Já os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 620 MW médios abaixo do esperado com elevação apenas no Nordeste em 100 MW médios. No Sudeste a retração é de 200 MWmédios, já no Sul está em 120 MW médios e de 400 MWmédios no Norte.
O fator de ajuste do MRE para agosto segue em 58,4%. A previsão de Encargos de Serviços do Sistema para o mês é de R$ 30 milhões, montante referente à restrição operativa, enquanto a estimativa de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para agosto, por sua vez, está em R$ 55 milhões.
Leia mais em:https://www.canalenergia.com.br/noticias/53072147/ccee-pld-segue-no-seu-valor-maximo-r-50518mwh
sexta-feira, 17 de agosto de 2018
Níveis no Sudeste/Centro-Oeste recuam e ficam em 31,8%
Os reservatórios do subsistema Sudeste/Centro-Oeste recuaram 0,2% na comparação com o dia anterior e estão operando com volume de 31,8%. De acordo com dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico referentes ao último dia 15 de agosto, a energia armazenada é de 64.590 MW mês e a Energia Natural Afluente é de 18.630 MW med. Esse valor é o mesmo que 90% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. A usina de Furnas está operando com 26,03% da sua capacidade e a de Emborcação está com 24,37%.
No Nordeste, os níveis estão 0,1% menores que no dia anterior, com 33,7% da capacidade. A energia armazenada é de 17.453 MW mês e a ENA chega a 1.265 MW med, que é 36% da MLT. A hidrelétrica de Sobradinho está operando com 30,32% de volume armazenado. Na região Sul, os reservatórios com 40,8% mostram queda nos níveis de 0,6% em relação ao dia anterior. A energia armazenada no Sul é de 8.208 MW mês e a ENA ficou em 3.143 MW med, o equivalente a 35% da MLT. A usina de Passo Real está com volume de 80,41%.
Na região Norte, o volume dos reservatórios está em 60,4%, que significa recuo de 0,5% na comparação com o dia anterior. A energia armazenada na região é de 9.086 MW mês e a ENA é de 2.377 MW med, o mesmo que 74% da MLT. A hidrelétrica de Tucuruí opera com 83,84% da sua capacidade.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53071964/niveis-no-sudestecentro-oeste-recuam-e-ficam-em-318
No Nordeste, os níveis estão 0,1% menores que no dia anterior, com 33,7% da capacidade. A energia armazenada é de 17.453 MW mês e a ENA chega a 1.265 MW med, que é 36% da MLT. A hidrelétrica de Sobradinho está operando com 30,32% de volume armazenado. Na região Sul, os reservatórios com 40,8% mostram queda nos níveis de 0,6% em relação ao dia anterior. A energia armazenada no Sul é de 8.208 MW mês e a ENA ficou em 3.143 MW med, o equivalente a 35% da MLT. A usina de Passo Real está com volume de 80,41%.
Na região Norte, o volume dos reservatórios está em 60,4%, que significa recuo de 0,5% na comparação com o dia anterior. A energia armazenada na região é de 9.086 MW mês e a ENA é de 2.377 MW med, o mesmo que 74% da MLT. A hidrelétrica de Tucuruí opera com 83,84% da sua capacidade.
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quinta-feira, 16 de agosto de 2018
Produção de energia de junho contou com 88% de fontes renováveis
As fontes renováveis seguem com ampla participação na matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica e na produção verificada no país. Em junho, elas representaram 81,9% da geração de energia e 87,8% da produção total verificada no território nacional. Em comparação com o mesmo período de 2017, em termos de capacidade instalada, essas fontes cresceram 7.401 MW, sendo 3.450 MW de geração hidráulica, 2.219 MW eólica, 1.365 MW de fonte solar e 524 MW de biomassa, com redução das fontes térmicas a combustíveis fósseis. As informações constam no Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico, divulgado mensalmente pelo Ministério de Minas e Energia.
No período de um ano, a geração hídrica registrou aumento de 3,5% na capacidade instalada, atingindo 102.228 MW. A fonte eólica cresceu 20,7% e corresponde por 12.931 MW. A biomassa teve elevação de 3,7% e soma 14.657 MW. Já a solar, apesar do volume total menor, cresceu 577% e alcançou 1.602 MW.
A capacidade instalada total das usinas que utilizam petróleo e carvão foi reduzida neste período em 2,8% e 0,4%, respectivamente. Em comparação com as principais fontes térmicas, a biomassa alcançou 9,1% de participação na geração em junho, registrando evolução de 3,7%. A fonte segue em constante crescimento, contando atualmente com 561 usinas. Diferentes combustíveis da classe biomassa são utilizados no Brasil para geração de energia elétrica: carvão vegetal, resíduos de madeira, bagaço de cana-de-açúcar, casca de arroz, licor negro, biogás, capim elefante e óleo de palmiste.
O boletim também registrou novas unidades geradoras em 12 usinas, o que significa uma expansão de 841,6 MW de geração incorporados ao Sistema Elétrico Brasileiro (SEB). Foram 201,4 MW de fonte eólica e 640,2 MW de hidráulica em seis estados: Pará, Goiás, Mato Grosso do Sul, Santa Catarina, Bahia e Ceará. Cinco novas linhas de transmissão também entraram em operação no mês, somando 585 km de extensão. Com os novos projetos, o SEB registrou um total de 144.323,8 km de linhas de transmissão.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53071867/producao-de-energia-de-junho-contou-com-88-de-fontes-renovaveis
quarta-feira, 15 de agosto de 2018
Comercializadoras de energia expandem negócios em meio a bom momento no setor
Comercializadoras de energia estão diversificando negócios, com investimento em novas áreas que vão de geração a baterias e tecnologia, em meio a uma expansão acelerada do chamado mercado livre de eletricidade.
O movimento, que também passa pela criação de novas empresas no próprio setor de comercialização, incluindo em outros países, é puxado pelo aumento da concorrência com o bom momento do mercado, que levou o número de comercializadoras a saltar 50 por cento desde 2015.
As comercializadoras têm se fortalecido com negócios com grandes consumidores, como indústrias, que podem negociar contratos de suprimento no mercado livre a preços em geral mais atrativos que os cobrados pelas distribuidoras.
A Tradener, por exemplo, aposta na expansão para geração. A empresa conquistou em um leilão do governo em 2016 a autorização para construir uma pequena hidrelétrica e está de olho em mais ativos para investir 850 milhões de reais até 2020.
"Temos acompanhado algumas oportunidades tanto em pequenas hidrelétricas quanto em eólicas. Ter ativos de geração no portfólio dá maior solidez ao balanço e aumenta a credibilidade nas operações como comercializadora. É algo bem visto no mercado e interessante também como diversificação", disse à Reuters o diretor de Novos Negócios da Tradener, Ricardo Aquino.
Ele afirmou que a empresa pode participar com três projetos de pequenas usinas hídricas em um leilão do governo em agosto que contratará projetos para entrega em 2024, o chamado "A-6".
Já em eólicas a Tradener quer comprar um projeto operacional de pequeno porte e investir na expansão da usina para atender seus clientes no mercado livre. A empresa avalia que o negócio pode ser fechado em 2019 e envolver 150 megawatts em capacidade.
Na Comerc Energia, os primeiros passos além da comercialização foram a prestação de consultoria em eficiência energética e geração solar. Mas somente neste ano o grupo lançou mais duas iniciativas: uma voltada a projetos de armazenamento de energia com baterias (MicroPower-Comerc) e uma empresa de tecnologia (Doc88).
"Muitas das comercializadoras focam mesmo no 'trading', na compra e venda de energia... mas tem algumas que estão indo mais para o lado dos serviços. A gente tem feito isso bastante, buscado virar uma empresa de soluções", disse à Reuters o presidente da Comerc, Cristopher Vlavianos.
A MicroPower-Comerc atuará na montagem de modelos financeiros e comerciais que possam viabilizar projetos com baterias para clientes, enquanto a Doc88 vai desenvolver e vender serviços e sistemas para terceiros.
"Tem uma série de outros serviços que você pode oferecer para o cliente e que podem agregar valor. Tem várias comercializadoras olhando esse lado também", apontou Vlavianos.
Outra comercializadora que tem seguido essa toada é a Ecom Energia, que passou a assessorar clientes interessados em instalar sistemas de geração própria, como placas solares em telhados, e ainda começou a investir em geração, mas no Chile.
"Estamos construindo uma usina que deve ficar pronta até o final do ano", disse o diretor de Relacionamento da Ecom, Celso Concato.
Ele disse que o movimento do grupo também acontece devido ao crescimento das comercializadoras nos últimos anos, que aumenta a concorrência no setor. Tanto Econ quanto Comerc e Tradener fazem parte da primeira geração de empresas do ramo, criadas do final dos anos 90 aos anos 2000, no início do mercado livre de energia.
"A ideia é ter também um negócio mais estável. Energia virou uma 'commodity'. (Com a diversificação) buscamos fomentar uma sustentabilidade adicional para o negócio", explicou Concato.
Existem hoje 239 comercializadoras ativas, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), além de 36 com processo de registro iniciado. No final de 2017 eram 219.
A liquidez das operações do mercado livre cresceu cerca de 70 por cento desde 2015, quando uma disparada na tarifa das distribuidoras aumentou o interesse de consumidores e comercializadoras pelo segmento.
COMERCIALIZAÇÃO TAMBÉM EXPANDE
A expansão das comercializadoras, no entanto, não está restrita a novos setores. As empresas também têm investido em novas iniciativas em seu próprio segmento, incluindo no exterior.
A Ecom, por exemplo, passará a operar com 'trading' de energia no Chile após inaugurar sua usina. A empresa também já mira outros mercados.
"Além do Chile a gente olha outros países, como Peru, Colômbia, Argentina. Ano que vem vamos nos aprofundar mais nesses mercados... pode acontecer de já em 2019 abrirmos operação", afirmou Concato.
Já a Comerc Energia lançou na semana passada uma nova comercializadora no país, a NewCom que vai aproveitar a estrutura física já existente da Comerc para ampliar operações com energia. Ela será comandada pelo ex-presidente da unidade de comercialização da CPFL Energia, Daniel Marrocos.
Segundo o presidente da Comerc, a NewCom ajudará a reduzir riscos na comercialização e ainda possibilitará a busca por oportunidades com graus diferenciados de risco em relação às operações da empresa-mãe.
Leia mais em: https://extra.globo.com/
O movimento, que também passa pela criação de novas empresas no próprio setor de comercialização, incluindo em outros países, é puxado pelo aumento da concorrência com o bom momento do mercado, que levou o número de comercializadoras a saltar 50 por cento desde 2015.
As comercializadoras têm se fortalecido com negócios com grandes consumidores, como indústrias, que podem negociar contratos de suprimento no mercado livre a preços em geral mais atrativos que os cobrados pelas distribuidoras.
A Tradener, por exemplo, aposta na expansão para geração. A empresa conquistou em um leilão do governo em 2016 a autorização para construir uma pequena hidrelétrica e está de olho em mais ativos para investir 850 milhões de reais até 2020.
"Temos acompanhado algumas oportunidades tanto em pequenas hidrelétricas quanto em eólicas. Ter ativos de geração no portfólio dá maior solidez ao balanço e aumenta a credibilidade nas operações como comercializadora. É algo bem visto no mercado e interessante também como diversificação", disse à Reuters o diretor de Novos Negócios da Tradener, Ricardo Aquino.
Ele afirmou que a empresa pode participar com três projetos de pequenas usinas hídricas em um leilão do governo em agosto que contratará projetos para entrega em 2024, o chamado "A-6".
Já em eólicas a Tradener quer comprar um projeto operacional de pequeno porte e investir na expansão da usina para atender seus clientes no mercado livre. A empresa avalia que o negócio pode ser fechado em 2019 e envolver 150 megawatts em capacidade.
Na Comerc Energia, os primeiros passos além da comercialização foram a prestação de consultoria em eficiência energética e geração solar. Mas somente neste ano o grupo lançou mais duas iniciativas: uma voltada a projetos de armazenamento de energia com baterias (MicroPower-Comerc) e uma empresa de tecnologia (Doc88).
"Muitas das comercializadoras focam mesmo no 'trading', na compra e venda de energia... mas tem algumas que estão indo mais para o lado dos serviços. A gente tem feito isso bastante, buscado virar uma empresa de soluções", disse à Reuters o presidente da Comerc, Cristopher Vlavianos.
A MicroPower-Comerc atuará na montagem de modelos financeiros e comerciais que possam viabilizar projetos com baterias para clientes, enquanto a Doc88 vai desenvolver e vender serviços e sistemas para terceiros.
"Tem uma série de outros serviços que você pode oferecer para o cliente e que podem agregar valor. Tem várias comercializadoras olhando esse lado também", apontou Vlavianos.
Outra comercializadora que tem seguido essa toada é a Ecom Energia, que passou a assessorar clientes interessados em instalar sistemas de geração própria, como placas solares em telhados, e ainda começou a investir em geração, mas no Chile.
"Estamos construindo uma usina que deve ficar pronta até o final do ano", disse o diretor de Relacionamento da Ecom, Celso Concato.
Ele disse que o movimento do grupo também acontece devido ao crescimento das comercializadoras nos últimos anos, que aumenta a concorrência no setor. Tanto Econ quanto Comerc e Tradener fazem parte da primeira geração de empresas do ramo, criadas do final dos anos 90 aos anos 2000, no início do mercado livre de energia.
"A ideia é ter também um negócio mais estável. Energia virou uma 'commodity'. (Com a diversificação) buscamos fomentar uma sustentabilidade adicional para o negócio", explicou Concato.
Existem hoje 239 comercializadoras ativas, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), além de 36 com processo de registro iniciado. No final de 2017 eram 219.
A liquidez das operações do mercado livre cresceu cerca de 70 por cento desde 2015, quando uma disparada na tarifa das distribuidoras aumentou o interesse de consumidores e comercializadoras pelo segmento.
COMERCIALIZAÇÃO TAMBÉM EXPANDE
A expansão das comercializadoras, no entanto, não está restrita a novos setores. As empresas também têm investido em novas iniciativas em seu próprio segmento, incluindo no exterior.
A Ecom, por exemplo, passará a operar com 'trading' de energia no Chile após inaugurar sua usina. A empresa também já mira outros mercados.
"Além do Chile a gente olha outros países, como Peru, Colômbia, Argentina. Ano que vem vamos nos aprofundar mais nesses mercados... pode acontecer de já em 2019 abrirmos operação", afirmou Concato.
Já a Comerc Energia lançou na semana passada uma nova comercializadora no país, a NewCom que vai aproveitar a estrutura física já existente da Comerc para ampliar operações com energia. Ela será comandada pelo ex-presidente da unidade de comercialização da CPFL Energia, Daniel Marrocos.
Segundo o presidente da Comerc, a NewCom ajudará a reduzir riscos na comercialização e ainda possibilitará a busca por oportunidades com graus diferenciados de risco em relação às operações da empresa-mãe.
Leia mais em: https://extra.globo.com/
terça-feira, 14 de agosto de 2018
Carga de energia cresce 3,9% em julho ante julho de 2017, diz ONS
A carga de energia do País apresentou um crescimento de 3,9% em julho em relação ao verificado no mesmo mês de 2017, e alcançou 63.580 MW médios, segundo dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Com relação ao mês de junho, a carga apresentou estabilidade.
De acordo com o ONS, contribuiu para o crescimento, na comparação anual, o maior número de dias úteis e a ocorrência de temperaturas superiores ao mesmo mês de 2017, quando foi observada a atuação de uma massa de ar frio com queda acentuada de temperatura na região Sudeste/Centro-Oeste e chuvas na região Nordeste durante todo aquele mês. A entidade também sugere que a normalização do nível dos estoques após a greve dos caminhoneiros contribuiu para o desempenho.
Excluindo o efeito de fatores fortuitos e não econômicos, o crescimento em julho foi de 2,9% em relação ao mesmo mês do ano passado.
Dentre as regiões do País, o subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresentou um aumento da carga de 5,1% em junho. Segundo o ONS, por deter cerca de 60% da carga industrial do País, a normalização dos estoques após o acúmulo em virtude da interrupção dos serviços de transporte de carga, ao final de maio e o início de junho, explica parte do resultado da carga desse subsistema. Além disso, contribuiu para esse resultado a ocorrência de temperaturas superiores às ocorridas no mesmo período do ano anterior. Pelo critério ajustado, a taxa de crescimento foi de 3,8%.
No Nordeste, a carga cresceu 5,4%, influenciada pela incidência de chuvas abaixo da média, principalmente no litoral da Bahia, e a ocorrência de temperaturas acima da média, superiores ao mesmo mês do ano anterior.
Já o subsistema Sul apresentou uma variação positiva de 2,7% em julho, ante igual mês de 2017, enquanto no Norte a carga de recuou 3,9%. O ONS explicou que a queda pode ser explicada, principalmente, pela manutenção da redução da carga de um consumidor livre. “A carga dos consumidores industriais eletrointensivos do subsistema Norte conectados à Rede Básica, que passou por expressiva contração ao longo dos últimos anos, mantém-se em patamar bastante reduzido desde meados do ano de 2014”, disse o operador.
Leia mais em: https://istoe.com.br/carga-de-energia-cresce-39-em-julho-ante-julho-de-2017-diz-ons/
De acordo com o ONS, contribuiu para o crescimento, na comparação anual, o maior número de dias úteis e a ocorrência de temperaturas superiores ao mesmo mês de 2017, quando foi observada a atuação de uma massa de ar frio com queda acentuada de temperatura na região Sudeste/Centro-Oeste e chuvas na região Nordeste durante todo aquele mês. A entidade também sugere que a normalização do nível dos estoques após a greve dos caminhoneiros contribuiu para o desempenho.
Excluindo o efeito de fatores fortuitos e não econômicos, o crescimento em julho foi de 2,9% em relação ao mesmo mês do ano passado.
Dentre as regiões do País, o subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresentou um aumento da carga de 5,1% em junho. Segundo o ONS, por deter cerca de 60% da carga industrial do País, a normalização dos estoques após o acúmulo em virtude da interrupção dos serviços de transporte de carga, ao final de maio e o início de junho, explica parte do resultado da carga desse subsistema. Além disso, contribuiu para esse resultado a ocorrência de temperaturas superiores às ocorridas no mesmo período do ano anterior. Pelo critério ajustado, a taxa de crescimento foi de 3,8%.
No Nordeste, a carga cresceu 5,4%, influenciada pela incidência de chuvas abaixo da média, principalmente no litoral da Bahia, e a ocorrência de temperaturas acima da média, superiores ao mesmo mês do ano anterior.
Já o subsistema Sul apresentou uma variação positiva de 2,7% em julho, ante igual mês de 2017, enquanto no Norte a carga de recuou 3,9%. O ONS explicou que a queda pode ser explicada, principalmente, pela manutenção da redução da carga de um consumidor livre. “A carga dos consumidores industriais eletrointensivos do subsistema Norte conectados à Rede Básica, que passou por expressiva contração ao longo dos últimos anos, mantém-se em patamar bastante reduzido desde meados do ano de 2014”, disse o operador.
Leia mais em: https://istoe.com.br/carga-de-energia-cresce-39-em-julho-ante-julho-de-2017-diz-ons/
segunda-feira, 13 de agosto de 2018
Eólicas terão destaque em leilão de energia
O leilão governamental de geração A-6 marcado para 31 de agosto, que vai negociar
projetos com início de fornecimento da energia em 2024, deve ter grande
contratação de energia eólica. As termelétricas, que foram destaque no
último certame do mesmo tipo, contudo, devem ter um espaço limitado devido a algumas
alterações no edital que reduziram a atratividade da fonte.
O secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Eduardo Azevedo, afirmou na semana passada ser "razoável" pensar em uma contratação de 1 gigawatt (GW) de capacidade de fonte eólica no leilão. "Há uma perspectiva importante e interessante para [contratação] de eólicas", disse ele, em evento no Rio.
Na avaliação de especialistas, a demanda do leilão deve ser baixa, devido às incertezas em relação ao desempenho da economia do país. Com isso, não haverá espaço para a contratação de projetos de usinas termelétricas a gás natural de grande porte.
"A demanda vai ser baixa, as distribuidoras estão sobrecontratadas. Não vai ter espaço para térmicas muito grandes", afirmou o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires. Para ele, o leilão deve contratar 500 MW médios de energia. "Não mais que isso."
Para o professor Nivalde de Castro, do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da UFRJ, não há cenário de recuperação da demanda do mercado cativo (por meio dos leilões regulados), em razão da crise política e econômica, que vem derrubando as expectativas de investimento e crescimento do PIB. "O mercado cativo vem perdendo espaço para o mercado livre, o que contribui ainda mais para reduzir a demanda que as distribuidoras apresentam para o leilão."
No leilão A-6 de dezembro do ano passado foram contratados 1.870,9 megawatts (MW) médios de termelétricas a gás natural, que pretendem usar combustível das reservas do pré-sal. Dificilmente o cenário se repetirá desta vez, por causa de uma alteração na sistemática da disputa. Agora, só será possível contratar o volume necessário para fechar a demanda do certame.
"O grande problema aqui é que antes o leilão contratava a térmica inteira, mesmo que a demanda fosse apenas para um pedaço dela. Agora, só esse pedaço da usina pode ser contratado", explicou uma fonte do setor.
Por exemplo, se houvesse demanda para 100 MW de potência e uma termelétrica de 1.000 MW fosse contratada, os outros 900 MW seriam vendidos como "sobrecontratação involuntária". Agora, poderá ser contratada apenas a demanda declarada (os 100 MW), mesmo se for um percentual pequeno do projeto. Com isso, o restante (900 MW) deveria ser negociado no mercado livre - o que dificultaria o financiamento, inviabilizando o projeto.
O motivo da mudança foi evitar a sobrecontratação desnecessária de termelétricas. Para João Carlos Mello, presidente da Thymos Energia, isso é um equívoco. "As distribuidoras estavam comprando mais energia do que precisavam, mas de forma alguma isso é ruim para o sistema, porque a segurança do abastecimento depende de térmicas", disse.
Com a redução do espaço das termelétricas, os parques eólicos devem ser destaque no certame, ainda que a demanda possa ser menor do que a defendida pelo setor. A presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Élbia Gannoum, defende que a fonte precisa de no mínimo 1.000 MW anuais em novos contratos para que a cadeia de produção possa ser mantida e se recupere após um período sem certames (entre 2015 e 2017).
Investidores experientes do setor eólico estão traçando suas estratégias para o leilão. A Rio Energy, por exemplo, estuda adotar postura usada por outras geradoras no último certame: contratar parte da energia do parque eólico no leilão regulado, para garantir a conexão à transmissão, e negociar outra parcela no ambiente livre. "A ideia é minimizar a garantia física [dos projetos] no leilão e maximizar no livre", disse o presidente da Rio Energy, Marcos Meireles. A empresa planeja colocar à disposição do leilão 300 MW de projetos na Bahia e quase 200 MW no Ceará.
Com estratégia parecida, a Casa dos Ventos organizou um leilão prévio no mercado livre, na última sexta-feira, para montar sua estratégia para o A-6. O leilão serviu para negociar com comercializadoras e consumidores livres contratos de energia de novos projetos, que também podem ser colocados no leilão A-6, fazendo um mix entre os dois ambientes de negócios.
Segundo o diretor financeiro Ivan Hong, a Casa dos Ventos tem 10 GW de capacidade de projetos prontos para serem construídos. A maior parte deles está em Pernambuco, Bahia, Ceará, Piauí e Rio Grande do Norte.
Entre comercializadoras interessadas em comprar energia eólica no mercado livre, está a Electra Energy. A empresa pretende adicionar nos próximos meses 40 MW médios de energia de usinas eólicas ao seu portfólio de contratos no mercado livre.
Segundo relatório da consultoria K2 Management, os custos da energia eólica na América Latina estão caindo drasticamente, provocando impacto significativo na abordagem e na metodologia por trás do desenvolvimento de projetos na região. "É evidente que a evolução do mercado alterou significativamente o nível e o tipo de riscos associados ao desenvolvimento bem-sucedido de projetos de larga escala", afirmou o diretor-geral da K2 Management na América Latina, Hebert Nascimento.
Os preços das eólicas, porém, não devem ser tão baixos como nos últimos leilões, em que ficaram abaixo de R$ 100 por megawatt-hora (MWh). Mudanças nas regras do certame aumentaram a isonomia entre as fontes, mas, ao mesmo tempo, elevaram o risco da fonte eólica.
"Esse edital tem mudanças importantes, como o produto por quantidade para eólicas", disse Tiago Correia, diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e relator do processo de aprovação do edital do leilão.
Até então, a fonte eólica era negociada em leilões no mercado regulado como um produto por disponibilidade, na qual os empreendimentos recebiam uma receita fixa, e a medição da energia gerada era anual. Com isso, o risco ficava com as distribuidoras, repassado ao consumidor por meio da tarifa.
O governo tomou a iniciativa de estudar uma mudança nesse tipo de contrato, por considerar que a fonte eólica está madura o suficiente, com custos menores e preços decrescentes. O contrato será diferente dos outros do tipo, sazonalizado de acordo com a curva de produção projetada pelas usinas.
Foi descartado impor um contrato por quantidade como o das hidrelétricas, com sazonalização de acordo com a demanda dos compradores (as distribuidoras). A justificativa para isso é o fato de que as usinas hídricas conseguem alocar no sistema mais ou menos energia dependendo do período do ano (mais seco ou chuvoso) por meio do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), uma espécie de "condomínio virtual" na qual toda a energia hidrelétrica gerada é repartida entre os consumidores. Mesmo se uma das usinas gerar menos que outra, o mecanismo faz a compensação igualando o percentual da garantia física de cada usina gerada no período.
No caso das eólicas, a geração ao longo do ano é inversamente proporcional a das hidrelétricas, mais concentrada nos meses mais secos. O consumo, por sua vez, segue o comportamento das hidrelétricas. Se a energia gerada pelas eólicas precisasse ser sazonalizada de acordo com a carga, o risco seria tão alto que poderia inviabilizar projetos na área, segundo Mello, da Thymos Energia.
Isso dificultaria, inclusive, a obtenção de financiamentos para os projetos. Segundo Correia, da Aneel, a mudança no edital foi discutida com os bancos para que chegassem a uma equação que permitisse a viabilização financeira dos contratos por quantidade das eólicas. "Com o produto por quantidade para eólicas, havia um risco grande para o gerador. Mas ele não precisa ficar exposto", explicou ele.
O contrato por quantidade "tradicional", com sazonalização de acordo com a demanda, era defendido pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). A ideia era que o gerador assumisse o risco e procurasse meios para mitigá-lo, como a compra de contratos de energia no mercado livre. O argumento era que, como os preços da fonte eólica caíram muito nos últimos anos, ainda que ficassem ligeiramente mais altos por causa disso, continuariam competitivos, e o risco sairia do consumidor.
A CCEE e EPE alegavam que a alocação da energia de acordo com a geração poderia impor riscos aos consumidores, que não teriam os contratos concentrados na época em que a demanda é maior. Isso não vai acontecer com este leilão porque a demanda será baixa, e o volume contratado não deve ser significativo para causar qualquer tipo de distorção.
Leia mais em: https://www.valor.com.br/brasil/5729489/eolicas-terao-destaque-em-leilao-de-energia
O secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Eduardo Azevedo, afirmou na semana passada ser "razoável" pensar em uma contratação de 1 gigawatt (GW) de capacidade de fonte eólica no leilão. "Há uma perspectiva importante e interessante para [contratação] de eólicas", disse ele, em evento no Rio.
Na avaliação de especialistas, a demanda do leilão deve ser baixa, devido às incertezas em relação ao desempenho da economia do país. Com isso, não haverá espaço para a contratação de projetos de usinas termelétricas a gás natural de grande porte.
"A demanda vai ser baixa, as distribuidoras estão sobrecontratadas. Não vai ter espaço para térmicas muito grandes", afirmou o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires. Para ele, o leilão deve contratar 500 MW médios de energia. "Não mais que isso."
Para o professor Nivalde de Castro, do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da UFRJ, não há cenário de recuperação da demanda do mercado cativo (por meio dos leilões regulados), em razão da crise política e econômica, que vem derrubando as expectativas de investimento e crescimento do PIB. "O mercado cativo vem perdendo espaço para o mercado livre, o que contribui ainda mais para reduzir a demanda que as distribuidoras apresentam para o leilão."
No leilão A-6 de dezembro do ano passado foram contratados 1.870,9 megawatts (MW) médios de termelétricas a gás natural, que pretendem usar combustível das reservas do pré-sal. Dificilmente o cenário se repetirá desta vez, por causa de uma alteração na sistemática da disputa. Agora, só será possível contratar o volume necessário para fechar a demanda do certame.
"O grande problema aqui é que antes o leilão contratava a térmica inteira, mesmo que a demanda fosse apenas para um pedaço dela. Agora, só esse pedaço da usina pode ser contratado", explicou uma fonte do setor.
Por exemplo, se houvesse demanda para 100 MW de potência e uma termelétrica de 1.000 MW fosse contratada, os outros 900 MW seriam vendidos como "sobrecontratação involuntária". Agora, poderá ser contratada apenas a demanda declarada (os 100 MW), mesmo se for um percentual pequeno do projeto. Com isso, o restante (900 MW) deveria ser negociado no mercado livre - o que dificultaria o financiamento, inviabilizando o projeto.
O motivo da mudança foi evitar a sobrecontratação desnecessária de termelétricas. Para João Carlos Mello, presidente da Thymos Energia, isso é um equívoco. "As distribuidoras estavam comprando mais energia do que precisavam, mas de forma alguma isso é ruim para o sistema, porque a segurança do abastecimento depende de térmicas", disse.
Com a redução do espaço das termelétricas, os parques eólicos devem ser destaque no certame, ainda que a demanda possa ser menor do que a defendida pelo setor. A presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Élbia Gannoum, defende que a fonte precisa de no mínimo 1.000 MW anuais em novos contratos para que a cadeia de produção possa ser mantida e se recupere após um período sem certames (entre 2015 e 2017).
Investidores experientes do setor eólico estão traçando suas estratégias para o leilão. A Rio Energy, por exemplo, estuda adotar postura usada por outras geradoras no último certame: contratar parte da energia do parque eólico no leilão regulado, para garantir a conexão à transmissão, e negociar outra parcela no ambiente livre. "A ideia é minimizar a garantia física [dos projetos] no leilão e maximizar no livre", disse o presidente da Rio Energy, Marcos Meireles. A empresa planeja colocar à disposição do leilão 300 MW de projetos na Bahia e quase 200 MW no Ceará.
Com estratégia parecida, a Casa dos Ventos organizou um leilão prévio no mercado livre, na última sexta-feira, para montar sua estratégia para o A-6. O leilão serviu para negociar com comercializadoras e consumidores livres contratos de energia de novos projetos, que também podem ser colocados no leilão A-6, fazendo um mix entre os dois ambientes de negócios.
Segundo o diretor financeiro Ivan Hong, a Casa dos Ventos tem 10 GW de capacidade de projetos prontos para serem construídos. A maior parte deles está em Pernambuco, Bahia, Ceará, Piauí e Rio Grande do Norte.
Entre comercializadoras interessadas em comprar energia eólica no mercado livre, está a Electra Energy. A empresa pretende adicionar nos próximos meses 40 MW médios de energia de usinas eólicas ao seu portfólio de contratos no mercado livre.
Segundo relatório da consultoria K2 Management, os custos da energia eólica na América Latina estão caindo drasticamente, provocando impacto significativo na abordagem e na metodologia por trás do desenvolvimento de projetos na região. "É evidente que a evolução do mercado alterou significativamente o nível e o tipo de riscos associados ao desenvolvimento bem-sucedido de projetos de larga escala", afirmou o diretor-geral da K2 Management na América Latina, Hebert Nascimento.
Os preços das eólicas, porém, não devem ser tão baixos como nos últimos leilões, em que ficaram abaixo de R$ 100 por megawatt-hora (MWh). Mudanças nas regras do certame aumentaram a isonomia entre as fontes, mas, ao mesmo tempo, elevaram o risco da fonte eólica.
"Esse edital tem mudanças importantes, como o produto por quantidade para eólicas", disse Tiago Correia, diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e relator do processo de aprovação do edital do leilão.
Até então, a fonte eólica era negociada em leilões no mercado regulado como um produto por disponibilidade, na qual os empreendimentos recebiam uma receita fixa, e a medição da energia gerada era anual. Com isso, o risco ficava com as distribuidoras, repassado ao consumidor por meio da tarifa.
O governo tomou a iniciativa de estudar uma mudança nesse tipo de contrato, por considerar que a fonte eólica está madura o suficiente, com custos menores e preços decrescentes. O contrato será diferente dos outros do tipo, sazonalizado de acordo com a curva de produção projetada pelas usinas.
Foi descartado impor um contrato por quantidade como o das hidrelétricas, com sazonalização de acordo com a demanda dos compradores (as distribuidoras). A justificativa para isso é o fato de que as usinas hídricas conseguem alocar no sistema mais ou menos energia dependendo do período do ano (mais seco ou chuvoso) por meio do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), uma espécie de "condomínio virtual" na qual toda a energia hidrelétrica gerada é repartida entre os consumidores. Mesmo se uma das usinas gerar menos que outra, o mecanismo faz a compensação igualando o percentual da garantia física de cada usina gerada no período.
No caso das eólicas, a geração ao longo do ano é inversamente proporcional a das hidrelétricas, mais concentrada nos meses mais secos. O consumo, por sua vez, segue o comportamento das hidrelétricas. Se a energia gerada pelas eólicas precisasse ser sazonalizada de acordo com a carga, o risco seria tão alto que poderia inviabilizar projetos na área, segundo Mello, da Thymos Energia.
Isso dificultaria, inclusive, a obtenção de financiamentos para os projetos. Segundo Correia, da Aneel, a mudança no edital foi discutida com os bancos para que chegassem a uma equação que permitisse a viabilização financeira dos contratos por quantidade das eólicas. "Com o produto por quantidade para eólicas, havia um risco grande para o gerador. Mas ele não precisa ficar exposto", explicou ele.
O contrato por quantidade "tradicional", com sazonalização de acordo com a demanda, era defendido pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). A ideia era que o gerador assumisse o risco e procurasse meios para mitigá-lo, como a compra de contratos de energia no mercado livre. O argumento era que, como os preços da fonte eólica caíram muito nos últimos anos, ainda que ficassem ligeiramente mais altos por causa disso, continuariam competitivos, e o risco sairia do consumidor.
A CCEE e EPE alegavam que a alocação da energia de acordo com a geração poderia impor riscos aos consumidores, que não teriam os contratos concentrados na época em que a demanda é maior. Isso não vai acontecer com este leilão porque a demanda será baixa, e o volume contratado não deve ser significativo para causar qualquer tipo de distorção.
Leia mais em: https://www.valor.com.br/brasil/5729489/eolicas-terao-destaque-em-leilao-de-energia
sexta-feira, 10 de agosto de 2018
Com queda de preço da energia solar, estados buscam atrair investimentos
A energia solar ainda representa uma parcela mínima da geração elétrica do Brasil, mas, com a queda nos preços, ganha a atenção de governos estaduais em busca de investidores.
Hoje, a fonte responde por apenas 0,8% da potência instalada de todo o país.
Desse total, 80,8% se concentra em três estados: Bahia, Piauí e Minas Gerais, segundo a Absolar (associação da indústria solar fotovoltaica).
Nos próximos anos, com a entrega de usinas que estão em construção, essa concentração deverá cair para 68%.
Ainda assim, muitas regiões com forte irradiação e alto potencial de geração seguem pouco exploradas, e seus gestores têm buscado se estruturar para atrair grandes projetos de companhias da área.
Tocantins, por exemplo, acaba de lançar um mapeamento indicando as áreas com maior potencial de geração no estado.
Há dois anos, quando começaram a se intensificar as visitas de empresários do setor ao estado, para analisar potenciais empreendimentos na região, o governo não tinha dados, afirma Rubens Brito, subsecretário do Meio Ambiente e Recursos Hídricos.
O objetivo do estudo é facilitar a atração desses investidores. A meta é que, até 2030, 25% da energia consumida no estado seja de fonte solar.
“O Tocantins é um estado novo, no passado as prioridades eram outras. Temos uma usina em construção e queremos ampliar esse número”, diz o secretário Leonardo Cintra.
Um dos principais gargalos é a disponibilidade de linhas de transmissão para levar a energia aos centros consumidores, afirma Antonio Celso de Abreu Jr., subsecretário de energias renováveis do estado de São Paulo —que representa 9,4% da potência atual.
“O fato de estados terem forte insolação não significa que há escoamento”, diz.
Na Paraíba, cujas primeiras usinas de grande porte ainda estão em construção, o problema deverá ser resolvido em 2021, quando linhas de transmissão contratadas em 2017 deverão ficar prontas, segundo Robson Barbosa, secretário-executivo de energia do estado.
Segundo ele, as usinas solares demoraram a avançar devido a seu alto custo, que só começou a cair recentemente.
“A fonte solar vive hoje o que viveu a eólica no passado: um barateamento e uma maior maturação. É uma alternativa que vai disparar, e o estado está pronto para receber esses empreendimentos”, diz.
No leilão de energia de 2015, o preço médio da energia solar negociada foi de R$ 297 por MWh (megawatt-hora). Neste ano, os valores ficaram entre R$ 117 e R$ 118 por MWh.
Além da construção de grandes usinas, que depende da realização de leilões pelo governo, outro propulsor da fonte solar tem sido a chamada de geração distribuída —em que consumidores geram a energia em casa, com painéis fotovoltaicos em seus telhados.
Esses geradores domésticos somavam 270,9 MW (megawatts) de potência instalada em maio deste ano, contra 13,8 MW no fim de 2015, segundo a Absolar.
Nesse segmento, os fatores que impulsionam o mercado são distintos: mais até do que a irradiação, pesa a economia que o gerador doméstico consegue, já que a energia gerada dá descontos na conta de luz.
Mina Gerais, São Paulo e Rio Grande do Sul concentram 50,3% da potência total desse tipo de geração.
“Quanto maior a tarifa da distribuidora, maior o incentivo para buscar formas de baratear a conta”, diz Rodrigo Sauaia, presidente da Absolar.
Outro fator é a renda da população, que influencia na capacidade de fazer o investimento inicial dos painéis, diz Barbosa. “Não é uma questão estadual, e sim de classe.”
Leia mais em: https://www1.folha.uol.com.br/mercado/2018/08/com-queda-de-preco-da-energia-solar-estados-buscam-atrair-investimentos.shtml
Hoje, a fonte responde por apenas 0,8% da potência instalada de todo o país.
Desse total, 80,8% se concentra em três estados: Bahia, Piauí e Minas Gerais, segundo a Absolar (associação da indústria solar fotovoltaica).
Nos próximos anos, com a entrega de usinas que estão em construção, essa concentração deverá cair para 68%.
Ainda assim, muitas regiões com forte irradiação e alto potencial de geração seguem pouco exploradas, e seus gestores têm buscado se estruturar para atrair grandes projetos de companhias da área.
Tocantins, por exemplo, acaba de lançar um mapeamento indicando as áreas com maior potencial de geração no estado.
Há dois anos, quando começaram a se intensificar as visitas de empresários do setor ao estado, para analisar potenciais empreendimentos na região, o governo não tinha dados, afirma Rubens Brito, subsecretário do Meio Ambiente e Recursos Hídricos.
O objetivo do estudo é facilitar a atração desses investidores. A meta é que, até 2030, 25% da energia consumida no estado seja de fonte solar.
“O Tocantins é um estado novo, no passado as prioridades eram outras. Temos uma usina em construção e queremos ampliar esse número”, diz o secretário Leonardo Cintra.
Um dos principais gargalos é a disponibilidade de linhas de transmissão para levar a energia aos centros consumidores, afirma Antonio Celso de Abreu Jr., subsecretário de energias renováveis do estado de São Paulo —que representa 9,4% da potência atual.
“O fato de estados terem forte insolação não significa que há escoamento”, diz.
Na Paraíba, cujas primeiras usinas de grande porte ainda estão em construção, o problema deverá ser resolvido em 2021, quando linhas de transmissão contratadas em 2017 deverão ficar prontas, segundo Robson Barbosa, secretário-executivo de energia do estado.
Segundo ele, as usinas solares demoraram a avançar devido a seu alto custo, que só começou a cair recentemente.
“A fonte solar vive hoje o que viveu a eólica no passado: um barateamento e uma maior maturação. É uma alternativa que vai disparar, e o estado está pronto para receber esses empreendimentos”, diz.
No leilão de energia de 2015, o preço médio da energia solar negociada foi de R$ 297 por MWh (megawatt-hora). Neste ano, os valores ficaram entre R$ 117 e R$ 118 por MWh.
Além da construção de grandes usinas, que depende da realização de leilões pelo governo, outro propulsor da fonte solar tem sido a chamada de geração distribuída —em que consumidores geram a energia em casa, com painéis fotovoltaicos em seus telhados.
Esses geradores domésticos somavam 270,9 MW (megawatts) de potência instalada em maio deste ano, contra 13,8 MW no fim de 2015, segundo a Absolar.
Nesse segmento, os fatores que impulsionam o mercado são distintos: mais até do que a irradiação, pesa a economia que o gerador doméstico consegue, já que a energia gerada dá descontos na conta de luz.
Mina Gerais, São Paulo e Rio Grande do Sul concentram 50,3% da potência total desse tipo de geração.
“Quanto maior a tarifa da distribuidora, maior o incentivo para buscar formas de baratear a conta”, diz Rodrigo Sauaia, presidente da Absolar.
Outro fator é a renda da população, que influencia na capacidade de fazer o investimento inicial dos painéis, diz Barbosa. “Não é uma questão estadual, e sim de classe.”
Leia mais em: https://www1.folha.uol.com.br/mercado/2018/08/com-queda-de-preco-da-energia-solar-estados-buscam-atrair-investimentos.shtml
quinta-feira, 9 de agosto de 2018
Eólica deverá ter 1 GW no A-6, diz MME
Aparentemente, a expectativa do setor eólico no próximo leilão A-6, agendado para o dia 31 de agosto, deverá ser preenchida integralmente. O secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético, Eduardo Azevedo, indicou que a perspectiva é de que haja a contratação de cerca de 1 GW em capacidade instalada somente desta fonte. A demanda total considerará ainda as demais fontes, que terão um volume para térmicas e para a hídrica. O montante não foi – e nem poderia ser confirmado – pelo representante, mas em linhas gerais, comentou ele, esse deverá ser o montante contratado no certame deste mês.
“A demanda desse ano é ligeiramente maior que a do ano passado, muito pouco, e considerando que as fontes disputassem fatia dessa participação separamos uma parcela para a solar no A-4 e outra para a eólica. É da ordem de grandeza de 1 GW mas, com essa separação, com menos atrito entre as fontes”, comentou ele após sua participação no painel de abertura do Brazil Windpower 2018.
Azevedo confidenciou que estaria mais feliz se fosse esse volume em energia média, o que poderia levar a um volume de 2 GW em projetos, mas que não é isso. E lembrou que o volume declarado pelas distribuidoras não foi o esperado em decorrência da situação da economia e do consumo de energia no país, abaixo do projetado em 1 GW médio para este ano.”Esse valor, considerando o contexto do Brasil é o máximo que podemos trazer. No PDE está indicado algo próximo a 1,5 GW mas não foi possível alcançar esse nível”, acrescentou ele.
O mercado livre, avaliou Azevedo, pode ser um caminho para o crescimento da fonte no mercado nacional como o caminho para complementar expansão da fonte no país. E destacou que durante o debate do qual participou no maior evento do setor eólico da América Latina, realizado pelo GWEC, ABEEólica e UBM-Grupo CanalEnergia, que o próprio diretor geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, apontou que existe um certo preconceito que coloca o ACL menos privilegiado que o regulado.
“Nossa visão é de que o mercado deve ser aberto sim, o modelo deve ser mais igualitário e os consumidores devem buscá-lo não porque é a oportunidade de fugir de encargos e sim porque é mais eficiente. Quando este momento chegar, o mercado livre será, naturalmente, a locomotiva da expansão”, indicou.
O presidente do Conselho de Administração da ABEEólica, Renato Volponi, declarou durante o painel que participou que acredita na existência de grande concorrência no certame, uma vez que há uma grande oferta. Em sua avaliação, independentemente de haver 1,2 ou 3 GW de demanda, são 27 GW de oferta, o que traz essa disputa no certame.
O leilão A-6 do ano passado, realizado em 20 de dezembro, viabilizou 63 novos empreendimentos de geração, representando 3.841 MW em capacidade instalada – 2.930 MW médios – e , cujos investimentos estão estimados em R$ 13,9 bilhões. Somente a fonte eólica viabilizou 49 usinas com 1.386 MW de potência adicionada.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53070930/eolica-devera-ter-1-gw-no-a-6-diz-mme
“A demanda desse ano é ligeiramente maior que a do ano passado, muito pouco, e considerando que as fontes disputassem fatia dessa participação separamos uma parcela para a solar no A-4 e outra para a eólica. É da ordem de grandeza de 1 GW mas, com essa separação, com menos atrito entre as fontes”, comentou ele após sua participação no painel de abertura do Brazil Windpower 2018.
Azevedo confidenciou que estaria mais feliz se fosse esse volume em energia média, o que poderia levar a um volume de 2 GW em projetos, mas que não é isso. E lembrou que o volume declarado pelas distribuidoras não foi o esperado em decorrência da situação da economia e do consumo de energia no país, abaixo do projetado em 1 GW médio para este ano.”Esse valor, considerando o contexto do Brasil é o máximo que podemos trazer. No PDE está indicado algo próximo a 1,5 GW mas não foi possível alcançar esse nível”, acrescentou ele.
O mercado livre, avaliou Azevedo, pode ser um caminho para o crescimento da fonte no mercado nacional como o caminho para complementar expansão da fonte no país. E destacou que durante o debate do qual participou no maior evento do setor eólico da América Latina, realizado pelo GWEC, ABEEólica e UBM-Grupo CanalEnergia, que o próprio diretor geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, apontou que existe um certo preconceito que coloca o ACL menos privilegiado que o regulado.
“Nossa visão é de que o mercado deve ser aberto sim, o modelo deve ser mais igualitário e os consumidores devem buscá-lo não porque é a oportunidade de fugir de encargos e sim porque é mais eficiente. Quando este momento chegar, o mercado livre será, naturalmente, a locomotiva da expansão”, indicou.
O presidente do Conselho de Administração da ABEEólica, Renato Volponi, declarou durante o painel que participou que acredita na existência de grande concorrência no certame, uma vez que há uma grande oferta. Em sua avaliação, independentemente de haver 1,2 ou 3 GW de demanda, são 27 GW de oferta, o que traz essa disputa no certame.
O leilão A-6 do ano passado, realizado em 20 de dezembro, viabilizou 63 novos empreendimentos de geração, representando 3.841 MW em capacidade instalada – 2.930 MW médios – e , cujos investimentos estão estimados em R$ 13,9 bilhões. Somente a fonte eólica viabilizou 49 usinas com 1.386 MW de potência adicionada.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53070930/eolica-devera-ter-1-gw-no-a-6-diz-mme
quarta-feira, 8 de agosto de 2018
Vento pode ser segunda principal fonte de energia elétrica do país em 2019
O vento deve se tornar a segunda principal fonte de energia elétrica do Brasil em 2019. Os investimentos em energia eólica estão partindo até de empresas de petróleo.
Em poucos países do mundo a energia do vento cresceu tão rapidamente quanto no Brasil. Há dez anos, os cataventos gigantes abasteciam apenas dois milhões de pessoas. Hoje, esse número chega a 67 milhões. Em 2022, a energia eólica deverá alcançar cem milhões de brasileiros.
“Nós estamos desenvolvendo torres mais altas e mais potentes. Essas torres captam melhor os ventos e produzem mais energia e, inclusive, nós descobrimos potenciais eólicos não só no Nordeste, como no Sul do país, mas em outras regiões. Até onde se sabe, os fabricantes dizem que o Brasil tem o melhor vento do planeta para a produção de energia eólica”, afirmou Elbia Gannoum, presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica.
Ventos fortes e regulares, quase sempre na mesma direção, tornaram o Brasil um dos principais destinos dos investimentos em energia eólica no mundo inteiro. Em plena crise econômica, apenas em 2017, o setor movimentou mais de R$ 11 bilhões. A expectativa é de que já em 2019 o vento seja a segunda maior fonte de energia do país.
Hoje, 60% da energia elétrica produzida no Brasil vêm das hidrelétricas; 9%, das usinas de biomassa, principalmente da queima de bagaço de cana; e a energia eólica representa 8,5% da geração, seguida pelo gás natural, 8%.
“Nós temos cada vez mais tecnologia e custos operacionais de acesso, de fornecedores, inclusive fornecedores brasileiros, competitivos. O Brasil é um dos poucos ambientes do mundo em que se tem muito potencial para crescer em terra e no mar, ao mesmo tempo”, disse Jean-Paul Prates, diretor do Centro de Estratégias em Recursos Naturais.
Até quem fez do petróleo seu principal negócio, resolveu investir em vento. A Petrobras anunciou o primeiro projeto de energia eólica em alto mar, no Brasil.
O aerogerador será instalado a 20 quilômetros da Costa de Guamaré, no Rio Grande do Norte, a um quilômetro da plataforma de petróleo.
Cabos submarinos de energia vão conectar o gerador à plataforma e a plataforma ao continente.
A capacidade de geração será de aproximadamente que seis megawatts, o suficiente para abastecer 16.500 casas.
É um projeto piloto, que poderá abrir caminhos para novos investimentos.
“O Brasil tem naquela região do Ceará e Rio Grande do Norte uma capacidade, que nós mesmos medimos, de 140 gigawatts de potência. Isso é igual à capacidade total do país hoje. Portanto, a gente vê isso como uma área de negócios absolutamente possível, sim, sempre que economicamente viável”, explica o diretor de Estratégia da Petrobras, Nelson Silva.
Leia mais em: https://g1.globo.com/jornal-nacional/noticia/2018/08/07/vento-pode-ser-segunda-principal-fonte-de-energia-eletrica-do-pais-em-2019.ghtml
Em poucos países do mundo a energia do vento cresceu tão rapidamente quanto no Brasil. Há dez anos, os cataventos gigantes abasteciam apenas dois milhões de pessoas. Hoje, esse número chega a 67 milhões. Em 2022, a energia eólica deverá alcançar cem milhões de brasileiros.
“Nós estamos desenvolvendo torres mais altas e mais potentes. Essas torres captam melhor os ventos e produzem mais energia e, inclusive, nós descobrimos potenciais eólicos não só no Nordeste, como no Sul do país, mas em outras regiões. Até onde se sabe, os fabricantes dizem que o Brasil tem o melhor vento do planeta para a produção de energia eólica”, afirmou Elbia Gannoum, presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica.
Ventos fortes e regulares, quase sempre na mesma direção, tornaram o Brasil um dos principais destinos dos investimentos em energia eólica no mundo inteiro. Em plena crise econômica, apenas em 2017, o setor movimentou mais de R$ 11 bilhões. A expectativa é de que já em 2019 o vento seja a segunda maior fonte de energia do país.
Hoje, 60% da energia elétrica produzida no Brasil vêm das hidrelétricas; 9%, das usinas de biomassa, principalmente da queima de bagaço de cana; e a energia eólica representa 8,5% da geração, seguida pelo gás natural, 8%.
“Nós temos cada vez mais tecnologia e custos operacionais de acesso, de fornecedores, inclusive fornecedores brasileiros, competitivos. O Brasil é um dos poucos ambientes do mundo em que se tem muito potencial para crescer em terra e no mar, ao mesmo tempo”, disse Jean-Paul Prates, diretor do Centro de Estratégias em Recursos Naturais.
Até quem fez do petróleo seu principal negócio, resolveu investir em vento. A Petrobras anunciou o primeiro projeto de energia eólica em alto mar, no Brasil.
O aerogerador será instalado a 20 quilômetros da Costa de Guamaré, no Rio Grande do Norte, a um quilômetro da plataforma de petróleo.
Cabos submarinos de energia vão conectar o gerador à plataforma e a plataforma ao continente.
A capacidade de geração será de aproximadamente que seis megawatts, o suficiente para abastecer 16.500 casas.
É um projeto piloto, que poderá abrir caminhos para novos investimentos.
“O Brasil tem naquela região do Ceará e Rio Grande do Norte uma capacidade, que nós mesmos medimos, de 140 gigawatts de potência. Isso é igual à capacidade total do país hoje. Portanto, a gente vê isso como uma área de negócios absolutamente possível, sim, sempre que economicamente viável”, explica o diretor de Estratégia da Petrobras, Nelson Silva.
Leia mais em: https://g1.globo.com/jornal-nacional/noticia/2018/08/07/vento-pode-ser-segunda-principal-fonte-de-energia-eletrica-do-pais-em-2019.ghtml
terça-feira, 7 de agosto de 2018
Mercado de energia teme que disputa por risco hidrológico siga até 2019
Uma disputa judicial entre empresas de energia e o governo sobre regras do chamado “risco hidrológico” na operação de hidrelétricas que hoje envolve 6 bilhões de reais pode se arrastar até 2019, com o risco de o valor mais que dobrar se um projeto de lei que busca solucionar o embate não for aprovado rapidamente no Senado, disseram especialistas à Reuters.
Mesmo uma deliberação rápida no Congresso sobre a matéria, que propõe um acordo pelo qual as elétricas desistiriam das ações judiciais que originaram o conflito em troca de uma compensação, ainda poderia resultar em solução efetiva só na reta final de 2018 ou início de 2019.
Essa perspectiva tem aprofundado o embate judicial, e gerado novas ações, uma vez que a situação deixa grande parte das empresas do mercado de energia sem receber créditos por suas operações, pagos mensalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que faz a liquidação financeira das transações.
No último mês, devido principalmente às decisões que isentam algumas elétricas de custos gerados pelo “risco hidrológico”, a CCEE só arrecadou 1,6 bilhão de reais de um total de 9,17 bilhões necessários para pagamento dos credores. A CCEE já disse que o rombo pode saltar para mais de 13 bilhões de reais até o final do ano se nada for feito.
Esse valor superaria os 12 bilhões de reais que o governo estimou arrecadar anteriormente com a privatização da Eletrobras, agora em modo de espera por decisão política, e dá uma ideia do tamanho do rombo gerado pelo déficit hidrológico.
“Esperamos que os senadores compreendam a gravidade dessa situação e aprovem o projeto de lei como ele está, para que não precise voltar para a Câmara”, afirmou o presidente do Fórum de Associações do Setor Elétrico (Fase), Mário Menel, que representa as elétricas junto ao governo.
Ainda nesse cenário otimista, o texto sobre o acordo define que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) precisará calcular e regulamentar a compensação que as empresas terão em troca da retirada das liminares e pagamento das cobranças na CCEE. A compensação será por meio de uma prorrogação dos contratos de concessão das hidrelétricas envolvidas na disputa.
“Mesmo que seja aprovado no Senado neste ano, a possibilidade de regulamentar e aplicar ainda em 2018 é pequena, é praticamente impossível”, apontou o presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia (Abrace), Edvaldo Santana. Ex-diretor da Aneel, ele estimou que o processo de regulamentação e aceitação do acordo pelas empresas levará mais de três meses.
Santana ainda lembrou que o projeto sobre o acordo também traz mecanismos para viabilizar a privatização de distribuidoras da Eletrobras, um tema que enfrenta forte resistência de alguns parlamentares do Norte e Nordeste, onde atuam essas empresas, e de partidos de esquerda e sindicatos.
“Tenho acompanhado as coisas no Senado e eles não querem colocar na pauta antes das eleições temas complexos. E o projeto, por causa das distribuidoras da Eletrobras, gera divergências”, afirmou.
O presidente da Apine, que representa os geradores, Guilherme Velho, disse estimar que o acordo resultaria em uma extensão de em média dois anos dos contratos das usinas hídricas envolvidas.
“Isso poderia acontecer ainda no final deste ano, início do ano que vem… mas é fundamental que o projeto seja aprovado pelo Senado já na semana que vem, na volta do recesso, para seguir o processo”, afirmou.
Distorções
Enquanto a guerra de liminares não é resolvida, a falta de arrecadação nas liquidações da CCEE tem gerado distorções no mercado, como uma nova onda de conflitos na Justiça, com comercializadoras de energia e outras empresas buscando decisões nos tribunais para evitar descontos nos valores que têm a receber.
A CCEE já registra 284 ações judiciais relacionadas à disputa pelo risco hidrológico. Dentre essas, 137 são de empresas que buscam “furar a fila” e receber antes seus créditos nas liquidações. Atualmente há 55 empresas beneficiadas com liminares nesse sentido.
Com isso, segundo a CCEE, 98 por cento das empresas do mercado elétrico só receberam 10 por cento dos créditos a que tinham direito nas liquidações nos últimos doze meses. Enquanto isso, um por cento dos agentes acessaram 87 por cento dos valores a que teriam direito, devido às liminares que os beneficiam.
Essa desigualdade tem desorganizado o mercado e levado a uma verdadeira guerra nos bastidores pelo recebimento dos créditos. As empresas com prioridade para receber têm realizado operações em que antecipam recebíveis de outros agentes com uma taxa de desconto. Na prática, é uma operação financeira que gera bons ganhos para aqueles que possuem essas liminares.
“Essa questão tem que ser resolvida antes do ano que vem… O nosso mercado de comercialização de energia virou um mercado de negociação de liminares. Ou seja, quem tem a melhor liminar recebe mais… ou faz resultado financeiro. O mercado virou um mercado de desconto”, reclamou o presidente da comercializadora de energia Focus, Alan Zelazo.
Em nota, a CCEE disse que a judicialização “de forma geral não é saudável para o mercado” e “gera desequilíbrio nas transações financeiras” do setor. A instituição afirmou ainda que tem buscado soluções jurídicas e administrativas para “normalizar” o mercado e “garantir o tratamento isonômico dos agentes” nas liquidações.
Leia mais em: https://exame.abril.com.br/economia/mercado-de-energia-teme-que-disputa-por-risco-hidrologico-siga-ate-2019/
Mesmo uma deliberação rápida no Congresso sobre a matéria, que propõe um acordo pelo qual as elétricas desistiriam das ações judiciais que originaram o conflito em troca de uma compensação, ainda poderia resultar em solução efetiva só na reta final de 2018 ou início de 2019.
Essa perspectiva tem aprofundado o embate judicial, e gerado novas ações, uma vez que a situação deixa grande parte das empresas do mercado de energia sem receber créditos por suas operações, pagos mensalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que faz a liquidação financeira das transações.
No último mês, devido principalmente às decisões que isentam algumas elétricas de custos gerados pelo “risco hidrológico”, a CCEE só arrecadou 1,6 bilhão de reais de um total de 9,17 bilhões necessários para pagamento dos credores. A CCEE já disse que o rombo pode saltar para mais de 13 bilhões de reais até o final do ano se nada for feito.
Esse valor superaria os 12 bilhões de reais que o governo estimou arrecadar anteriormente com a privatização da Eletrobras, agora em modo de espera por decisão política, e dá uma ideia do tamanho do rombo gerado pelo déficit hidrológico.
“Esperamos que os senadores compreendam a gravidade dessa situação e aprovem o projeto de lei como ele está, para que não precise voltar para a Câmara”, afirmou o presidente do Fórum de Associações do Setor Elétrico (Fase), Mário Menel, que representa as elétricas junto ao governo.
Ainda nesse cenário otimista, o texto sobre o acordo define que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) precisará calcular e regulamentar a compensação que as empresas terão em troca da retirada das liminares e pagamento das cobranças na CCEE. A compensação será por meio de uma prorrogação dos contratos de concessão das hidrelétricas envolvidas na disputa.
“Mesmo que seja aprovado no Senado neste ano, a possibilidade de regulamentar e aplicar ainda em 2018 é pequena, é praticamente impossível”, apontou o presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia (Abrace), Edvaldo Santana. Ex-diretor da Aneel, ele estimou que o processo de regulamentação e aceitação do acordo pelas empresas levará mais de três meses.
Santana ainda lembrou que o projeto sobre o acordo também traz mecanismos para viabilizar a privatização de distribuidoras da Eletrobras, um tema que enfrenta forte resistência de alguns parlamentares do Norte e Nordeste, onde atuam essas empresas, e de partidos de esquerda e sindicatos.
“Tenho acompanhado as coisas no Senado e eles não querem colocar na pauta antes das eleições temas complexos. E o projeto, por causa das distribuidoras da Eletrobras, gera divergências”, afirmou.
O presidente da Apine, que representa os geradores, Guilherme Velho, disse estimar que o acordo resultaria em uma extensão de em média dois anos dos contratos das usinas hídricas envolvidas.
“Isso poderia acontecer ainda no final deste ano, início do ano que vem… mas é fundamental que o projeto seja aprovado pelo Senado já na semana que vem, na volta do recesso, para seguir o processo”, afirmou.
Distorções
Enquanto a guerra de liminares não é resolvida, a falta de arrecadação nas liquidações da CCEE tem gerado distorções no mercado, como uma nova onda de conflitos na Justiça, com comercializadoras de energia e outras empresas buscando decisões nos tribunais para evitar descontos nos valores que têm a receber.
A CCEE já registra 284 ações judiciais relacionadas à disputa pelo risco hidrológico. Dentre essas, 137 são de empresas que buscam “furar a fila” e receber antes seus créditos nas liquidações. Atualmente há 55 empresas beneficiadas com liminares nesse sentido.
Com isso, segundo a CCEE, 98 por cento das empresas do mercado elétrico só receberam 10 por cento dos créditos a que tinham direito nas liquidações nos últimos doze meses. Enquanto isso, um por cento dos agentes acessaram 87 por cento dos valores a que teriam direito, devido às liminares que os beneficiam.
Essa desigualdade tem desorganizado o mercado e levado a uma verdadeira guerra nos bastidores pelo recebimento dos créditos. As empresas com prioridade para receber têm realizado operações em que antecipam recebíveis de outros agentes com uma taxa de desconto. Na prática, é uma operação financeira que gera bons ganhos para aqueles que possuem essas liminares.
“Essa questão tem que ser resolvida antes do ano que vem… O nosso mercado de comercialização de energia virou um mercado de negociação de liminares. Ou seja, quem tem a melhor liminar recebe mais… ou faz resultado financeiro. O mercado virou um mercado de desconto”, reclamou o presidente da comercializadora de energia Focus, Alan Zelazo.
Em nota, a CCEE disse que a judicialização “de forma geral não é saudável para o mercado” e “gera desequilíbrio nas transações financeiras” do setor. A instituição afirmou ainda que tem buscado soluções jurídicas e administrativas para “normalizar” o mercado e “garantir o tratamento isonômico dos agentes” nas liquidações.
Leia mais em: https://exame.abril.com.br/economia/mercado-de-energia-teme-que-disputa-por-risco-hidrologico-siga-ate-2019/
segunda-feira, 6 de agosto de 2018
Eólicas serão segunda fonte de energia do País em 2019
Os ventos sopram forte para se transformarem na segunda maior fonte geradora de energia do Brasil já a partir do próximo ano, somente atrás da eletricidade que é retirada das turbinas de hidrelétricas. As usinas eólicas, que até meados de 2010 eram vistas como “experimentos” do setor elétrico, entraram de vez para a base de sustentação de abastecimento do País, e menos de uma década depois respondem por 8,5% da potência instalada em território nacional.
Nestes meses de agosto e setembro, período que já passou a ser conhecido como a “safra dos ventos”, as usinas eólicas têm batido recordes. É quando a ventania ganha ainda mais força nas Regiões Nordeste e Sul do País, onde hoje giram 6,6 mil cataventos espalhados por 534 parques eólicos.
“Com a expansão de projetos já contratada, as eólicas devem ultrapassar a geração térmica e a biomassa em 2019 ou, no máximo, em 2020”, diz Elbia Gannoum, presidente executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica).
Hoje, 64% do potencial elétrico nacional vem de turbinas de hidrelétricas. As usinas a biomassa representam fatia de 9,2%, mas as eólicas já são 8,5% da matriz e crescem a um ritmo superior a 20% ao ano, muito acima das demais fontes.
No dia a dia do consumo, porém, a presença dos ventos tem sido superior. É justamente no período seco – de abril a novembro, quando a maior parte dos reservatórios precisa ser preservada – que a ventania ganha mais força. Nas últimas semanas, uma média de 14% da energia que abastece todo o País tem sido retirada de torres eólicas. Uma semana atrás, os cataventos suportaram nada menos que 72% da energia consumida por toda a Região Nordeste.
Pressão
Para o governo, que há quatro anos não consegue licitar mais nenhuma grande hidrelétrica por causa do forte impacto ambiental desses empreendimentos – principalmente aqueles previstos para serem erguidos na Região Amazônica -, as fontes eólicas passaram a aliviar a pressão sobre o abastecimento e tornaram a geração menos dependente dos barramentos de rios.
“É importante entender, porém, que as fontes de energia não competem entre si, elas são complementares. As eólicas estão aí para provar isso. É uma oportunidade da qual o País não pode abrir mão”, diz Eduardo Azevedo, secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia (MME).
A energia gerada pela força dos ventos faz parte da matriz energética desde 1992, com o início da operação da primeira turbina eólica, em Fernando de Noronha (PE).O crescimento da fonte eólica, no entanto, pode enfrentar alguns problemas, alerta Ricardo Baitelo, coordenador de Clima e Energia do Greenpeace e conselheiro da organização Uma Gota no Oceano.
“Já há pressão no governo para que as fontes de geração eólica e solar tenham reduzidos seus incentivos ligados ao custo de transmissão de energia”, comenta Baitelo. “Se isso ocorrer, pode comprometer o desempenho dessas fontes.”
Leia mais em:https://exame.abril.com.br/economia/eolicas-serao-2a-fonte-de-energia-do-pais-em-2019/
Nestes meses de agosto e setembro, período que já passou a ser conhecido como a “safra dos ventos”, as usinas eólicas têm batido recordes. É quando a ventania ganha ainda mais força nas Regiões Nordeste e Sul do País, onde hoje giram 6,6 mil cataventos espalhados por 534 parques eólicos.
“Com a expansão de projetos já contratada, as eólicas devem ultrapassar a geração térmica e a biomassa em 2019 ou, no máximo, em 2020”, diz Elbia Gannoum, presidente executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica).
Hoje, 64% do potencial elétrico nacional vem de turbinas de hidrelétricas. As usinas a biomassa representam fatia de 9,2%, mas as eólicas já são 8,5% da matriz e crescem a um ritmo superior a 20% ao ano, muito acima das demais fontes.
No dia a dia do consumo, porém, a presença dos ventos tem sido superior. É justamente no período seco – de abril a novembro, quando a maior parte dos reservatórios precisa ser preservada – que a ventania ganha mais força. Nas últimas semanas, uma média de 14% da energia que abastece todo o País tem sido retirada de torres eólicas. Uma semana atrás, os cataventos suportaram nada menos que 72% da energia consumida por toda a Região Nordeste.
Pressão
Para o governo, que há quatro anos não consegue licitar mais nenhuma grande hidrelétrica por causa do forte impacto ambiental desses empreendimentos – principalmente aqueles previstos para serem erguidos na Região Amazônica -, as fontes eólicas passaram a aliviar a pressão sobre o abastecimento e tornaram a geração menos dependente dos barramentos de rios.
“É importante entender, porém, que as fontes de energia não competem entre si, elas são complementares. As eólicas estão aí para provar isso. É uma oportunidade da qual o País não pode abrir mão”, diz Eduardo Azevedo, secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia (MME).
A energia gerada pela força dos ventos faz parte da matriz energética desde 1992, com o início da operação da primeira turbina eólica, em Fernando de Noronha (PE).O crescimento da fonte eólica, no entanto, pode enfrentar alguns problemas, alerta Ricardo Baitelo, coordenador de Clima e Energia do Greenpeace e conselheiro da organização Uma Gota no Oceano.
“Já há pressão no governo para que as fontes de geração eólica e solar tenham reduzidos seus incentivos ligados ao custo de transmissão de energia”, comenta Baitelo. “Se isso ocorrer, pode comprometer o desempenho dessas fontes.”
Leia mais em:https://exame.abril.com.br/economia/eolicas-serao-2a-fonte-de-energia-do-pais-em-2019/
sexta-feira, 3 de agosto de 2018
Furnas quer investir R$ 5 bilhões para aumentar participação eólica
A Furnas Centrais Elétricas pretende aumentar em mil megawatts (MW) a participação da energia eólica (proveniente dos ventos) em sua matriz energética e para isso vai investir R$ 5 bilhões até 2022.
A empresa também pretende colocar energia solar em todos os seus três parques eólicos e em algumas de suas 21 usinas hidrelétricas, inclusive a de Itumbiara, que é a maior usina hidrelétrica da subsidiária da Eletrobras, com capacidade instalada de 2.082 MW a partir de seis unidades geradoras.
As unidades eólicas funcionariam como geração completar ao Sistema Furnas, que opera, além das 21 usinas hidrelétricas, duas termelétricas, três parques eólicos, e tem mais de 29 mil quilômetros (km) de linhas de transmissão.
Possui ainda 55 subestações próprias, com capacidade de transformação de 110.721 Megavoltampére (MVA), além de 27 subestações sob o regime de parceria, totalizando 136.487 MVA de capacidade de transformação nas 82 subestações.
Através de sua assessoria de imprensa, Furnas admitiu que “está estudando implementar geração solar complementar em todos os seus parques eólicos e também em algumas usinas e que, em alguns casos, as medições solarimétricas (mapeamento do comportamento dos dados disponíveis na superfície da terra a partir de uma metodologia de estimativa da radiação solar para a região em estudo) já estão, inclusive, em andamento e bastante adiantadas em alguns empreendimentos, como é o caso do Parque de Itaguaçu da Bahia, atualmente em construção”.
Brasil Ventos
Na semana passada, a Brasil Ventos apresentou o projeto do Complexo Eólico de Fortim à comunidade do município cearense que dá nome ao empreendimento, localizado a 135 km da capital Fortaleza.
Subsidiária integral de Furnas, a empresa começa a implantar na região 41 aerogeradores distribuídos em cinco parques, com investimento de R$ 650 milhões e capacidade instalada de 123 megawatt (MW), energia suficiente para atender 174 mil famílias ou uma cidade de 600 mil habitantes, como Ribeirão Preto (SP) ou Aracaju (SE).
Na ocasião, o diretor-técnico da Brasil Ventos, Roberto Godinho Tavares, revelou informações do empreendimento e esclareceu dúvidas da comunidade.
"Somos uma empresa nova, que está trazendo um complexo eólico para a casa de vocês. Por isso, fizemos questão de vir apresentar o projeto pessoalmente para a comunidade. Temos o DNA de Furnas, empresa com mais de 60 anos de atuação no setor de energia. O mercado de energia eólica ainda tem muito potencial no Brasil e no mundo, daí nossa iniciativa em desenvolver esse empreendimento", disse.
A previsão de início da operação do Complexo Eólico de Fortim é novembro de 2019. O empreendimento se juntará ao portfólio de Furnas, que colocou em operação nos últimos anos outras obras importantes, como o primeiro bipolo do Linhão de Belo Monte e as hidrelétricas de São Manoel e Santo Antonio, que juntas acrescentaram 4.300 MW de capacidade instalada ao Sistema Interligado Nacional (SIN), energia para mais de 20 milhões de brasileiros.
Leia mais em:https://epocanegocios.globo.com/Empresa/noticia/2018/08/furnas-quer-investir-r-5-bilhoes-para-aumentar-participacao-eolica.html
A empresa também pretende colocar energia solar em todos os seus três parques eólicos e em algumas de suas 21 usinas hidrelétricas, inclusive a de Itumbiara, que é a maior usina hidrelétrica da subsidiária da Eletrobras, com capacidade instalada de 2.082 MW a partir de seis unidades geradoras.
As unidades eólicas funcionariam como geração completar ao Sistema Furnas, que opera, além das 21 usinas hidrelétricas, duas termelétricas, três parques eólicos, e tem mais de 29 mil quilômetros (km) de linhas de transmissão.
Possui ainda 55 subestações próprias, com capacidade de transformação de 110.721 Megavoltampére (MVA), além de 27 subestações sob o regime de parceria, totalizando 136.487 MVA de capacidade de transformação nas 82 subestações.
Através de sua assessoria de imprensa, Furnas admitiu que “está estudando implementar geração solar complementar em todos os seus parques eólicos e também em algumas usinas e que, em alguns casos, as medições solarimétricas (mapeamento do comportamento dos dados disponíveis na superfície da terra a partir de uma metodologia de estimativa da radiação solar para a região em estudo) já estão, inclusive, em andamento e bastante adiantadas em alguns empreendimentos, como é o caso do Parque de Itaguaçu da Bahia, atualmente em construção”.
Brasil Ventos
Na semana passada, a Brasil Ventos apresentou o projeto do Complexo Eólico de Fortim à comunidade do município cearense que dá nome ao empreendimento, localizado a 135 km da capital Fortaleza.
Subsidiária integral de Furnas, a empresa começa a implantar na região 41 aerogeradores distribuídos em cinco parques, com investimento de R$ 650 milhões e capacidade instalada de 123 megawatt (MW), energia suficiente para atender 174 mil famílias ou uma cidade de 600 mil habitantes, como Ribeirão Preto (SP) ou Aracaju (SE).
Na ocasião, o diretor-técnico da Brasil Ventos, Roberto Godinho Tavares, revelou informações do empreendimento e esclareceu dúvidas da comunidade.
"Somos uma empresa nova, que está trazendo um complexo eólico para a casa de vocês. Por isso, fizemos questão de vir apresentar o projeto pessoalmente para a comunidade. Temos o DNA de Furnas, empresa com mais de 60 anos de atuação no setor de energia. O mercado de energia eólica ainda tem muito potencial no Brasil e no mundo, daí nossa iniciativa em desenvolver esse empreendimento", disse.
A previsão de início da operação do Complexo Eólico de Fortim é novembro de 2019. O empreendimento se juntará ao portfólio de Furnas, que colocou em operação nos últimos anos outras obras importantes, como o primeiro bipolo do Linhão de Belo Monte e as hidrelétricas de São Manoel e Santo Antonio, que juntas acrescentaram 4.300 MW de capacidade instalada ao Sistema Interligado Nacional (SIN), energia para mais de 20 milhões de brasileiros.
Leia mais em:https://epocanegocios.globo.com/Empresa/noticia/2018/08/furnas-quer-investir-r-5-bilhoes-para-aumentar-participacao-eolica.html
quinta-feira, 2 de agosto de 2018
Bandeira vermelha: seca faz a energia ficar cara mais uma vez
Se estiagem se prolongar, o abastecimento da população e a geração de energia elétrica em reservatórios brasileiros poderão ficar gravemente comprometidos. A seca é um dos motivos para bandeira vermelha patamar 2 continuar em vigência pelo terceiro mês consecutivo. Essa é uma forma de repassar ao consumidor o aumento no custo de produção de energia. A elevação na conta é de R$ 5 a cada 100 kW/h consumidos, segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Isso acontece porque o nível dos reservatórios de água das hidrelétricas estão com volumes muito baixos.
O Centro Nacional de Monitoramento e Alertas de Desastres Naturais (Cemaden) faz projeções pessimistas, mesmo se as chuvas até novembro ficarem acima da média. A Agência Nacional de Águas (ANA) já impôs restrições, por exemplo, ao abastecimento de São Paulo. O Sistema Cantareira, composto por seis represas, está em uma situação pior do que em julho do ano passado. Se chover dentro de índices da média histórica, terá pouco mais de 50% da capacidade para enfrentar todo o período de seca. Se chover menos, ficará com 26%.
Atualmente, o volume acumulado é de 39,69% — pior índice desde 2016. Como consequência, a ANA determinou que, desde ontem, fosse reduzida a retirada de água pela Sabesp para a Região Metropolitana de São Paulo. O índice foi limitado a 27 metros cúbicos por segundo.
A Bacia do Rio São Francisco tem panorama semelhante. Se chover na média, apenas 38% do volume total será recomposto. A ANA autorizou a redução da vazão dos reservatórios de Sobradinho e Xingó. Antes da crise, a vazão média mínima era de 1.300 metros cúbicos por segundo. Agora, chegou a 600. Desde 2013, o manancial sofre restrições.
A Bacia do Rio Tocantins apresenta panorama mais otimista. Se chover na média, 87% da água completará o reservatório. Todo o sistema tem 55,56% da capacidade total. A Usina de Serra da Mesa, distante 260km de Brasília, acumula 20,44%. A ANA determinou que até dezembro a vazão do reservatório seja de 300 metros cúbicos. Nos reservatórios do Sudeste, Nordeste e Centro-Oeste, a crise é decorrente de vários anos com chuvas abaixo da média, explica o coordenador-geral de Operações e Modelagens do Cemaden, Marcelo Seluchi.
Leia mais em: https://www.correiobraziliense.com.br/app/noticia/economia/2018/08/02/internas_economia,698880/bandeira-vermelha-seca-faz-a-energia-ficar-cara-mais-uma-vez.shtml
O Centro Nacional de Monitoramento e Alertas de Desastres Naturais (Cemaden) faz projeções pessimistas, mesmo se as chuvas até novembro ficarem acima da média. A Agência Nacional de Águas (ANA) já impôs restrições, por exemplo, ao abastecimento de São Paulo. O Sistema Cantareira, composto por seis represas, está em uma situação pior do que em julho do ano passado. Se chover dentro de índices da média histórica, terá pouco mais de 50% da capacidade para enfrentar todo o período de seca. Se chover menos, ficará com 26%.
Atualmente, o volume acumulado é de 39,69% — pior índice desde 2016. Como consequência, a ANA determinou que, desde ontem, fosse reduzida a retirada de água pela Sabesp para a Região Metropolitana de São Paulo. O índice foi limitado a 27 metros cúbicos por segundo.
A Bacia do Rio São Francisco tem panorama semelhante. Se chover na média, apenas 38% do volume total será recomposto. A ANA autorizou a redução da vazão dos reservatórios de Sobradinho e Xingó. Antes da crise, a vazão média mínima era de 1.300 metros cúbicos por segundo. Agora, chegou a 600. Desde 2013, o manancial sofre restrições.
A Bacia do Rio Tocantins apresenta panorama mais otimista. Se chover na média, 87% da água completará o reservatório. Todo o sistema tem 55,56% da capacidade total. A Usina de Serra da Mesa, distante 260km de Brasília, acumula 20,44%. A ANA determinou que até dezembro a vazão do reservatório seja de 300 metros cúbicos. Nos reservatórios do Sudeste, Nordeste e Centro-Oeste, a crise é decorrente de vários anos com chuvas abaixo da média, explica o coordenador-geral de Operações e Modelagens do Cemaden, Marcelo Seluchi.
Leia mais em: https://www.correiobraziliense.com.br/app/noticia/economia/2018/08/02/internas_economia,698880/bandeira-vermelha-seca-faz-a-energia-ficar-cara-mais-uma-vez.shtml
quarta-feira, 1 de agosto de 2018
Financiamentos aumentam o interesse em instalação de miniusinas fotovoltaicas
Os benefícios da energia solar atraíram o empresário Marcelo Andrade Soares, que atua em um ramo em que o insumo energia sempre pesa na planilha de custos no fim do mês: o de alimentação.
Sócio do restaurante Tia Zarica, no Bairro Floresta, em Belo Horizonte, ele aplicou R$ 51 mil num sistema de 38 painéis de captação de energia solar.
Depois, investiu mais R$ 89 mil em outros 64 módulos, que entraram em funcionamento na última semana. A energia solar não somente ajuda a esquentar a comida do restaurante, como também aquece os ganhos do empresário, que tem a expectativa de obter uma economia de 75% na conta de luz.
“Além de ser uma fonte de energia limpa, a energia solar proporciona uma grande economia”, afirma.
Ele lembra que os ganhos financeiros proporcionados pela miniusina fotovoltaica não ficaram restritos à redução da conta de luz.
“Mudamos a nossa matriz energética, substituindo um fogão do restaurante por um forno elétrico. A redução do consumo de gás de cozinha (GLP) foi de 50%”, comemora o empreendedor, que optou por investir no sistema de geração de energia solar com recursos próprios e espera retorno do gasto inicial (R$ 140 mil) em três anos e meio.
Diretora de novos negócios da Emap Solar, empresa de venda e instalação de usinas solares fotovoltaicas sediada em Nova Lima, Miriam Penna Diniz diz que um estabelecimento comercial pode fazer um investimento relativo baixo (a partir de R$ 30 mil) nos sistemas de energia solar, com a opção de recorrer aos financiamentos voltados para o setor, conseguindo o retorno do capital em até três anos.
Em Montes Claros, no Norte de Minas, o diretor da Empresa Facilita Energia Soluções, Geovane Câmara, diz que a expansão desse serviço no comércio deve continuar.
“A tendência da instalação de equipamentos de energia solar é se multiplicar nos próximos anos, por causa da necessidade de investimentos em energia renovável”, comenta.
A multiplicação já é vivida por Rafaella Lopes, engenheira da empresa Loja Elétrica, de BH. A engenheira revela que, além do crescimento das vendas de materiais, aumenta em ritmo acelerado a procura pelos cursos sobre a instalação dos sistemas de captação de energia solar, também oferecidos pela empresa. Cada curso tem duração de duas semanas.
Outro fator que tem impulsionado comerciantes e empresários a investir em painéis solares para geração de energia é a disponibilidade de obter financiamentos a longo prazo, específicos para essa modalidade de uso, com taxas de juros muito atrativas.
Com isso, empreendedores não precisam desembolsar capital próprio de início, quitando parcelas equivalentes às contas de luz pagas anteriormente.
As linhas de crédito para a energia solar foram criadas por instituições como o Banco do Nordeste, que implantou o programa FNE Sol, liberando empréstimo para sistemas de energia renovável, com prazo para pagamento de até 12 anos, com carência de seis meses a um ano, viabilizados com recursos do Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste (FNE).
“O financiamento desse tipo de sistema tem contribuído para o desenvolvimento local e regional, com a construção de uma matriz energética mais limpa e o aproveitamento do imenso potencial de geração de energia solar existente no Norte de Minas, no Norte do Espírito Santo e em todo o Nordeste”, afirma o gerente de ambiente de políticas de desenvolvimento do Banco do Nordeste, José Rubens Dutra Mota.
Expansão no Norte de Minas
A expressão “sombra e água fresca” sempre foi usada como referência de tranquilidade, incluindo a estabilidade financeira. Não é mais assim. A mudança de conceito ocorre no Norte de Minas, região caracterizada pela forte intensidade do Sol.
Por conta desse potencial, além de investimentos em grandes usinas de energia fotovoltaica, aumentam na região os sistemas de captação da energia dos raios solares por parte de empresas do comércio, da prestação de serviços e outros segmentos, como clubes recreativos.
A usina solar voltaica despertou o interesse da rede de farmácias Minas Brasil, que tem 37 lojas em Montes Claros e em outras seis cidades do Norte do estado.
“Com os painéis solares, estamos alcançando uma economia de 75% dos gastos com energia elétrica”, afirma Linton Guedes, diretor comercial da empresa.
“Acredito que a energia solar é a energia do futuro, por ser de uma fonte limpa, sem causar impactos ao meio ambiente”, comenta o empresário, que usa capital próprio, esperando o retorno do investimento em quatro anos.
Ele ressalta também a necessidade do Brasil investir em novas fontes de energia em busca de maior crescimento econômico.
O comerciante Dinailton Alves da Silva, dono de padaria em Buritizeiro, é outro que decidiu pela energia solar. Ele informa que ainda está fazendo orçamento da compra de uma usina de 86 módulos solares, com capacidade para suprir toda a sua demanda.
“O grande vilão da padaria é o custo da energia elétrica e a minha ideia é eliminá-lo”, assegura Dinailton, que buscou consultoria do Sebrae Minas e pretende fazer um financiamento junto ao Banco do Nordeste, sem precisar lançar mão de capital próprio para gerar e consumir energia limpa.
CORTES
A unidade do Serviço Social do Transporte (Sest/Senat) em Montes Claros também optou pela instalação de uma usina solar fotovoltaica, com 279 painéis, ao custo de R$ 349 mil.
A diretora do Sest/Senar em Montes Claros, Teresa Cristina Mendonça Fernandes, diz que a expectativa da unidade é reduzir em 95% a conta de luz, de R$ 12 mil mensais.
A sede de Montes Claros é a primeira unidade da instituição no país a recorrer à energia solar no desenvolvimento de suas atividades, que incluem vários cursos e treinamentos de profissionais do transporte.
Em um clube social, o mesmo sol que deixa a pele bronzeada à beira da piscina também é fonte de redução de custos. Com cerca de 3 mil associados, o Max-Min Clube, de Montes Claros, inaugurou uma usina solar fotovoltaica com 936 painéis.
O investimento foi de R$ 1,3 milhão. Segundo o presidente do clube, Wagner Batista Castro, a expectativa é recuperar o montante aplicado em cinco anos, tendo em vista a economia de 74% dos gastos com a conta de luz da entidade, que, antes, era de R$ 60 mil por mês. (LR)
FINANCIAMENTOS
O BNDES lançou em junho a linha de financiamento “BNDES Fundo Clima” para pessoas físicas e jurídicas. Um dos objetivos do fundo é financiar a aquisição de sistemas fotovoltaicos e equipamentos com maiores índices de eficiência energética.
A taxa de juros do BNDES Fundo Clima é uma das menores do mercado com carência de 3 a 24 meses e até 144 meses para amortização.
Para saber mais sobre o fundo e solicitar o financiamento consulte O Guia BNDES Fundo Clima para pessoas físicas e jurídicas.
Leia mais em:https://www.ambienteenergia.com.br/index.php/2018/08/financiamentos-elevam-abertura-de-miniusinas-de-energia-solar/34347
Sócio do restaurante Tia Zarica, no Bairro Floresta, em Belo Horizonte, ele aplicou R$ 51 mil num sistema de 38 painéis de captação de energia solar.
Depois, investiu mais R$ 89 mil em outros 64 módulos, que entraram em funcionamento na última semana. A energia solar não somente ajuda a esquentar a comida do restaurante, como também aquece os ganhos do empresário, que tem a expectativa de obter uma economia de 75% na conta de luz.
“Além de ser uma fonte de energia limpa, a energia solar proporciona uma grande economia”, afirma.
Ele lembra que os ganhos financeiros proporcionados pela miniusina fotovoltaica não ficaram restritos à redução da conta de luz.
“Mudamos a nossa matriz energética, substituindo um fogão do restaurante por um forno elétrico. A redução do consumo de gás de cozinha (GLP) foi de 50%”, comemora o empreendedor, que optou por investir no sistema de geração de energia solar com recursos próprios e espera retorno do gasto inicial (R$ 140 mil) em três anos e meio.
Diretora de novos negócios da Emap Solar, empresa de venda e instalação de usinas solares fotovoltaicas sediada em Nova Lima, Miriam Penna Diniz diz que um estabelecimento comercial pode fazer um investimento relativo baixo (a partir de R$ 30 mil) nos sistemas de energia solar, com a opção de recorrer aos financiamentos voltados para o setor, conseguindo o retorno do capital em até três anos.
Em Montes Claros, no Norte de Minas, o diretor da Empresa Facilita Energia Soluções, Geovane Câmara, diz que a expansão desse serviço no comércio deve continuar.
“A tendência da instalação de equipamentos de energia solar é se multiplicar nos próximos anos, por causa da necessidade de investimentos em energia renovável”, comenta.
A multiplicação já é vivida por Rafaella Lopes, engenheira da empresa Loja Elétrica, de BH. A engenheira revela que, além do crescimento das vendas de materiais, aumenta em ritmo acelerado a procura pelos cursos sobre a instalação dos sistemas de captação de energia solar, também oferecidos pela empresa. Cada curso tem duração de duas semanas.
Outro fator que tem impulsionado comerciantes e empresários a investir em painéis solares para geração de energia é a disponibilidade de obter financiamentos a longo prazo, específicos para essa modalidade de uso, com taxas de juros muito atrativas.
Com isso, empreendedores não precisam desembolsar capital próprio de início, quitando parcelas equivalentes às contas de luz pagas anteriormente.
As linhas de crédito para a energia solar foram criadas por instituições como o Banco do Nordeste, que implantou o programa FNE Sol, liberando empréstimo para sistemas de energia renovável, com prazo para pagamento de até 12 anos, com carência de seis meses a um ano, viabilizados com recursos do Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste (FNE).
“O financiamento desse tipo de sistema tem contribuído para o desenvolvimento local e regional, com a construção de uma matriz energética mais limpa e o aproveitamento do imenso potencial de geração de energia solar existente no Norte de Minas, no Norte do Espírito Santo e em todo o Nordeste”, afirma o gerente de ambiente de políticas de desenvolvimento do Banco do Nordeste, José Rubens Dutra Mota.
Expansão no Norte de Minas
A expressão “sombra e água fresca” sempre foi usada como referência de tranquilidade, incluindo a estabilidade financeira. Não é mais assim. A mudança de conceito ocorre no Norte de Minas, região caracterizada pela forte intensidade do Sol.
Por conta desse potencial, além de investimentos em grandes usinas de energia fotovoltaica, aumentam na região os sistemas de captação da energia dos raios solares por parte de empresas do comércio, da prestação de serviços e outros segmentos, como clubes recreativos.
A usina solar voltaica despertou o interesse da rede de farmácias Minas Brasil, que tem 37 lojas em Montes Claros e em outras seis cidades do Norte do estado.
“Com os painéis solares, estamos alcançando uma economia de 75% dos gastos com energia elétrica”, afirma Linton Guedes, diretor comercial da empresa.
“Acredito que a energia solar é a energia do futuro, por ser de uma fonte limpa, sem causar impactos ao meio ambiente”, comenta o empresário, que usa capital próprio, esperando o retorno do investimento em quatro anos.
Ele ressalta também a necessidade do Brasil investir em novas fontes de energia em busca de maior crescimento econômico.
O comerciante Dinailton Alves da Silva, dono de padaria em Buritizeiro, é outro que decidiu pela energia solar. Ele informa que ainda está fazendo orçamento da compra de uma usina de 86 módulos solares, com capacidade para suprir toda a sua demanda.
“O grande vilão da padaria é o custo da energia elétrica e a minha ideia é eliminá-lo”, assegura Dinailton, que buscou consultoria do Sebrae Minas e pretende fazer um financiamento junto ao Banco do Nordeste, sem precisar lançar mão de capital próprio para gerar e consumir energia limpa.
CORTES
A unidade do Serviço Social do Transporte (Sest/Senat) em Montes Claros também optou pela instalação de uma usina solar fotovoltaica, com 279 painéis, ao custo de R$ 349 mil.
A diretora do Sest/Senar em Montes Claros, Teresa Cristina Mendonça Fernandes, diz que a expectativa da unidade é reduzir em 95% a conta de luz, de R$ 12 mil mensais.
A sede de Montes Claros é a primeira unidade da instituição no país a recorrer à energia solar no desenvolvimento de suas atividades, que incluem vários cursos e treinamentos de profissionais do transporte.
Em um clube social, o mesmo sol que deixa a pele bronzeada à beira da piscina também é fonte de redução de custos. Com cerca de 3 mil associados, o Max-Min Clube, de Montes Claros, inaugurou uma usina solar fotovoltaica com 936 painéis.
O investimento foi de R$ 1,3 milhão. Segundo o presidente do clube, Wagner Batista Castro, a expectativa é recuperar o montante aplicado em cinco anos, tendo em vista a economia de 74% dos gastos com a conta de luz da entidade, que, antes, era de R$ 60 mil por mês. (LR)
FINANCIAMENTOS
O BNDES lançou em junho a linha de financiamento “BNDES Fundo Clima” para pessoas físicas e jurídicas. Um dos objetivos do fundo é financiar a aquisição de sistemas fotovoltaicos e equipamentos com maiores índices de eficiência energética.
A taxa de juros do BNDES Fundo Clima é uma das menores do mercado com carência de 3 a 24 meses e até 144 meses para amortização.
Para saber mais sobre o fundo e solicitar o financiamento consulte O Guia BNDES Fundo Clima para pessoas físicas e jurídicas.
Leia mais em:https://www.ambienteenergia.com.br/index.php/2018/08/financiamentos-elevam-abertura-de-miniusinas-de-energia-solar/34347
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